Subestação de Alta Tensão

Prévia do material em texto

■
■
■
■
■
■
■
■
■
O autor deste livro e a editora empenharam seus melhores esforços para assegurar que as informações e os procedimentos apresentados no texto estejam em acordo com os padrões aceitos à
época da publicação, e todos os dados foram atualizados pelo autor até a data de fechamento do livro. Entretanto, tendo em conta a evolução das ciências, as atualizações legislativas, as
mudanças regulamentares governamentais e o constante fluxo de novas informações sobre os temas que constam do livro, recomendamos enfaticamente que os leitores consultem sempre
outras fontes fidedignas, de modo a se certificarem de que as informações contidas no texto estão corretas e de que não houve alterações nas recomendações ou na legislação regulamentadora.
Data do fechamento do livro: 16/04/2021
O autor e a editora se empenharam para citar adequadamente e dar o devido crédito a todos os detentores de direitos autorais de qualquer material utilizado neste livro, dispondo­se a possíveis
acertos posteriores caso, inadvertida e involuntariamente, a identificação de algum deles tenha sido omitida.
Atendimento ao cliente: (11) 5080­0751 | faleconosco@grupogen.com.br
Direitos exclusivos para a língua portuguesa
Copyright © 2021 by
LTC | Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda.
Uma editora integrante do GEN | Grupo Editorial Nacional
Travessa do Ouvidor, 11
Rio de Janeiro – RJ – 20040­040
www.grupogen.com.br
Reservados  todos os direitos. É proibida  a duplicação ou  reprodução deste volume, no  todo ou  em parte,  em quaisquer  formas ou por quaisquer meios  (eletrônico, mecânico,  gravação,
fotocópia, distribuição pela Internet ou outros), sem permissão, por escrito, da LTC | Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda.
Capa: Leônidas Leite
Imagem de capa: Acervo do autor
Ficha catalográfica
CIP­BRASIL. CATALOGAÇÃO NA PUBLICAÇÃO
SINDICATO NACIONAL DOS EDITORES DE LIVROS, RJ
M23ls
Mamede Filho, João
Subestações de alta tensão / João Mamede Filho. ­ 1 ed. ­ Rio de Janeiro : LTC, 2021.
p.
Inclui bibliografia e índice
ISBN 978­85­21­63754­7
1. Engenharia elétrica. 2. Subestações elétricas. 3. Alta voltagen. I. Título.
21­69593
CDD: 621.3191
CDU: 621.3.027.3
Meri Gleice Rodrigues de Souza – Bibliotecária – CRB­7/6439
 
 
 
Este trabalho é dedicado à memória de meu pai, João Mamede de Souza,
à memória de minha mãe, Maria Nair Cysne Mamede, à minha esposa,
Maria Elizabeth Ribeiro Mamede, à minha filha Aline Ribeiro Mamede
(graduada em administração de empresas e mestrado em direito
constitucional), ao meu filho Daniel Ribeiro Mamede (engenheiro eletricista
e diretor presidente da CPE – Estudos e Projetos Elétricos),
aos meus queridos netos Heitor Mamede Costa (8 anos), Lucas Mamede
Costa (5 anos) e, finalmente, Davi Holanda Mamede (3 anos).
Prefácio
O objetivo deste  livro é  levar aos estudantes de Engenharia Elétrica e professores, bem como aos profissionais da área que atuam nesse segmento, os conhecimentos necessários ao
desenvolvimento de projetos executivos de subestações de alta tensão, um assunto ainda pouco explorado no mercado editorial brasileiro.
Para desenvolver este  trabalho, de uma forma muito objetiva e prática, nos valemos da experiência da empresa CPE – Estudos e Projetos Elétricos na elaboração de projetos de
subestações nas  tensões de 13,80 kV a 230 kV. Assim, foi um desafio converter alguns dos projetos executivos de subestações que elaboramos em capítulos deste  livro,  fazendo as
alterações necessárias para adequá­los à estrutura de uma obra didática. No entanto, ressalte­se que sempre buscamos manter, o mais próximo possível, a originalidade desses projetos.
A  título de  informação, um projeto  executivo de uma  subestação de 230 kV/34,5 kV, de médio porte,  por  exemplo,  pode  consumir  cerca de 1200 páginas destinadas  somente  à
elaboração  das  especificações  técnicas, memoriais  de  cálculos  e memoriais  descritivos  diversos.  Já  nos  desenhos  desse mesmo  projeto,  seriam  consumidas  cerca  de  5  plantas  em
tamanho A0, adicionadas aproximadamente a 20 plantas em  tamanho A1, mais 80 plantas em  tamanho A2 e,  finalmente, cerca de 60 plantas em  tamanho A3. Todo esse volume de
documentos diz respeito somente ao desenvolvimento dos projetos elétrico, eletromecânico e civil. Outros documentos deveriam ser  incorporados ao projeto,  tais como o sistema de
comunicação de dados e voz, o sistema de automação e os estudos de proteção, coordenação e controle. O livro Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, de autoria compartilhada
com o engenheiro Daniel Ribeiro Mamede, pode auxiliar o leitor nessa tarefa.
Este  livro possui oito capítulos. Os quatro primeiros são dedicados a conceitos, cálculos e especificações  técnicas. Os capítulos subsequentes apresentam o desenvolvimento dos
projetos executivos das subestações para as tensões de 13,80 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV. Cada projeto está acompanhado de um breve memorial descritivo das especificações técnicas
dos equipamentos utilizados e, por fim, das plantas detalhadas e ordenadas na sequência usual.
Dado o grande volume de folhas que demandariam as especificações  técnicas, se  fossem todas elas  integralmente  reproduzidas no  livro, optamos por apresentar somente o  texto
referente às características técnicas fundamentais de cada equipamento especificado, omitindo as condições comerciais, prazos, validades, realização dos ensaios elétricos e mecânicos,
aprovação dos desenhos do fabricante antes de iniciar a fabricação do equipamento e multas por descumprimento do prazo de entrega etc. No entanto, algumas especificações técnicas
de menor volume de material foram reproduzidas integralmente, visando familiarizar o leitor com essas questões não propriamente técnicas, mas que devem fazer parte da aquisição do
equipamento para garantir ao comprador um produto de alta qualidade técnica adequado às necessidades do projeto.
João Mamede Filho
•
•
•
•
•
Agradecimentos
Para que este trabalho fosse possível, contamos com a colaboração de parte da equipe de profissionais que trabalham na CPE – Estudos e Projetos Elétricos, que, com suas capacidades
e esforços individuais, muito nos ajudaram a atingir os resultados esperados.
Os projetos das subestações de alta tensão aqui desenvolvidos têm origem em projetos executivos reais e em operação, com as devidas adequações ao contexto de um livro didático,
cujo  objetivo  é  fornecer  os  necessários  conhecimentos  aos  alunos,  professores  e  profissionais  que  se  dedicam  a  esse  segmento  da  Engenharia  Elétrica.  Portanto,  é  nosso  dever
agradecer a esses profissionais pela colaboração prestada:
Sandro Magalhães: estudante de Engenharia Civil, eletrotécnico e cadista, que elaborou grande parte dos desenhos dos projetos eletromecânicos originais das subestações, os quais
foram, posteriormente, adequados para uso neste livro.
Eládio dos Santos Filho: cadista responsável pela elaboração de todos os desenhos inseridos nos textos e parte dos desenhos dos projetos das subestações.
Valéria Linduína: secretária responsável pela digitação de alguns capítulos e muitas tabelas.
Isabele Araujo: engenheira graduada e mestre em telecomunicação, colaborou na formatação inicial dos originais e na conferência dos cálculos dos exemplos de aplicação.
José Amilton de Souza Silva Filho: engenheiro civil responsável por todos os projetos de construção civil das subestações e linhas de distribuição/transmissão da CPE, incluindo
os projetos de drenagem, hidrossanitário e de incêndio. Várias plantas desses projetos foram adequadas à composição deste livro.
■
■
Material
Suplementar
Este livro conta com os seguintes materiais suplementares:
Para todos os leitores:
Plantas  de  Projeto  dos Capítulos  6,  7  e  8  com  o  ícone  :  disponibilizadas  em  formato  (.pdf)  para  serem  visualizadas  de  forma  ampliada.  Todas  as  plantas  foram  feitas
originalmente em papel A1 e A0 e reduzidas a nível de uma página de livro (requer PIN).
Para docentes:
Ilustraçõesda obra em formato de apresentação em (.pdf) (restrito a docentes cadastrados).
Os professores terão acesso a todos os materiais relacionados acima (para leitores e restritos a docentes). Basta estarem cadastrados no GEN.
O acesso ao material suplementar é gratuito. Basta que o leitor se cadastre e faça seu login em nosso site (www.grupogen.com.br), clique no menu superior do lado direito e, após, em
GEN­IO. Em seguida, clique no menu retrátil   e insira o código (PIN) de acesso localizado na orelha deste livro.
O acesso ao material suplementar online fica disponível até seis meses após a edição do livro ser retirada do mercado.
Caso haja alguma mudança no sistema ou dificuldade de acesso, entre em contato conosco (gendigital@grupogen.com.br).
 
1
1.1
1.2
1.2.1
1.3
1.3.1
1.3.2
1.3.3
1.3.4
1.3.5
1.3.6
1.3.7
2
2.1
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
2.2.5
2.2.6
2.2.7
2.2.8
2.2.9
2.2.10
2.2.11
2.2.12
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.4
3
3.1
3.1.1
3.1.2
4
4.1
4.2
4.2.1
4.2.2
4.3
4.4
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.4.4
4.4.5
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.5.5
4.5.6
4.5.7
Sumário
CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DE PROJETO
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Sistema de distribuição
CARACTERÍSTICAS GERAIS
Nível de tensão
Categoria de utilização
Forma de operação
Funções das subestações
Tipos construtivos
Material das estruturas
Meios de isolação
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTOS
INTRODUÇÃO
TIPOS DE ARRANJO DE BARRAMENTO
Barramento simples no secundário e/ou no primário
Barramento principal e de transferência
Barramento simples seccionado
Barramento simples com geração auxiliar
Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves
Barramento duplo e disjuntor e meio
Barramento em anel seccionado
Barramento em anel contínuo
Barramento em anel modificado
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTO DE SUBESTAÇÕES
Barramentos flexíveis
Barramentos rígidos nus
Barramentos rígidos isolados
Dimensionamento dos barramentos
ESPAÇAMENTOS ELÉTRICOS
SERVIÇOS AUXILIARES
INTRODUÇÃO
Subestações simples de média tensão
Subestações de alta tensão
ELEMENTOS DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO
INTRODUÇÃO
PLANEJAMENTO
Planejamento de subestações de empreendimentos industriais
Planejamento de subestações para empreendimentos de geração
TIPOS DE SUBESTAÇÕES
CLASSIFICAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES – ARRANJO/CAPACIDADE
Subestação de média tensão i
Subestação de média tensão ii
Subestação de média tensão iii
Subestação de alta tensão i
Subestação de alta tensão ii
LEVANTAMENTO DE DADOS – PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO
Levantamentos preliminares
Projeto eletromecânico
Projeto de arquitetura e de obras civis
Projeto elétrico e eletromecânico
Projeto de proteção
Estudos elétricos de conexão
Sistema de controle digital (sCd) da subestação
5
5.1
5.2
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.4
5.4.1
5.5
5.6
5.6.1
5.6.2
5.7
5.8
5.8.1
5.8.2
5.8.3
5.8.4
5.8.5
6
6.1
6.2
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
6.3.4
6.3.5
7
7.1
7.2
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.3
7.3.1
7.3.2
7.3.3
7.3.4
7.3.5
8
8.1
8.2
8.3
8.3.1
8.3.2
8.3.3
8.3.4
8.3.5
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (13,80 kV)
INTRODUÇÃO
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DE UMA SUBESTAÇÃO
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO ABRIGADA
Cabine de medição primária
Cabine de proteção primária
Cabine de transformação
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO EXTERIOR
Classificação
SUBESTAÇÃO E GERAÇÃO ASSOCIADA
DIMENSIONAMENTO FÍSICO DAS SUBESTAÇÕES
Subestações abrigadas
Subestações de instalação ao tempo
DIMENSIONAMENTO DOS BARRAMENTOS PRIMáRIOS
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (13,8 kV)
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (69 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 69 kV
Setor de alta tensão
Setor de média tensão
Casa de comando e controle
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE 69 kV
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (138 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 138 kV
Setor de alta tensão
Setor de média tensão
Casa de comando e controle
DESENVOLVIMENTO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 138 kV
Diagramas: unifilares de proteção, serviços auxiliares, funcionais e interligação
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (230 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 230 kV
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE 230 kV
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1.1
1.2
1.2.1
1.2.1.1
1.2.1.2
INTRODUÇÃO
Todo sistema de potência é constituído de três diferentes segmentos: geração, transmissão e distribuição. Para que a energia gerada no primeiro segmento chegue ao seu destino final,
que é o consumidor que está ligado no sistema de distribuição, é necessário também que exista em cada um desses segmentos uma subestação que possa elevar e reduzir a tensão em
diferentes  níveis. Assim,  as  usinas  elétricas,  sejam elas  hidráulicas,  térmicas,  eólicas  ou  fotovoltaicas,  geram energia  em baixos  níveis  de  tensão. As  usinas  hidráulicas  e  térmicas
normalmente geram em tensões que variam entre 6 kV e 25 kV. Já as usinas eólicas geram em tensões que variam entre 600 V e 800 V, para turbinas de pequeno e médio portes, e 12
kV para turbinas de grande porte, enquanto nas usinas fotovoltaicas o nível de tensão de geração é da ordem de 320 V a 1000 V. É fácil compreender que um grande bloco de energia
gerada em tensões tão baixas não pode ser transportado por dezenas a várias centenas de quilômetros aos pontos de consumo.
Logo, a energia gerada nesses níveis de tensão alimenta inicialmente um transformador que tem a função de elevar a tensão de geração para níveis compatíveis com o valor do bloco
de energia gerada e com a distância a ser percorrida através de um sistema de transmissão. Como os equipamentos de consumo são fabricados, por motivos econômicos e de segurança,
com baixos níveis  de  tensão,  agora  é  necessário  que  a  tensão do bloco de  carga  transportada  seja  reduzida  a  níveis  compatíveis  com os  equipamentos  consumidores,  normalmente,
variando entre 220 V e 440 V, entre fases.
A elevação da tensão na geração reduz a corrente elétrica que circula nas linhas de transmissão que transportarão os blocos de potência gerada, reduzindo dessa forma, as perdas
elétricas que fazem parte de qualquer sistema de transporte da energia.
A Figura 1.1 mostra simplificadamente o que acabamos de descrever.
Sistemas mais complexos de energia sofrem duas ou mais elevações de tensão no ponto onde a energia é gerada, como por exemplo, a energia eólica e a energia solar, depois de
transportadas para perto dos centros de consumo, sofrem reduções de tensão em dois ou mais níveis até o consumidor final.
Nos  sistemas  eólicos  em que  a  tensão  de  geração  é  cerca  de  700 V  é  necessário  que  se  eleve  essa  tensão  para  13,80  kV  (pequenos  parques  eólicos)  e  para  34,5  kV  (médios  e
grandes empreendimentos). Para que a potência gerada seja injetada na rede de distribuição ou na Rede Básica, novamente a tensão é elevada para 69 kV (pequenos parques eólicos) ou
para 138 kV (para parques eólicos de médio e de grande porte) ou ainda para 230 kV (para parques eólicos de grande porte). Já próximo à carga consumidora, essa tensão é reduzida
sucessivamente nos terminais das cargas consumidoras para níveis de 220 V ou 380 V trifásicos, a depender da região do Brasil.
Sempre que necessitamos elevar ou reduzir a tensão de um sistema de potência faz­se necessária a utilização do que denominamos subestação elevadora ou subestação abaixadora.
Já as tensões normalmente utilizadas em redes de distribuição variam entre 13,2 V e 34,5 kV.
COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Podemos conceituar um sistema elétrico de potência classificando­o da seguinte forma comoé usualmente feito.
Sistema de distribuição
Pode ser dividido em dois segmentos:
Sistema secundário ou de baixa tensão
É aquele no qual estão conectados os consumidores com cargas normalmente iguais ou inferiores a 50 kW. Esse sistema atende a residências, pequeno comércio,  iluminação pública
etc. Em geral o transformador é considerado no sistema secundário, apesar de ser um elemento do sistema elétrico intermediário entre os sistemas secundário e primário.
Sistema primário ou de média tensão
É aquele que  interliga, em geral, o sistema secundário ao sistema de subtransmissão através dos  transformadores de distribuição. Os sistemas entre 1 kV e 69 kV são considerados
sistemas de média  tensão. No entanto, as concessionárias que possuem redes elétricas em 69 kV costumam considerá­lo sistema de subtransmissão, conceito este que  iremos adotar
neste trabalho. São conectadas a esse sistema (13.800 V a 25.000 V) cargas comerciais de médio porte e cargas industriais de pequeno porte.
Figura 1.1
1.2.1.3
1.2.1.4
1.2.1.5
1.3
1.3.1
Sistema de geração, transmissão e distribuição de energia.
Sistema de subtransmissão
É  aquele  que  interliga  os  sistemas  primários  aos  sistemas  de  transmissão  através  das  subestações  de  potência.  Esse  sistema  opera  em  tensões  de  69  kV,  88  kV  e  138  kV.  São
conectadas a esse sistema cargas comerciais de grande porte e cargas industriais de médio porte.
Sistema de transmissão
É aquele que interliga os sistemas de subtransmissão aos sistemas de geração através de subestações denominadas elevadoras, podendo também se interligar ao sistema de extra­alta
tensão. São conectadas a esse sistema cargas industriais de grande porte.
As tensões usuais no Brasil em corrente alternada para os sistemas de transmissão variam entre 230 kV e 765 kV, ou seja: 230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV e 765 kV. Essas tensões
fazem parte da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, operado pelo ONS – Operador Nacional do Sistema. É comum considerar também sistemas de extra­alta tensão aqueles
em que as tensões são iguais e superiores a 500 kV.
Sistema de transmissão em corrente contínua
Atualmente no Brasil somente estão em operação dois sistemas de corrente contínua nas tensões de ±600 kV e ±800 kV para atender respectivamente à necessidade de aproveitamento
dos hidrogeradores da usina hidroelétrica de Itaipu localizados no lado paraguaio, cuja frequência daquele país é de 50 Hz, e ao aproveitamento da energia gerada pela hidroelétrica de
Belo Monte com extensão de 2087 km interceptando os estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais.
As linhas de transmissão em corrente contínua têm custos inferiores aos das linhas de corrente alternada. Porém devido ao elevado custo das estações conversoras, uma no ponto de
conversão de corrente alternada para contínua, localizada normalmente na geração ou muito próxima dela, e uma ou mais estações conversoras de corrente contínua para alternada nos
pontos de  conexão  com os  sistemas de  transmissão  em corrente  alternada  tornam a  solução dos  sistemas de  corrente  contínua desvantajosa  e  apenas utilizada  em empreendimentos
específicos  como  no  caso  das  usinas  hidroelétricas  de  Itaipu  e  de Belo Monte. Os  sistemas  de  corrente  contínua  apresentam menores  perdas  elétricas  sendo  competitivos  com  os
sistemas de corrente alternada para longas distâncias.
CARACTERÍSTICAS GERAIS
A seguir faremos uma abordagem geral sobre as principais características das subestações, procurando classificá­las de diferentes formas em função do nível de tensão, sua função no
sistema, tipos construtivos etc.
Nível de tensão
O tipo mais frequente de subestação é aquela que eleva ou reduz o nível de tensão aplicada no barramento de entrada do fluxo de potência.
Para determinar o nível de tensão que deve ser indicado para uma subestação pode­se simplificadamente utilizar a Equação (1.1).
Vse  – tensão nominal do sistema, em kV;
Pc  – potência da carga, em MW.
Assim,  uma  indústria  com  carga  instalada  de  12,6  MW  deve  ser  suprida  por  um  sistema  de  tensão  igual  a    Como  a  tensão  mais  próxima
normalmente  encontrada  nas  concessionárias  é  de  69  kV,  será  considerado  esse  nível  de  tensão  para  esse  montante  de  carga.  No  entanto,  é  necessário  que  exista  um  sistema  de
distribuição  com  esse  nível  de  tensão  na  área  de  localização  da  subestação  do  empreendimento.  No  caso  em  que  exista  rede  de  distribuição  com  diferentes  níveis  de  tensão,  a
concessionária local pode estabelecer para aquela subestação a tensão de seu sistema distribuidor que está em condições operacionais adequadas com um mínimo de investimento para
atendimento à carga solicitada pela indústria.
Já para as usinas de geração termelétrica, eólica e fotovoltaica o nível de tensão normalmente é estabelecido tanto pela tensão do sistema mais próximo, mas que seja tecnicamente
possível  a  conexão,  quanto  pelo  custo  do  uso  do  sistema de  distribuição/subtransmissão  (13,80  kV –  69  kV –  138  kV)  ou  de  transmissão  (230  kV)  a  que  esses  geradores  irão  se
1.3.1.1
1.3.1.2
1.3.1.3
1.3.1.4
conectar e cujo custo do uso desses sistemas é estabelecido pelos parâmetros fornecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Muitas vezes, o custo para transportar a
energia gerada pelo sistema define a tensão desses geradores.
Dependendo da sua importância e confiabilidade requerida, as subestações podem ser concebidas de diferentes arranjos físicos, com diferentes níveis de tensão de operação. Dessa
forma, podemos classificar as subestações, no que se refere a sua tensão de transformação, em diferentes níveis, sendo essa classificação meramente didática.
Subestação de média tensão nível I
É aquela cujo nível de  tensão está compreendido entre 2,3 kV e 25 kV,  sendo as de maior predominância as  subestações na  tensão de 13,8 kV utilizadas na maioria das  regiões do
Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil e as subestações de 13,2 kV utilizadas em algumas áreas das regiões do Nordeste do Brasil e também em poucos locais das regiões Sul, Sudeste e
Centro­Oeste.
Essas subestações, notadamente as de 13,2 kV e 13,8 kV, são utilizadas nas indústrias de pequeno e médio portes. Também são utilizadas em condomínios residenciais de grande
porte e em estabelecimentos comerciais de consumo elevado.
Nas  instalações  industriais  de  pequeno  porte,  as  potências  variam  entre  300  kVA  e  5000  kVA.  Pela  legislação,  Resolução  Normativa  414/2010  da  ANEEL,  atualizada  pela
Resolução  Normativa  725/2016,  a  concessionária  se  obriga  a  atender  a  unidade  consumidora  até  a  potência  demandada  ou  contratada  de  2500  kW.  Acima  desse  valor  cabe  à
concessionária a decisão de atender ao empreendimento industrial através do seu sistema de distribuição local, em 13,20 kV ou 13,80 kV, ou através do seu sistema de subtransmissão
nas tensões de 69 kV, 88 kV ou 138 kV.
Esse mesmo procedimento é aplicado em edificações comerciais e em residências.
A Figura 1.2 mostra a vista frontal de uma subestação industrial de 13,80 kV, muito comum nos empreendimentos industriais brasileiros.
Subestação de média tensão nível II
É aquela cujo nível de  tensão está compreendido entre 34,5 kV e 46 kV, sendo as de maior predominância as subestações na tensão de 34,5 kV, utilizadas com muita frequência nas
redes  coletoras  aéreas  ou  subterrâneas  de  parques  eólicos  e  fotovoltaicos.  Como  esses  níveis  de  tensão  não  são  normalmente  disponíveis  nos  sistema  de  distribuição  das
concessionárias brasileiras,  as  subestações de média  tensão nível  II  são encontradas  também em empreendimentos  industriais de grande porte na  função de  subestações  secundárias
atendendo a determinados tipos específicos de carga.
Subestação de alta tensão nível III
São  subestações  utilizadas  praticamente  por  todas  as  companhias  distribuidoras  de  energia  elétrica  do  Brasil.  Seunível  de  tensão  está  compreendido  entre  69  kV  e  145  kV.  As
subestações  de  69  kV  são  predominantes  nessa  faixa  de  tensão.  Já  as  subestações  de  138  kV  têm  seu  uso  restrito  a  poucos  estados  da  Federação. No Nordeste,  por  exemplo,  são
empregadas pela Eletrobras Companhia Energética do Piauí (CEPISA), Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) e Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA).
Na região Sudeste existe o sistema de 88 kV, no qual um grande número de indústrias está conectado.
As  indústrias brasileiras de médio porte possuem subestações próprias, em sua grande maioria, na  tensão de 69 kV. A Figura 1.3 mostra uma subestação de 69 kV, com arranjo
simples típico utilizado tanto nas instalações industriais como em parques eólicos de pequeno e médio portes na função de subestação elevadora.
Subestação de alta tensão nível IV
São subestações utilizadas predominantemente na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Seu nível de tensão está compreendido entre 230 kV e 440 kV. As subestações
de 230 kV  são utilizadas praticamente  em  todas  as  áreas das  concessionárias do Brasil. As  subestações  industriais  de 230 kV são  operadas  normalmente  pelas  equipes  técnicas  do
próprio empreendimento, porém o arranjo de barramento de 230 kV deve obedecer aos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema (ONS), responsável pela operação da
Rede Básica. Já as subestações de 345 kV pertencem em sua grande maioria a FURNAS Centrais Elétricas e a algumas concessionárias que operam no estado de São Paulo. A tensão
de 230 kV é o menor nível de tensão do Sistema Interligado Nacional, operado pelo ONS.
Figura 1.2
1.3.1.5
Vista frontal da subestação.
As grandes indústrias brasileiras, principalmente as de eletrointensivas, possuem subestações próprias de 230 kV. A Figura 1.4 mostra uma subestação de 230 kV, com arranjo de
barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves e cuja funcionalidade será discutida no Capítulo 2.
Subestação de alta tensão nível V
Classificadas como de Extra­Alta Tensão, são subestações utilizadas predominantemente na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Seu nível de tensão está compreendido
entre 500 kVca e ±800 kVcc. No Brasil a tensão máxima das subestações existentes em corrente alternada é de 765 kV (Furnas). No Norte e Nordeste predominam as subestações de
230 kV nos sistemas elétricos da Eletrobras Companhia Hidroelétrica do São Francisco S/A (CHESF) e da Eletrobras Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (ELETRONORTE),
sendo de 550 kV a tensão mais elevada dos sistemas elétricos das mencionadas geradoras. A Figura 1.5 mostra uma subestação de 500 kV.
Figura 1.3 Subestação em estrutura de concreto armado – vista lateral.
Figura 1.4
1.3.2
1.3.2.1
1.3.2.2
1.3.2.3
Subestação de 230 kV.
Categoria de utilização
As subestações podem ser planejadas e projetadas para exercer diferentes funções no sistema no qual irão operar.
Subestação elevadora
É aquela que eleva o nível de tensão gerado por uma fonte de energia elétrica e distribui a potência associada para as linhas de transmissão com tensão mais elevada do que a de origem.
Assim, são as subestações de usinas hidráulicas, térmicas, eólicas, fotovoltaicas etc.
Subestação abaixadora
É  aquela  que  reduz  o  nível  de  tensão  gerado  por  uma  fonte  de  energia  elétrica  e  distribui  a  potência  associada  para  as  redes  de  distribuição  aéreas  e  subterrâneas  alimentando
subestações com menor nível de tensão.
É normalmente instalada na periferia dos centros urbanos com a finalidade de evitar que as linhas de transmissão de tensões elevadas sejam construídas no espaço urbano levando
transtornos à população e limitando o uso do solo. Normalmente, essas subestações são alimentadas por linhas de transmissão de 230 kV e 550 kV as quais estão conectadas às redes
de subtransmissão ou simplesmente de distribuição, denominação oficial dos Procedimentos de Rede, com tensões entre 69 kV e 138 kV.
Subestação de distribuição
É aquela destinada a reduzir o nível de tensão de forma a atender às necessidades das áreas de concessão de determinada região ou estado da Federação. Essas subestações normalmente
pertencem às empresas de distribuição de energia elétrica e aos consumidores de médio porte. Normalmente, são subestações do tipo aérea instaladas em poste de concreto armado ou
de ferro e são conectadas às redes de distribuição aéreas, ou do tipo padmounted, ou ainda do tipo subterrâneo, quando conectadas a redes subterrâneas. As tensões frequentes são 13,2
kV e 13,8 kV.
Figura 1.5
1.3.2.4
1.3.2.5
1.3.2.6
1.3.2.7
Subestação de extra­alta tensão de 500 kV.
Subestação de manobra
É aquela que se destina ao chaveamento de linhas de transmissão de 230 kV a 750 kV. Em geral, são subestações pertencentes à Rede Básica. Também existem subestações de manobra
que operam em sistemas de tensões de 138 kV, 88 kV ou 69 kV.
Subestação conversora
É uma subestação normalmente pertencente ao sistema de corrente contínua e que pode ser retificadora ou inversora.
Subestação industrial
É  aquela  que  é  suprida  por  um  ou mais  alimentadores  de  uma  rede  de  distribuição  pública  ou  por  uma  ou mais  linhas  de  subtransmissão  ou  transmissão,  reduzindo  a  tensão  de
alimentação a valores compatíveis com as tensões de utilização da indústria.
Subestação móvel
É aquela montada sobre um veículo motorizado ou não e tem por objetivo atender a situações emergenciais. Na sua grande maioria utiliza equipamentos compactos e é composta pelos
seguintes elementos:  (i) chave seccionadora  tripolar do  lado primário;  (ii) disjuntor no  lado primário;  (iii)  transformador de potência com capacidade nominal definida pela empresa
utilizadora para atender a maior demanda que o sistema vai requerer em situação emergencial; (iv) disjuntor no lado secundário; (v) chave seccionadora do lado secundário; (vi) painel
de  relés  de  proteção;  (vii)  chave  seccionadora  do  transformador  de  serviços  auxiliares;  e  (viii)  transformador  de  serviços  auxiliares. Outros  equipamentos  podem  ser  utilizados  em
função das necessidades de uso da subestação móvel.
Em geral, esse tipo de subestação é adquirido pelas empresas concessionárias de energia elétrica para usar em suas subestações fixas quando da perda do transformador de potência.
Pode ser utilizada também em eventos realizados em locais onde não há centros de transformação com capacidade necessária para atender à demanda esperada.
Existem subestações móveis em média e alta tensão, ou seja, (i) 13.800/380­220 V; (ii) 69/13,8 kV e (iii) 230/69 kV.
Essas subestações são quase sempre alimentadas pelo sistema de distribuição ou transmissão presente no local de utilização. Raramente, são alimentadas por geradores móveis.
Existem também empresas privadas que adquirem esse tipo de subestação para prestação de serviços tanto às concessionárias de serviço público como ao setor industrial.
As subestações móveis podem ser fabricadas do tipo aberto ou do tipo fechado (enclausurado). Esse último tipo de subestação, em geral, é transportado até o local de utilização e
instalado em uma base fixa de forma temporária.
1.3.3
1.3.3.1
1.3.3.2
1.3.4
1.3.4.1
1.3.4.2
1.3.4.3
1.3.4.4
•
•
•
•
Figura 1.6
a)
•
•
•
•
Forma de operação
Há três formas distintas de operação de uma subestação.
Subestações com operação presencial
São aquelas que exigem a presença constante de um operador, em geral, com revezamento por turno. Para pequenas subestações com tensões iguais ou superiores a 69 kV é necessário
apenas 1 (um) operador por turno. Para subestações mais complexas há exigência de 2 (dois) ou mais operadores. Esse tipo de subestação está aos poucos migrando para sistemas com
tecnologias mais avançadas e são denominadas subestações de operação assistida ou supervisionadas.
Subestações supervisionadas
São aquelas dotadas de um sistema supervisório digital que permite que se controle e supervisione a partirde locais remotos todos os pontos de importância operacional da subestação.
Para operar essas subestações não há necessidade da presença de um operador.
Essas  subestações  possuem  um  sistema  digital  capaz  de  acionar  equipamentos,  registrar  as  informações  de  corrente,  tensão,  potência  etc.,  em  tempo  real,  enviando  essas
informações ao Centro de Operação do Sistema que comanda, controla e supervisiona toda a subestação.
Além disso, as subestações possuem um sistema de câmeras com visão noturna  instalado em pontos estratégicos  (entradas, barramentos, casa do comando e controle) que estão
integradas ao sistema supervisório. São utilizados também sensores de presença do tipo térmico que enviam sinal de alarme de intrusão para o Centro de Operação do Sistema.
Funções das subestações
Em termos gerais, as subestações podem ser classificadas como a seguir.
Subestação central de transmissão
É aquela normalmente construída ao  lado das usinas produtoras de energia elétrica, cuja finalidade é elevar os níveis de  tensão fornecidos pelos geradores para  transmitir a potência
gerada aos grandes centros de consumo.
Subestação receptora de transmissão
É aquela construída próxima aos grandes blocos de carga e que está conectada, através de linhas de transmissão, à subestação central de transmissão ou a outra subestação receptora
intermediária.
Subestação de subtransmissão
É aquela construída, em geral, no centro de um grande bloco de carga, alimentada pela subestação receptora e de onde se originam os alimentadores de distribuição primários, suprindo
diretamente os transformadores de distribuição e/ou as subestações de consumidor.
Subestação de consumidor
É aquela construída em propriedade particular suprida através de alimentadores de distribuição primários, originados das subestações de subtransmissão e que suprem os pontos finais
de consumo. As subestações de consumidor podem ser do tipo industrial, quando implantada dentro de uma instalação industrial, comercial, quando implantada em empreendimentos
comerciais, tais como shopping center, edifícios para escritórios etc., e residencial, quando instaladas em edificações para uso de moradia.
A Figura 1.6 mostra, esquematicamente, a posição de cada tipo de subestação dentro do contexto de um sistema de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
As  concessionárias  de  serviço  público  de  energia  elétrica  geralmente  possuem  normas  próprias  que  disciplinam  a  construção  das  subestações  de  consumidor,  estabelecendo
critérios, condições gerais de projeto, proteção, aterramento etc. Todas as companhias concessionárias de distribuição de energia elétrica disponibilizam aos interessados as normas de
fornecimento em tensões primária e secundária que, no seu todo, está compatível com as normas brasileiras, notadamente as normas Instalações Elétricas de Baixa Tensão (NBR 5410)
e Instalações Elétricas de Alta Tensão (NBR 14039).
A escolha do número de subestações dentro de uma planta  industrial depende da  localização e concentração das cargas, bem como do fator econômico que envolve essa decisão,
cujas linhas de orientação são:
Quanto menor a capacidade da subestação, maior o custo por kVA.
Quanto maior o número de subestações unitárias, maior será o emprego de cabos de média tensão.
Desde que convenientemente localizadas, quanto maior o número de subestações unitárias, menor será o emprego de cabos de baixa tensão.
Quanto menor o número de subestações unitárias de capacidade elevada, menor será o emprego de cabos de média tensão e maior o uso de cabos de baixa tensão.
Funções das subestações inseridas em um sistema elétrico.
Como se pode observar, o projetista deve assumir um compromisso técnico­econômico que melhor favoreça tanto a qualidade da instalação como o custo resultante.
É comum o projetista receber do interessado a planta baixa com o arranjo físico das máquinas e com o espaço reservado para a subestação.
Um projeto de subestação deve conter os seguintes elementos:
Memorial descritivo
Visa a fornecer aos interessados (inclusive à concessionária que aprovará o projeto) os seguintes dados:
Finalidade do projeto.
Local onde vai ser construída a subestação.
Carga prevista e tipo de subestação (abrigada, ao tempo, blindada etc.).
Memorial de cálculo da demanda prevista.
•
•
1.3.5
1.3.5.1
Descrição sumária de todos os elementos de proteção utilizados, baseada no fluxo de carga e no cálculo do curto­circuito.
Características completas de todos os equipamentos utilizados.
No caso de empreendimentos fabris, o valor das cargas elétricas de uma indústria define a capacidade nominal da subestação que será adotada. Essa subestação pode ser localizada
em um único ponto da indústria ou ser distribuída em vários pontos normalmente próximos aos centros de carga. Como já comentamos, a legislação estabelece que a concessionária de
serviço público de eletricidade se obriga a suprir os seus consumidores em média tensão até uma demanda máxima contratada de 2500 kW. A partir desse valor, o suprimento deve ser
em alta tensão, ou seja, nas tensões de 69 kV, 88 kV, 138 kV ou 230 kV, de acordo com o sistema disponível no local do empreendimento, considerando ainda: (i) o valor da carga a ser
suprida e o cálculo econômico; (ii) o custo da rede de alimentação externa; (iii) o custo da subestação; e (iv) o valor da tarifa média da energia a ser consumida em cada uma das opções
mencionadas. No entanto, a concessionária poderá, a seu critério, suprir o consumidor em média tensão com demanda superior a 2500 kW, em função da disponibilidade do seu sistema
de distribuição.
As subestações de média tensão (15 kV) constituem a grande maioria das aplicações industriais. No entanto, com a utilização crescente de cargas que demandam grande consumo de
energia elétrica é necessário que sejam utilizadas subestações com maior capacidade nominal, sendo as de maior aplicação as subestações na tensão de 69 kV (utilizadas genericamente
na maioria das regiões brasileiras), na tensão de 88 kV (utilizadas em parte da região Sudeste) e na tensão de 230 kV (utilizadas genericamente em todas as regiões brasileiras).
Tipos construtivos
Os principais tipos construtivos das subestações são os seguintes.
Instalação abrigada
São aquelas cujos equipamentos são  instalados no  interior de uma edificação normalmente feita com estrutura de concreto armado. Tem seu aspecto construtivo visto na Figura  1.7.
Esse galpão contém uma subestação abrigada de 2 × 15 MVA – 69/13,8 kV construído em uma zona com elevada poluição salina.
Nesse  tipo  de  subestação  todos  os  equipamentos  de  alta  tensão  são  instalados  no  interior  de  uma  construção  que  pode  ser  totalmente  fechada  com  ventilação  ou  parcialmente
fechada. Em subestações sujeitas a altos índices de poluição, seja por concentração de contaminantes salinos (muito próximas ao litoral) ou contaminantes industriais, são normalmente
instaladas abrigadas. Apresentam um custo mais elevado. Não são raras subestações abrigadas em 69 kV ou 88 kV. Somente em casos muitos especiais são construídas subestações
abrigadas  em  230  kV. Nesse  nível  de  tensão,  em  geral,  quando  se  faz  necessária  a  instalação  de  uma  subestação  abrigada  utiliza­se  o  tipo  de  subestação  compacta Gas  Insulation
Switchgear (GIS), em que todos os equipamentos de alta  tensão, TCs, TPs, disjuntores e chaves seccionadoras, são instalados no interior de robustos cilindros metálicos, cheios do
gás SF6, sob pressão.
Figura 1.7
1.3.5.2
1.3.5.3
Subestação de 69/13,8 kV abrigada para dois transformadores e uma LT.
Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional
São aquelas cujos equipamentos devem ser próprios para instalação ao tempo, sujeitos à chuva e a outras intempéries. Seu aspecto construtivo é visto na Figura 1.8.
É o tipo mais comum e de menor custo. Nesse caso, são utilizados equipamentos convencionais de alta tensão, TCs, TPs, para­raios, disjuntores e chaves seccionadorasfabricadas
para operação ao tempo, sujeitos a intempéries. A grande maioria dos projetos de subestações de alta tensão, iguais e superiores a 69 kV, são de construção ao tempo.
Instalação ao tempo em barramentos isolados compactos
São  aquelas  construídas  ao  tempo  utilizando  equipamentos  convencionais  e  equipamentos  compactos,  porém  com  os  barramentos  cobertos  com  material  isolante  sem  blindagem
eletrostática. Dessa  forma,  podem­se  arranjar  os  barramentos  com distâncias  inferiores  aos  valores  necessários  quando  se  trata  de  subestações  constituídas  de  barramentos  rígidos.
Esse  tipo  de  subestação  permite  ser  construído  em  uma  área  com  dimensões  inferiores  às  dimensões  necessárias  à  construção  de  subestações  convencionais  ao  tempo.  Em  áreas
urbanas, em que o preço do terreno é muito elevado, pode ser conveniente optar por essa solução.
Figura 1.8
1.3.5.4
1.3.6
1.3.6.1
1.3.6.2
1.3.7
1.3.7.1
Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional.
Instalação blindada
São  as  subestações  cujos  equipamentos  de  potência  convencionais  estão  instalados  no  interior  de  cubículos  metálicos.  Dependendo  do  grau  de  proteção  do  cubículo,  podem  ser
instaladas  ao  tempo  ou  somente  em  ambientes  abrigados.  Têm  seu  aspecto  construtivo  visto  na Figura 1.9.  Esse  tipo  de  subestação  é  normalmente  empregado  em  locais  onde  há
restrição de área, ou para alimentação de uma carga elevada junto à qual se instala essa subestação. Nesse caso, deve­se adotar o grau de proteção contra penetração de objetos sólidos,
partículas ou penetração de água quando se tratar de subestação de instalação ao tempo.
Normalmente, as subestações blindadas são construídas para sistemas de média tensão até 34,5 kV.
Material das estruturas
As subestações de instalação ao tempo podem ser construídas utilizando diferentes tipos de estruturas.
Estrutura de concreto armado
A estrutura de concreto armado é utilizada normalmente nos projetos de subestações de construção ao tempo, em tensão igual ou superior a 13,8 kV, em que são utilizados postes duplo
T ou postes de concreto armado de seção retangular, normalmente construídos para aquela subestação em particular. É pouco o número de subestações construídas na faixa de tensão
entre  6,6  kV  e  46  kV,  ou  seja,  subestações  de  níveis  de  tensões  I  e  II,  utilizando  estruturas  de  concreto  armado.  Normalmente,  essas  subestações  são  de  instalação  abrigada  em
construções de alvenaria ou blindadas.
A Figura 1.10 mostra uma subestação de 230 kV de construção em estrutura de concreto armado.
Estrutura metálica
É utilizada em geral nos projetos de subestações de construção ao tempo, em tensão igual ou superior a 69 kV. Esse tipo de subestação normalmente tem seu custo superior ao custo
das subestações construídas com estruturas de concreto armado. A vantagem das subestações de estruturas metálicas é quanto à facilidade de deslocamento das mesmas para o local da
obra. Essas estruturas são montadas em pequenas seções quando comparadas com as estruturas de concreto armado, o que facilita o seu transporte para subestações em locais de difícil
acesso.
A Figura 1.11 mostra uma subestação de 230 kV de construção em estrutura metálica.
Meios de isolação
As subestações podem ser isoladas por diferentes meios isolantes.
Isolação a ar
São as subestações de maior uso devido ao seu baixo custo quando comparadas com outros tipos de subestações isoladas por outros meios isolantes. Essas subestações normalmente
ocupam espaços maiores do que os demais tipos de subestação. A Figura 1.11 mostra uma subestação de 230 kV com isolação a ar utilizando estruturas metálicas.
Figura 1.9
Figura 1.10
Subestação blindada – vista frontal externa e interna.
Subestação em estrutura de concreto armado – vista lateral.
Figura 1.11
1.3.7.2
1.3.7.3
Figura 1.12
1.3.7.4
Subestação em estrutura metálica (230 kV).
Conjunto de componentes compactos a SF6
Também denominado Compact Air Insulated Switchgear (CAIS), esse é o tipo de subestação muito compacta. A tecnologia é de domínio de somente alguns fabricantes. São utilizadas
apenas em  locais onde há séria  restrição de área,  tal como ocorre em centros comerciais urbanos muito densos, em que o custo do  terreno é muito elevado, ou a carga necessita de
elevado  grau  de  confiabilidade  e  continuidade  do  serviço.  A  área  ocupada  por  esse  tipo  de  subestação  é  de  aproximadamente  50 %  da  área  ocupada  por  uma  subestação  do  tipo
convencional, instalação ao tempo. A Figura 1.12 mostra um conjunto compacto onde estão integrados três transformadores de corrente, três transformadores de potencial, um disjuntor
de potência e duas chaves seccionadoras.
Isolação total a SF6
Também denominada Gas Insulation Switchgear  (GIS),  esse  é o  tipo de  subestação mais  compacta que atualmente  é  fabricada. A  tecnologia  é de domínio de poucos  fabricantes. É
utilizada  somente  em  locais  onde  o  espaço  para  construção  é  muito  restrito,  tal  como  ocorre  em  centros  comerciais  de  alta  concentração  de  carga,  em  que  o  custo  do  terreno  é
extremamente elevado, ou a carga necessita de elevadíssimo grau de confiabilidade e continuidade do serviço. A área ocupada por esse tipo de subestação é de aproximadamente 15 %
da área ocupada por uma subestação do tipo convencional, instalação ao tempo, e ocupa um volume de apenas 20 %.
Conjunto compacto isolado a SF6 (TCs­TPs­chave­disjuntor).
Nesse tipo de subestação todos os componentes de potência, incluindo os barramentos, estão instalados nos cilindros e compartimentos metálicos cheios do gás SF6, sob pressão,
constituindo­se um bloco metálico muito compacto. Essas subestações são normalmente instaladas abrigadas.
Isolação híbrida
É o tipo de subestação que agrega a  tecnologia das subestações de isolação a ar e a  tecnologia das subestações isoladas a SF6. A tecnologia relativa à seção de SF6 é de domínio de
poucos fabricantes. Já a tecnologia da seção de isolação a ar é de conhecimento geral. É utilizada somente em locais onde há alguma restrição de espaço, ou a carga necessita de um
razoável  grau  de  confiabilidade  e  continuidade  do  serviço.  A  área  ocupada  por  esse  tipo  de  subestação  é  de  aproximadamente  65 %  da  área  ocupada  por  uma  subestação  do  tipo
convencional, instalação ao tempo.
2.1
2.2
•
–
–
•
2.2.1
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
2.2.2
INTRODUÇÃO
As subestações são dotadas de barramentos nos quais são conectados tanto os circuitos alimentadores como os circuitos de distribuição, incluindo­se os transformadores de potência,
banco de capacitores etc.
A  configuração  do  barramento  de  uma  subestação  influi  significativamente  no  custo  do  empreendimento,  na  flexibilidade  de  recursos  operacionais,  na  perda  de  carga  durante  a
manutenção da subestação etc.
As  concessionárias  de  serviços  públicos  de  eletricidade  normalmente  adotam  padrões  de  estruturas,  denominados  bays  ou  vãos,  que  podem  ser  definidos  como  a  parte  da
subestação,  correspondente  a  uma  entrada  (vão  de  entrada  de  linha)  ou  à  saída  de  linha  (vão  de  saída  de  linha),  a  um  transformador  (vão  de  transformador)  ou  a  um  equipamento
qualquer utilizado na subestação, como, por exemplo, banco de capacitores, banco de reguladores etc.
TIPOS DE ARRANJO DE BARRAMENTO
Existem vários  tipos de arranjo de barramentos primários e secundários como a seguir analisados. Cada um desses arranjos deverá ser selecionado em função das características da
carga, do nível de confiabilidade e continuidade desejado, do nível de flexibilidade de manobra e recomposição da subestação.
De forma geral, os barramentos podem ser classificados como:
Barramentos de condutores nus
Condutores flexíveis: devido às oscilações decorrentes do vento e dos esforços eletromecânicos associados, necessitam de distâncias maiores entre fases e entrefase e terra.
Condutores rígidos: não oferecem os inconvenientes técnicos dos condutores flexíveis.
Barramentos de condutores isolados
Normalmente são fabricados com condutores rígidos. Seu uso é restrito, em virtude de seu custo ser mais elevado.
A seguir será feita uma análise dos vários arranjos de barramento que podem ser utilizados em projeto de subestações.
Barramento simples no secundário e/ou no primário
Esse  tipo de barramento é empregado praticamente em  todas as  subestações de níveis de  tensões  I  e  II, ou  seja, de 2,3 a 46 kV. Pode  também ser aplicado  tanto no barramento de
tensão superior como no barramento de tensão inferior. Quando utilizado no barramento de tensão inferior com mais de um transformador de potência permite colocar em operação em
paralelo esses  transformadores. Nesse caso,  é preciso atentar para o  fato de que a corrente de curto­circuito deve aumentar consideravelmente a cada  transformador que é posto em
paralelo, podendo inviabilizar o projeto por não ser possível encontrar no mercado os equipamentos com capacidade de interrupção adequada ao nível de curto­circuito resultante. Essa
configuração, barramento simples, está mostrada na Figura 2.1.
Vantagens
Baixo nível de investimento.
Operação extremamente simples.
Desvantagens
Defeito no barramento ou no disjuntor geral obriga o desligamento da subestação.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários desliga a carga correspondente.
Trabalhos de manutenção e ampliação no barramento implicam o desligamento da subestação.
Trabalhos de manutenção no disjuntor geral ou chave seccionadora implicam o desligamento da subestação.
Trabalhos em qualquer disjuntor ou chave seccionadora dos circuitos secundários implicam o desligamento das cargas correspondentes.
Aplicação
Alimentação de cargas que podem sofrer interrupções de tensão demoradas, sem custos sociais e financeiros relevantes.
Barramento principal e de transferência
Esse tipo de arranjo pode ser aplicado tanto no barramento de tensão inferior [Figura 2.2(a)] como no barramento de tensão superior [Figura 2.2(b)].
Figura 2.1
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
•
–
2.2.3
Barramento simples.
Quando  utilizado  no  nível  de  tensão  inferior  se  ganha muito  com  a  flexibilidade  operativa  da  carga,  de  acordo  com  a Figura 2.2(a),  podendo­se  ter,  entre  outras,  as  seguintes
configurações:
Posição normal de operação
Chaves abertas: (C), (C1), (F)... (F4).
Chaves fechadas: (A), (A1), (B), (B1), (D)... (D4), (E)... (E4).
Perda do transformador (1)
Admite­se que o transformador (2) suportará toda a carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (F)... (F4).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (D1)... (D4), (E1)... (E4).
Manutenção ou defeito no disjuntor associado uma das chaves (D) e (E)
Chaves abertas: (D), (E), (C), (C1).
Chaves fechadas: (G), (H), (F), (D1)... (D4), (E1)... (E4). Observar que o disjuntor de transferência substitui o disjuntor associado às chaves (D) e (E) que estão abertas.
Vantagens
Aumento da continuidade do fornecimento.
Médio nível de investimento.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe apenas momentaneamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento.
Desvantagens
Defeito no barramento principal obriga o desligamento da subestação.
Aplicação
Alimentação de indústrias de médio e grande portes.
Deixa­se para o leitor descobrir as configurações possíveis do barramento de tensão superior.
Barramento simples seccionado
Esse sistema é  indicado para a condição de não se desejar a operação contínua em paralelo de dois ou mais  transformadores e quando  também não for desejável por em paralelo os
alimentadores de alta tensão, conforme mostramos na Figura 2.3.
Poderemos ter, entre outros, as seguintes configurações:
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
–
•
–
Operação normal
Chaves abertas: (E), (F).
Chaves fechadas: todas as demais.
Operação com a perda do alimentador (1)
Supõe­se que o alimentador e o transformador (2) possam atender a toda carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (D).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (C1), (D1) e as demais chaves, excluídas as chaves definidas como abertas.
Operação em paralelo dos transformadores
Chaves abertas: nenhuma.
Chaves fechadas: todas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento regular.
Baixo nível de investimento.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário ou de média tensão.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada.
Capacidade de transferência da carga de uma barra para outra com a perda de uma das fontes de tensão, desde que cada fonte tenha capacidade para suprimento de toda a carga.
Alternativa de operar ou não com os dois transformadores em paralelo.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído com interrupção do fornecimento somente da carga associada.
A perda de um barramento afeta somente as cargas a ele conectadas.
Desvantagens
Perda da metade da carga da subestação quando ocorrer um defeito em qualquer um dos barramentos.
Figura 2.2 (a) Barramento principal e de transferência: somente no secundário.
Figura 2.2 (b) Barramento principal e de transferência: no primário e no secundário.
Figura 2.3
•
–
2.2.4
Barramento simples seccionado.
Aplicação
Alimentação de cargas cujos transformadores não devam ser postos a operar em paralelo e quando não se deseja também colocar em paralelo os alimentadores de alta tensão,
através dos secundários dos transformadores de potência.
Barramento simples com geração auxiliar
Esse sistema é indicado quando se necessita operar uma usina de geração termelétrica para funcionamento em emergência, na ponta de carga ou no controle da demanda por injeção de
geração. Esse arranjo está mostrado na Figura 2.4.
Figura 2.4
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
Duplo barramento simples com geração auxiliar.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (C), (D), (G), (H).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F) e demais chaves.
Operação em emergência ou na ponta de carga
Chaves abertas: (E), (F).
Chaves fechadas: (A), (B), (C), (D), (G), (H) e demais chaves, excluídas as chaves anteriores.
Operação em paralelo entre o sistema principal e gerador auxiliar
Pode ser utilizada para cortar os picos de demanda e evitar acréscimo na fatura mensal.
Chaves abertas: nenhuma.
Chaves fechadas: todas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Custo de investimento baixo, excluindo a aquisição da central de geração.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada.
Capacidade de transferência da carga de uma barra para outra com a perda de uma das fontes de energia, desde que a fonte de geração auxiliar tenha capacidade para suprimento
de toda a carga.
–
–
•
–
–
•
–
2.2.5
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.6
•
–
–
•
–
–
•
–
–
Alternativa de operar na ponta, em situação de emergência com a perda da fonte principal ou ainda poder controlar a demanda máxima para fins tarifários, injetando a geração
auxiliar.
A perda de um barramento afeta somente as cargas a ele conectadas.
Desvantagens
Perda da carga da subestação associada ao barramento em que ocorrer um defeito.
Qualquer equipamento conectado ao barramento ao ser retirado e substituído forçará a interrupção do fornecimento somente das cargas associadas ao barramento que deve ser
desligado.
Aplicação
Nas indústrias e grandes consumidores comerciais que necessitam de geração auxiliar, como garantia de continuidade de fornecimento de energia elétrica.
Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves
É um arranjo que envolve poucos disjuntores e muitas chaves seccionadoras e possibilita vários arranjos quando da perda de disjuntores de carga.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações, de conformidadecom a Figura 2.5:
Operação normal
Chaves abertas: (C), (D), (H), (J), (L).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (I), (K), (M) e as chaves associadas aos disjuntores de carga.
Operação com a perda do barramento (1)
Chaves abertas: (C), (D), (H), (J), (L), (F), (G).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (I), (K), (M) mantendo fechadas as chaves dos disjuntores de carga.
Operação com perda do disjuntor de média tensão, associado às chaves (A) e (B)
Neste caso, o disjuntor de transferência substitui o disjuntor geral de média tensão associado às chaves (A) e (B).
Chaves abertas: (A), (B), (H), (J), (L).
Chaves fechadas: (C), (D), (G), (F), (I), (K), (M) mantendo fechadas as chaves dos disjuntores de carga.
Vantagens
Boa continuidade de fornecimento.
Investimento moderadamente baixo.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Qualquer um dos barramentos pode ser retirado de operação para manutenção, sem afetar a carga.
A perda de um barramento não afeta a carga a ele conectada, já que pode ser transferida para o outro barramento.
O disjuntor de transferência pode substituir o disjuntor geral de média tensão.
Desvantagens
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe a carga associada.
Elevada exposição a falhas no barramento, em função da grande quantidade de chaves.
Aplicação
Nas indústrias que necessitam de um bom grau de continuidade e confiabilidade de fornecimento em média tensão.
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves
Esse arranjo é um dos mais utilizados em subestações de 230 kV, notadamente naquelas que são conectadas à Rede Básica. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estabelece,
para qualquer consumidor, ou gerador de 230 kV, que seja adotado esse arranjo na configuração final do projeto, flexibilizando, na sua implantação, a ausência de alguns equipamentos,
tais como chaves e disjuntores.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações, conforme Figura 2.6:
Operação normal
Chaves abertas: (E), (F), (C), (D), (G), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (H), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Operação com a perda do barramento (1)
Chaves abertas: (B), (B1), (C), (C1), (E), (F), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (D), (G), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de alta tensão da linha de transmissão (1)
Chaves abertas: (A), (B), (D), (G), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (C), (F), (E), (H), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Figura 2.5 Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves.
Figura 2.6
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves.
Perda do disjuntor associado a uma das chaves (H), (J)
Chaves abertas: (C), (D), (G), (H), (J) e as demais chaves permanecem na posição normal.
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F), (I) e as demais chaves permanecem na posição normal.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem a interrupção do fornecimento da carga associada.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Maior exposição a falhas devido à grande quantidade de chaves e conexões.
Investimento elevado.
Aplicação
Nas indústrias e nas unidades de geração de grande porte que necessitam de alto grau de continuidade e confiabilidade de fornecimento.
2.2.7
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.8
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
•
–
•
–
2.2.9
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves
O  arranjo  do  barramento  duplo,  1  disjuntor  a  5  chaves  pode  ser  aplicado  tanto  para  o  lado  de  alta  tensão  como  para  o  lado  de  média  tensão.  Esse  é  um  dos  arranjos  de  maior
confiabilidade e continuidade e é utilizado em subestações de grande porte em tensão igual ou superior a 230 kV.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações, conforme está indicado na Figura 2.7:
Operação normal
Chaves abertas: todas as chaves excluindo­se aquelas que se seguem.
Chaves fechadas: (A), (B), (D), (G), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (B), (E), (G), (J), (C1), (D1), (G1), (J1) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (C), (D), (M), (N), (F), (H), (I), (A1), (B1), (E1), (F1), (H1), (I1) e as chaves numericamente correspondentes. Neste caso o disjuntor associado às chaves
(M), (N) substituirá o disjuntor de média tensão do transformador (1).
Perda do barramento (1)
Chaves abertas: (C), (D), (M), (N), (G), (J), e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Vantagens
Continuidade do fornecimento muito elevada.
A seleção do barramento pode ser feita sob condição de carga.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
A perda do barramento (1) não afeta o fornecimento à carga.
A perda do barramento (2) não afeta o fornecimento à carga.
Qualquer barramento pode ser utilizado como barramento de transferência.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem a interrupção do fornecimento da carga associada.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Maior exposição a falhas em razão da grande quantidade de chaves e conexões.
Investimento muito elevado.
Aplicação
Nos sistemas de suprimento altamente interconectados.
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves
O arranjo do barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves, mostrado na Figura 2.8, pode ser aplicado também para o lado de alta tensão. Esse é um arranjo de grande confiabilidade e
continuidade e é utilizado em subestações em tensão de 69 a 230 kV.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: todas as chaves excluindo­se aquelas que se seguem.
Chaves fechadas: (A), (B), (D), (E) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador
Chaves abertas: (A), (B), (D), (E) e as chaves numericamente sequenciadas.
Chaves fechadas: (H), (I), (G), (F) e as chaves numericamente sequenciadas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Investimento elevado.
Aplicação
Nas indústrias e unidades de geração de grande porte e na alimentação de subestações de centros urbanos de grande importância.
Barramento duplo e disjuntor e meio
O arranjo de barramento duplo e disjuntor e meio, mostrado na Figura 2.9, pode ser aplicado tanto para o lado de alta tensão como para o lado de média tensão. Esse é um dos arranjos
de maior confiabilidade, continuidade e flexibilidade e é utilizado em subestações de grande porte em tensão superior a 230 kV.
Figura 2.7
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações:
Operação normal
Chaves abertas: (G) e (H), e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (C), (D), (E), (F) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador (1)
Supõe­se, neste caso, que o transformador (2) possa atender a todas as cargas (1a opção).
Chaves abertas: (A) e (B).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (C3), (D3), (E3), (F3) e as chaves numericamente sequenciadas.
VantagensContinuidade e confiabilidade do fornecimento muito elevadas.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Curto tempo de recomposição do sistema após uma falha.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento.
Qualquer barramento pode ser retirado de serviço para manutenção, sem interrupção da carga.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Investimento muitíssimo elevado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas subestações de grande porte alimentando cargas de alta relevância.
Figura 2.8
2.2.10
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves.
Barramento em anel seccionado
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.10.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do disjuntor de tensão inferior do transformador (1)
Chaves abertas: (A) e (C).
Figura 2.9 Barramento duplo disjuntor e meio.
Figura 2.10
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.11
Barramento em anel seccionado.
Chaves  fechadas:  (B)  e  todas  as  demais,  excluindo­se  as  chaves  abertas  anteriormente;  o  disjuntor  de  tensão  inferior  do  transformador  (1)  será  substituído  pelo  disjuntor
associado às chaves (D), (E).
Perda do transformador (1)
Chaves abertas: (A) e (C).
Chaves  fechadas:  todas  as  demais  chaves  estarão  fechadas,  excluindo­se  as  chaves  abertas  anteriormente.  Supõe­se,  neste  caso,  que  o  transformador  (2)  tenha  capacidade
suficiente para atender a carga.
Vantagens
Médio nível de investimento.
Cada circuito secundário é alimentado mediante dois disjuntores.
Facilidade de manutenção dos disjuntores.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave do anel não interrompe o fornecimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, com interrupção do fornecimento somente da carga associada ao referido equipamento.
Desvantagens
A falha em qualquer disjuntor instalado no anel transforma o mesmo em barramento simples seccionado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas usinas de geração de energia de grande porte.
Barramento em anel contínuo
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.11.
Figura 2.11
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
•
–
2.2.12
•
–
–
•
Barramento em anel contínuo.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1), (D), (D1), (D2).
Chaves fechadas: (A), (A1), (C), (C1), (E), (F) e as demais chaves numericamente correspondentes.
Perda do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (B), (B1), (C), (D), (D1), (D2).
Chaves fechadas: (A1), (C1) e todas as demais, exceto as citadas anteriormente.
Vantagens
Médio­baixo investimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento, exceto os disjuntores e chaves dos circuitos secundários.
Desvantagens
Cada circuito secundário é alimentado através de somente um disjuntor, sem alternativa de alimentação por outro disjuntor.
A falha em qualquer ponto do barramento interrompe todas as cargas conectadas.
Simplicidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas instalações industriais e de geração de médio porte.
Barramento em anel modificado
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.12.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1), (E4), (D4).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do transformador (1)
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
•
–
–
–
–
•
–
2.3
2.3.1
2.3.2
Neste caso, supõe­se que o transformador (2) tenha capacidade nominal para atender à totalidade da carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (B1), (E4) e (D4)
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do barramento entre as chaves (D1), (D3)
Chaves abertas: (E1), (D1), (E2), (D2), (E3), (D3), (B), (B1).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do disjuntor de tensão inferior do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (C), (E), (D), (E1), (D1).
Chaves fechadas: (B), (E4), (D4), cujo disjuntor associado substitui o disjuntor de tensão inferior do transformador; todas as demais chaves estão fechadas.
Vantagens
Cada circuito secundário é alimentado por dois disjuntores.
Facilidade de manutenção dos disjuntores, exceto dos disjuntores dos circuitos secundários.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave do anel não interrompe o fornecimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento, exceto os disjuntores de carga.
Desvantagens
Alto nível de investimento.
A falha em qualquer disjuntor do anel transforma o mesmo em barramento simples seccionado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Dependendo da posição da falha, é necessário manobrar até três disjuntores para ilhar o ponto de defeito.
Aplicação
Nas usinas de geração de energia de grande porte.
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTO DE SUBESTAÇÕES
Entende­se por barramento de uma subestação um conjunto de condutores de cobre ou alumínio ao qual se conectam tanto os circuitos de entrada injetando potência na subestação como
os circuitos que escoam essa potência no sentido da carga, de conformidade com o que vimos na Seção 2.2.
Os barramentos podem ser classificados como a seguir.
Barramentos flexíveis
São constituídos de cabos, normalmente de alumínio, com capacidade definida pela corrente nominal do circuito, pela transferência de calor, pelos esforços mecânicos de tração etc.
Os barramentos flexíveis são normalmente utilizados em sistema de potência, subestações com tensão igual ou inferior a 230 kV, e são constituídos de cabo de alumínio­liga (CAL)
e cabos de alumínio sem alma de aço, ou seja, CA. O cabo CA tem a vantagem de possuir maior capacidade de corrente e são menos pesados do que o equivalente em capacidade de
corrente ao cabo CAA (cabo de alumínio com alma de aço, normalmente utilizado em linhas de transmissão). Podem ser utilizados também cabos de cobre ou ainda o cabo de alumínio­
liga.
Barramentos rígidos nus
São constituídos de barras retangulares de cobre, normalmente utilizadas em cubículos de baixa e média tensões, de barras circulares de cobre, normalmente utilizadas em barramento
de subestações de média tensão, e de tubos de alumínio, normalmente utilizados em subestações de alta tensão.
A capacidade de corrente dos barramentos  rígidos depende se os mesmos são pintados ou nus. Quando pintados, os barramentos são capazes de conduzir corrente superior à do
mesmo barramento sem pintura. Os barramentos são pintados quando operam em áreas cobertas. Quando instalados ao tempo os barramentos são instalados sem pintura. Isso se deve
ao fato de que os barramentos pintados instalados ao tempo vão perdendo a sua capacidade de corrente em razão da ação do tempo que os torna mais escuros; portanto, armazenam mais
energia calorífica decorrente dos raios solares incidentes.
Figura 2.12
2.3.3
2.3.4
2.3.4.1
Barramento em anel modificado.
Barramentos rígidos isolados
Os barramentos rígidos isolados são constituídos de barras circulares, normalmente de cobre, com nível de isolação adequado às necessidades do projeto, o qual, para atender a várias
situações a serem solucionadas por barramentos convencionais ou pela utilização de cabos isolados, seria extremamente complicado e oneroso.
Vejamos a aplicação de barramentos rígidos isolados na sala de comando da Figura 2.13, em que houve necessidade de interligação entre os barramentos dos quadros de comando
instalados frente a frente em lados opostos do ambiente. Outra aplicação desse tipo de barramento pode ser visto na Figura 2.14, no qual é conduzida uma elevada corrente de carga
entre dois diferentes pontos de uma subestação de construção ao tempo, de forma a não interferirna mesma.
Uma das principais funções dos barramentos rígidos isolados é permitir a redução das distâncias entre fases. Também podem ser utilizados em ambientes fechados e abertos pelos
quais podem circular somente pessoas autorizadas.
Esse tipo de barramento é aplicado em situações especiais ou quando a sua utilização simplifica o projeto de forma a torná­lo econômico.
Dimensionamento dos barramentos
Antes de iniciarmos os cálculos para determinação da seção dos barramentos devemos conhecer seus principais tipos, suas características mecânicas bem como a natureza dos materiais
de que são constituídos.
Tipos de barramentos e suas seções transversais
Podem  ser  caracterizados  inicialmente  pelo  formato  de  suas  seções  transversais.  Independentemente  do  formato,  esses  barramentos  podem  ser  fabricados  tanto  em  cobre  como  em
alumínio,  sendo  este  último  o  mais  empregado  nas  subestações  iguais  e  superiores  a  69  kV.  Para  subestações  ditas  de  distribuição  empregadas  em  indústrias,  grandes  unidades
comerciais e até residenciais é mais comum o uso de barramentos em cobre.
Figura 2.13
2.3.4.1.1
2.3.4.1.2
Figura 2.14
2.3.4.1.3
Barramento isolado: instalação interna.
Seção transversal de um perfil circular maciço e de cabos condutores
Também conhecida como barras circulares, a seção transversal em mm2 pode ser dada pela Equação (2.1).
Sb – seção do barramento, em mm2;
Db – diâmetro do perfil circular, em mm.
Seção de um perfil retangular maciço
Também conhecida como barras chatas, a seção transversal em mm2 pode ser dada pela Equação (2.2).
Sb– seção do barramento, em mm2;
B – base da barra chata, em mm;
H – altura da barra chata, em mm.
Barramento isolado: instalação ao tempo.
Seção de um perfil tubular
Tratando­se de um barramento em perfil tubular de cobre ou alumínio, a seção em mm2 pode ser dada pela Equação (2.3).
Deb – diâmetro externo do condutor do barramento, em mm;
Dib – diâmetro interno do condutor do barramento, em mm.
Para outros perfis, o leitor deve procurar literatura específica para determinar a seção transversal do barramento.
Para facilitar o dimensionamento dos barramentos apresentamos as tabelas de capacidade de corrente e outros dados complementares de cabos, barras e tubos circulares. A Tabela
2.1 mostra  as  características  das  barras  tubulares  de  cobre,  empregadas  principalmente  em  subestações  construídas  em  áreas  extremamente  poluentes,  como  determinados  distritos
industriais, ou próximas à orla marítima. Já a Tabela 2.2 mostra as características das barras  retangulares de alumínio que são as mais utilizadas em barramentos de subestações de
potência de grande porte em tensões iguais ou superiores a 69 kV.
Nos  projetos  de  subestação  abrigada  é  comum  a  aplicação  das  barras  de  seção  tubular  de  alumínio,  cujas  características  são  mostradas  na  Tabela  2.3.  Já  nas  subestações  de
construção ao tempo nas  tensões 69 a 230 kV é mais comum o uso do cabo alumínio­liga (Norma ASTM B399M), denominado cabo CAL, cujas características  técnicas podem ser
Tabela 2.1
conhecidas na Tabela 2.7. Minoritariamente, os cabos de alumínio CA e CAA (cabos de alumínio com alma de aço) são utilizados nas subestações construídas ao tempo e localizadas
longe  de  áreas  poluentes.  Suas  características  técnicas  podem  ser  tomadas,  respectivamente,  nas Tabelas 2.4 e 2.5. Os  cabos  de  cobre  têm  aplicação  residual  como  barramentos  de
subestações ao tempo e somente são aplicados em áreas de elevada poluição. Suas características técnicas estão mostradas na Tabela 2.6.
Capacidade de corrente para barras tubulares de cobre
Barras tubulares de cobre
Diâmetro externo Espessura da parede Seção Peso Resistência Reatância Capacidade decorrente permanente
mm mm mm2 kg/m mOhm/m mOhm/m
Barra pintada Barra nua
A A
20
2 113 1,01 0,1933 0,2267 384 329
3 160 1,43 0,1365 0,2136 457 392
4 201 1,79 0,1086 0,2050 512 438
5 236 2,10 0,9257 0,1990 554 475
6 264 2,35 0,0827 0,1947 591 506
32
2 188 1,68 0,1162 0,2075 602 508
3 273 2,44 0,0800 0,1935 725 611
4 352 3,14 0,0620 0,1839 821 693
5 424 3,78 0,0515 0,1769 900 760
6 490 4,37 0,0455 0,1714 973 821
40
2 239 2,13 0,0914 0,1985 744 624
3 349 3,11 0,0625 0,1842 899 753
4 452 4,04 0,0483 0,1745 1020 857
5 550 4,90 0,0397 0,1671 1130 944
6 641 5,72 0,0340 0,1613 1220 1020
50
3 443 3,95 0,0493 0,1752 1120 928
4 578 5,16 0,0377 0,1652 1270 1060
5 707 6,31 0,0309 0,1576 1410 1170
6 829 7,40 0,0263 0,1516 1530 1270
8 1060 9,42 0,0206 0,1423 1700 1420
63
3 565 5,04 0,0386 0,1661 1390 1150
4 741 6,61 0,0294 0,1558 1590 1320
5 911 8,13 0,0239 0,1480 1760 1460
6 1070 9,58 0,0204 0,1420 1920 1590
8 1380 12,30 0,0158 0,1324 2150 1780
80
3 726 6,47 0,0300 0,1566 1750 1440
4 955 8,52 0,0280 0,1463 2010 1650
5 1180 10,50 0,0185 0,1383 2230 1820
6 1400 12,40 0,0156 0,1318 2430 1990
8 1810 16,10 0,0120 0,1222 2730 2240
100
3 914 8,15 0,0239 0,1479 2170 1770
4 1210 10,80 0,0180 0,1373 2490 2030
5 1490 13,30 0,0146 0,1295 2760 2250
Tabela 2.2
6 1770 15,80 0,0123 0,1230 3020 2460
8 2310 20,60 0,0094 0,1130 3410 2780
120
4 1460 13,00 0,0149 0,1303 2970 2400
5 1810 16,10 0,0120 0,1222 3300 2670
6 2150 19,20 0,0101 0,1157 3610 2930
8 2820 25,10 0,0077 0,1054 4070 3300
10 3460 30,80 0,0063 0,0977 4400 3560
160
4 1960 17,50 0,0011 0,1192 3910 3510
5 2440 21,70 0,0089 0,1109 4350 3500
6 2900 25,90 0,0075 0,1044 4770 3840
8 3820 34,10 0,0057 0,0940 5400 4340
10 4710 42,00 0,0046 0,0861 5830 4690
200
5 3060 27,30 0,0071 0,1024 5440 4350
6 3660 32,60 0,0059 0,0956 5920 4730
8 4830 43,00 0,0045 0,0852 6700 5360
10 5970 53,20 0,0036 0,0772 7250 5800
12 7090 63,20 0,0030 0,0707 7610 6080
250
5 3850 34,30 0,0056 0,0937 6740 5360
6 4600 41,00 0,0047 0,0870 7350 5830
8 6080 54,30 0,0035 0,0765 8330 6610
10 7540 67,30 0,0028 0,0684 9010 7160
12 8970 80,00 0,0024 0,0618 9470 7520
Condições de instalação:
Temperatura da barra: 65 °C
Temperatura ambiente: 35 °C
Distâncias entre as barras: 7,5 cm
Distâncias entre os centros de fases: igual ou superior a 2,5 vezes o diâmetro externo.
Capacidade de corrente para barras retangulares de alumínio
Barras retangulares de alumínio no interior de painéis
Largura Espessura Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente (A)
mm mm mm2 kg/m mOhm/m mOhm/m
Barra pintada Barra nua
Número de barras por fase
1 2 3 1 2 3
12 2 23,5 0,0633 1,4777 0,2859 97 160 178 84 142 168
15
2 29,5 0,0795 1,1771 0,2774 118 190 204 100 166 193
3 44,5 0,1200 0,7803 0,2619 148 252 300 126 222 283
20
2 39,5 0,1070 0,8791 0,2664 150 240 245 127 206 232
3 59,5 0,1610 0,5836 0,2509 188 312 357 159 272 337
5 99,1 0,2680 0,3504 0,2317 254 446 570 214 392 537
10 199,0 0,5380 0,1745 0,2054 393 730 1060 331 643 942
Tabela 2.3
25
3 74,5 0,2010 0,4661 0,2424 228 372 412 190 322 390
5 124,0 0,3350 0,2800 0,2232 305 526 656 255 460 619
30
3 89,5 0,2420 0,3880 0,2355 267 432 465 222 372 441
5 149,0 0,4030 0,2331 0,2163 356 606 739 295 526 699
10 299,0 0,8080 0,1161 0,1900 536 956 1340 445 832 1200
40
3 119,0 0,3230 0,2918 0,2248 346 550 569 285 470 540
5 199,0 0,5380 0,1745 0,2054 456 762 898 376 658 851
10 399,0 1,0800 0,0870 0,1792 677 1180 1650 557 1030 1460
50
5 249,0 0,6730 0,1395 0,1969 566 916 1050 455 786 995
10 499,0 1,3500 0,0696 0,1707 815 1400 1940 667 1210 1710
60
5 299,0 0,8080 0,1161 0,1900 655 1070 1190 533 910 1130
10 599,0 1,6200 0,0580 0,1639 951 1610 2200 774 1390 1940
80
5 399,0 1,0800 0,0870 0,1792 851 1360 1460 688 1150 1400
10 799,0 2,1600 0,0435 0,1530 1220 2000 2660 983 1720 2380
100
5 499,0 1,3500 0,0696 0,1707 1050 1650 1730 846 1390 1660
10 999,0 2,700 0,0348 0,1446 1480 2390 3110 1190 2050 2790
15 1500,0 4,0400 0,0232 0,1292 1800 2910 3730 1450 2500 3220
120
10 1200,0 3,2400 0,0289 0,1377 1730 2750 3540 1390 2360 3200
15 1800,0 4,8600 0,0193 0,1224 2090 3320 4240 1680 2850 3650
160
10 1600,0 4,3200 0,0217 0,1268 2220 3470 4390 17802960 4000
15 2400,0 6,4700 0,0145 0,1115 2670 4140 5230 2130 3540 4510
200
10 2000,0 5,4000 0,0174 0,1184 2710 4180 5230 2160 3560 4790
15 3000,0 8,0900 0,0116 0,1031 3230 4950 6240 2580 4230 5370
Condições de instalação:
Temperatura da barra: 65 oC
Temperatura ambiente: 35 oC
Afastamento entre as barras paralelas: igual à espessura
Afastamento entre os centros das barras: 7,5 cm
Posição das barras: vertical
Capacidade de corrente para barras tubulares de alumínio
Barras tubulares de alumínio
Diâmetro
externo
Espessura da
parede
Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente
mm mm mm2 kg/m mOhm/m mOhm/m
Barra
pintada
Barra
nua
Barra
pintada
Barra
nua
Uso interno Uso externo
A A A A
20
2 110 0,3050 0,3157 0,2277 305 257 365 354
3 160 0,4330 0,2170 0,2136 363 305 435 421
4 201 0,5440 0,1728 0,2050 407 342 487 472
5 236 0,6360 0,1471 0,1990 440 370 527 511
6 264 0,7130 0,1315 0,1947 465 392 558 540
32
2 188 0,5090 0,1847 0,2075 478 395 539 519
3 273 0,7390 0,1272 0,1935 575 476 649 624
4 352 0,9500 0,0987 0,1839 653 539 737 708
5 424 1,1500 0,0819 0,1769 716 592 808 777
6 490 1,3200 0,0709 0,1714 769 636 868 835
40
2 239 0,6450 0,1453 0,1985 591 485 648 621
3 349 0,0420 0,0995 0,1842 714 595 783 750
4 452 1,2200 0,0768 0,1745 813 667 892 854
5 550 1,4800 0,0631 0,1671 896 734 982 941
6 641 1,7300 0,0542 0,1613 966 792 1060 1020
50
3 443 1,200 0,0784 0,1752 886 720 944 900
4 578 1,5600 0,0601 0,1652 1010 882 1080 1030
5 707 1,9100 0,0491 0,1576 1120 909 1190 1140
6 829 2,2400 0,0419 0,1516 1210 983 1290 1230
8 1060 2,8500 0,0328 0,1423 1370 1110 1460 1390
10 1260 3,3900 0,0276 0,1358 1490 1210 1580 1510
63
3 565 1,5300 0,0615 0,1661 1110 892 1140 1090
4 741 2,0000 0,0469 0,1558 1270 1020 1310 1240
5 911 2,4600 0,0381 0,1480 1400 1130 1450 1380
6 1070 2,9000 0,0325 0,1420 1520 1230 1570 1490
8 1380 3,73000 0,0252 0,1324 1730 1390 1790 1700
80
3 726 1,9600 0,0478 0,1566 1390 1110 1400 1320
4 955 2,5800 0,0364 0,1463 1600 1280 1600 1510
5 1180 3,1800 0,0294 0,1383 1770 1420 1780 1680
6 1400 3,7700 0,0248 0,1318 1920 1540 1930 1820
8 1810 4,8900 0,0192 0,1222 2200 1760 2200 2080
10 2200 5,9400 0,0158 0,1148 2410 1920 2420 2280
100
3 914 2,4700 0,0380 0,1479 1720 1370 1680 1580
4 1210 3,2600 0,0287 0,1373 1980 1570 1930 1820
5 1490 4,0300 0,0233 0,1295 2200 1750 2150 2020
6 1770 4,7800 0,0196 0,1230 2390 1900 2340 2200
8 2310 6,2400 0,0150 0,1130 2740 2170 2670 2510
120
4 1460 3,9400 0,0238 0,1303 2360 1860 2250 2100
5 1810 4,8800 0,0192 0,1222 2620 2070 2500 2340
6 2150 5,8000 0,0162 0,1157 2860 2250 2730 2550
8 2820 7,6000 0,0123 0,1054 3270 2580 3120 2920
10 3460 9,3300 0,0100 0,0977 3590 2830 3420 3200
4 1960 5,2900 0,0177 0,1192 3110 2430 2910 2710
Tabela 2.4
Tabela 2.5
160
5 2440 6,5700 0,0142 0,1109 3460 2710 3240 3010
6 2900 7,8400 0,0120 0,1044 3780 2950 3530 3290
8 3820 10,3000 0,0091 0,0940 4340 3390 4060 3780
10 4710 12,7000 0,0074 0,0861 4760 3720 4460 4140
200
5 3060 8,2700 0,0113 0,1024 4290 3330 3960 3670
6 3660 9,8700 0,0095 0,0956 4690 3640 4320 4000
8 4830 13,0000 0,0072 0,0852 5390 4180 4970 4600
10 5970 16,1000 0,0058 0,0772 5920 4600 5460 5060
12 7090 19,1000 0,0049 0,0707 6330 4910 5830 5400
260
5 3850 10,4000 0,0090 0,0937 5330 4100 4840 4460
6 4600 12,4000 0,0075 0,0870 5810 4480 5280 4870
8 6080 16,4000 0,0057 0,0765 6690 5160 6080 5610
10 7540 20,4000 0,0046 0,0684 7360 5680 6690 6170
12 8970 24,2000 0,0039 0,0618 7870 6070 7150 6600
Condições de instalação:
Temperatura da barra: 65 °C
Temperatura ambiente: 35 °C (com duas ou mais barras por fase)
Distância entre as barras: 10 cm
Características dos condutores de alumínio (CA)
Características dos condutores de alumínio (CAA)
Código
Seção Seção Formação
Peso
Corrente
nominal
Carga de
ruptura
Resistência c.c.
a 20 °C
Reatância
indutiva
Reatância
capacitiva
AWG/MCM
mm2 mm2
Al Aço
Al Aço kg/km A   Ohm/km Ohm/km MOhm ꞏ km
Swan 4,0 21,1 3,53 6 1 85,4 140 830 1,35400 0,4995 0,08421
Sparrow 2,0 33,6 5,6 6 1 135,9 180 1265 0,85070 0,3990 0,00793
Ravem 1/0 53,4 8,92 6 1 216,6 230 1940 0,53510 0,4077 0,07557
Tabela 2.6
Tabela 2.7
2.3.4.2
•
•
•
•
•
2.3.4.2.1
Quail 2/0 67,4 11,2 6 1 272,6 270 2425 0,42450 0,3983 0,07346
Pigeon 3/0 85 14,2 6 1 343,6 300 3030 0,33670 0,3959 0,07128
Penguin 4/0 107 17,9 6 1 433,3 340 3820 0,26710 0,3610 0,06917
Partridge 266,8 135 22 26 7 546,3 460 5100 0,21370 0,2989 0,06675
Ostrich 300,0 152 24,7 26 7 614,8 490 5730 0,19000 0,2846 0,06569
Linnet 336,6 171 27,8 26 7 689,2 530 6357 0,16940 0,2802 0,06457
Ibis 397,5 201 32,7 26 7 814,3 590 7340 0,14340 0,2740 0,06308
Hawk 477,0 242 39,2 26 7 978,0 670 8820 0,11950 0,2672 0,0614
Dove 556,5 282 45,9 26 7 1140,0 730 1019 0,10250 0,2610 0,05997
Grosbeak 636,0 322 52,5 26 7 1299,0 789 1104 0,08969 0,2270 0,05789
Drake 795,0 403 65,4 26 7 1629,0 900 1417 0,07170 0,2479 0,05668
Nota: os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento entre condutores.
Características dos condutores de cobre
Seção Diâmetro
Resistência c.c. a
20 °C
Reatância
indutiva
Reatância
capacitiva
Número de
fios
Corrente
nominal
Carga de
ruptura
Peso
mm2 mm Ohm/km Ohm/km MOhm ꞏ km – A kg kg/km
25 5,87 0,862 0,37228 0,08576 7 180 852 188
35 6,95 0,547 0,35674 0,08129 7 230 1381 299
50 8,27 0,344 0,33934 0,07706 7 310 2155 475
70 9,75 0,272 0,33064 0,07489 7 360 2688 599
95 11,4 0,173 0,30888 0,07035 19 480 4362 953
120 12,8 0,147 0,30267 0,06886 19 540 5152 1149
150 14,4 0,121 0,29583 0,06712 19 610 6128 1378
185 16 0,104 0,28962 0,06575 19 670 7071 1609
240 18,2 0,075 0,27657 0,06239 19 840 10.210 2297
Nota: os valores das reatâncias indutiva e capacitiva estão referidos a 304 mm de espaçamento.
Características dos condutores de alumínio­liga (CAL)
Código
Seção Diâmetro Formação Peso Corrente Carga de ruptura Resistência c.c. a 20 °C
AWG/MCM mm2 mm – kg/km A kg Ohm/km
Butte 312,8 159,6 16,30 19 × 3,26 435 516 4675 0,2112
Flint 740,8 374,5 25,13 37 × 3,59 1027 884 1080 0,0894
Greeley 927,2 469,6 28,14 37 × 4,02 1288 1016 1354 0,0713
Critérios para o dimensionamento dos barramentos
O dimensionamento de barramentos de uma subestação está fundamentado em cinco diferentes critérios, ou seja:
Critério elétrico: capacidade de corrente do condutor em regime permanente.
Critério eletromecânico: capacidade de suportabilidade mecânica em razão das correntes de curto­circuito.
Critério térmico: capacidade de suportabilidade aos efeitos térmicos em função das correntes de curto­circuito.
Dimensionamento sob o efeito corona.
Critério da ressonância: vibração do condutor durante a condição de defeito.
Para determinar a capacidade eletromecânica de um barramento é necessário conhecer a sua geometria bem como a sua seção transversal, conforme pode ser observado na Figura
2.15.
Critério elétrico – capacidade de condução de corrente do condutor
Figura 2.15
2.3.4.2.1.1
2.3.4.2.1.2
a)
Esse critério visa determinar a capacidade do condutor quando o sistema está operando em regime permanente em condições nominais. Consideram­se na aplicação desse critério os
parâmetros elétricos do metal de que é constituído o condutor, bem como as características térmicas desse metal.
Tipos de barramentos rígidos.
Aplicaremos os  fundamentos da metodologia do  IEEE 738­2006 que estão baseados no balanço energético  (perdas e ganhos) do condutor, associado à  sua  resistência elétrica, e
poderemos determinar a sua capacidade de condução de corrente que deve ser comparada com o máximo fluxo de carga a percorrer o barramento, considerando que o mesmo atingiu a
sua capacidade final de projeto.
A capacidade de condução de corrente de um condutor nu é denominada também ampacidade, que é definida pela máxima corrente que é capaz de transportar esse condutor a uma
determinada  temperatura  que  não  resulte  em  alterações  das  características  físico­químicas  do  metal  de  que  é  constituído.  Assim,  os  materiaisempregados  nos  barramentos  de
subestação, normalmente o cobre e o alumínio, não devem operar sob elevados níveis de  temperatura, sob o risco de ocorrer oxidação, como é, por exemplo, o caso do condutor de
cobre quando opera a temperaturas superiores a 80 ºC.
A ampacidade de um barramento é obtida quando se consegue equilibrar a quantidade de calor decorrente das perdas elétricas, devido ao fluxo de corrente, associada à absorção de
calor do ambiente pelo condutor e o calor dissipado pelo mesmo.
Capacidade de corrente em contingência
A primeira abordagem que deve ser  feita para a determinação da capacidade de corrente do condutor do barramento de uma subestação é determinar o  fluxo de corrente na condição
normal de operação da subestação e na condição de contingência caracterizada pela perda de um dos alimentadores que injeta corrente nesse barramento.
Inicialmente devem­se calcular os fluxos de corrente que entram e saem do barramento na condição de maior demanda projetada para aquela subestação, incluindo­se, se for o caso,
possíveis ampliações da mesma. Em seguida, simula­se a perda de um dos alimentadores, mantendo­se a demanda de carga inalterada. Nesse caso, os alimentadores sobejantes devem
assumir toda a potência imposta pela carga. Essa situação é muito comum nos projetos de subestação de médio e grande portes e é denominada contingência N­1.
A seção do barramento que conduzir o maior fluxo de carga deve ser dimensionada pela corrente resultante. A seção dimensionada por essa corrente deve ser aplicada para todas as
demais seções do barramento.
Balanço térmico
O  balanço  térmico  é  caracterizado  pelo  equilíbrio  existente  entre  a  quantidade  de  calor  que  o  vento  retira  da  superfície  do  cabo,  a  quantidade  de  calor  causada  pela  radiação  solar
incidente, a quantidade de calor cedido ao cabo decorrente da  temperatura  local e a resistência do condutor que gera calor em razão da corrente que flui no barramento. Esse critério
pode ser aplicado tanto para barramentos flexíveis como para barramentos rígidos.
Existem duas diferentes situações para o desenvolvimento do balanço térmico:
Condição de equilíbrio entre a velocidade do vento, a radiação solar, a temperatura e a corrente elétrica circulante no barramento.
Para essas condições podemos empregar a Equação (2.4).
Qc  – quantidade de calor transferida para o meio ambiente por convecção na superfície do condutor, W/m;
Qr – quantidade de calor transferida por radiação, em W/m;
QS – quantidade de calor recebida pelo condutor através dos raios solares e pela atmosfera, em W/m;
Rc  – resistência elétrica do material condutor, normalmente alumínio ou cobre, em Ω/m;
IC – corrente de carga máxima que pode fluir no barramento, em A.
Esse processo deve ser aplicado quando o barramento está submetido a uma condição de regime permanente.
A partir da Equação (2.4) podemos explicitar o valor da corrente circulante e determinar o seu módulo através da Equação (2.5).
A corrente IC deve ser calculada considerando as condições de maior demanda ou de maior geração, de conformidade com o tipo de subestação. Mediante o valor encontrado para
essa corrente podemos definir a seção do condutor do barramento.
b)
2.3.4.2.1.3
 
•
•
Figura 2.16
Condição de desequilíbrio entre a velocidade do vento, a radiação solar, a temperatura e a corrente elétrica circulante.
Em regime transitório de carga pode­se desprezar a resistência térmica interna do condutor, por ser muito inferior à resistência térmica que existe entre a superfície do condutor e o
ar que está presente em seu entorno.
Para essa condição devemos acrescentar outra variável de acordo com a Equação (2.6).
Mcp – capacidade de calor do condutor;
; variação da temperatura do condutor (Tc) em relação ao tempo.
Calor dissipado por convecção (Qc)
O calor decorrente do fluxo de corrente através do condutor do barramento aquece o metal tendo como resultado um fluxo de ar de baixo para cima retirando calor da superfície desse
condutor. A temperatura máxima admitida pelos condutores nus varia na faixa de 75 ºC a 150 ºC, enquanto a velocidade média dos ventos nos meses de novembro a abril, período de
ventos de baixas velocidades, isto é, de condições mais desfavoráveis, varia entre 2 e 4 km/h, ou, aproximadamente, 0,2 a 0,5 m/s, enquanto a temperatura nessa mesma época varia
entre 30 e 45 ºC, esta última em certas regiões do Brasil. É preciso, no entanto, buscar junto aos órgãos competentes da região do projeto as reais temperaturas históricas, máximas e
mínimas, bem como as variações das velocidades dos ventos, nas condições mais desfavoráveis.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.1)
A Figura 2.16 mostra  o  diagrama  unifilar  simplificado  de  uma  subestação  abaixadora  de  230/69  kV,  na  sua  condição  de  regime  normal  de  operação.  Determinar  a  seção
nominal do barramento nu para a condição da perda de alimentação do circuito C2, sabendo­se que o projeto do sistema de transmissão foi elaborado para a contingência N­1,
isto é, nessa condição não haverá restrição no suprimento da carga, já que os dois alimentadores sãos terão capacidade de suprir toda a potência demandada. O barramento é
do tipo tubular de alumínio.
A Figura 2.17 mostra o diagrama unifilar com a redistribuição das correntes nos alimentadores remanescentes após a ocorrência da perda do circuito C2.
Podemos observar que a seção E­F do barramento é a de maior carregamento na condição de contingência N­1. O mesmo processo deve ser  repetido considerando as
perdas dos circuitos C1 e C2 separadamente para verificar qual a seção do barramento ficou submetida à maior carga de demanda.
A partir do valor da corrente de 900 A que circula na seção E­F, da Figura 2.17, podemos obter na Tabela 2.3 as dimensões do barramento tubular de alumínio nu, ou seja:
Diâmetro externo: 50 mm.
Espessura da parede do tubo de alumínio: 6 mm.
Como já  foi comentado anteriormente, o valor da seção  inicial do barramento (829 m2) deve ser adotado para  todas as seções,  independentemente da corrente de baixo
valor que possa fluir em outras seções.
Depois de determinado o valor inicial da seção do barramento, devem­se realizar os estudos eletrotérmicos e eletromecânicos a seguir.
Operação em regime normal.
Figura 2.17
2.3.4.2.1.3.1
 
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
a)
b)
Operação em regime de contingência (N­1).
Convecção natural
Considera­se convecção natural para transmissão de calor de um barramento de subestação quando a velocidade dos ventos é nula. A convecção natural é numericamente semelhante à
convecção forçada quando a velocidade do vento é de 0,9 m/s e o ângulo entre a direção do vento e o eixo do condutor  for nulo. Para obter o valor da perda  térmica por convecção
natural, Qcn, no barramento pode­se aplicar a Equação (2.7).
Para determinar a quantidade de calor  transferida para o meio ambiente pelo barramento de comprimento Lb basta multiplicar o valor de Qcn por Lb,  obtendo­se  o  resultado  em
watts.
ρf  – densidade do ar (valor a ser obtido da Tabela 2.8);
Dc – diâmetro do condutor, em mm;
Tc – temperatura da superfície do barramento, em ºC;
Ta  – temperatura média do ambiente, em ºC, onde está localizada a subestação;
Lb  – comprimento do barramento, em m.
Inicialmente, iremos desenvolver os Exemplos de Aplicação para cada módulo estudado utilizando preferencialmente os valores de tabela.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.2)
Determinar a perda por convecção natural do condutor de código Magnólia de 954 MCM – ACSR (CAA) utilizado no barramento de uma subestação de 300 MVA –230/34,5 kV.
As condições locais e demais dados do projeto da subestação são:
Velocidade dos ventos: nula.
Temperatura média do ambiente: 35 ºC.
Emissividade do material condutor: ε = 0,50 (valor médio normalmente adotado).
Coeficiente de absorção da energia solar: α = 0,50 (valor médio normalmente adotado).
Natureza da atmosfera: industrial.
Temperatura máxima permitida ao condutor: Tc = 75 ºC.
Resistência do condutora 20 ºC: R20  = 0,05960 mΩ/m.
Seção do condutor: 483,74 mm2 (veja a Tabela 2.4).
Diâmetro do cabo: 28,56 mm (veja a Tabela 2.4).
Distância entre as fases do barramento: 4000 mm (distância utilizada entre barras nas subestações de 230 kV).
Capacidade nominal de corrente do condutor: 982 A (veja a Tabela 2.4).
Latitude do local do empreendimento: γ ≅ –3º S (a latitude oficial da cidade de Fortaleza é de –3º 43’ 02”).
Longitude do local do empreendimento: –38º 32' 35" W.
Azimute de linha do empreendimento: ≈ 95º.
Altitude do local da subestação: 21 m (altitude oficial da cidade de Fortaleza).
Altitude solarimétrica: considerar no cálculo o horário das 11 horas do dia 4 do mês de janeiro que é supostamente um dos dias mais quentes da cidade de Fortaleza.
Direção do vento: perpendicular ao alinhamento do barramento.
Determinação da corrente de carga
Determinação da perda de calor por convecção natural
•
•
2.3.4.2.1.3.2
•
Tabela 2.8
Determinação da densidade do ar
Pela Tabela 2.8 e para a temperatura média de 55 ºC, temos:
ρf = 1,0765 kg/m3 (valor interpolado entre 50 ºC e 60 ºC).
Perda por convecção natural.
Pela Equação (2.7), temos:
Convecção forçada
A  quantidade  de  calor  dissipada  por  convecção  forçada  pode  ser  dada  pela  Equação  (2.8).  Deve  ser  aplicada  para  velocidades  de  vento  igual  ou  superior  a  0,5  m/s  (1,8  km/h),
perpendicularmente ao condutor.
Para vento com velocidades superiores a 0,5 m/s deve­se aplicar a Equação (2.9). No entanto, de qualquer forma devemos considerar o maior valor entre os resultados dados pelas
Equações (2.8) e (2.9).
Vv – velocidade do vento, em m/s;
Tc – temperatura de operação do cabo, em ºC;
μf  – viscosidade absoluta do ar: veja a Tabela 2.8;
Kf  – condutividade térmica do ar na temperatura Tf : veja a Tabela 2.8;
Tf  – valor dado na Equação (2.11);
Kφ – fator de direção do vento.
Para  determinar  a  quantidade  de  calor  transferida  para  o meio  ambiente  pelo  barramento  de  comprimento Lb,  basta  multiplicar  o  valor  de Qc fb  ou Qc fe   por Lb,  obtendo­se  o
resultado em watts.
Como  alternativa  à  consulta  à  tabela  anteriormente  indicada,  para  obtermos  os  resultados  das  Equações  (2.8)  e  (2.9)  é  necessário  que  algumas  das  variáveis  anteriormente
explicitadas sejam conhecidas, ou seja:
Determinação da condutividade térmica do ar (Kf)
O valor da condutividade térmica do ar pode ser obtida pela Equação (2.10).
Densidade, condutividade térmica e viscosidade dinâmica do ar
Temperatura Viscosidade dinâmica Densidade do ar Condutividade térmica do ar
Tfi lm μr ρf (kg/m3) Kf
°C (Pa ꞏ s) 0 m 1000 m 2000 m 4000 m W/(m ꞏ °C)
10 0,0000176 1,247 1,106 0,978 0,757 0,025
20 0,0000181 1,205 1,068 0,944 0,731 0,0257
30 0,0000176 1,165 1,033 0,913 0,707 0,0265
40 0,0000191 1,127 1,000 0,884 0,685 0,0275
50 0,0000195 1,093 0,969 0,856 0,663 0,0283
60 0,0000200 1,060 0,940 0,831 0,643 0,0287
70 0,0000204 1,029 0,912 0,806 0,625 0,0295
80 0,0000209 1,000 0,887 0,783 0,607 0,0302
90 0,0000213 0,972 0,862 0,762 0,590 0,0309
100 0,0000217 0,946 0,839 0,741 0,574 0,0317
•
•
•
 
•
•
•
•
A variável Tf  pode ser obtida pela Equação (2.11).
Ta – temperatura média do ambiente, em ºC;
Tc  – temperatura da superfície do condutor, em ºC.
Determinação da viscosidade do ar (μf)
O valor da viscosidade do ar pode ser obtido pela Equação (2.12).
Determinação do fator de direção do vento para ângulo φ entre a direção do vento e o barramento
O valor do fator de direção do vento pode ser obtido pela Equação (2.13).
Determinação da densidade do ar (ρf)
O valor da densidade do ar pode ser obtido pela Equação (2.14).
He  – elevação do terreno da subestação em relação ao nível do mar, em m.
A Tabela 2.8 pode  fornecer  algumas  das  variáveis  anteriormente  calculadas  em  seus  valores  típicos.  Esses  valores  podem  servir  de  comparação  com  valores  calculados  para  a
condição de projeto.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.3)
Determinar a perda por convecção forçada do condutor de código Magnólia de 954 MCM – ACSR (CAA) utilizado no barramento de uma subestação de 300 MVA – 230/34,5
kV.  As  condições  locais  da  subestação  são  as mesmas  do  Exemplo  de  Aplicação  (2.2).  A  velocidade  dos  ventos  é  de  0,70 m/s.  A  direção  do  vento  é  perpendicular  ao
barramento da subestação.
Determinação do valor da condutividade térmica do ar (Kf)
Pela  Tabela  2.8,  utilizando  a  temperatura  média  de  55  ºC,  interpolando  Kf   entre  as  temperaturas  de  50  ºC  e  60  ºC,  obtemos  o  valor  de 
Determinação da viscosidade absoluta do ar.
Por meio da Tabela 2.8, utilizando uma temperatura média de 55 ºC, e interpolando μf  entre as temperaturas de 50 ºC e 60 ºC, podemos encontrar o valor de
Determinação do fator de direção do vento
Da Equação (2.13), temos:
φ = 90º (ventos perpendiculares ao barramento)
Determinação da perda por convecção forçada
Inicialmente, iremos utilizar a Equação (2.8); nesse caso teremos:
Utilizando a Equação (2.9), temos:
2.3.4.2.1.4
 
•
•
2.3.4.2.1.5
•
Nesse caso, devemos adotar o maior valor, ou seja: Qcfb = 59,6 W/m.
Calor dissipado por radiação (Qr)
As perdas térmicas dissipadas por radiação na superfície do barramento podem ser determinadas pela Equação (2.15).
εc  – emissividade do condutor: alumínio recém­instalado:
εc  = 0,2; alumínio envelhecido pelo tempo ou pelo excesso de poluição: εc  = 0,90; o valor médio, normalmente utilizado, é de εc  = 0,50.
Para determinar a quantidade de calor  transferida para o meio ambiente pelo barramento de comprimento Lb, basta multiplicar o valor de Qr por Lb,  obtendo­se  o  resultado  em
watts.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.4)
Determinar o calor dissipado por radiação do condutor de código Magnólia de 954 MCM – ACSR (CAA) utilizado no barramento de uma subestação de 300 MVA­230/34,5 kV.
As condições locais da subestação são as mesmas do Exemplo de Aplicação (2.2). A velocidade dos ventos é de 0,70 m/s. A direção do vento é perpendicular ao barramento
da subestação.
Determinação da emissividade do condutor
Iremos utilizar o valor médio que é de εc  = 0,50.
Determinação do calor dissipado por radiação solar
Quantidade de calor recebida pelo condutor através dos raios solares (QS)
A energia solar absorvida pelo condutor do barramento de uma subestação está diretamente associada à sua cor superficial. Normalmente quando o barramento é  instalado na obra a
superfície do alumínio é reflexiva, o que resulta em baixa absorção de calor devido à incidência dos raios solares. Assim, grande parte da energia incidente é refletida para o ambiente.
Ao contrário, quando o condutor do barramento está em operação por um longo período de  tempo ou está submetido a um ambiente poluído, a superfície desse condutor escurecido
absorve uma elevada quantidade de energia da luz solar incidente que se associa às demais perdas do referido condutor. No Nordeste do Brasil esse fenômeno é expressivo por causa
dos altos índices solarimétricos.
A energia absorvida pelo condutor através da radiação solar que reduz a capacidade de condução de corrente do condutor do barramento pode ser calculada pela Equação (2.16).
Qse  – quantidade do fluxo de calor irradiado pelo sol, em W/cm2; seu valor pode ser obtido na Equação (2.24);
α –  coeficiente  de  absorção  da  energia  solar.  Seu  valor  está  compreendido  entre  0,23  e  0,95  de  acordo  com  a  cor  da  película  formada  na  superfície  do  condutor.  Seu  valor médio
usualmente praticado é de 0,55;
θ – ângulo dos raios incidentes sobre a superfície do condutor do barramento, em graus;
Spc  – área projetada do condutor por unidade de comprimento, em m2/m; pode ser obtida pela Equação (2.17).
Dc  – diâmetro do condutor, em mm.
Para determinar a quantidade de calor absorvida Qs pelo barramento comprimento Lb, basta multiplicar o valor de Qs por Lb, obtendo­se o resultado em watts.
Determinação do ângulo de incidência dos raios solares sobre a superfície docondutor
O ângulo de incidência dos raios solares sobre o condutor pode ser obtido pela Equação (2.18).
•
•
Tabela 2.9
Zc  – azimute do sol, em graus; pode­se obter pela Tabela 2.9, ou pela Equação (2.19);
Zl  – azimute de linha, em graus; [veja as Figuras 2.18(d) e 2.18(e)];
Hc  – altitude do sol, em graus; pode ser obtida pela Tabela 2.9.
Determinação do azimute do sol
Pode ser obtido pela Equação (2.19).
C – constante de azimute solar. Seu valor depende do ângulo da hora do dia, dado pela variável ω e do valor do azimute variável, σ.
Determinação do azimute solar variável
Pode ser obtido pela Equação (2.20).
γ – ângulo da latitude do sol, em graus.
A  latitude  e  a  longitude  são  coordenadas  geográficas  de  determinado  local  da  Terra.  A  latitude  é  definida  como  o  ângulo  entre  o  plano  da  Linha  do  Equador  à  superfície  de
referência. Mede­se a latitude para norte e para sul do Equador, entre 90º Sul, no Polo Sul, e 90º Norte, no Polo Norte. Ou ainda, a latitude é a distância ao Equador medida ao longo do
meridiano de Greenwich. Essa distância é explicitada em graus, podendo variar entre 0º (no Equador) e 90º para Norte ou para Sul de acordo com o que se observa na Figura 2.18(a).
Como  exemplo,  a  latitude  da  cidade  de  Fortaleza  é  de  –3º  43’  02”  S,  isto  é,  abaixo  do  Equador.  Já  a  longitude  é  medida  ao  longo  do  Equador,  representando  a  distância  entre
determinado ponto e o meridiano de Greenwich. Seu valor é dado em graus variando de 0º a 180º para Leste ou para Oeste, de acordo com o que se observa na Figura 2.18(b). A Figura
2.18(c) esclarece os conceitos de latitude e longitude.
O azimute é uma medida de direção horizontal, definida em graus. No azimute, a direção corresponde ao norte, e aumenta de acordo com o lado direito dos ponteiros do relógio. Há
três diferentes  tipos de azimute. O azimute magnético, que é  indicado pela bússola e  é  empregado na navegação e em astronomia,  e  representa uma das coordenadas horizontais. O
azimute geográfico, que é medido em direção do Polo Norte. Finalmente temos o azimute cartográfico. As medidas de azimute podem variar de 0º a 360º e são feitas em quadrantes, em
sentido horário. Ou ainda, o azimute é a medida do ângulo entre a direção Norte e outra determinada direção. O azimute 0º aponta para o sentido Norte, 90º para o Leste, 180º para o
Sul e 270º para o Oeste. O Norte Geográfico é a forma mais natural para entendermos o conceito. Representa a direção que aponta para o Polo Norte, e este se situa no eixo de rotação
da Terra. Na medida do azimute o ângulo é sempre contado a partir do Norte, conforme mostram as Figuras 2.18(d) e 2.18(e).
Valores do azimute e da altitude do sol
Latitude Graus – Norte
Posição do sol (°)
10 horas 12 horas 14 horas
Hc Zc Hc Zc Hc Zc N
–80 32 33 33 180 32 327 350
–70 40 37 43 180 40 323 350
–60 48 43 53 180 48 317 350
–50 55 52 63 180 55 308 350
–40 60 66 73 180 60 294 350
–30 62 83 83 180 62 277 350
–20 62 96 90 180 62 264 20
–10 61 97 88 180 61 263 50
0 60 91 90 180 60 269 80
10 61 85 89 180 61 275 110
20 62 85 90 180 62 275 140
30 62 97 83 180 62 263 170
40 60 114 73 180 60 245 170
50 55 128 63 180 55 232 170
60 48 137 53 180 48 223 170
70 40 143 43 180 40 217 170
80 32 147 33 180 32 213 170
Figura 2.18
•
Medição da latitude, longitude e do azimute.
ω – ângulo da hora do dia, em graus. Considerando o dia normal de 12 horas pode­se obter o valor ω de forma aproximada aplicando a Equação (2.21).
Hdia  – hora do dia.
Para determinar o valor de ω às 9 horas e às 16 horas obtemos, respectivamente, os valores de ω = (9 – 12) × 15º = –45º e ω = (16 – 12) × 15º = 60º. Logicamente, para o sol a
pino o valor de ω = 0º. Quando o valor de ω variar entre (–180º ≥ ω < 0º, o valor da constante de azimute solar, C, será igual a 0º, se σ ≥ 0º. Se ω variar entre 0º ≤ ω < 180º, o valor
de C será igual a 180º, se σ ≥ 0º.
Determinação do ângulo da inclinação solar
O ângulo da inclinação solar pode ser obtido pela Equação (2.22). Varia entre 0º e 90º.
D0a – significa o dia do ano que varia de 1 (um) para o primeiro dia do ano a 365 para o último dia do ano, em graus.
•
•
Tabela 2.10
2.3.4.2.1.6
Determinação da altitude do sol
O ângulo da altitude do sol pode ser obtido pela Equação (2.23) e pode ser conhecido também pela Tabela 2.9.
Determinação da quantidade de energia solar recebida por uma superfície ao nível do mar (Qse)
A quantidade de energia solar recebida por uma superfície ao nível do mar depende do ângulo da altitude do sol e da claridade da atmosfera e pode ser obtida pela Equação (2.24).
Os coeficientes alfabéticos representados na Equação (2.24) podem ser conhecidos pela Tabela 2.10.
Coeficientes da Equação (2.24)
Variáveis Atmosfera limpa Atmosfera industrial
A –42,2391 53,1821
B 63,8044 14,211
C –1,922 6,6138 × 10–1
D 3,46921 × 10–2 –3,1658 × 10–2
E –3,61118 × 10–4 5,4654 × 10–4
F 1,94318 × 10–6 –4,3446 × 10–6
G –4,07608 × 10–9 1,3236 × 10–8
Quantidade de calor gerada devida à resistência elétrica do condutor
A resistência de sequência positiva é a própria resistência do condutor à corrente alternada e depende do material utilizado, da temperatura de operação, da temperatura do ambiente, do
tipo de construção do condutor e do próprio cabo. É dada pela Equação (2.25).
Rc  – resistência à corrente alternada, em mΩ/m;
–Req – resistência equivalente do condutor a T2 ºC, em mΩ/m. Seu valor pode ser obtido pela Equação (2.26).
R20 – resistência do condutor referida a 20 ºC, em mΩ/m;
αt  – coeficiente de temperatura do alumínio referida a 20 ºC. Seu valor é de αt  = 0,00403 ºC–1; para o cobre αt  = 0,00381 ºC–1;
T1 – temperatura inicial do condutor; normalmente T1 = 20 ºC;
T2 – temperatura final, em ºC;
Yp – componente que corrige o efeito de proximidade entre os cabos, devido à não uniformidade da densidade de corrente, em virtude do campo magnético criado pelos condutores
vizinhos;
Ys  –  componente  que  corrige  o  efeito  pelicular  da  distribuição  de  corrente  na  seção  do  condutor,  em  virtude  do  campo  magnético  criado  pela  própria  corrente  de  carga.
Normalmente, Ys tem valor significativo para seções superiores a 185 mm2.
O componente para corrigir o efeito pelicular pode ser dado pela Equação (2.27).
Para 60 Hz o valor de Fs é dado pela Equação (2.28):
O componente para corrigir o efeito de proximidade entre os cabos pode ser conhecido pela Equação (2.29).
Yp – apresenta valores mais significativos quanto menor for o afastamento entre os cabos do barramento. Para cabos agrupados muito afastados, o valor de Yp é extremamente pequeno;
Dc  – diâmetro do condutor, em mm;
Dbb – distância média entre as fases do barramento, em mm.
Para determinar a quantidade de calor gerada em forma de perda pelo condutor do barramento basta aplicar a Equação (2.30). Considerar somente uma barra.
 
•
•
•
•
Tabela 2.11
Nc  – número de condutores/fase.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.5)
Determinar a perda por absorção do calor solar pelo condutor de código Magnólia de 954 MCM – ACSR (CAA) utilizado no barramento de uma subestação de 300 MVA –
230/34,5 kV. As condições locais da subestação são as mesmas do Exemplo de Aplicação (2.2).
Determinação dos valores do azimute e da altitude do sol
Pela Tabela 2.9 podemos inicialmente determinar o valor da altitude solar utilizando a latitude do local da subestação e as horas de posição do sol. Assim, para o horário
das 11 horas como já foi estabelecido anteriormente, iremos interpolar o valor de Zc  entre as 10 horas e 12 horas, colunas e linhas, sabendo que o local da subestação está na
latitude γ ≅ –3º, ou seja:
Considerando o horário das 11 horas e intercalando horizontalmente (10 horas e 24 horas) os valores da Tabela 2.9, temos:
Pela mesma Tabela 2.9 e do mesmo procedimento anterior, podemos calcular o valor da altitude do sol Hc .
Considerando o horário das 11 horas e intercalando horizontalmente os valores na Tabela 2.9, temos:
Determinaçãodo fluxo de calor acumulado na superfície do condutor instalado ao nível do mar
Pela Tabela 2.11 podemos determinar a quantidade de calor recebida pela superfície do condutor por interpolação para o valor da altitude do sol Hc  = 74 e atmosfera industrial
como foi definido anteriormente no Exemplo de Aplicação (2.2).
Hc  = 74º → Qse = 820 W/m2
Determinação do ângulo de incidência dos raios solares sobre o condutor
Da Equação (2.18), temos:
Determinação da quantidade de calor absorvido do sol pelo condutor
– Determinação da área projetada pelo cabo;
Da Equação (2.17), temos:
Quantidade de calor acumulada no condutor do barramento
Hc  em graus
Qse  (W/m2)
Atmosfera limpa Atmosfera industrial
5 234 136
10 433 240
15 583 328
20 693 422
25 770 502
30 829 571
35 877 619
•
•
2.3.4.2.1.7
40 913 662
45 941 694
50 969 727
60 1000 771
70 1020 809
80 1030 833
90 1040 849
Da Equação (2.16), temos:
α = 0,50 (valor considerado)
Determinação da resistência do condutor;
Da Equação (2.26), temos:
Da Equação (2.29), temos:
Determinação da resistência do condutor do barramento
Logo, da Equação (2.25), temos:
Rc  = Req × (1 + Ys  + Yp) mΩ/m
Rc  = 0,07281 × (1 + 0,021721 + 0,0000045)
Rc  = 0,07442 mΩ/m = 0,07472 × 10–3 Ω/m
Determinação da corrente permitida para o condutor
Da Equação (2.5), temos:
Qc  = Qcfb = 59,6 W/m (utilizar o valor para convecção forçada)
Como a corrente de carga é de 753 A e a corrente do cabo que estaria submetido às condições ambientais e de projeto vale 917 A, podemos afirmar que o cabo de 954
MCM – código Magnólia, cuja corrente nominal é de 982 A, satisfaz às condições do projeto.
Determinação da quantidade de calor recebida por superfícies acima do nível do mar
A energia solar recebida por uma superfície acima do nível do mar é superior à quantidade de energia recebida por uma superfície no nível do mar que foi calculada através da Equação
(2.24). Se uma subestação, por exemplo, está  localizada em um terreno acima do nível do mar deve­se aplicar um fator de correção sobre o valor de Qse  considerado. Esse fator de
correção pode ser dado pela Equação (2.31).
Ksol  – fator de correção da quantidade de calor recebida por uma superfície com altitude acima do nível do mar quando submetida à radiação solar.
 
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
a)
b)
•
•
J = 1
M = 1,48 × 10–4
N = 1,108 × 10–8
He  = elevação acima do nível do mar, da área da subestação, em m.
Os fatores de correção de transferência de calor para condutores instalados em subestações localizadas em algumas altitudes valem:
Logo, a quantidade de energia solar recebida por uma superfície acima do nível do mar pode ser determinada pela Equação (2.32).
A Tabela 2.11 permite determinar a quantidade de energia calorífica recebida por uma superfície em função da altitude do sol e das condições de claridade da atmosfera.
A  seguir  iremos  desenvolver  o  Exemplo  de  Aplicação  (2.6)  considerando  agora  a  utilização  de  todas  as  equações  indicadas  para  a  determinação  da  corrente  do  condutor  do
barramento.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.6)
Determinar a capacidade máxima de corrente do condutor Grosbeak – 636 MCM – CAA empregado no barramento de uma subestação elevadora de 2 × 150 MVA – 230/69 kV,
instalada em uma localidade que apresenta as seguintes características climáticas.
Velocidade média anual dos ventos: 2,5 m/s (9 km/h)
Temperatura ambiente máxima média da cidade de São Paulo: 25 ºC
Emissividade do material condutor: ε = 0,55
Coeficiente de absorção da energia solar: α = 0,50
Natureza da atmosfera: industrial
Temperatura máxima permitida ao condutor: Tc  = 75 ºC
Resistência do condutor a 20 ºC: R20 = 0,08969 mΩ/m (Tabelas 2.5)
Seção do condutor: 374,5 mm2 (Tabelas 2.5)
Distância entre as fases do barramento: 4000 mm
Comprimento do barramento: 100 m
Capacidade nominal de corrente do condutor: 789 A (Tabelas 2.5)
Latitude: γ = –23º 32’ 51” ≈ 23º (posição da subestação)
Longitude: –43º 38’ 10” (posição da subestação)
Altitude da subestação: 760 m
Altitude solarimétrica: considerar no cálculo o horário das 11 horas do dia 15 do mês de fevereiro
Determinação da corrente de carga
Determinação da inclinação solar
Da Equação (2.21), temos:
Da Equação (2.22), temos:
Determinação do azimute solar
Da Equação (2.20), temos:
Cálculo da densidade do ar
He = 760 + 5 = 765 m (altura do nível do mar: a cidade de São Paulo está a 760 m acima do nível do mar a que se deve somar 5 metros que é a altura do barramento)
Da Equação (2.14), temos:
•
c)
d)
e)
f)
g)
Cálculo da viscosidade do ar
Da Equação (2.12), temos:
Determinação do fator de direção do vento
Da Equação (2.13), temos:
φ = 90º (ângulo entre a direção do vento e o eixo do condutor; foi adotado o ângulo φ = 90º que define o maior valor para Kφ, que é a condição mais crítica)
Determinação da condutividade térmica do ar
Da Equação (2.10), temos:
Determinação da quantidade de calor dissipada para o meio ambiente pelo condutor à velocidade média do vento local (convecção forçada)
Vv  = 2,5 m/s
Da Equação (2.8), temos:
Tc  = 75 ºC (temperatura máxima admissível no condutor)
De acordo com a Equação (2.9), temos:
Devemos escolher o maior valor entre Qcfb e Qcfe, ou seja, Qcf  = 120,8 W/m.
Como o barramento tem 100 m de comprimento, a dissipação total vale:
Qcb = Lb × Qcf  = 100 m × 120,8 W/m = 12.080 W = 12,0 kW
Determinação da quantidade de calor dissipada para o meio ambiente pelo condutor por convecção natural
      Iremos simular, para efeito de comparação, a quantidade de calor dissipada pela superfície do cabo quando os ventos são muito  fracos ou nulos. Da Equação  (2.7),
temos:
Como o barramento tem 100 m de comprimento, o valor de Qcb final é:
Qct  = 100 m × 27,4 W/m = 2740 W = 2,74 kW
Determinação da quantidade de calor perdida por radiação
De acordo com a Equação (2.15), temos:
h)
i)
j)
k)
l)
m)
n)
o)
Como o comprimento do barramento vale 100 m, o valor final de Qr é:
Qr = 100 m × 13,1 W/m = 1310 W = 1,31 kW
Determinação da altitude do sol
De acordo com a Equação (2.23), temos:
Como ω = –15º e –180º ≥ ω < 0º o valor de C é de 180º, já que σ > 0º
C = 0º
Determinação do azimute do sol
Da Equação (2.19), temos:
Zl = 145° (azimute de linha da posição da subestação)
Determinação do ângulo de incidência dos raios solares sobre a superfície do condutor
Da Equação (2,18), temos:
Determinação do fluxo total de calor recebido pela superfície do condutor do barramento
Os valores das variáveis alfabéticas podem ser obtidos na Tabela 2.10.
Como a subestação fica situada a 760 m acima do nível do mar, há necessidade de aplicar o fator de correção Ksol sobre o valor de Qse.
Determinação do fator de correção de altitude
De acordo com a Equação (2.31), temos:
Determinação do valor de Qse corrigido
Da Equação (2.32), temos:
Determinação da quantidade de calor devido ao aquecimento solar sobre o barramento
Da Equação (2.17), temos:
 (área projetada do condutor por metro)
Da Equação (2.16), temos:
Como o barramento tem 100 m de comprimento, o valor de Qs  vale:
Qst  = 100 m × 10,6 W/m = 1,060 W
Determinação das perdas devido à corrente nominal
Da Equação (2.27), temos:
p)
q)
r)
2.3.4.2.2
–
–
–
–
Da Equação (2.29), temos:
Determinação da resistência do condutor do barramento
Logo, da Equação (2.25), temos:
Cálculo das perdas elétricas devido à resistência do condutor por barra
Da Equação (2.30), temos:
Determinação da corrente de carga máxima (corrente térmica) do cabo em regime permanente
Da Equação (2.5), temos:
Logo, a corrente  térmica do cabo de 1054 A está adequada à corrente de carga que é de 753 A, nas condições do ambiente em que opera o barramento e da corrente
nominal do cabo que vale 789 A.
Critério eletrotérmico – capacidade de condução de corrente em regime de curto­circuito
Tem como objetivo determinar a capacidade do condutor do barramento da subestação quando o mesmo está submetido a determinada corrente de curto­circuito.
Vale ressaltarque a temperatura do barramento de uma subestação está constantemente sendo alterada de valor em função das condições climáticas locais, bem como em função da
curva de carga. Porém, quando ocorre um curto­circuito a corrente resultante faz elevar a temperatura do barramento devido ao calor armazenado no mesmo que não é dissipado para o
meio  ambiente  devido  ao  curto  tempo  de  duração  que  corresponde  à  atuação  da  proteção  de  sobrecorrente.  Apesar  de  os  relés  normalmente  serem  ajustados  para  tempos  muito
pequenos, décimos de segundos, aconselha­se considerar, para efeito de cálculo um tempo mínimo de 1,0 s a favor da segurança.
A determinação da seção do cabo de cobre ou de alumínio nus através da capacidade térmica, empregando a corrente de curto­circuito trifásica, simétrica, valor eficaz, é dada pela
Equação (2.33). Não foram consideradas as amortizações das correntes ao longo do tempo de defeito.
Sté r – seção do cabo, em mm2
T – tempo de operação da proteção, em s
Icc  – corrente de curto­circuito trifásica simétrica, valor eficaz, em kA
E – calor específico
Para cobre: 0,0925 cal ꞏ g–1 ºC
Para alumínio: 0,217 cal ꞏ g–1 ºC
ρd – densidade do material
Para cobre: 8,9 g ꞏ cm–3
Para alumínio: 2,7 g ꞏ cm–3
ρ  – resistividade em Ω ꞏ mm2/m à temperatura θ
–
–
–
–
2.3.4.2.3
a)
 
•
•
•
•
ρd – resistividade em Ω ꞏ mm2/m à temperatura θ1
ρ20 – resistividade a 20 ºC
Para cobre: 0,0178 Ω ꞏ mm2/m
Para alumínio: 0,0286 Ω ꞏ mm2/m
ϕi  – temperatura inicial antes do defeito, ºC
Tmáx – temperatura máxima admitida pelo cabo de cobre, em ºC; normalmente esse valor é de 200 ºC
α20 – coeficiente de variação da resistência do material
Para o cobre: 0,00381 Ω ꞏ mm2/m
Para o cobre: 0,00393 Ω ꞏ mm2/m
Critério mecânico – dimensionamento para suportar os esforços eletromecânicos e as vibrações
Inicialmente apresentaremos as principais características mecânicas dos barramentos mostrados na Figura 2.15.
Módulo de resistência dos barramentos (Wr b)
Também denominado módulo de flexão ou, ainda, momento resistente, é aquele que se opõe à flexão da barra quando lhe é aplicada uma força; seu valor depende de sua geometria e
dimensões.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.7)
Determinar a seção do condutor do barramento de uma subestação de 230 kV de uma usina termelétrica de 180 MVA, em cabo de alumínio com alma de aço (ACSR ou CAA).
Sabe­se que a corrente de curto­circuito na barra da subestação é de 18 kA. A temperatura de operação do condutor é de 50 °C. A temperatura máxima admitida em regime de
curto­circuito é de 200 °C.
Determinação da seção do condutor pela corrente de carga
Pela Tabela 2.5 selecionamos o cabo de alumínio CAA de seção 266,6 MCM (código Partridge) cuja capacidade nominal de corrente é de 460 A.
Determinação da seção do condutor pela capacidade térmica
Para as condições iniciais de projeto a seção mínima do condutor será de:
Ti = 50 °C – temperatura do condutor antes do defeito
Tmáx  = 200 °C – temperatura máxima do condutor após o defeito
Icc  = 18 kA – corrente de curto­circuito
α20 = 0,00393/°C – coeficiente de variação da resistência do alumínio
ρ20 = 0,0286 Ω ꞏ mm2/m – resistividade do alumínio a 20 °C
E = 0,217 cal ꞏ g­1 °C – calor específico do alumínio
ρd = 2,7 g ꞏ cm­1 – densidade do alumínio
T = 1,0 s
De acordo com a Equação (2.33), temos:
Logo, a seção mínima do cabo de alumínio do barramento aéreo deve ser de 397,5 MCM (código Ibis), ou seja, 201 mm2, considerando o tempo de disparo da proteção de
1 s.
Barramento de seção tubular maciça
O momento resistente ou módulo de flexão da barra tubular maciça ou barra circular pode ser calculado pela Equação (2.34). As Tabelas 2.1 e 2.3 fornecem os valores elétricos e
dimensionais das barras tubulares de cobre e alumínio, respectivamente.
Db – diâmetro da barra tubular maciça, em cm.
Barramento de seção tubular
O momento resistente da barra tubular oca pode ser calculado utilizando a Equação (2.35).
•
•
b)
•
•
•
•
c)
•
Deb – diâmetro externo do barramento tubular, em cm;
Dib – diâmetro interno do barramento tubular, em cm.
Barramento retangular
O momento resistente da barra retangular pode ser calculado pela Equação (2.36). A Tabela 2.2 fornece os valores elétricos e dimensionais das barras retangulares de alumínio.
B – espessura da barra tomada como base de referência, em cm;
H – altura da barra, em cm.
Barramento de perfil em U
O momento resistente da barra com perfil em U pode ser calculado pela Equação (2.37).
As variáveis podem ser identificadas na Figura 2.15, em que H = E2.
Módulo de inércia dos barramentos (Jb)
Módulo de inércia ou momento de inércia é a grandeza que representa a distribuição da massa de determinado corpo em torno do seu eixo de rotação, associada à tendência desse
corpo em manter o movimento que lhe é próprio. Essas características dependem somente do material, das dimensões e da geometria do perfil selecionado para o barramento.
Para obter os valores do momento de inércia devem­se aplicar as Equações (2.38) a (2.41) identificando inicialmente os valores dimensionais na Figura 2.15.
Barramento de seção circular maciço ou vergalhão
O momento de inércia da barra maciça pode ser calculado pela Equação (2.38).
Db – diâmetro da barra, em cm.
Barramento de seção tubular
O momento de inércia da barra tubular pode ser calculado pela Equação (2.39).
Deb – diâmetro externo do barramento tubular, em cm;
Dib – diâmetro interno do barramento tubular, em cm.
Barramento retangular
O momento de inércia do barramento retangular pode ser obtido pela Equação (2.40).
A e B na Equação (2.40) são as dimensões de largura e espessura da barra. As posições de A e B dependem da aplicação da força.
Barramento de perfil em U
O momento  de  inércia  de  uma  barra  em  perfil  em  U  pode  ser  calculado  pela  Equação  (2.41).  Os  valores  dimensionais  presentes  na  Equação  (2.41)  podem  ser  identificados
na Figura 2.15.
Momento fletor (Wf)
Barramento tubular
O momento fletor ou momento à flexão do barramento tubular maciço pode ser determinado pela Equação (2.44).
Wfb – momento fletor, em kgf ꞏ cm;
Fb – força exercida no barramento tubular devido à corrente de curto­circuito no seu valor de pico, em A;
•
d)
e)
2.3.4.2.3.1
•
 
Lb – comprimento do barramento, em cm, ou seja, a distância entre dois apoios consecutivos.
Barramento retangular
Já o momento  fletor de uma barra  retangular pode ser calculado pela Equação  (2.45). Seu maior campo de aplicação é em cubículos metálicos com  isolação a ar. Também, com
alguma frequência, é utilizada em subestações abrigadas de média tensão.
Wb – momento resistente da barra, em cm3;
Mf  – tensão à flexão, em kgf/cm2;
H – altura da seção transversal, em mm;
B – altura da barra tomada como base da seção transversal, em mm.
Força de atração ou repulsão exercida sobre barramentos (Fb)
Considerando­se duas barras paralelas e biapoiadas nas extremidades, percorridas por correntes de  forma de onda complexa, a determinação das solicitações mecânicas pode ser
obtida resolvendo­se a Equação (2.46). A aplicação dessa equação deve ser feita para barramentos de subestações abrigadas, onde não existe vento e, portanto, não se faz presente a sua
influência.
Fb – força de atração ou repulsão exercida sobre as barras condutoras, em kgf;
Dbb – distância entre as barras, em cm;
Lb – comprimento da barra, isto é, distância entre dois apoios sucessivos, em cm;
Ic im  – corrente de curto­circuito, tomada no seu valor de crista, em kA.
A seção transversal das barras deve ser suficientemente dimensionada para suportar a força Fb, sem deformar­se.
As barras podem ser dispostas com as faces de maior dimensão paralelas ou com as faces de menor dimensão paralelas. No primeiro caso, a tensão à flexão Mf  assume um valor
inferior ao valor encontrado para o segundo caso.
Sendo o cobre o material mais comumente utilizado nos conjuntos de manobra industriais, os esforços atuantes nas barras ou vergalhões de cobre não devem ultrapassara Mfc u ≤
2000 kgf/cm2 (20 kgf/mm2), que corresponde ao limite à flexão. Para o alumínio, o limite é Mfal  ≤ 900 kgf/cm2 (9 kgf/mm2).
O dimensionamento dos barramentos requer especial atenção quanto às suas estruturas de apoio, principalmente o limite dos esforços permissíveis nos isoladores de suporte.
Cálculo do peso linear: (Pb)
Peso  linear  é  o  peso  do  perfil  por  unidade  de  comprimento  dependendo  somente  do  material,  das  dimensões  e  da  geometria  do  perfil  selecionado  para  o  barramento.  Para
barramentos tubulares, o peso linear pode ser dado pela Equação (2.47).
Pb – peso linear da barra;
MV – massa volumétrica do material do perfil do barramento, cujos valores são: (i) cobre: MV = 8,9 kg/dm3; (ii) alumínio: MV = 2,7 kg/dm3 = 2,7 × 10–4kg/cm3.
Cobre: Deb – diâmetro externo da barra tubular, em mm;
Cobre: Dib – diâmetro interno da barra tubular, em mm.
A massa volumétrica, MV, de determinado material é a grandeza que mede a massa desse material por unidade de volume.
Critério da ressonância de barramentos rígidos
Esse  critério  visa  determinar  se  durante  um curto­circuito  as  forças  eletromecânicas  envolvidas  no  evento  irão  provocar  oscilações  nos  barramentos  com  frequência  igual  ou muito
próxima da frequência natural que os barramentos possuem em função da distância entre dois apoios consecutivos e da geometria da seção reta do referido barramento.
Para determinar a frequência de ressonância devemos conhecer algumas características do material empregado no barramento, ou seja:
Módulo de elasticidade: Eb
Também conhecido como Módulo de Young, representa a rigidez de um material sólido. No caso dos barramentos, temos os seguintes valores:
Cobre: Eb = 11 × 105 kgf/m2
Alumínio: 6,5 × 105 kgf/cm2
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.8)
Considerar uma subestação de média  tensão cujos barramentos de seção retangular de cobre estão afastados de 100 cm, com comprimento de 8 m (800 cm). A seção da
barra  é  de  80  ×  10 mm. Determinar  a  força  de  solicitação  nas  barras  para  o  curto­circuito  trifásico  de  12  kA  e  verificar  a  sua  integridade  física  em  relação  aos  esforços
eletromecânicos.
Ic im = 12,0 kA
Aplicando­se a Equação (2.46), temos:
•
Portanto, a resistência mecânica das barras deve ser superior ao valor do esforço produzido por Fb. Também, os isoladores e suportes devem ter resistências compatíveis
com o mesmo esforço de solicitação.
O valor da resistência mecânica das barras dispostas com as faces de maior dimensão paralelas é:
B = 80 mm
H = 10 mm
Lb = 8 m = 800 cm
Considerar que as barras estão montadas com as faces de maior dimensão em paralelo.
O momento resistente da barra vale:
A tensão à flexão vale:
Comparando o valor de Mf  com o máximo permissível que é de 2000 kgf/cm2 para o cobre, observa­se que a barra suporta os esforços resultantes, isto é: Mf  < Mf cu.
Frequência de ressonância
As  condições  físicas  de  instalação  do  barramento  e  suas  características  mecânicas  permitem  determinar  sua  frequência  natural  que  não  deve  se  igualar  à  frequência  da  rede,
normalmente  igual  a  50 Hz  ou  60 Hz.  Pela  Equação  (2.48)  determina­se  a  frequência  natural  do  barramento,  ou  frequência  de  ressonância,  comparando­se  essa  frequência  com  a
frequência do sistema.
Frb – frequência natural do barramento ou frequência de ressonância, em Hz;
Jb – momento de inércia do barramento, em cm4;
Eb – módulo de elasticidade do barramento ou Módulo de Young, em kg/cm2;
Pb – peso linear do barramento, em kg/cm;
Lb – comprimento do barramento, em cm.
O valor  de Frb deve  diferenciar­se  do  valor  da  frequência  elétrica  e  seus múltiplos  de  cerca  de  10 %. Assim,  o  valor  de Frb  deve­se  situar  fora  dos  intervalos  das  seguintes
expressões:
sendo Frede  a frequência industrial da rede (50 Hz ou 60 Hz).
Para a frequência da rede de 60 Hz, temos o seguinte intervalo fora do qual deve estar o valor de Frb.
Se o valor da frequência de ressonância Frb ficar inscrito nos intervalos anteriormente mencionados, é necessário alterar a geometria do perfil ou mesmo a seção da barra de cobre
ou alumínio, ou ainda alterar a distância entre os apoios consecutivos, parâmetros esses que mudam a frequência natural do referido barramento,  já que teremos outro valor para Lb,
uma nova seção Sb etc. É prudente que se resolva a questão com somente a alteração do perfil ou seção da barra, já que a alteração das distâncias entre os apoios consecutivos implicará
a mudança do arranjo da estrutura da subestação e o recálculo das vigas de suporte em concreto armado ou treliça quando o padrão de estrutura for metálico.
No caso de se optar pela alteração das distâncias entre os apoios consecutivos, ou seja, alterar as dimensões dos vãos, pode­se determinar antecipadamente esse vão explicitando na
Equação (2.48) o valor de Lb, substituindo o valor de Frb e obtendo­se pelas Equações (2.49) e (2.50) os valores permitidos para Lb, ou seja:
Os  intervalos  dos  comprimentos  de Lb  que  não  devem  ser  permitidos  para  evitar  a  frequência  de  ressonância  podem  ser  conhecidos  pelo  conjunto  de  equações  definido  pela
Equação (2.51), ou seja:
 
•
•
•
2.3.4.2.3.2
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.9)
Determinar o comprimento de um barramento tubular de uma subestação de 230 kV/60 Hz, sabendo que o mesmo é de alumínio, com diâmetro externo e interno de 50 mm ×
10 mm, de forma a evitar a frequência de ressonância no momento de um curto­circuito.
Cálculo do peso linear da barra tubular
De acordo com a Equação (2.47), temos:
Deb = 50 mm = 5 cm (Tabelas 2.3)
Eba = 10 mm = 1 cm (Tabelas 2.3)
MV = 2,7 × 10­4 kg/cm3 (para barras de alumínio)
Este mesmo valor pode ser obtido diretamente da Tabela 2.3.
Cálculo do momento de inércia
De acordo com a Equação (2.39), temos:
Determinação dos intervalos de comprimentos inadequados para o comprimento do barramento
De acordo com o conjunto de Equações (2.50) e (2.51), temos:
Eb = 65.000 N/mm2 = 65 × 105 kgf/cm2
Logo, o comprimento do barramento, isto é, a distância entre dois apoios consecutivos, deve ser diferente dos intervalos numéricos calculados anteriormente.
Critério eletromecânico para barramentos de instalação ao tempo
Consiste em determinar a resistência aos reforços eletromecânicos dos barramentos quando da ocorrência de curto­circuito trifásico. Nesse caso, é tomado o valor de pico da corrente
trifásica  de  curto­circuito.  O  cálculo  dessa  corrente  nos  sistemas  de  potência,  envolvendo  a  Rede  Básica  ou  os  sistemas  elétricos  das  concessionárias,  pode  ser  obtido  através
do software utilizado pelo ONS denominado ANAFAS.
O valor  da  força  exercida  entre  os  barramentos  pode  ser  dado pela Equação  (2.52),  que  é  formado por  duas  componentes:  os  esforços  eletromecânicos  devidos  às  correntes  de
curto­circuito e os esforços devidos ao vento, ou seja,
Icm  – corrente de curto­circuito máxima no barramento da subestação, tomada no valor de pico, em kA;
Dbb – distância entre fases, em cm;
Lb – comprimento do barramento, ou seja, a distância entre dois apoios consecutivos, em cm;
Sbv  – área da barra exposta ao vento, em m2;
 
•
•
•
•
•
•
Vv  – velocidade do vento, em km/h.
Esse critério pode ser aplicado tanto para barramentos flexíveis como rígidos.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.10)
Determinar a seção do barramento tubular de alumínio não pintado de uma subestação industrial de 230/69 kV, 200 MVA, instalação ao tempo. A corrente máxima de curto­
circuito trifásico no barramento de 230 kV vale 5020 A, valor eficaz. O valor do fator de assimetria da corrente é de 1,24 e a velocidade máxima do vento é de 100 km/h. O
espaçamento entre os barramentos é de 5,0 m e a distância máxima entre os apoios é de 10,0 m.
Cálculo da seção do tubo de alumínio
As dimensões do  tubo devem ser de 32 × 3 mm, ou seja, 32 mm de diâmetro externo e 3 mm de espessura da parede (valor obtido da Tabela 2.3,  cuja capacidade decorrente é de 624 A).
Cálculo da capacidade térmica
A capacidade térmica de suportabilidade do tubo de alumínio é dada pela Equação (2.33). Foi considerado um tempo de eliminação de defeito igual a 1,0 s.
A área do tubo 32 × 3 mm pode ser conhecida pela Equação (2.3):
Deb = 32 mm (Tabelas 2.3)
Logo, a área do tubo na qual circula corrente, Sb, é superior à área necessária para suportar a corrente térmica de curto­circuito, St ér. Logo, prevalece o valor de Sb = 273,3
mm2.
Cálculo do esforço eletromecânico
A força que será exercida sobre o barramento tubular de cada fase no momento do defeito, considerando o efeito do vento, vale:
A área externa total do tubo sobre a qual incide o vento pode ser calculada aproximadamente por:
Da Equação (2.52), temos:
Cálculo do momento de inércia do barramento
O momento de inércia de um tubo é dado pela Equação (2.39).
Cálculo do momento fletor do barramento
O momento fletor pode ser determinado pela Equação (2.44).
Cálculo do momento resistente
Pode ser determinado pela Equação (2.35).
•
2.3.4.2.4
Tabela 2.12
Cálculo da frequência de ressonância
O valor do peso linear, Pb, pode ser calculado pela Equação (2.47).
Logo, a frequência de ressonância pode ser dada pela Equação (2.49).
A frequência de ressonância do barramento é de 1,8 Hz, valor distante da frequência do sistema de 60 Hz.
Critério do efeito corona
Quando os condutores aéreos estão submetidos a um gradiente de potencial superior ao gradiente crítico de tensão disruptiva do ar que circunda os referidos condutores, inicia­se um
processo de descargas elétricas no entorno desse volume de ar. Esse fenômeno se forma em decorrência de o campo elétrico, formado na circunvizinhança dos condutores, acelerar os
elétrons  livres existentes no ar. A colisão desses elétrons com os átomos existentes nesse meio  faz  liberar novos elétrons, normalmente presentes nas últimas camadas dos átomos.
Esse fenômeno é comum nas linhas de transmissão e barramento de subestações operando em altas tensões, normalmente iguais e superiores a 138 kV, quando o seu efeito deve ser
considerado no dimensionamento desses barramentos.
Os barramentos de seção  tubular possuem melhor desempenho ao efeito corona, em função de sua  forma arredondada e superfície  lisa que permitem que o mesmo possa operar
muito próximo ao gradiente de tensão limite na superfície do condutor.
A presença de umidade elevada no ar e a pressão atmosférica contribuem para a formação das descargas elétricas e consequentemente do efeito corona.
A  influência maior  do  efeito  corona  nas  linhas  de  transmissão  e  barramentos  de  subestação  é  nos  equipamentos  de  comunicação  próximos  aos  condutores  de  alta  tensão,  em
decorrência da radiointerferência degradando a qualidade do sinal de alta frequência.
O efeito corona é um fenômeno visível quando essas pequenas descargas elétricas produzem uma coroa luminosa no entorno do condutor, notada principalmente no período noturno
em áreas escuras, e é acompanhado por ruído audível.
Além desses fenômenos anteriormente mencionados, o efeito corona provoca reações químicas na forma de ozônio que é uma substância corrosiva e óxido de nitrogênio, vibrações
nos condutores e perda de energia. Para inibir a vibração nos barramentos deve­se utilizar um cabo do mesmo material condutor do barramento no interior do tubo para seções entre 80
mm e 120 mm de diâmetro externo. Para diâmetros superiores devem­se utilizar dois cabos, cada um soldado em uma das extremidades do tubo. O comprimento do cabo deve ser igual
a 2/3 do comprimento do tubo. Já o peso do cabo deve corresponder entre 10 % e 30 % do peso da seção do barramento que se quer proteger contra vibração.
O efeito corona está presente na superfície dos condutores dos barramentos, ferragens e isoladores. Mesmo que não percebido visualmente ou por meio auditivo, o efeito corona
poderá existir.
A tensão disruptiva do ar que provoca descargas elétricas, chamada de tensão crítica, pode ser dada pela Equação (2.53).
M0 – fator de irregularidade que varia entre 0 e 1; quanto menor for esse valor, mais crítico será o aparecimento do fenômeno. Seu valor pode ser conhecido na Tabela 2.12.
Dc  – diâmetro do condutor do barramento, em mm;
Dbb – distância entre os condutores (barramentos), em mm;
θ – fator de densidade do ar. Seu valor pode ser obtido pela Equação (2.54).
Par – pressão atmosférica, cmHg; ao nível do mar a pressão vale 101,325 kP = 76 cmHg;
Ta – temperatura ambiente, em ºC.
Para que a tensão nominal do barramento não supere à tensão crítica de disrupção deve­se ter a seguinte condição, dada na Equação (2.55).
Vf f  – tensão nominal entre fases, em kV.
Fator de irregularidade
Fator de irregularidade
M0  = 1 Condição do condutor
0,93 ≤ M0  < 0,98 Cilíndrico e envelhecido
0,87 ≤ M0  < 0,90 Condutor com mais de 7 fios e envelhecido
0,80 ≤ M0  < 0,87 Condutor com menos de 7 fios e envelhecido
 
•
•
•
•
2.4
Tabela 2.13
O efeito corona proporciona perdas elétricas que fazem reduzir a capacidade do condutor do barramento. Essas perdas podem ser computadas pela Equação (2.56).
Fs – frequência nominal do sistema, em Hz;
Vn – tensão nominal entre fases, em kV;
Vc rí  – tensão crítica, em kV.
Logo, a perda total será obtida considerando o comprimento total do barramento por fase, conforme a Equação (2.57).
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (2.11)
Determinar a tensão crítica de um barramento de uma subestação abaixadora industrial de 224 MVA – 230/69 kV, localizada em Fortaleza (CE), sabendo­se que a temperatura
média local é de 26,5 ºC. O barramento será construído em cabo 477 MCM – CA, código Cosmo. O comprimento do barramento é de 60 m/fase e a distância entre as barras é
de 4000 mm.
Fator de irregularidade
Determinação da tensão crítica
M0 = 0,88 (valor adotado: veja a Tabela 2.12 – para condutores envelhecidos com mais de 7 fios)
Dc  = 20,10 mm – Tabela 2.4
O valor da tensão crítica é:
Condição de disrupção (efeito corona)
 (condição não satisfeita: o barramento estará sujeito ao efeito corona)
Perda por efeito corona
Da Equação (2.56), temos:
Logo, a perda total no barramento por fase é:
Pcort  = Lb × Pcor = 60 × 0,00584 = 0,31 kW
ESPAÇAMENTOS ELÉTRICOS
Os  barramentos  devem  ser  projetados  com  distâncias  entre  fases  e  entre  fases  e  terra  de  forma  a  atender  aos  espaçamentos mínimos  da  tensão  nominal  e  da  tensão  suportável  de
impulso, bem como às alturas recomendáveis por norma. A Tabela 2.13 fornece os espaçamentos entre fases e entre fases e terra e as respectivas alturas para nível de tensão entre 13,8
kV a 230 kV.
A Tabela 2.14 fornece os espaçamentos entre fases e entre fases de terra quando da abertura das chaves seccionadoras com abertura vertical e abertura lateral tanto para barramentos
rígidos como para barramentos flexíveis considerando as chaves seccionadoras das classes de tensão de 15 kV e 72,5 kV.
A Tabela 2.15 fornece as distâncias e alturas de segurança do setor de 69 kV.
De forma geral, os leitores poderão obter  todas as distâncias e alturas de segurança dos barramentos principal e de transferência, analisando os desenhos dos projetos executivos
das subestações de 13,8, 69, 138 e 230 kV, que se encontram nos Capítulos 5, 6, 7 e 8.
Espaçamentos elétricos
Espaçamento em metro Altura
recomendada
Tabela 2.14
Tabela 2.15
Tensão
nominal
(kV)
Tensão
máxima do
equipamento
(kV)
Tensão
suportável
nominal de
impulso
atmosférico
(kV crista)
Altura
mínima
barramento
horizontal
sobre o
solo (m)
sobre
estradas (m)Fase­terra
(mínimo)
Fase­fase (mínimo)
Eixo a eixo de
fases com
equipamentos
Secundárias
De
serviços
Barramentosrígidos
Barramentos
flexíveis
Circuito
diferente
13,8 15 110 0,20 0,30 ­ ­ 3,00 ­ 6,00
34,5 38 200 0,38 0,48 ­ ­ 3,00 ­ 6,00
69 72,5 350 0,69 0,79 1,25 3,00 3,00 4,55 6,00
138 145 550 1,10 1,25 2,50 4,00 3,60 4,55 7,50
138 145 850 1,30 1,45 2,50 5,00 3,60 4,55 7,50
230 242 850 1,60 1,90 4,00 8,00 4,50 5,60 8,50
230 242 950 1,70 2,104,00 8,00 4,50 5,60 8,50
230 242 1050 1,90 2,30 4,00 8,00 4,50 5,60 8,50
Espaçamentos de seccionadores e barramentos, em mm
Tensão nominal (kV) TSI
Abertura vertical Abertura lateral Chifres/fusíveis Barramento rígido Barramento flexível
F­F F­T F­F F­T F­F F­T F­F F­T F­F F­T
15 110 610 360 760 450 920,0 540,0 310,0 180,0 800,0 540,0
72,5 350 1520 930 1830 1120 2130 1300 790 640 1830 – 2130 1070­1300
Distâncias e alturas de segurança do setor de 69 kV (veja o Capítulo 6)
Descrição Espaçamento (m)
Distância vertical mínima ao nível das bases (sem consideração de flechas)
Sobre passagem de pedestre 3,40
Sobre estrada de serviço 6,80
Altura dos barramentos do setor de 69 kV ­ TSI 350 kV
Altura do barramento superior da subestação 10,00
Altura do barramento inferior da subestação 3,40
Altura da barra principal da subestação 6,65
Altura da barra de transferência da subestação Depende do arranjo
Altura da barra principal/barra de transferência da subestação Depende do arranjo
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.2.1
3.1.2.1.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
INTRODUÇÃO
As  subestações  de  alta  tensão  devem  ser  providas  de  serviços  auxiliares  necessários  ao  seu  funcionamento  em  condições  normais  de  operação  e  permitir,  em  condições  de  defeito
interno ou externo às  instalações, manter determinados serviços básicos, de forma a possibilitar os  trabalhos das equipes de manutenção para sua reinserção no sistema, ou mesmo,
com a perda total das  linhas de transmissão de alimentação da subestação, permitir às equipes de operação realizar os serviços necessários à sua reenergização quando do retorno da
tensão no barramento de alta tensão.
Subestações simples de média tensão
Entendem­se aqui por subestações simples aquelas dotadas de uma entrada de energia e um disjuntor geral de proteção acionado por um relé digital de sobrecorrente alimentado por um
sistema de “trip capacitivo”.
Quando não é utilizado o “trip capacitivo” e for instalado um relé digital como proteção geral, faz­se necessária uma fonte de corrente contínua ou alternada para alimentar o relé,
podendo  também  alimentar  outros  relés,  no  caso  de  uma  derivação  primária  depois  do  disjuntor  geral  de  proteção.  Nesse  caso,  é  econômico  instalar  um  nobreak  externo  ou
internamente ao painel de proteção com capacidade para alimentar todas as cargas em corrente alternada. Em geral, utiliza­se um nobreak de 1,5 kVA.
Normalmente, nesse nível de tensão, como as subestações são, em geral, de pequena capacidade e nenhuma complexidade, não é necessário sistema auxiliar em corrente contínua.
Subestações de alta tensão
Dependendo do nível de importância da subestação, podem ser empregados determinados tipos de serviços denominados serviços auxiliares.
Serviço auxiliar em corrente alternada
É aquele que deve fornecer tensão alternada nos terminais de certo número de cargas que operam nesse tipo de sistema, tais como iluminação e tomadas da casa de comando e controle,
iluminação de pátio de manobra, motores para operação de chaves e disjuntores, motores para bombeamento de água em subestações distantes dos centros urbanos etc.
Os serviços auxiliares em corrente alternada são alimentados por um transformador do tipo distribuição denominado TSA – transformador de serviço auxiliar, com tensão primária
igual à tensão secundária do transformador de força (34,5 kV; 25 kV; 13,8 kV e 6,6 kV) e baixa tensão, em geral de acordo com a tensão da região (220/127 V ou 380/220 V).
O dimensionamento do TSA é função da carga que será alimentada, como por exemplo, circuitos de iluminação, circuitos de aquecimento etc.
Dimensionamento do QSA­CA
O TSA alimenta o quadro de  serviço auxiliar  em corrente  alternada, denominado QSA­CA, a partir do qual derivam  todos os  circuitos monofásicos e  trifásicos de alimentação das
cargas de utilidade da subestação.
As cargas normalmente ligadas ao QSA­CA são:
Circuitos de iluminação do pátio de manobra.
Circuitos de iluminação dos acessos à subestação.
Circuitos de iluminação e climatização da casa de comando e controle.
Circuitos dos resistores de desumidificação dos quadros de comando e controle dos equipamentos, tais como os transformadores de força, chaves seccionadoras etc.
Circuito de alimentação do retificador­carregador do banco de baterias.
Circuitos de alimentação do sistema de acionamento dos disjuntores e chaves seccionadoras.
Normalmente a alimentação do QSA­CA é fornecida pelas seguintes fontes:
Transformador de distribuição (TSA) alimentado pelo transformador de força da subestação.
Grupo motor gerador a óleo diesel (GMG).
Rede de distribuição da concessionária de serviço público (RD).
A Figura 3.1 mostra as partes externa e interna de um QSA­CA, construção típica e de larga utilização nos projetos de subestações de alta tensão (69 kV a 230 kV).
Figura 3.1
3.1.2.1.2
Vistas frontal externa e interna de um QSA­CA.
Já a Figura 3.2 mostra um diagrama trifilar de um QSA­CA, observando­se a separação das cargas de corrente alternada em dois diferentes grupos, ou seja, cargas prioritárias e
cargas não prioritárias. A seleção das cargas prioritárias e cargas não prioritárias deve ser uma decisão de projeto.
Dimensionamento do transformador de serviço auxiliar (TSA)
Algumas  subestações  somente  possuem  como  serviço  auxiliar  um  transformador  de média  tensão  com  capacidade  entre  75  kVA  e  225  kVA,  denominado  transformador  de  serviço
auxiliar. Em outras subestações, além do TSA, utiliza­se um grupo motor gerador como fonte de emergência na falta da alimentação do TSA. E finalmente, nas subestações de grande
porte,  principalmente  aquelas  que  fazem  parte  da Rede Básica,  são  utilizadas  três  formas  de  suprimento,  ou  seja,  além  do  TSA  e  da  fonte  de  geração  de  emergência,  os  serviços
auxiliares de corrente alternada podem ser ligados à rede de distribuição de energia elétrica.
É importante informar que as subestações pertencentes a centrais geradoras termelétricas devem utilizar as três formas de serviço auxiliar. Quando despachadas pelo ONS podem
consumir  tanto a energia gerada  internamente, como a energia da concessionária  local. Quando está  fora de operação utiliza somente a  rede da concessionária, pois não é econômico
manter  um  transformador  de  potência  energizado  para  suprir  o  TSA.  Finalmente,  quando  ocorre  um  defeito  na  rede  da  concessionária,  estando  a  usina  fora  de  operação  faz­se
necessário  o  uso  do GMG  (Grupo Motor Gerador). Normalmente,  a  preferência  para  suprimento  dos  serviços  auxiliares  em  corrente  alternada  recai  sobre  a  energia  fornecida  pela
concessionária que é, sem dúvida, a de menor custo para o empreendedor.
Figura 3.2
a)
•
•
•
b)
•
•
•
c)
•
•
•
•
•
•
d)
Diagrama trifilar de um quadro de serviço auxiliar QSA­CA.
O  dimensionamento  do  TSA  deve  ser  precedido  do  levantamento  de  todas  as  cargas  em  corrente  alternada.  Essas  cargas  devem  ser  cuidadosamente  selecionadas  e  podem  ser
agrupadas, a critério do projetista, nos seguintes conjuntos. Como exemplos temos:
Cargas essenciais permanentes (P)
São aquelas imprescindíveis ao funcionamento da subestação e que operam continuamente.
Retificador­carregador dos serviços auxiliares.
Casa de comando e controle: iluminação e climatização da sala dos painéis.
Casa do grupo motor gerador (GMG): retificador­carregador do banco de baterias.
Cargas essenciais intermitentes (I)
São aquelas acionadas em intervalos aperiódicos de tempo.
Transformador de potência: ventilação forçada, principalmente o primeiro estágio.
Iluminação do pátio: tem como valor admissível de 0,30 VA/m2
Sistema de preaquecimento do óleo do GMG.
Cargas essenciais eventuais (E)
São aquelas consideradas essenciais ao funcionamento da subestação e que são acionadas eventualmente.
Chaves seccionadoras: bobina de fechamento e motor de carregamento da mola quando alimentadas em CA.
Disjuntores: bobina de fechamento e motor decarregamento da mola quando alimentados em CA.
Transformador de potência: iluminação e tomada do armário.
Pátio de manobra: tomadas.
Casa de comando e controle: tomadas.
Copa, banheiro e vestuário da casa de comando e controle.
Cargas não essenciais permanentes
e)
Tabela 3.1
São  aquelas  consideradas  não  essenciais  ao  funcionamento  da  subestação,  mas  quando  utilizadas  operam  continuamente,  tais  como  CFTV  (Circuito  Fechado  de  Televisão)  e
tomadas para geladeira e similares.
Cargas não essenciais eventuais
São aquelas consideradas não essenciais ao funcionamento da subestação, mas quando utilizadas operam eventualmente. Por exemplo, a tomada de pátio para alimentação do filtro
de óleo do transformador.
Como exemplo do agrupamento das cargas, observar as colunas (4), (5), (6) e (7) da Tabela 3.1 que faz parte do Exemplo de Aplicação (3.1), bem como as Tabelas 3.2 a 3.12. As
considerações sobre as cargas simultâneas essenciais e não essenciais devem ser definidas pelo projetista.
Planilha de cálculo das cargas P – I – E da subestação em CA
Potência das cargas em CA
Equipamentos instalados Quant.
Carga
instalada Tipo
Essenciais
Não
essenciais
Simultâneas
Essenciais
Não
essenciais
kVA kVA kVA kVA kVA
(1)   (2) (3) (4) (5) (6) (7)
Trafo 230/34,5 kV 120 MVA –
Acionamento/Ventilação
1 13,20
P 0,50   0,50  
I 10,40   10,40  
E   2,30    
Disjuntor 230 kV – Acionamento/painel 1 2,80
P 0,50   0,50  
I        
E   2,30   2,30
Seccionadora 230 kV s/lâmina de terra –
Acionamento/painel
1 2,80
P 0,50   0,50  
I        
E   2,30   2,30
Cubículos – 34,5 kV 7 3,95
P 1,05   1,05  
I        
E   2,90   2,90
Painel de medição de faturamento 1 0,83
P 0,63   0,63  
I        
E   0,20   0,20
Painel de serviços auxiliares – CA/CC 2 3,42
P 1,02   1,02  
I        
E   2,40   2,40
Painéis de proteção e controle 3 3,55
P 0,60 0,45   1,05
I        
E   2,50   2,50
Painel do GMG 1 8,10
P 5,80 0,45 6,25  
I        
E   2,30   2,30
Casa de comando/controle – iluminação e tomadas 1 4,00
P 4,00   4,00  
I        
E 4,05   4,05  
P 5,80     5,80
Tabela 3.2
Casa do GMG – iluminação e tomadas – 8,10 I        
E   2,30   2,30
Pátio 230 kV – iluminação – 10,20
P        
I 10,20   10,20  
E        
Pátio 230 kV – tomadas – 9,92
P        
I        
E   9,92   9,92
Pátio 230 kV – tomada do filtro óleo 1,00 60,00
P        
I        
E       60(*)
Retificador­carregador – sistema CC 2,00 9,80
P 9,80   10,45  
I        
E        
Bomba do poço artesiano 1,00 1,20
P        
I 1,20     1,22
E        
Ar­condicionado – casa com controle – 33,99
P 17,34   17,34  
I   6,67   6,67
E   10,00   10,00
Retificador­carregador – Telecom 1,00 2,00
P 2,00   2,00  
I        
E        
Totalização
P – – 44,24 6,85
I – – 20,60 7,89
E – – 4,05 37,12
P – carga que está permanentemente em operação
I – carga que entra em operação de forma intermitente por determinados períodos de tempo
E – carga que entra em operação de forma eventual
(*) É opcional; não considerar essa carga.
Quantitativos dos principais equipamentos da subestação
Principais equipamentos utilizados na subestação
Equipamentos Descrição Quantidade Obs.
Transformador 120 MVA­230/34,5 kV Acionamento/armário 1 –
Disjuntor 245 kV Acionamento/armário 1 –
Chave seccion. 230 kV s/lâmina de terra Acionamento/armário 1 –
Cubículos 34,5 kV Cubículos 6 + R R – RESERVA
Grupo motor gerador Motor/gerador/armário 1 –
Painéis de proteção Proteção de AT/MT 3 –
Cubículos dos serviços auxiliares Corrente alternada e contínua 2 –
a)
Tabela 3.3
Tabela 3.4
Painéis de medição Medição de faturamento 1 –
A planilha  de  cálculo  da Tabela 3.1 fornece  as  cargas  demandadas  em  corrente  alternada  em  diferentes  condições  de  operação  da  subestação,  classificadas  por  tipo:  P  –  cargas
permanentemente  em  operação;  I  –  cargas  que  entram  em  operação  de  forma  intermitente;  E  –  cargas  que  entram  em  operação  eventualmente.  A  partir  dos  resultados  da  referida
planilha determina­se a potência nominal do transformador de serviço auxiliar utilizando­se a Equação (3.1) para definir a potência nominal do TSA. Os dados da planilha de cálculo
da Tabela 3.1 são obtidos a partir das Tabelas 3.2 a 3.12 que são facilmente preenchidas, desde que sejam disponíveis os dados dos equipamentos e as áreas dos diversos ambientes da
subestação, tais como a casa de comando e controle, casa do gerador, sala de baterias, pátio de manobra, área de circulação etc.
Pnt  – potência nominal mínima do transformador de serviço auxiliar;
 – somatório das cargas permanentes simultâneas, essenciais e não essenciais;
 – somatório das cargas intermitentes, simultâneas, essenciais e não essenciais;
 – somatório das cargas eventuais, simultâneas, essenciais e não essenciais;
Fse  – fator de segurança: Fse  = 1,1 a 1,3.
Para a determinação da potência nominal do transformador de serviço auxiliar, as cargas devem ser classificadas também em dois diferentes tipos, conforme a Tabela 3.1, ou seja:
Cargas simultâneas essenciais
São aquelas classificadas como essenciais e operam de forma simultânea. São assim consideradas as cargas dos retificadores­carregadores do banco de baterias, iluminação da sala de
painéis da casa de comando e controle etc.
Quantitativo e carga de outros equipamentos da subestação
Outros equipamentos instalados na subestação
Equipamentos Quantidade Descrição Potência (kVA)
Retificador­carregador 50 A/125 Vcc (*) 2
Carga unitária instalada 9800
Permanente essencial 9800
Bomba da caixa­d’água ½ cv 1
Carga unitária instalada 444
Intermitente não essencial 444
IHM 1
Carga unitária instalada 1000
Permanente essencial 1000
Retificador­carregador – Telecom 1
Carga unitária instalada 2000
Permanente essencial 2000
(*) Os dois retificadores­carregadores irão operar em paralelo com 50 % de carga.
Carga dos ambientes fechados da subestação
Iluminação e tomadas
Casa de comando e controle
Ambientes
  Essenciais Não essenciais
m2 VA/m2 VA P I E VA/m2 VA P I E
Iluminação, tomadas e ar­condicionado nos ambientes
Sala cubículos/painéis 100 40,00 4000 4,00 – – – – – – –
Copa 4,3 70,00 301 – – 0,31 – – – – –
WC masculino 4,5 50,00 225 – – 0,23 – – – – –
Vestiário 5,6 20,00 112 – – 0,11 – – – – –
Sala de reunião 40 40,00 1600 – – 1,60 – – – – –
Almoxarifado 120 15,00 1800 – – 1,80 – – – – –
TOTAL 274,4 – 8038 4,00 – 4,05 – – – – –
Iluminação, tomadas e ar­condicionado nos ambientes
Casa de comando e controle
Tabela 3.5
Tabela 3.6
Ambientes
  Essenciais Não essenciais
m2 VA/m2 VA P I E VA/m2 VA P I E
Ar­condicionado
Ambientes BTU (1) W (1) VA VA I E VA/m2 VA P I E
Sala cubículos/painéis 40.000 12.000 13.333 13,34 – – – – – – –
Copa 10.000 3000 3333 – – – – – – 3,33 –
WC masculino – – – – – – – – – – –
Vestiário 10.000 3000 3333 – – – – – – 3,33 –
Sala de reunião 30.000 9000 10.000 – – – – – – – 10,00
Almoxarifado 12.000 3600 4000 4,00 – 5 – – – – –
TOTAL 102.000 30.600 39.999 17,34 – – – – – 6,67 10,00
Casa do GMG
Carga m2 VA/m2 VA P I E VA/m2 VA P I E
Casa do GMG – iluminação 20 38,00 760 – – – – – – – 760
Tomadas 20 50,00 1000 – – – – – – – 1000
Painel do gerador – – 500 – – – – – – – 500
TOTAL – – 2260 – – – – – – – 2260
1 BTU ≈ 0,30 W – – –
(1) As áreas dos diversos ambientes devem ser determinadas a partir da planta baixa da casa de comando.
(2) Os valores de VA/m2 e BTU/m2 são aproximados, mas válidos para esse propósito.
(3) Serão instalados quatro aparelhos, porém somente dois aparelhos funcionam simultaneamente. Os demais são reservas.
Carga das áreas externas da subestação (pátio de manobra)
Iluminação e tomada no pátio (*)
Setor
Área
Iluminação e tomadas
Carga instalada Essenciais Não essenciais
  – – P I E     P I E
m2 VA/m2 VA kVA VA/m2 VA VA
Iluminação no pátio de 230 kV 3306 0,8 2644,8 – 2,64 – – – – – 9,91
Tomadas no pátio de 230 kV 3306 3,0 9918,0 – – – – – – – 60(*)
Tomada do filtro de óleo – – 60.000,0   – –– – – – –
Área de circulação 755,0 10,0 7550,0 – 7,55 – – – – – –
TOTAL – – 80.113 – 10,19 – – – – – 9,91
(*) Os valores de VA/m2 são aproximados, mas válidos para esse propósito. As áreas do pátio e de circulação podem ser obtidas na planta
baixa da subestação.
Quantitativo e cargas resistivas e tomadas do disjuntor de alta tensão (230 kV)
Cargas resistivas e tomadas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
b)
3.1.2.1.3
Tabela 3.7
Tabela 3.8
Disjuntor 230 kV
Motor em CC 1 – – – – – – – –
Resistor de desumidificação 1 1 0,25 0,25 0,25 – – – – –
Resistor de desumidificação 2 1 0,25 0,25 0,25 – – – – –
Lâmpada 1 0,10 0,10 – – – – – 0,10
Tomada 2P+T–500 V 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
TOTAL – – 2,80 0,50 – – – – 2,30
Cargas simultâneas essenciais e não essenciais
São aquelas  classificadas  como essenciais  e não essenciais que operam de  forma  simultânea. São assim considerados o  sistema de  climatização da  casa de  comando e  controle,
retificador­carregador das baterias etc.
Dimensionamento do grupo motor gerador (GMG) de serviço auxiliar
As subestações iguais ou superiores a 69 kV, normalmente dispõem de fonte de geração auxiliar. Algumas indústrias necessitam de uma geração de backup para alimentar determinados
setores que não podem sofrer falta de energia, sob pena da perda de qualidade do produto ou mesmo perda total. É o caso de indústrias de cerveja, por exemplo, que possuem grandes
tanques frios para armazenamento do produto em uma fase intermediária da produção. Com a falta de energia, a temperatura sobe a um valor acima do recomendado, podendo perder
milhares de litros do produto. Assim, não confundir essa geração de emergência, dedicada à produção, com a geração de emergência da subestação que deve alimentar os retificadores­
carregadores dos bancos de baterias, a iluminação de emergência em corrente alternada e outras cargas posteriormente definidas.
A potência nominal do grupo motor gerador Png deverá ser calculada conforme a Equação (3.2).
Png – potência nominal mínima do GMG;
Fse  – varia, em geral, de 1 a 1,2;
 – somatório das cargas permanentes, simultâneas, essenciais e não essenciais;
 – somatório das cargas intermitentes, simultâneas, essenciais e não essenciais.
Quantitativo e cargas da chave seccionadora (230 kV)
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Chave seccionadora 230 kV
Motor em CC 1 – – – – – – – –
Resistor de desumidificação (R1) 1 0,25 0,25 – – – 0,25 – –
Resistor de desumidificação (R2) 1 0,25 0,25 – – – 0,25 – –
Lâmpada incandescente 1 0,10 0,10 – – – – – 0,10
Tomada 2P+T–500 V 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
TOTAL – – 2,80 – – – 0,50 – 2,30
Quantitativo e cargas do transformador – ventilação forçada
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Transformador de potência 120 MVA/230 V
Ventilação/armário
Motor 3F/380 V 400 VA 8 1,30 10,40 – 10,40 – – – –
Resistor desumidificador (R1) 1 0,25 0,25 0,25 – – – – –
Tabela 3.9
Tabela 3.10
Tabela 3.11
Resistor desumidificador (R2) 1 0,25 0,25 0,25 – – – – –
Lâmpada 1 0,10 0,10 – – – – – 0,10
Tomada 2P+T–500 V 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
TOTAL   – 13,20 0,50 10,40 – – – 2,30
Quantitativo e cargas dos cubículos de média tensão (34,5 kV)
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Cubículos 34,5 kV
Motores CC 7 – – – – – – – –
Resistor de desumidificação (R1) 7 0,15 1,05 1,05 – – – – –
Lâmpada 7 0,10 0,70 – – – – – 0,70
Tomada 2P+T–500 V (*) 1 2,20 2,20 –   – – – 2,20
TOTAL     3,95 1,05 – – – – 2,90
(*) Será considerada somente uma tomada utilizada de cada vez.
Quantitativo e cargas do painel de GMG
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Painel do GMG
Resistor de aquecimento do alternador 1 0,15 0,15 0,15 – – – – –
Resistor de aquecimento do óleo 1 1,50 1,50 1,50 – – – – –
Resistores de preaquecimento água motor 1 2,00 2,00 2,00 – – – – –
Resistor aquecimento alternador 2 0,90 1,80 1,80 – – – – –
Resistor aquecimento do painel 1 0,15 0,15 0,15 – – – – –
Retificador da bateria 1 0,20 0,20 0,20 – – – – –
Lâmpada 1 0,10 0,10 – – – – – 0,10
Tomada 2P+T–500 V 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
TOTAL     8,10 5,80 – – – – 2,30
Quantitativo e cargas dos painéis de proteção e controle
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Painéis de proteção e controle
Resistor de desumidificação (R1) 3 0,15 0,45 – – – 0,45 – –
Lâmpada 3 0,10 0,30 – – – – – 0,30
Tabela 3.12
Tabela 3.13
 
Lâmpada de sinalização 3 0,08 0,24 0,24          
Tomada 2P+T–500 V (*) 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
Relés 3 0,12 0,36 0,36 – – – – –
TOTAL – – 3,55 0,60 – – 0,45 – 2,50
(*) Será considerada a operação de apenas 1 tomada.
Quantitativo e cargas dos painéis de serviços auxiliares
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Painéis de serviços auxiliares ­ CA e CC
Resistor de desumidificação (R1) 2 0,15 0,30 0,30 – – – – –
Lâmpada 2 0,10 0,20 – – – – – 0,20
Lâmpada de sinalização 9 0,08 0,72 0,72 – – – – –
Tomada 2P+T–500 V 1 2,20 2,20 – – – – – 2,20
TOTAL     3,42 1,02 – – – – 2,40
Quantitativo e cargas do painel de medição de faturamento
Potência das cargas
Setor Quant.
Instaladas Essenciais Não essenciais
– Total P I E P I E
kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA kVA
Painel de medição de faturamento
Resistor de desumidificação (R1) 1 0,15 0,15 0,15          
Lâmpadas 2 0,10 0,20           0,20
Lâmpadas de sinalização 6 0,08 0,48 0,48          
Medidores 2 0,15 0,15 0,15          
TOTAL – – 0,98 0,63         0,20
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (3.1)
Considerar  uma  subestação  de  120 MVA­230/34,5  kV,  cujas  cargas  em  corrente  alternada  estão  indicadas  nas Tabelas  3.2  a  3.13.  Determinar  a  potência  nominal  do
transformador de serviço auxiliar e a capacidade nominal do grupo motor gerador. Esses valores foram obtidos de equipamentos utilizados normalmente no mercado nacional
empregados nas subestações industriais e de geração. A Tabela 3.1 é o resultado das Tabelas 3.2 a 3.13. Pelo diagrama unifilar da Figura 3.3 pode­se contar o número dos
equipamentos que serão utilizados no projeto, cujas cargas determinam a capacidade nominal do transformador e do gerador. Para reduzir o grau de complexidade da questão,
foram desconsiderados os painéis de alguns equipamentos, tais como filtros harmônicos, banco de capacitores etc. As áreas dos ambientes da casa de comando e controle
estão indicadas nas Tabelas 3.4. As áreas externas à subestação estão indicadas na Tabela 3.5. A quantidade dos equipamentos, painéis e cubículos do conjunto de manobra
está indicada nas Tabelas 3.2 e 3.3.
Figura 3.3
a)
b)
Diagrama unifilar – 230/34,5 kV.
Determinação da potência nominal do transformador de serviço auxiliar
A partir das cargas dos equipamentos, motores, iluminação e tomadas obtêm­se, nas linhas de totalização da Tabela 3.1, os seguintes valores:
Logo, a potência nominal do transformador de serviço auxiliar é de 150 kVA / 380­220 V que é a potência comercial mais próxima a 147,74 kVA.
Considerando que a tomada de 60 kVA venha a ser utilizada no tratamento do óleo do único transformador da subestação, a capacidade do TSA teria o seguinte valor:
Pnt  ≥ Pt om + 145,74 kVA
Pt om = 60 kVA (capacidade nominal da tomada).
Pnt  = 60 + 1145,74 = 205,74 kVA
Logo, a capacidade nominal do TSA seria de 225 kVA.
Determinação da potência nominal do grupo motor gerador
3.1.2.2
•
•
•
•
•
3.1.2.2.1
•
•
•
•
•
Deve­se aplicar a Equação (3.2).
Logo, será dimensionado um GMG com as seguintes características:
Potência nominal para regimeintermitente: 75 kVA ou 60 kW.
Tensão nominal de geração: 380/220 V.
Fator de potência: 0,80.
Combustível: óleo diesel.
Quadro de serviço auxiliar em corrente contínua
Muitos  equipamentos,  tais  como  bobinas  de  abertura  e  fechamento  de  disjuntores,  motores  de  acionamento  de  disjuntores,  bobinas  de  acionamento  de  chaves  seccionadoras  etc.,
necessitam  de  uma  fonte  de  corrente  contínua  para  operar.  Além  disso,  quando  as  fontes  de  corrente  alternada  falharem  por  defeito  na  própria  subestação  [rede  pública  da
concessionária e a(s) linha(s) de transmissão que alimenta(m) a subestação em questão] será necessário existir uma fonte independente que forneça energia ao ambiente de modo que se
possa trabalhar na recuperação do sistema. Neste caso, deve­se utilizar também o grupo motor gerador para garantir os trabalhos de reparo e recuperação do sistema.
Os serviços auxiliares em corrente contínua são constituídos dos seguintes elementos:
Quadro dos serviços auxiliares em corrente contínua (QSA­CC)
Banco de baterias
Retificador­carregador
As cargas dos serviços auxiliares em corrente contínua podem ser classificadas em dois diferentes tipos:
Cargas permanentes
São  aquelas  que  consomem  permanentemente  energia  durante  todo  o  ciclo  de  emergência,  tais  como  relés  auxiliares,  dispositivos  eletrônicos  inteligentes  chamados  de  IED
(Intelligent Electronic Device), ou simplesmente relés de proteção digitais.
Cargas temporárias
São  aquelas  que  consomem  energia  apenas  temporariamente  durante  o  ciclo  de  emergência,  tais  como  as  bobinas  dos  disjuntores  de  potência,  bobinas  de  chaves  seccionadoras
automáticas etc.
Dimensionamento do QSA­CC
É constituído de um painel dotado de disjuntores bipolares alimentados por um banco de baterias que por sua vez é alimentado pelo retificador­carregador, anteriormente mencionado.
A Figura 3.4 mostra as vistas frontal e interna de um QSA­CC.
A Figura 3.5 mostra o diagrama bifilar de um quadro de serviço auxiliar em corrente contínua.
O dimensionamento dos disjuntores é função da carga que será alimentada, como por exemplo, circuitos de iluminação, circuitos de aquecimento etc.
As cargas normalmente ligadas ao QSA­CC são:
Circuitos de iluminação de emergência do pátio de manobra.
Circuitos de iluminação de emergência da casa de comando e controle.
Circuitos de alimentação dos relés digitais.
Circuitos de alimentação das bobinas de abertura e fechamento dos disjuntores de alta e média tensões.
Circuitos de alimentação dos motores de carregamento da mola de fechamento dos disjuntores.
Figura 3.4
3.1.2.2.2
•
•
•
•
•
•
3.1.2.2.3
QSA­CC – vistas frontal e interna de um QSA­CC.
Dimensionamento de bancos de baterias para subestações
O banco de baterias deverá ser constituído por determinado número de elementos que possa suprir a carga em regime de emergência durante determinado tempo, em geral durante o
período de três horas ou cinco horas como ocorre nas subestações conectadas à Rede Básica.
Normalmente o banco de baterias para aplicação em subestações de potência de médio e grande portes apresenta as seguintes características técnicas básicas:
Tipo: bateria regulada por válvula ou, simplesmente, bateria selada.
Tensão nominal: 127 Vcc.
Tensão máxima: 137,50 Vcc.
Tensão mínima: 106,25 Vcc.
Tensão de flutuação por elemento: 2,20 Vcc.
Tensão final de descarga por elemento: 1,75 Vcc.
Cálculo do número de elementos de um banco de baterias
O  número  de  elementos  de  um  banco  de  baterias  é  calculado  com  base  na  variação  da  tensão  permitida  pelo  equipamento  consumidor  e  cujo  valor  pode  ser  determinado  por  três
diferentes processos, adotando­se a solução que conduza ao melhor aproveitamento da bateria, ou seja:
Figura 3.5
•
Diagrama bifilar de um quadro de serviço auxiliar QSA­CC.
Regime de carga
Aplicar a Equação (3.3).
Vmáx  – tensão máxima do equipamento consumidor, em V;
Vc  – tensão de carga por elemento, em V.
•
•
 
a)
•
•
•
b)
•
–
–
–
–
•
•
3.1.2.2.4
Regime de descarga
Aplicar a Equação (3.4).
Vmín – tensão mínima do equipamento consumidor, em V;
Vfn – tensão final de descarga do elemento, em V.
Regime de flutuação
Aplicar a Equação (3.5).
Vn – tensão nominal do equipamento consumidor, em V;
Vfe  – tensão de flutuação por elemento, em V.
Se os resultados das três equações forem iguais obtém­se o acumulador com o máximo rendimento operacional.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (3.2)
Determinar o número de elementos de um banco de baterias cujas especificações técnicas exigem as seguintes características: (i) tensão de flutuação por elemento: 2,18 V;
(ii)  tensão final de descarga do elemento: 1,73 V; (iii)  tensão de carga por elemento: 2,30 V. O equipamento consumidor precisa operar com as seguintes tensões: (i) tensão
nominal: 126 V; (ii) tensão máxima: 138 V; e (iii) tensão mínima: 108 V.
Determinação do número de elementos do banco de baterias
Em regime de carga,
Em regime de descarga
Em regime de flutuação
Análise para seleção do banco de baterias
Tensões para o banco de baterias de 60 elementos
Tensão total de flutuação
Tensão final de descarga por elemento para 60 elementos
Tensão total de carga
Tensão final de carga por elemento para 60 elementos
Tensão final de descarga por elemento para 58 elementos
Este valor é relativamente alto com pouco aproveitamento da bateria.
Tensão final de carga por elemento para 62 elementos
Este valor é baixo para o carregamento do banco de baterias.
Logo, 60 elementos é o número ideal para a capacidade do banco de baterias, pois a tensão de carga para 60 elementos,  igual a 2,3 V, coincide com a tensão de carga
especificada para a bateria;  já a tensão de descarga para 60 elementos,  igual a 1,80 V, está mais próxima de 1,73 V do que a tensão final de descarga especificada para a
bateria de 58 elementos, cujo valor é de 1,86 V. E assim, analisando os demais itens, conclui­se que 60 elementos é a melhor configuração.
Cálculo da capacidade nominal de um banco de baterias
Figura 3.6
3.1.2.2.4.1
Tabela 3.14
A  capacidade  nominal  de  uma  bateria  é  a  quantidade  de  energia  elétrica  que  a  mesma  consegue  liberar  durante  um  período  de  tempo  antes  que  sua  tensão  se  reduza  a  um  valor
previamente definido. É expressa em Ah.
Para atender  aos  requisitos normativos,  a  capacidade nominal de uma bateria  é  especificada para 10 horas de operação  ininterrupta. Assim, uma bateria de 10 Ah deve  fornecer
energia elétrica a uma carga que consome 1,0 A durante o período de 10 horas. Deve­se alertar que essa relação não é linear. A Figura 3.6 mostra a curva de tensão com a variação da
corrente de descarga aproximada de uma bateria estacionária chumbo­ácida.
A associação de um grupo de baterias ligadas em série forma um banco de baterias que, no caso de subestações, alimenta as cargas já anteriormente estudadas. A determinação da
capacidade do banco de baterias pode ser realizada por diferentes processos. Aqui estudaremos dois processos de uso corrente, sendo um mais simplificado e outro mais detalhado.
Descarga de uma bateria – bateria chumbo­ácida.
Processo simplificado
Neste caso deve­se aplicar a Equação (3.6).
C10 – capacidade nominal do banco de baterias, em Ah, para uma descarga em 10 horas;
Ie  – corrente das cargas dos circuitos de emergência, em A;
Nd – número de disjuntores que simultaneamente devam ser operados;
Imd – corrente dos motores de carregamento das molas de fechamento dos disjuntores, em A; esse valor pode ser obtido a partir da Tabela 3.14 para alguns tipos de disjuntores.
Consumo típico de bobinas e motores de disjuntores
Consumo de 1 mecanismo
Tensão de utilização Número de mecanismos Bobina de abertura Bobina de fechamento Motor de carregamentoda mola
kV – W A (a 112 V) W A (a 112 V) W A (a 112 V)
13,8 1,00 160 1,40 160 1,40 2000 17,80
34,5 1,00 250 2,20 250 2,20 2000 17,80
69,0 1,00 250 2,20 300 2,70 2000 17,80
138,0
1,00250 2,20 250 2,20 5000 44,60
3,00 250 2,20 360 3,40 5000 44,60
Uma vez que a temperatura exerce influência sobre a capacidade das baterias chumbo­ácidas, é necessário corrigir o valor C10 para um valor superior, em regiões de clima frio, e
para um valor inferior para regiões de clima quente, como por exemplo, o Nordeste brasileiro. O coeficiente de correção vale:
Ccorr – capacidade do banco de baterias corrigida, em Ah, para uma descarga de 10 horas;
Ψ – coeficiente de correção dada na Tabela 3.15.
Se o banco de baterias  está  em  local  com  temperatura  superior  a 25  ºC o valor de C10,  deve  ser  dividido por Ψ para  fornecer  a  capacidade máxima do banco de baterias;  caso
contrário, o valor de C10 deve ser multiplicado por Ψ.
•
Tabela 3.15
•
•
•
•
•
•
3.1.2.2.4.2
 
•
–
–
As baterias de níquel­cádmio não apresentam variações de capacidade nominal para temperaturas compreendidas entre 0 e 40 ºC.
Algumas considerações devem ser observadas quando se calcula a capacidade de um banco de baterias.
Para determinação da demanda máxima momentânea durante a operação de disjuntores, normalmente é considerado que apenas uma unidade deva ser manobrada de cada vez. Isso
não é verdade quando se usa a proteção 50 BF (falha de disjuntor).
Coeficiente de correção de temperatura: baterias chumbo­ácidas
Temperatura em graus Celsius Fator de correção
0,0 0,72
5,0 0,80
10,0 0,86
15,0 0,91
20,0 0,96
25,0 1,00
30,0 1,02
35,0 1,04
40,0 1,07
A carga requerida do banco de baterias necessária para realizar o desligamento de um disjuntor é normalmente inferior à carga necessária para realizar seu fechamento.
Considerar que a carga momentânea requerida do banco de baterias tem duração de 1 (um) minuto. No entanto, sabe­se que o tempo de operação de um disjuntor não vai além de
alguns décimos de segundos.
Considerar que o tempo mínimo de emergência seja de 1 (uma) hora.
Considerar que o transformador de serviço auxiliar esteja desenergizado para a determinação da capacidade do banco de baterias.
O tempo do ciclo de descarga deve ser considerado de 10 horas, valor normativo; isso representa o regime de descarga correspondente à capacidade nominal da bateria.
Na  composição  da  carga  dos  disjuntores  considerar  um  defeito  na  zona  da  proteção  diferencial,  ocasião  em  que  os  disjuntores  de  tensões  superior  e  inferior  operam
simultaneamente.
Processo das cargas permanentes e temporárias
Esse processo é utilizado em grande escala pelas concessionárias de energia elétrica, e fornece os valores bastante seguros no dimensionamento dos bancos de baterias para subestações
de potência.
A determinação da capacidade da bateria pode ser feita a partir da seguinte Equação (3.8).
Os valores de K1, K2 e K3  são determinados a partir da curva do fabricante das baterias. Para baterias de determinado fabricante – bateria chumbo­ácida regulada por válvula, a
curva da bateria é vista na Figura 3.7. Para o  tempo de duração da emergência de cinco horas  (300 minutos) exigido pelo Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede, obtêm­se os
seguintes valores de K pela Figura 3.7 (curva 1,75 V), ou seja:
K1 = 5,4 – para o tempo de 300 minutos;
K2 = 5,3 – para o tempo de 289 minutos;
K3 = 1,0 – para o tempo de 10 minutos;
Fenv  = 1,1 – fator de envelhecimento (para compensar o envelhecimento das baterias no final da sua vida útil);
I1 – corrente de carga correspondente ao primeiro período de ocorrência da emergência com duração de 1 (um) minuto;
I2 – corrente de carga correspondente ao segundo período de ocorrência da emergência com duração de 60, 180 ou 300 minutos, a depender da decisão do projetista. Para pequenas
subestações utiliza­se o valor de 60 minutos. Para médias e grandes subestações não pertencentes à Rede Básica utiliza­se o valor de  três horas  (180 minutos). Se a  subestação  for
conectada à Rede Básica deverá ser utilizado o valor de 300 minutos;
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (3.3)
Determinar a capacidade do banco de baterias e elaborar a sua especificação para alimentar o sistema de corrente contínua de uma subestação de uma usina  termelétrica
com  potência  nominal  de  224  MVA­69/13,80  kV,  com  quatro  transformadores  de  56  MVA,  contendo  12  disjuntores  de  69  kV,  seis  disjuntores  de  15  kV  e  o  circuito  de
iluminação de emergência constante de 16 lâmpadas de 60 W. Estão instalados 18 relés digitais cuja carga unitária vale 3 VA, um painel de integração com 820 VA, sistema
de  telecomunicação com 650 VA e o painel  de  IHM com 750 VA. A  tensão nominal  do  sistema de corrente  contínua é de 125 V. Considerar de 1  (uma) hora o  tempo de
emergência e que simultaneamente podem operar os oito disjuntores (quatro disjuntores de 69 kV e quatro disjuntores de 13,8 kV) que fazem parte do sistema de proteção dos
lados de alta e média tensões dos quatro transformadores de potência. A temperatura no interior da sala de baterias é de 35 ºC.
Determinação da carga, em A:
Cargas permanentes:
Carga da bobina de abertura de um disjuntor de 13,80 kV: 160 W (Tabelas 3.14) ou 1,28 A, em 125 V.
–
–
–
–
•
•
•
•
•
•
•
Figura 3.7
Carga da bobina de abertura de um disjuntor de 69 kV: 250 W (Tabelas 3.14) ou 2,0 A em 125 V.
Motor de carregamento da mola do disjuntor de 13,80 kV: 2000 W (Tabelas 3.14) ou 16,0 A em 125 V.
Motor de carregamento da mola do disjuntor de 69 kV: 2000 W (Tabelas 3.14) ou 16,0 A em 125 V.
Circuito de emergência: 16 × 60 = 960 W, ou
Determinação da capacidade do banco de baterias
A capacidade do banco de baterias vale:
Logo, será selecionado um banco de baterias comercial com capacidade nominal de 100 Ah. Como a  temperatura na sala de baterias é de 35 ºC, a capacidade final da
bateria deve ser inferior para compensar a diferença de temperatura, ou seja:
(valor este superior a C10, anteriormente calculado).
O banco de baterias deverá ser fornecido com as seguintes características:
Tipo: bateria de acumulador chumbo­ácida estacionária regulada por válvula.
Capacidade nominal da bateria para descarga em 10 horas até a tensão final de descarga por elemento de 1,75 V: 100 Ah.
Número de elementos: 60.
Tensão convencional de 1 elemento: 2 V.
Tensão final de descarga por elemento: 1,75 V.
Tensão de flutuação por elemento a 25 ºC: 2,17 a 2,23 V.
Curva dos valores médios de K para determinadas baterias.
I3 – corrente de carga correspondente ao terceiro período de ocorrência da emergência e tem duração de 10 minutos.
Consideramos agora que o banco de baterias seja utilizado para um ciclo de emergência de 180 minutos em ambiente cuja temperatura é controlada e igual a 25 ºC, ou seja:
K1 = 3,6 – para o tempo de 180 minutos;
K2 = 3,5 – para o tempo de 169 minutos;
K3 = 0,90 – para o tempo de 10 minutos;
3.1.2.2.5
•
•
•
–
–
•
•
•
•
•
Fenv  = 1,1 – fator de envelhecimento (para compensar o envelhecimento das baterias no final da sua vida útil).
Assim, neste presente caso, os valores de K1, K2 e K3 são determinados a partir da curva das baterias – bateria chumbo­ácida regulada por válvula, conforme a Figura 3.7.
Dimensionamento do retificador­carregador do banco de baterias
O carregador deve ter capacidade suficiente para alimentar simultaneamente a carga permanente em corrente contínua e a carga do banco de baterias em regime de flutuação.
Para manter uma bateria ou banco de baterias carregado é necessário utilizar uma fonte de energia elétrica retificada, cuja tensão seja superior à tensão da bateria em circuito aberto.
É conhecido que a  tensão de uma bateria se eleva durante o processo de carregamento,  já que esta oferece uma resistência maior ao  fluxo de corrente com o progresso da carga
aplicada.
O retificador­carregador possui um circuito ultrarrápido de  limitação de corrente,  impedindo que a corrente de alimentação da bateria alcance valores que possam comprometer a
integridade de seus componentes mediante sobreaquecimento.
Para especificar um retificador­carregador são necessários os seguintes dados:
Tipo do carregador
Deveser selecionado pelo usuário em função de sua aplicação.
Tensão de alimentação do retificador­carregador
Se a capacidade selecionada do carregador­retificador é inferior a 25 A, pode­se especificar uma tensão de alimentação monofásica de 110 V ou 220 V. Para capacidades iguais ou
superiores a 25 A, é aconselhável especificar um retificador­carregador de tensão trifásica de 220 V ou 380 V.
Capacidade nominal do retificador­carregador
Deve ser determinada de acordo com a Equação (3.9).
Irc  – capacidade nominal do retificador­carregador, em A;
Ip – capacidade da carga conectada em regime permanente, em A;
Icb – valor necessário da corrente para carregar a bateria, em A; seu valor deve ser igual ou superior a 0,10 × Cn.
O valor de Icb pode ser determinado pela Equação (3.10).
Cn – capacidade nominal das baterias, em Ah;
K – constante cujo valor depende do tipo de bateria, ou seja:
Para baterias chumbo­ácidas: K = 1,10
Para baterias níquel­cádmio: K = 1,40
Tr – é o tempo selecionado para processar o carregamento da bateria; o valor normalmente empregado é de 10 horas.
Determinação da potência de saída
O valor da potência de saída Psrc  pode ser dado a partir da Equação (3.11).
N – número de elementos das baterias;
Vre  – tensão de carga de equalização.
Determinação da potência de entrada
A potência de entrada Psrc  pode ser obtida a partir da Equação (3.12).
η – rendimento do retificador­carregador;
φ – ângulo do fator de potência do retificador­carregador.
Devem ser adotadas as seguintes características dos retificadores­carregadores:
Regulação estática da tensão
Em  geral  é  de  +/–  1 %  para  a  variação máxima  da  tensão  de  entrada  do  retificador  de  +/–  15 %,  e  variação  da  carga  de  10 %  a  100 %  da  corrente  nominal. Na  condição  de
funcionamento de 5 % da corrente nominal, a tensão não deve ultrapassar a 2 % do valor ajustado da tensão de saída.
Regulação estática da corrente em limitação
A corrente limitada não deve variar em mais de 10 % do valor da corrente de saída ajustado, considerando a tensão de saída variando desde o início da limitação até uma tensão
correspondente a pelo menos o final de descarga da bateria. Na variação permissível de 10 %, não são admissíveis valores inferiores ao correspondente ao início de limitação.
Regulação dinâmica da corrente em limitação
Deve ser de trezentos milissegundos o tempo em que o desvio da tensão de saída não apresenta mais valores que ultrapassem a +/– 2 % do valor correspondente à tensão estática
considerando: degrau crescente de 50 % para 100 % de corrente nominal, ou decrescente de 100 % para 50 % da corrente nominal, ou degrau na tensão de entrada de 5 % (crescente ou
decrescente). Em ambos os casos com emprego de carga resistiva sem bateria em paralelo com o retificador. O pico da tensão transitória não deve ultrapassar a 20 % da tensão estática,
a qual deve atingir no máximo 50 ms após o início do transitório.
•
–
–
–
–
•
–
–
–
–
 
•
•
•
•
•
•
a)
•
•
•
b)
•
Tabela 3.16
A seguir são fornecidos alguns dados técnicos importantes para avaliação do leitor relativamente a um retificador­carregador:
Características de entrada
Tensão nominal trifásica: 380 V ou 220 V.
Fator de potência indutivo medido com os valores nominais de tensão e frequência de alimentação e potência nominal de saída: ≥ 0,85.
Fator de potência capacitivo medido com os valores nominais de tensão e frequência de alimentação para consumo mínimo de 20 % do valor da potência nominal de saída: ≥
0,75.
Rendimento: ≥ 0,90 %.
Características de saída
Tensão nominal: 125 V.
Corrente nominal: 50 A.
Tensão de flutuação: 132 V (119 a 145) V.
Tensão de equalização: 144 V (129 a 158) V.
EXEMPLO DA APLICAÇÃO (3.4)
Determinar a capacidade do banco de baterias de 60 elementos para uma subestação de 75 MVA­138/34,5 kV de uma indústria siderúrgica, cujas características técnicas das
baterias a serem utilizadas são:
Tipo: bateria regulada por válvula.
Tensão nominal: Vnb = 125 V.
Tensão máxima de operação: Vmo = 137,5 V.
Tensão mínima de operação: Vmi = 105 V.
Tensão de flutuação por elemento: Vf l = 2,2 V (valor especificado no projeto).
Tensão de descarga por elemento: Vde = 1,75 V (valor especificado no projeto).
Determinar, também, a capacidade nominal do retificador­carregador
As cargas em operação permanente em corrente contínua fornecidas pelos fabricantes dos equipamentos estão definidas na Tabela 3.16.
Já as cargas em operação temporária em corrente contínua, que correspondem às cargas impostas pelas bobinas de fechamento e abertura dos disjuntores de média e alta
tensões, estão definidas na Tabela 3.17. O rendimento e o fator de potência do retificador­carregador valem respectivamente 0,90 e 0,85.
Determinação do número de elementos
Tensão de flutuação
Tensão final de descarga
Tensão média
Determinação das cargas impostas
Cargas permanentes
A potência a ser consumida continuamente pelo banco de baterias vale:
Equipamentos e cargas permanentes em CC dos equipamentos
Cargas permanentes impostas às baterias
Equipamento Carga Quantidade Total
  (W) – (W)
Disjuntores de potência 138 kV 25 1 25
Disjuntores de potência 34,5 kV 30 9 270
Chave seccionadora 138 kV 15 1 15
Chave seccionadora 34,5 kV 20 0 0
Iluminação de emergência 440 1 440
Painel de telecomunicação 45 1 45
Painéis de serviços auxiliares CA 100 1 100
Painéis de serviços auxiliares CC 50 1 50
Carregador­retificador 75 2 150
Painel de medição de faturamento 75 1 75
Tabela 3.17
•
c)
•
–
–
•
–
Central telefônica 80 1 80
Unidade autônoma do transformador – 138 kV 250 1 250
Unidade autônoma da entrada de linha 138 kV 300 1 300
Unidade autônoma do disjuntor transferência 0 0 0
Previsão de carga 0 0 0
TOTAL     1800
Dispositivos e cargas temporárias em CC dos equipamentos
Cargas temporárias impostas às baterias
Dispositivo
Carga Quantidade Total
(W) – (W)
Fechamento disjuntor de potência 138 kV 1450 1 1450
Abertura disjuntor de potência 138 kV 2800 1 2800
Fechamento disjuntores de potência 34,5 kV 1280 9 11.520
Abertura disjuntores de potência 34,5 kV 1830 9 16.470
Motor de carregamento da mola do disjuntor 138 kV 4200 1 4200
Motor de carregamento da mola do disjuntor 34,5 kV 2200 9 19.800
A corrente de carga permanente correspondente vale:
 (corrente consumida pelas cargas permanentemente ligadas).
Cargas temporárias
Correspondem às cargas impostas pelas bobinas de fechamento e abertura dos disjuntores de média e alta tensões.
A situação mais crítica para o banco de baterias é a solicitação simultânea das bobinas de abertura dos disjuntores de média tensão, em um total de 9 (nove) unidades,
quando ocorrer um defeito em um disjuntor de 34,5 kV fazendo atuar a função de falha de disjuntor, 50 BF; neste caso, será contabilizada uma potência de carga no valor de:
 (corrente de abertura simultânea dos disjuntores de média tensão, 34,5 kV).
A operação mais crítica de fechamento é a do disjuntor de 138 kV, quando ocorre a operação do motor de carregamento da mola, e que é superior à carga da bobina de
fechamento ou de abertura. Observar também que o carregamento da mola dos disjuntores de média tensão ocorre em tempos diferentes, mesmo que próximos e, portanto,
não será considerado como a carga mais crítica.
 (corrente de fechamento do disjuntor de 138 kV – maior carga individual entre os disjuntores de média e alta tensões).
Ciclo de carga de emergência
Foram consideradas 3 (três) diferentes etapas no ciclo de emergência. Foi considerado também que o ciclo de emergência das etapas 1 e 2 teriam duração de 180 minutos
(3 horas). Para atendimento aos Procedimentos de Rede é exigido um tempo de 5 (cinco) horas. Isso só ocorre quando a subestação está conectada à Rede Básica, o que
não é o nosso caso, já que as subestações de 138 kV não fazem parte da mesma.
1a Etapa
Período da ocorrência da emergência
Consideramos que essa etapa tenha duração de 1 (um) minuto, iniciando­se pela atuação das proteções que acarretarem interrupçãodo fornecimento de corrente alternada
aos retificadores­carregadores. Durante esse período foram consideradas as seguintes cargas:
Cargas permanentes do sistema de 125 Vcc: Icp
Cargas correspondentes à atuação simultânea dos disjuntores de 34,5 kV, por se tratar da situação mais crítica: IadMT
Logo, a corrente de carga nessa condição vale:
2a Etapa
Período da ocorrência da emergência intermediária
Consideramos  que  essa  etapa  tenha  duração  de  169  minutos  e  se  desenvolve  depois  da  ocorrência  da  emergência  (após  1  minuto)  até  instantes  anteriores  ao
restabelecimento dos serviços auxiliares. Durante esse período (169 minutos) foram consideradas as seguintes cargas:
Cargas permanentes do sistema de 125 Vcc: Icp
Logo, a corrente de carga nessa condição vale:
•
–
–
d)
Figura 3.8
I2 = Icp = 15,2 A
3a Etapa
Período do restabelecimento
Consideramos  que  essa  etapa  tenha  duração  de  10  (dez) minutos,  compreendida  entre  a  emergência  intermediária  e  o  restabelecimento  total  dos  serviços  auxiliares.
Durante esse período foram consideradas as seguintes cargas:
Cargas permanentes do sistema de 125 Vcc: Icp
Cargas correspondentes ao fechamento simultâneo dos disjuntores de 138 kV (neste caso somente 1)
 (corrente de acionamento do motor de carregamento da mola de fechamento do disjuntor de 138 kV).
Logo, a corrente de carga nessa condição vale:
Determinação da capacidade do banco de baterias
Inicialmente, o cálculo do banco de baterias será dimensionado opcionalmente para atender aos critérios dos Procedimentos de Rede do ONS.
A determinação da capacidade da bateria pode ser calculada a partir da Equação (3.8).
Os valores de K1, K2 e K3 são determinados a partir da curva das baterias que serão utilizadas no projeto – bateria chumbo­ácida regulada por válvula, mostrada na Figura
3.7, curva 1,75 V. Para o tempo de duração da emergência de 5 (cinco) horas exigido pelo Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede, obtêm­se os valores de K, definidos na
Seção 3.1.2.2.4.2, ou seja:
K1 = 5,4 – para o tempo de 300 minutos (Figura 3.7).
K2 = 5,3 – para o tempo de 289 minutos (Figura 3.7).
K3 = 1,0 – para o tempo de 10 minutos (Figura 3.7).
Fenv  = 1,1
Foi considerado que o banco de baterias esteja instalado em ambiente cuja temperatura seja controlada e igual a 25 ºC.
Logo, a determinação da capacidade do banco de baterias, de acordo com a Equação (3.8), vale:
O banco de baterias padrão que atende à condição de carga anteriormente dimensionada é de 150 Ah.
A Figura 3.8 mostra o ciclo de carga de emergência para 5 (cinco) horas (300 minutos).
Adotando  o  critério  menos  severo  para  subestações  que  não  fazem  parte  da  Rede  Básica,  temos  novas  condições  para  o  tempo  definido  de  3  (três)  horas  de
suportabilidade da carga, e obtemos os valores de K, definidos na Seção 3.1.2.2.4.2, ou seja:
K1 = 3,6 – para o tempo de 180 minutos (Figura 3.7).
K2 = 3,5 – para o tempo de 169 minutos (Figura 3.7).
K3 = 0,90 – para o tempo de 10 minutos (Figura 3.7).
Fenv  = 1,1 – fator de envelhecimento (para compensar o envelhecimento das baterias no final da sua vida útil).
Logo, a determinação da capacidade do banco de baterias vale:
O banco de baterias comercial que atende à condição de carga anteriormente dimensionada é de 100 Ah. A Figura 3.9 mostra o ciclo de carga de emergência de 3 (três)
horas.
Ciclo de carga de emergência para cinco horas.
Figura 3.9
e)
f)
g)
Ciclo de carga de emergência para três horas.
Determinação da capacidade dos retificadores­carregadores
A capacidade de corrente de cada retificador­carregador pode ser obtida a partir da Equação (3.9).
Irc  = Icp + Icb
O valor de Icb pode ser determinado pela Equação (3.10).
K = 1,1 – constante para as baterias chumbo­ácidas
Logo, o valor da corrente do retificador­carregador é:
Irc  = Icp + Icb = 15,2 + 11 = 26,2 A
Assim, o valor do retificador­carregador deverá ser de 50 A (valor comercial).
Determinação da potência de saída
O valor da potência de saída pode ser dado a partir da Equação (3.11).
Logo, a potência de saída vale:
Determinação da potência de entrada
A potência de entrada pode ser obtida a partir da Equação (3.12), a seguir.
4.1
4.2
4.2.1
4.2.1.1
4.2.1.2
4.2.2
4.2.2.1
4.2.2.2
4.2.2.3
4.2.2.4
INTRODUÇÃO
Neste capítulo descreveremos os principais critérios que podem ser utilizados para elaborar os projetos eletromecânicos, elétricos, de arquitetura e civil de subestações de potência das
classes de 15 kV a 230 kV. O planejamento dos projetos das subestações de média tensão normalmente é mais simples e realizado em poucas etapas, comparativamente aos projetos de
subestações de alta tensão.
PLANEJAMENTO
O planejamento de um projeto de subestação de média e alta tensões deve ser orientado em função da sua complexidade e das atividades do empreendimento no curto, médio e longo
prazos, sejam elas subestações para atendimentos a empreendimentos industriais e de geração de energia elétrica para parques eólicos, térmicos, solares ou hidrelétricos.
As ações desenvolvidas no planejamento de curto prazo visam estabelecer os critérios para o desenvolvimento do projeto básico, na primeira  fase e na  segunda  fase, do projeto
executivo. Antes de iniciar o projeto devem ser obtidas as informações a seguir.
Planejamento de subestações de empreendimentos industriais
De forma geral, o planejamento das subestações para empreendimentos industriais deve ser dividido, em pelo menos, nas seguintes etapas.
Levantamento da carga
A carga deve ser levantada para as três fases do planejamento do empreendimento: (i) carga inicial no curto prazo; (ii) carga prevista para a primeira expansão do empreendimento; e
(iii) carga para a capacidade máxima da instalação.
Definição do arranjo e estrutura da subestação no curto, médio e longo prazos
A partir do levantamento de carga pode­se estabelecer o nível de confiabilidade e continuidade que se quer estabelecer no projeto. Com esse elemento pode­se definir a configuração do
barramento de alta e de média  tensões da subestação, o número de  transformadores de potência,  layout ou simplesmente arranjo  físico do pátio de manobra etc. A potência nominal
do(s)  transformador(es)  de  potência  deve  ser  definida  pela  demanda  calculada  deixando  uma  potência  de  reserva  para  atender  à  segunda  fase  do  projeto,  se  esta  está  prevista  para
ocorrer em um tempo razoavelmente curto, de dois a cinco anos. Para previsão de carga no médio prazo, acima de cinco e inferior a dez anos, é preferível deixar preparado um bay,
também denominado vão de  transformação, mas  sem equipamentos  instalados,  tais  como  transformadores de medida,  disjuntores,  chaves  etc. Esse bay deve  ser  dotado  apenas  das
estruturas suportes dos barramentos, do próprio barramento e dos suportes dos equipamentos anteriormente mencionados, incluindo­se a base de um novo transformador de potência.
Para previsão de  longo prazo,  igual e superior a dez anos, deve­se deixar somente o pátio preparado com as  instalações subterrâneas,  tais como drenagem, malha de aterramento e a
locação definida, mas sem construção, das bases dos equipamentos já mencionados.
Na maioria das subestações industriais o planejamento do sistema é feito para atender à demanda no curto, médio e longo prazos, ou pelo menos no curto e médio prazos.
Planejamento de subestações para empreendimentos de geração
O planejamento para  subestações que  atenda  a  empreendimentos de geração  segue uma  linha básica  comum, mas diferenciando­se  em alguns pontos  em  função do  tipo de geração:
hidrelétricas, termelétricas, eólica e solar.
Subestações para empreendimentos de geração hidrelétrica
Para subestações de empreendimentos hidrelétricos deve­se planejar a subestação para atender plenamente ao escoamento da geração na sua capacidade máxima.
O nível de complexidade da subestação vai depender da sua capacidade nominal, indo desde empreendimentos do tipo pequenas centrais hidrelétricas(PCH) até grandes centrais de
geração.
Subestações para empreendimentos de geração termelétrica
Os grandes empreendimentos termelétricos para atendimento ao Sistema Interligado Nacional, por exemplo, são contratados em leilões realizados pela ANEEL para determinado bloco
específico de geração. Se o empreendedor não sinalizar com a expectativa de crescimento da geração para o médio e longo prazos o planejamento da subestação deverá ser encerrado no
curto prazo e, portanto, o desenvolvimento do projeto deve ocorrer para a capacidade instalada da geração contratada.
Subestações para empreendimentos de geração eólica
O  Brasil  já  conta  com  grandes  empreendimentos  de  usinas  de  geração  eólica  em  pelo  menos  dez  Estados  da  Federação,  notadamente  nos  Estados  do  Nordeste,  sendo  os  mais
importantes  a  Bahia,  o  Rio  Grande  do  Norte  e  o  Ceará.  A  tendência  é  de  crescimento  e  a  grande  maioria  é  viabilizada  por  meio  de  leilões  promovidos  pela  ANEEL.  Alguns
empreendimentos visam ao mercado livre.
Subestações para empreendimentos de geração fotovoltaica
Está em pleno desenvolvimento no Brasil a implantação de grandes empreendimentos de usinas de geração fotovoltaicas, resultado de leilões realizados pela ANEEL. Também existem
empreendimentos voltados para o mercado  livre. Porém,  está  em pleno  crescimento  em  todo o  território nacional  a  implantação de micro  e minigerações de usinas  fotovoltaicas na
modalidade de geração distribuída (GD) regulamentada pela Resolução Normativa 482/2012 – ANEEL e posteriormente atualizada pela Resolução 687, de 2015.
O estímulo à geração distribuída é justificado pelos benefícios que pode proporcionar ao sistema elétrico. Como esse tipo de geração é normalmente implantado junto à carga ou
próximo  a  ela,  evita  que  essa  demanda  seja  gerada  pelas  usinas  do  sistema  elétrico  implantadas  longe  dos  pontos  de  consumo  solicitando  toda  a  cadeia:  geração,  transmissão  e
distribuição, permitindo também o adiamento dos investimentos na expansão desses sistemas, além de diversificar a matriz energética nacional.
4.3
•
•
•
4.4
4.4.1
•
•
•
•
4.4.2
•
•
•
•
•
4.4.3
•
•
•
•
•
4.4.4
•
•
•
•
•
Até  o  momento  esse  tipo  de  geração  no  Brasil  está  fortemente  voltado  para  instalação  de  micro  e  minigerações  para  empreendimentos  destinados,  respectivamente,  ao  uso
domiciliar  (chamados  também  de  prossumidor)  e  de  pequenos  investimentos  para  suprimento  de  instalações  elétricas  comerciais  e  industriais  (máxima  geração  de  5000  kW).  No
entanto, já existem empreendimentos em operação de médio e grande portes bancados pela iniciativa privada e outros em andamento resultantes dos leilões promovidos pela ANEEL,
desde dezembro de 2014. O governo tem acenado aos investidores sua intenção de ampliar no Brasil esse tipo de geração incluindo­o definitivamente na matriz energética nacional.
Com a preocupação crescente sobre o clima, afetado pelas ações do homem sobre o meio ambiente, vários países, principalmente os europeus, vêm adotando políticas de incentivo à
geração de energia limpa por meio de empreendimentos eólicos e fotovoltaicos.
TIPOS DE SUBESTAÇÕES
Há  diferentes  formas  de  denominar  uma  subestação.  Pode  ser  um  conjunto  de  equipamentos,  dispositivos  e  condutores  elétricos  que  têm  por  objetivo  alterar  as  características  da
energia elétrica (tensão, corrente e frequência), permitindo a sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de utilização. Também pode ser descrita como parte de um
sistema de potência, associado aos terminais de uma ou mais linhas de transmissão e de um ou mais alimentadores de distribuição, sejam eles industriais, urbanos ou rurais, contendo
equipamentos de transformação (ou não) e de manobra e de dispositivos de controle e proteção, incluindo estruturas de suporte metálicas ou de concreto, podendo ser ainda utilizados
equipamentos conversores de frequência (subestações conversoras).
As subestações são partes de um sistema elétrico que produzem diferentes modificações nesse sistema. De forma geral, podem ser assim definidas:
Subestação transformadora
É aquela que produz a redução ou elevação da tensão de alimentação, denominada, respectivamente, subestações abaixadoras e subestações elevadoras. As subestações abaixadoras
são  utilizadas  em  unidades  industriais,  bem  como  nos  sistemas  de  potência  da  rede  pública,  próximas  aos  centros  de  carga.  Já  as  subestações  elevadoras  são  utilizadas
predominantemente nos pontos de geração de energia elétrica, seja esta hidráulica, térmica, eólica ou fotovoltaica.
Subestação de manobra
É aquela que distribui o fluxo de potência para diferentes caminhos formados por alimentadores, multiplicando os circuitos, mas mantendo o mesmo nível de tensão.
Subestação de compensação
É aquela dotada de equipamentos que injetam no sistema elétrico energia reativa indutiva e/ou capacitiva.
Em todos os tipos de subestação anteriormente mencionados são utilizados equipamentos de medição operacional para a obtenção dos valores de tensão, corrente, frequência, fator
de potência etc., e, em muitos casos, os valores de energia para fins de faturamento, ou seja, kW, kWh e kVArh.
CLASSIFICAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES – ARRANJO/CAPACIDADE
Dependendo da capacidade de transformação e das características de utilização, deve­se projetar uma subestação segundo uma das concepções típicas a seguir conceituadas somente para
fins didáticos.
Subestação de média tensão I
É aquela cuja potência final do projeto não seja superior a 5 MVA. Deve ser projetada, de forma geral, com as seguintes características:
Tensão nominal: 13,80 kV, 25 kV e 34,5 kV.
Tipos de barramento primário: barramento simples ou barramento simples seccionado.
Número de transformadores de potência: 1 a 3 transformadores de potência.
Área desejável para subestação ao tempo: 150 m2 (sugestão: 10 × 15 m).
Subestação de média tensão II
É aquela cuja potência final do projeto não supera o valor de 70 MVA. Deve ser projetada, de forma geral, com as seguintes características:
Tensão nominal: 69 kV e 88 kV.
Tipos de barramento primário: barramento duplo com barra principal e de transferência; barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves; barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves.
Número de transformadores de potência: 1 a 3.
Potências nominais projetadas típicas dos transformadores de potência: (i) 5/6,25 MVA; (ii) 7,5/10 MVA; (iii) 12,5/15 MVA; (iv) 20/26,6 MVA; e (v) 26,6/33,2 MVA.
Área desejável: a depender do número de transformadores de potência e do tipo de barramento para 1 (um) transformador de potência e barramento simples: 600 m2 (sugestão: 20 ×
30 m); para 2 (dois) transformadores e barramento duplo: 1750 m2 (35 × 50 m), incluindo a casa de comando e controle.
Subestação de média tensão III
É aquela cuja potência final do projeto não supera o valor de 150 MVA. Deve ser projetada, de forma geral, com as seguintes características:
Tensão nominal: 138 kV.
Tipos de barramento primário: barramento simples, barramento duplo com barra principal e de transferência e barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves.
Número de transformadores de potência: 1 a 3.
Potências nominais mais projetadas dos transformadores de potência: (i) 40/50 MVA; (ii) 55/70 MVA; (iii) 80/100 MVA; e (iv) 120/150 MVA.
Área desejável para SE de 138 kV: a depender do número de  transformadores de potência e do  tipo de barramento para 1  transformador de potência e barramento simples: 2000
m2 (sugestão: 40 × 50 m); para 2 transformadores e barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves: 4200 m2 (60 × 70 m), incluindo a casa de comando e controle.
Subestação de alta tensão I
É aquela cuja potência não supera o valor de 500 MVA. Deve ser projetada, de forma geral, com as seguintes características:
Tensão nominal: 230 kV.
Tipos  de  barramento  primário:  barramento  duplo  com barra  principal  e  de  transferência;  barramento  duplo,  1  disjuntor  a  4chaves;  barramento  duplo,  1  disjuntor  a  5  chaves  e
barramento em anel.
Número de transformadores de potência: 1 a 4.
Potências nominais mais projetadas dos transformadores de potência: (i) 120/150 MVA; (ii) 160/200 MVA; e (iii) 320/400 MVA.
Área desejável: a depender do número de transformadores de potência e do tipo de barramento para 1 transformador de potência e barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves: 5000
m2 (sugestão: 50 × 100 m); para 2 transformadores e barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves: 7000 m2 (70 × 100 m).
A maioria das empresas concessionárias das regiões Sul, Sudeste e Centro­Oeste utiliza subestações de 345 kV e 430 kV, principalmente o Estado de São Paulo.
4.4.5
•
•
•
•
•
4.5
4.5.1
4.5.1.1
4.5.1.2
4.5.1.3
4.5.1.4
4.5.2
4.5.2.1
4.5.2.1.1
•
•
•
•
•
Subestação de alta tensão II
É aquela cuja potência final é igual ou superior a 500 MVA. Deve ser projetada, de forma geral, com as seguintes características:
Tensão nominal: 500 kV.
Tipo de barramento primário: os Procedimentos de Rede determinam que o arranjo seja em barramento duplo, 1 disjuntor e meio.
Número de unidades transformadoras ou conjunto de autotransformadores de potência: 1 a 4.
Potências nominais projetadas dos transformadores de potência: normalmente utilizados transformadores trifásicos de 300 MVA a 500 MVA ou autotransformadores monofásicos
de 600 MVA por cada fase, considerando ainda um autotransformador como reserva.
Área desejável: a depender do número de transformadores trifásicos de potência e do tipo de barramento para 1 conjunto trifásico de autotransformadores monofásicos e barramento
duplo, 1 disjuntor e meio: 11.200 m2 (sugestão: 70 × 160 m); para 2 conjuntos de autotransformadores monofásicos e barramento duplo, 1 disjuntor e meio: 15.600 m2 (120 × 160
m).
LEVANTAMENTO DE DADOS – PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO
Em função da capacidade nominal da subestação podemos estabelecer o seu tipo e desenvolver o projeto de acordo com as etapas a seguir.
Levantamentos preliminares
Antes de iniciar o projeto propriamente dito são necessárias algumas ações que darão suporte ao desenvolvimento das diversas atividades de projeto.
Seleção do terreno
Normalmente, o terreno da subestação fica localizado dentro dos limites do empreendimento, sejam eles industriais ou de geração, e sempre afastado das edificações administrativas.
Para subestações de atendimento ao serviço público de energia, sua localização deve ser o mais próximo possível do centro de carga dos aglomerados urbanos.
Levantamento topográfico
A topografia tem por objetivo definir o contorno, a dimensão, a posição do terreno em relação às edificações do empreendimento, a altimetria e as coordenadas UTM.
Em geral, o terreno é plano ou será planificado para dar lugar à subestação.
O levantamento topográfico é constituído de duas partes: (i) levantamento planimétrico: são representados, em um plano horizontal, os limites da superfície do terreno, os ângulos,
as vias de acesso, cercas, e quaisquer pontos considerados significantes para o projeto; e (ii) levantamento planaltimétrico: nele são representadas as curvas de nível que possibilitam a
determinação  da  quantidade  de  terra  que  deve  ser  removida  e  inserida  para  tornar  plano  o  terreno  da  subestação.  Esse  levantamento  deve  ultrapassar  os  limites  do  terreno  em
aproximadamente 20 m, em todas as direções. A RN (referência de nível) e as quatro ou mais extremidades anguladas do terreno devem ser indicadas no local por meio de marcos de
concreto, com identificação em baixo relevo.
Sondagem geotécnica
A fim de fornecer dados para o cálculo estrutural das fundações da casa de comando e controle, base do transformador, suportes verticais e estruturas dos barramentos, deve­se realizar
a sondagem geotécnica do solo notadamente nos seguintes pontos: (i) local da casa de comando e controle (1 furo), base do(s) transformador(es) de potência (1 ou 2 furos), base do(s)
disjuntor(es) (normalmente 1 furo). Os furos devem atingir até a camada do solo dita impenetrável.
Levantamento da resistividade do solo
Para fornecer os dados para o cálculo da malha de aterramento e o posterior projeto da mesma é necessário realizar o levantamento da resistividade elétrica do solo aplicando o método
de Wenner. A forma de realizar esse levantamento pode ser estudada no livro do presente autor Instalações Elétricas Industriais (LTC, 2017).
Projeto eletromecânico
O projeto eletromecânico é composto por um conjunto de atividades como a seguir.
Definição do arranjo físico
Entende­se  por  arranjo  físico,  também denominado  layout,  o  posicionamento  de  todas  as  estruturas  no  terreno,  tais  como  as  estruturas  do  barramento  primário,  dos  equipamentos
(disjuntores, chaves seccionadoras,  transformadores etc.), da casa de comando e controle, da parede corta­fogo, caixa separadora água e óleo, da fossa­sumidouro (se for necessário)
etc.
O arranjo físico deve ser a primeira decisão a ser tomada para a definição do projeto. Qualquer alteração posterior que se queira realizar implicará um grande retrabalho.
Barramentos de alta tensão
Os barramentos podem ser constituídos de quatro diferentes formas, sendo a seção condutora determinada de acordo com a potência nominal da subestação, com os níveis de curto­
circuito  que  determinam  os  esforços  eletromecânicos,  velocidade  dos  ventos,  aquecimento  solar,  peso  e  as  trações  horizontais  (somente  para  barramentos  flexíveis).  Podem  ser
empregados os seguintes tipos de condutores para o projeto dos barramentos primários:
Condutores de cobre nu
Empregados em subestações localizadas em área de alto nível de poluição. Dependendo da potência nominal da subestação, podem ser utilizados 1 (um) ou 2 (dois) condutores por
fase.
Condutores de alumínio­liga
Também empregados em subestações localizadas em área de moderado nível de poluição. Dependendo da potência nominal da subestação, podem ser utilizados de 1 a 4 condutores
por fase. Em razão de o preço do alumínio­liga ser inferior ao do cobre, tem sido dada preferência a esse tipo de condutor quando em condições adequadas de poluição.
Condutores de alumínio CA
Empregados em subestações localizadas em áreas não poluídas ou com baixíssimo grau de poluição.
Tubos circulares
Empregados  como alternativa  às  soluções  anteriores. Normalmente  são utilizados  tubos de  alumínio. Em áreas de  alto nível de poluição  são  empregados  tubos de  cobre  (muito
raramente).
Vergalhões de cobre nu
Empregados em subestações de média tensão abrigadas.
4.5.2.1.2
4.5.2.1.3
4.5.2.1.4
4.5.2.1.5
•
•
•
–
–
–
–
–
–
–
–
•
•
•
•
Barramentos de média tensão
Em geral, nas subestações de alta tensão o setor de média tensão é constituído de um conjunto de manobra blindado alimentado pelos transformadores de potência através de cabos de
alumínio ou de cobre isolados. No caso de parques eólicos e fotovoltaicos são utilizados frequentemente cabos de alumínio, até porque normalmente esses empreendimentos utilizam
nas suas redes coletoras cabos de alumínio nus ou isolados (redes subterrâneas).
Quando  o  setor  de média  tensão  é  constituído  de  estruturas metálicas  ou  de  concreto,  os  barramentos  normalmente  são  constituídos  de  cabo  de  cobre  nu,  dada  a  sua  elevada
capacidade de condução de corrente. Não é comum a construção de barramentos aéreos de média tensão em subestações industriais e nas modernas subestações de concessionárias ou
de geração, sejam elas hidrelétricas, térmicas, eólicas e fotovoltaicas. A prática de construção de barramentos aéreos em média tensão foi muito utilizada anos atrás. Atualmente ainda
são utilizadas, mas em pequena escala. A preferência tem recaído sobre a utilização de conjuntos de manobra e painéis de proteção e controle instalados na casa de comando e controle.
Estruturas dos barramentos
Ainda  existe  muita  controvérsia  sobre  a  escolha  entre  estruturas  de  concreto  armado  ou  estruturas  metálicas.  Asestruturas  metálicas,  mesmo  mais  caras,  levam  vantagem  nas
subestações de 500 kV devido à altura dos suportes. Dada à facilidade no transporte dessas estruturas, torna­se mais adequada sua utilização, principalmente em locais com acesso mais
restrito, em razão da topografia  íngreme. Sua desvantagem cresce em áreas onde o nível de poluição salina é muito elevado. Em subestações de 69 kV a 230 kV são utilizadas tanto
estruturas metálicas quanto estruturas de concreto armado, sendo a escolha, em boa parte dos casos, uma preferência do projetista.
As  estruturas  de  concreto  têm  a  preferência  de  grande  parte  das  concessionárias  do Nordeste.  Podem  ser  utilizados  tanto  postes  padronizados  para  linhas  de  transmissão  como
estruturas dedicadas fornecidas para aquela subestação em particular.
A fundação das bases dessas estruturas deve ser calculada em função da natureza do solo. O cálculo do engastamento dos postes pode ser determinado pela Equação (4.1).
E – engastamento do poste, em m;
L – comprimento total do poste, em m.
Vigas, anéis, suportes capitel e jabaquara
Devem ser calculados no projeto estrutural de acordo com os esforços verticais e horizontais dos barramentos.
As dimensões das vigas são em função do nível de tensão da subestação. As distâncias entre fases e entre fases e terra para diferentes tensões são dadas no Capítulo 2.
Malha de terra
Memorial de cálculo da malha de aterramento
No cálculo da malha de aterramento devem ser considerados os seguintes itens: (i) a área definida para a instalação da malha de aterramento; (ii) os valores de resistividade elétrica
do  solo  baseados  nas medições  de  campo;  e  (iii)  o  valor  da  corrente  de  curto­circuito  fase­terra  é  calculado  a  partir  da  configuração  do  sistema  da  concessionária  e/ou Operador
Nacional de Sistema (ONS) para um horizonte de 10 anos.
Considerando os dados anteriormente definidos procede­se ao cálculo do condutor da malha de aterramento,  tomando como  limites:  (i) a  resistência da malha de aterramento no
valor de 5 Ω para as subestações de 69 kV a 230 kV; (ii) a  tensão de passo; (iii) e a  tensão de  toque nos valores máximos admitidos no decorrer do cálculo que pode ser elaborado
por softwares comerciais ou por processos manuais, o que requer bastante mão de obra. O Capítulo 11 do livro do presente autor, Instalações Elétricas Industriais, trata do assunto.
Os condutores normalmente utilizados no cálculo da malha de aterramento são: (i) cabo de cobre nu, 70 mm2, têmpera meio dura, 19 fios; (ii) cabo de cobre nu, 95 mm2,  têmpera
meio dura, 19 fios; e (iii) cabo de cobre nu, 120 mm2, têmpera meio dura, 37 fios. No caso das concessionárias, cada empresa estabelece a seção mínima do condutor utilizado em seus
projetos.
Condutor de aterramento das estruturas e equipamentos.
Os condutores normalmente utilizados para aterramento das estruturas, equipamentos, portões e demais partes metálicas são o cabo de cobre nu, 70 mm2,  têmpera meio dura, 19
fios, para subestações de 69 kV e de 95 mm2, ou de 120 mm2 para subestações de 138 kV e 230 kV.
Hastes de aterramento
No projeto da malha de aterramento da subestação devem ser utilizadas hastes de aterramento de aço cobreado, 3000 mm de comprimento, 19 mm de diâmetro (3/4”), camada de
cobre, 0,254 mm. As hastes de aterramento devem ser distribuídas da seguinte forma:
1 (uma) haste para o aterramento do neutro do transformador de potência;
2 (duas) hastes para o aterramento da carcaça do transformador de potência, localizadas em dois pontos diferentes do transformador;
1 (uma) haste para aterramento do ponto neutro do transformador de serviços auxiliares;
1 (uma) haste para aterramento do ponto neutro do resistor de aterramento;
1 (uma) haste para aterramento do ponto neutro do transformador de aterramento;
1 (uma) haste para aterramento de cada conjunto de três para­raios;
3 (três) a 4 (quatro) hastes nos ângulos agudos nos limites da área da malha de aterramento;
1 (uma) haste em cada canto da casa de comando e controle.
A localização das hastes de aterramento, além das que foram anteriormente mencionadas, deve ser definida no cálculo das tensões de toque e de passo.
Para evitar que haja grande concentração de potencial nos cantos da malha, deve ser dado um formato aproximadamente elíptico ou arredondado à malha de aterramento.
Deve­se  evitar  que  haja  transferência  de  potenciais  perigosos  da malha  para  outros  elementos  externos  à  área  da  subestação,  como  trilhos,  eletrodutos metálicos  de  energia  ou
telefonia, tubulações metálicas de água ou esgoto etc.
Profundidade de malha de aterramento
É necessário que a malha de aterramento seja enterrada a uma profundidade de 0,50 m a 0,55 m, considerando o nível do solo (não contar com altura da brita).
Conexões
Todas as conexões entre cabos da malha de aterramento devem ser com solda exotérmica. Já as conexões entre a malha de aterramento e o ponto de terra dos equipamentos devem
ser realizadas com conectores aparafusados.
Caixa de inspeção
Devem ser projetadas caixas de inspeção, para medição da resistência da malha de aterramento, localizadas na casa de comando e controle e no pátio de manobra da subestação e nas
proximidades dos transformadores de potência.
Aterramento das cercas e portões
–
–
–
4.5.2.2
4.5.2.2.1
4.5.2.2.1.1
4.5.2.2.1.1.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
–
–
–
4.5.2.2.1.1.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Os portões e cercas das subestações devem ser aterrados e atender aos seguintes requisitos:
Portões de acesso de veículos e/ou portões de acesso a pessoas.
O aterramento dos portões deve ser realizado nos dois lados do mesmo, de acordo com os desenhos dos projetos, vistos nos Capítulos 5 a 8.
As cercas metálicas que são construídas em torno da subestação devem ser aterradas na malha de terra da subestação.
As cercas que passam transversalmente sob a linha de transmissão devem ser seccionadas e aterradas nas extremidades.
Os métodos de cálculo anteriormente mencionados estão desenvolvidos no livro do presente autor Instalações Elétricas Industriais.
Especificações técnicas
As especificações técnicas dos equipamentos serão fornecidas para subestações de média tensão, 13,80 kV, e de alta tensão, 69 kV, 138 kV e 230 kV, que são as de maior utilização nas
indústrias e empreendimentos de geração de médio e grande portes e nas subestações das concessionárias do serviço público de eletricidade.
Para a apresentação das especificações técnicas, iniciaremos com a indicação das principais normas nacionais e internacionais a que devem estar submetidos a fabricação, o controle
de qualidade, os ensaios de recebimento e transporte dos equipamentos até o local indicado pelo cliente. Em seguida, indicaremos as principais características elétricas do equipamento
que devem ser exigidas do fabricante ou fornecedor, de sorte a se receber um produto da melhor qualidade. É fato que as características elétricas aqui descritas não cobrem todos os
aspectos  do  fornecimento  de  um  equipamento  que  muitas  empresas  compradoras  exigem.  Uma  especificação  técnica  completa  levaria  a  muitos  detalhes  técnicos  e  comerciais  e
consequentemente  a  uma vasta  quantidade de material  impresso,  incompatível  com o  espaço  restrito  de  um  livro didático. No  entanto,  as  informações  aqui  fornecidas  agregadas  às
normas que regem o equipamento citado permitem ao projetista uma base consistente para adquirir o produto.
Finalmente, descreveremos de forma sumária o equipamento que se quer adquirir, normalmente parte da  lista de material do projeto. Essa descrição utiliza as características dos
equipamentos comercialmente empregados nas subestações de média e alta tensão.
Vale salientar que as especificações  técnicas citadas para cada equipamento podem ser acrescentadas de outras especificações  técnicas correlacionadas. Por exemplo, muitos  itens
das especificações técnicas de chaves seccionadoras de alta tensão são comunsàs especificações técnicas de chaves seccionadoras de média tensão, logicamente alterando­se os valores
dos dados técnicos.
Equipamentos das subestações de 13,80 kV
Transformador de potência a óleo mineral
Normas específicas
NOTA  IMPORTANTE:  Na  especificação  técnica  de  qualquer  equipamento  é  necessário  que  o  projetista  indique  as  normas  técnicas  brasileiras  envolvidas  na  fabricação  daquele
equipamento. Ao  longo  das  especificações  sumárias  dos  equipamentos  que  iremos  formular  neste  livro  estão  citadas  as  principais  normas  brasileiras  e  internacionais  que  estavam
vigendo na época do preparo do texto. Muito provavelmente algumas dessas normas já foram alteradas com a mesma numeração ou simplesmente canceladas ou substituídas. Porém, é
aconselhável, antes de indicar nas suas especificações as normas aqui citadas, consultar o catálogo da ABNT, utilizando o Google ou outro buscador.
NBR 5034 – Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV.
NBR 5356­1 – Transformadores de potência, Parte 1: Generalidades.
NBR 5356­2 – Transformadores de potência, Parte 2: Aquecimento.
NBR 5356­3 – Transformadores de potência, Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar.
NBR 5356­4 – Transformadores de potência, Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores.
NBR 5356­5 – Transformadores de potência, Parte 5: Capacidade de resistir a curtos­circuitos.
NBR 5426 – Planos de amostragem e procedimentos na inspeção por atributos.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
NBR 6937 – Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão – Dispositivos de medição.
NBR 6940 – Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão – Medição de descargas parciais.
NBR 7277 – Transformadores e reatores – Determinação do nível de ruído.
NBR 7398 – Produto de aço ou ferro fundido – Galvanização por imersão a quente – Verificação da aderência do revestimento – Método de ensaio.
NBR 7399 – Produto de aço ou ferro fundido – Galvanização por imersão a quente – Verificação da espessura do revestimento por processo não destrutivo – Método de ensaio.
NBR 7876 – Linhas e equipamentos de alta tensão – Medição de radiointerferência na faixa de 0,15 MHz a 30 MHz.
NBR 11003 – Tintas – Determinação da aderência.
NBR 14039 – Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV.
ASTM D1535 – Standard practice for specifying color by the Munsell system.
IEC 60076­1 – Power transformers – Part 1: General.
As siglas acima se referem à
ASTM – American Society for Testing and Materials.
IEC – International Electrotechnical Commission.
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas.
Características técnicas exigíveis
Meio isolante (a óleo mineral e a seco).
Potência nominal.
Tensão nominal primária.
Tensão máxima de operação.
Tensão suportável de impulso atmosférico – pleno.
Tensão suportável de impulso atmosférico onda cortada.
Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto – valor eficaz.
Tensão nominal secundária.
Tensão máxima secundária (valor eficaz).
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico pleno (crista) no enrolamento secundário.
Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto (valor eficaz).
Derivação secundária.
Derivações primárias.
Frequência nominal.
Polaridade.
Nível médio de ruído.
Ligação primária/secundária.
Grupo de ligação.
•
•
•
•
4.5.2.2.1.1.3
4.5.2.2.1.2
4.5.2.2.1.2.1
•
•
•
•
4.5.2.2.1.2.2
4.5.2.2.1.2.3
4.5.2.2.1.3
4.5.2.2.1.3.1
•
•
•
4.5.2.2.1.3.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.3.3
4.5.2.2.1.4
4.5.2.2.1.4.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.4.2
•
•
•
•
•
•
•
Número de fases.
Tensão nominal da bucha secundária.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico pleno (crista) da bucha secundária.
Tensão suportável nominal à frequência industrial a seco e sob chuva, durante 1 minuto (eficaz).
Especificação sumária
Transformador  trifásico  a  óleo  mineral,  potência  nominal  de  500  kVA,  tensão  nominal  primária  13,80  kV,  derivações  primárias  13.800  V,  13.200  V  e  12.600  V,  tensão  nominal
secundária 380/220 V, impedância 4,5 %, ligação primária em delta e secundária em estrela com ponto neutro acessível.
Transformador de potência a seco
Normas específicas
São as mesmas dos transformadores a óleo, naquilo que for pertinente, acrescidas das seguintes especificações técnicas:
NBR 5405 – Materiais isolantes sólidos – Determinação da rigidez dielétrica sob frequência industrial.
IEC 60076­11 – Power transformers – Pat 11: Dry­type transformers.
NBR 10295 – Transformadores de potência secos.
NBR IEC 60529 – Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (código IP).
Características técnicas
São as mesmas definidas no item 4.5.2.2.1.1.2.
Especificação sumária
Transformador  trifásico  a  seco,  potência nominal  de 500 kVA,  tensão nominal  primária 13,80 kV, derivações primárias 13.800 V, 13.200 V e 12.600 V,  tensão nominal  secundária
380/220 V, impedância 6 %, ligação primária em delta e secundária em estrela com ponto neutro acessível, tipo construtivo aberto (IP00).
Transformador de potencial de média tensão
Normas específicas
NBR IEC 60529 – Invólucros de equipamentos elétricos – Proteção.
NBR 6820 – Transformadores de potencial indutivo.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
Características elétricas exigíveis
Tipo de serviço (medição ou proteção ou ainda medição e proteção)
Tensão primária.
Tensão secundária.
Classe de exatidão para os enrolamentos secundários para a relação de transformação.
Potência térmica nominal.
Grupo de ligação.
Tensão suportável nominal à frequência industrial (60 Hz) durante 60 segundos.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico.
Uso: externo.
Especificação sumária
Transformador de potencial a seco, uso interno, para serviço em medição, grupo de ligação 1, 13,80 kV, TSI 95 kV, relação de transformação 13.800­2 × 115 V, dois núcleos, classe de
exatidão 0,6P12,5 e 0,6P100, potência térmica nominal 400 VA.
Transformador de corrente de média tensão
Normas específicas
NBR 5034 – Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV – Especificação.
NBR 5370 – Conectores empregados em ligações de condutores elétricos em sistema de potência.
NBR 5405 – Materiais isolantes sólidos – Determinação da rigidez dielétrica sob frequência industrial – Método de ensaio.
NBR 5906 – Bobinas e chapas laminadas a quente de aço­carbono para estampagem – Especificação.
NBR 5915 – Chapas finas a frio de aço­carbono para estampagem – Especificação.
IEC­60044 – Parte 1: Transformadores de corrente.
IEC­60815 – Guia para a seleção de isoladores para uso em condições de poluição.
IEC­60296 – Especificação do óleo mineral isolante novo para equipamentos elétricos (somente para TCs a óleo).
IEC 60233 – Provas em isoladores para uso em equipamento elétrico.
ASTM 3487 – Requisitos do óleo mineral isolante usado em aparelhos elétricos (somente para TCs a óleo).
ASTM A123 – Especificação para galvanização a quente de produtos de ferro e aço.
Características técnicas exigíveis
Tipo de serviço (medição ou proteção ou ainda medição e proteção).
Relações de transformação.
Classe de exatidão.
Tensão primária nominal.
Frequência.
Quantidade de núcleos.
Quantidade de enrolamentos secundários.
•
•
•
•
4.5.2.2.1.4.3
4.5.2.2.1.5
4.5.2.2.1.5.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.5.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.5.3
a)
b)
4.5.2.2.1.6
4.5.2.2.1.6.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.6.2
Fator térmico nominal.
Corrente suportável nominal de curta duração durante 1 s.
Valor de crista nominal da corrente suportável.
Uso (interno ou externo).
Especificação sumária
Transformador de corrente a seco para serviço de medição, uso interno, 15 kV, TSI 95 kV, relação de transformação 100­5 A, classe de exatidão 0,3C12,5, fator térmico nominal 1,2.
Para­raios de média tensão
Normas específicasNBR 5309 – Para­raios de resistor não linear para sistemas de potência – Método de ensaio.
NBR 5426 – Planos de amostragem e procedimentos na inspeção por atributos – Procedimentos.
NBR 5470 – Eletrotécnica e eletrônica – para­raios – Terminologia.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
NBR 6939 – Coordenação de isolamento – Procedimento.
NBR 8841 – Coordenação de isolamento fase­fase.
NBR 7398 – Produto de aço ou ferro fundido galvanizado por imersão a quente – Verificação da aderência do revestimento – Método de ensaio.
NBR 7399 – Produto de aço ou ferro fundido – Verificação do revestimento de zinco – Verificação da espessura do revestimento por processo não destrutivo – Método de ensaio.
IEC 99­4/1991 – Surge arresters.
Características técnicas exigíveis
Classe.
Tensão suportável de isolamento.
Tensão nominal.
Corrente de descarga nominal.
Tensão disruptiva à frequência industrial.
Corrente de descarga nominal.
Máxima tensão de operação contínua (MCOV – Maximum Continuous Operating Voltage).
Sobretensão temporária (TOV – Transient Overvoltage).
Tensão máxima residual 8/20 μs a 10 kA.
Tensão máxima residual 1 μs a 10 kA.
Tensão máxima residual 30/60 μs a 1 kA.
Capacidade de alívio de pressão.
Capacidade suportável 4/10 μs.
Distância de escoamento.
Classe de descarga (Norma IEC 60099­4).
Energia dissipada mínima.
Especificação sumária
Para­raios para sistema de 15 kV
Para­raios a óxido de zinco, tipo polimérico, tensão nominal 12 kV, corrente de descarga nominal de 10 kA valor de pico, tensão suportável de impulso 110 kV, distância de escoamento
415 mm, máxima tensão de operação contínua (MCOV) 10,2 kV eficaz, sobretensão temporária (TOV) 15 kV, tensão residual de descarga para onda de 8/20 µs com corrente de 10 kA
valor de crista, não superior a 35 kV, frequência nominal 60 Hz, classe de descarga igual ou superior a 2, energia dissipada mínima 2 kJ/kV.
Para­raios para sistema de 34,5 kV
Para­raios  a óxido de  zinco,  tipo polimérico,  tensão nominal 36 kV,  tensão disruptiva  à  frequência nominal,  60 kV,  corrente de descarga nominal de 10 kA, valor de pico, máxima
tensão de operação contínua (MCOV) superior a 32 kV, tensão máxima residual 8/20 μs a 10 kA – 102 kV, tensão máxima residual 1/20 μs a 10 kA – crista 110 kV, tensão máxima
residual 30/60 μs a 1 kA – crista 84 kV, distância de escoamento mínima 963 mm, isolamento externo 1,2/50 μs – 310 kVpico, alívio de pressão 50 kA simétrico, classe de descarga
(Norma IEC 60099­4), igual ou superior a 2, energia dissipada igual ou superior a 5 kJ/kV.
Disjuntores de média tensão
Normas específicas
NBR 5034 – Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV – Especificação.
NBR 5906 – Bobinas e chapas laminadas a quente, de aço­carbono para estampagem – Especificação.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
NBR 6937 – Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão – Dispositivos de medição – Procedimento.
NBR 7876 – Linhas e equipamentos de alta tensão – Medição de radiointerferência na faixa de 0,15 a 30 MHz.
NBR 11003 – Tinta – determinação da aderência – Método de ensaio.
NBR 11902 – Hexafluoreto de enxofre para equipamentos elétricos – Especificação.
NBR 12160 – Hexafluoreto de enxofre para equipamentos elétricos – Verificação das propriedades.
NBR 12318 – Hexafluoreto de enxofre – Procedimento.
IEC 85 – Recommendations for the classification of material for the insulation of electrical machinery and apparatus in relation to their thermal stability in service.
IEC 376 – Specification and acceptance for new sulfur hexafluoride including IEC 376­A and 376­B.
IEC 480 – Guide to the checking of sulfur hexafluoride (SF6) taken from electrical equipment.
IEC 1233 – High­voltage alternating current circuit­breakers rated on a symmetrical.
ANSI 37­09 – Test procedure for AC high­voltage circuit­breakers rated on a symmetrical current basis
Características técnicas exigíveis
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.6.3
4.5.2.2.1.7
4.5.2.2.1.7.1
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.7.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.1.7.3
4.5.2.2.2
4.5.2.2.2.1
4.5.2.2.2.1.1
4.5.2.2.2.1.2
•
•
Uso (abrigado ou externo).
Tipo (aberto ou extraível).
Tensão nominal (eficaz).
Corrente nominal mínima (eficaz).
Corrente simétrica de interrupção (eficaz).
Fator de assimetria.
Corrente de curta duração (3 segundos) (eficaz).
Sequência de operações.
Tempo máximo de interrupção.
Acionamento (manual com mola pré­carregada, ou motorizado).
Tensão da bobina de abertura.
Tensão da bobina de fechamento.
Especificação sumária
Disjuntor  tripolar,  15  kV,  isolação  a  SF6 ou  vácuo,  corrente  nominal  630  A,  capacidade  de  interrupção  16  kA,  tensão  suportável  de  impulso  (TSI)  95  kV,  com  TCs  de  proteção
associados, sem relé, com comando  tripolar,  fornecido com duas bobinas de abertura  independentes, com atuação simultânea, com os circuitos de comando (abertura e  fechamento),
sinalização e motor para carregamento da mola independentes, com tensão nominal de 125 Vcc.
Seccionadores tripolares de média tensão
Normas específicas
NBR 5032 – Isoladores de porcelana ou vidro para linhas aéreas com tensões acima de 1000 V para sistemas de corrente alternada.
NBR 5370 – Conectores de cobre para condutores elétricos em sistema de potência – Especificação.
NBR 5426 – Planos de amostragem e procedimento na inspeção por atributos – Procedimento.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente ou produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
NBR 6941 – Peças de ligas de cobre fundidas em conquilhas – Requisitos e método de ensaio.
IEC 600.60­1 – Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão – Definições gerais e técnicas de ensaio.
NBR 7398 – Produto de aço ou ferro fundido por imersão a quente – Verificação da aderência do revestimento – Método de ensaio.
NBR 7571 – Seccionadores – Características técnicas e dimensionais – Padronização.
Características técnicas exigíveis
Uso (interno ou externo).
Isolação.
Número de polos.
Forma de acionamento (manual ou motorizado).
Capacidade de abertura.
Tipo de comando (manual ou motorizado).
Tensão de operação.
Contatos auxiliares de sinalização (quantidade de contatos NA e NF).
Contatos auxiliares de impulso (quantidade de contatos NA e NF).
Tensão nominal (eficaz).
Tensão máxima de operação.
Corrente nominal (eficaz).
Corrente térmica de curto­circuito, valor eficaz, 1 s.
Corrente dinâmica de curto­circuito.
Corrente de fechamento.
Frequência.
Tensão suportável de impulso atmosférico.
Tensão da bobina de abertura.
Tensão da bobina de fechamento.
Tensão do circuito do motor universal.
Tensão do solenoide de travamento.
Especificação sumária
Seccionador  tripolar,  15  kV,  uso  interno,  capacidade  nominal  de  corrente  de  630  A,  tensão  suportável  de  impulso  (TSI)  110  kV,  tensão  suportável  de  impulso  normalizado  entre
contatos  abertos 125 kV,  tensão  suportável nominal  a  seco 1 min/60 Hz à  terra  entre polos 34 kV e  entre  contatos  abertos 38 kV,  corrente  térmica de  curto­circuito 12,5 kA, valor
eficaz, corrente dinâmica de curto­circuito 31 kA, montagem vertical, comando motorizado, tensão nominal do motor 125 Vcc.
Equipamentos das subestações de 69 kV
Transformador de potência
É  o  equipamento  da  maior  importância  de  uma  subestação,  seja  ela  de  qualquer  nível  de  tensão.  Sua  capacidade  nominal  é  em  função  da  carga  a  ser  suprida,  acrescida  de  uma
capacidade suplementar no caso de expansão do empreendimento.
Normas específicas
São as normas características do item 4.5.2.2.1.1.1.
Características elétricas exigíveis
Tensão nominal primária.
Tensão nominal secundária.
•
•
•
4.5.2.2.2.1.3
•
•
4.5.2.2.2.1.4
•
•
4.5.2.2.2.1.5
•
•
4.5.2.2.2.1.6
•
•
4.5.2.2.2.1.7
•
•
4.5.2.2.2.1.8
•
•
4.5.2.2.2.1.9
4.5.2.2.2.2
4.5.2.2.2.2.1
4.5.2.2.2.2.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.2.3
Derivações de tensão no primário(comutador de derivação sem carga e sem tensão, se necessário).
Tensão inferior fixa.
Impedância de sequência positiva na base da potência nominal (potência base) e tensão nominal a 75 ºC.
Enrolamento de 69 kV
Isolamento.
Tensões suportáveis nos terminais de linha: (i) impulso atmosférico, onda plena (1,2 × 50 μs); (ii) impulso atmosférico, onda cortada; e (iii) aplicada à frequência de 60 Hz durante
1 (um) minuto.
Enrolamento de média tensão
Tipo de isolamento.
Tensões  suportáveis  nos  terminais  de  linha:  (i)  impulso  atmosférico,  onda  plena  (1,2  ×  50  μs);  (ii)  impulso  atmosférico,  onda  cortada;  e  (iii)  aplicada  à  frequência  de  60 Hz,
durante 1 (um) minuto.
Neutro
Tipo de isolamento.
Tensões  suportáveis  nos  terminais  de  linha:  (i)  impulso  atmosférico,  onda  plena  (1,2  ×  50  μs);  (ii)  impulso  atmosférico,  onda  cortada;  e  (iii)  aplicada  à  frequência  de  60 Hz,
durante 1 (um) minuto.
Buchas do enrolamento de 69 kV
Tipo de isolamento.
Tensões  suportáveis:  (i)  impulso  atmosférico,  onda  plena  (1,2  ×  50  μs);  (ii)  impulso  atmosférico,  onda  cortada;  e  (iii)  tensão  aplicada  à  frequência  de  60 Hz,  durante  1  (um)
minuto.
Buchas do enrolamento de média tensão
Tensão nominal
Tensões suportáveis: (i) impulso atmosférico, onda plena (1,2 × 50 μs); (ii) impulso atmosférico, onda cortada; e (iii) tensão aplicada à frequência de 60 Hz durante 1 (um) minuto.
Buchas do neutro
Tensão nominal.
Tensões suportáveis: (i) impulso atmosférico, onda plena (1,2 × 50 μs); (ii) impulso atmosférico, onda cortada; (iii) tensão aplicada à frequência de 60 Hz durante 1 (um) minuto.
Especificação sumária
Transformador de potência, tensão nominal 69,3–13,8 kV, capacidade nominal 5/6,25/7,5 MVA, comutador de derivação em carga (71.775 / 70.950 / 70.125 / 69.300 / 68.475 / 67.650 /
66.825 / 66.000 / 65.175 / 64.350 / 63.525 / 62.700 / 61.875 / 61.050 / 60.225 / 59.400 / 58.575 V), impedância percentual 7,5 % referidos a 5 MVA e 68,475 kV com TCs de bucha
AT e MT e relação de transformação respectivamente iguais a 100/200/300­5 A e 200/400/600/800­5 A, classes de exatidão 10B100 e 10B200, imerso em óleo isolante.
Disjuntor de potência de alta tensão
É um equipamento de proteção quando associado ao relé. Deve ser  instalado obrigatoriamente na entrada de  linha. Quando houver mais de um transformador é prudente  instalar um
disjuntor para cada  transformador devido à possibilidade de  retirada de somente um  transformador durante um evento de curto­circuito naquele equipamento ou na parte do sistema
associado. Para pequenas subestações, inferiores ou iguais a 2 × 10 MVA, podem­se instalar chaves seccionadoras para cada transformador e um disjuntor geral. Isso leva a um nível
de confiabilidade menor.
Normas específicas
São as mesmas normas empregadas nos disjuntores de média tensão, item 4.5.2.2.1.6.1.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal (eficaz).
Corrente nominal (eficaz).
Corrente simétrica de interrupção (eficaz).
Corrente de curta duração (1 segundo) (eficaz).
Sequência de operação.
Tempo de interrupção.
Frequência.
Capacidade de estabelecimento nominal em curto­circuito.
Tempo morto nominal.
Atraso permissível na abertura (γ).
Tolerância máxima admissível na segunda abertura do ciclo O­0,3s­CO.
Diferença máxima do tempo entre polos (fechamento tripolar).
Diferença máxima do tempo entre polos (abertura tripolar).
Fator de primeiro polo.
Espaçamento entre polos.
Tensão fase­terra de início e término do corona visual (maior que).
Tensão de radiointerferência máxima à tensão de 46 kV (eficaz), fase­terra com contatos fechados.
Tensão de radiointerferência máxima à tensão de 46 kV (eficaz), fase­terra com contatos abertos.
Tensão suportável de impulso atmosférico (1,2 × 50 μs) à terra entre polos e entre contatos abertos.
Tensão suportável nominal à frequência industrial (60 Hz) a seco e sob chuva durante 1 minuto, à terra entre polos e entre contatos abertos.
Fator de assimetria.
Especificação sumária
4.5.2.2.2.3
4.5.2.2.2.3.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.3.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.3.3
4.5.2.2.2.4
4.5.2.2.2.4.1
4.5.2.2.2.4.2
4.5.2.2.2.4.3
4.5.2.2.2.5
4.5.2.2.2.5.1
4.5.2.2.2.5.2
4.5.2.2.2.5.3
Disjuntor tripolar, 72,5 kV, 1600 A, 31,5 kA, TSI 350 kV, com o comando tripolar, devendo ser fornecido com duas bobinas de abertura independentes, com atuação simultânea e com
os circuitos de comando (abertura e fechamento), sinalização independentes, com tensão nominal de 125 Vcc.
Seccionadores tripolares de alta tensão
São equipamentos normalmente  instalados  antes  e depois de um disjuntor por  exigência operacional  e de  segurança,  já que não  se pode  realizar manutenção no  trecho do  sistema a
jusante do disjuntor simplesmente acreditando na separação segura dos contatos internos desse equipamento. Também são utilizados na configuração dos barramentos para possibilitar
diversos recursos operacionais, normalmente associados aos respectivos disjuntores.
Normas específicas
NBR 5370 – Conectores de cobre para condutores elétricos em sistema de potência – Especificação.
NBR 6941 – Peças de ligas de cobre fundidas em conquilhas – Requisitos e método de ensaio.
NBR 7571 – Seccionadores – Características técnicas e dimensionais – Padronização.
NBR 5032 – Isoladores de porcelana ou vidro para linhas aéreas com tensões acima de 1000 V para sistemas de corrente alternada.
NBR 5426 – Planos de amostragem e procedimento na inspeção por atributos – Procedimento.
NBR 5459 – Eletrotécnica e eletrônica – Manobra, proteção e regulagem de circuitos – Terminologia.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente ou produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
IEC 600.60­1 – Técnicas de ensaios elétricos de alta tensão – Definições gerais e técnicas de ensaio.
NBR 7398 – Produto de aço ou ferro fundido por imersão a quente – Verificação da aderência do revestimento – Método de ensaio.
NBR 7571 – Seccionadores – Características técnicas e dimensionais – Padronização.
IEC 62271­102 – Desconectores de alta tensão em corrente alternada com lâmina de terra.
ASTM A123 – Especificação para galvanização a quente de produtos de ferro e aço.
ASTM B545 – Specification for electrodeposited coating of tin.
ASTM D1535 – Specifying color by the Munsell system.
Características técnicas
Tensão nominal.
Tensão máxima de operação.
Corrente nominal.
Corrente de curta duração.
Corrente dinâmica de curto­circuito.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (1,2 × 50 μs) entre terminais com chave aberta.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (1,2 × 50 μs) entre terminais e terra.
Tensão suportável nominal a seco e sob chuva, entre os terminais com chave aberta durante 60 segundos em 60 Hz.
Frequência nominal.
Uso (abrigado ou ao tempo).
Números de polos.
Abertura (lateral ou vertical).
Distância entre fases.
Distância de escoamento.
Especificação sumária
Chave  seccionadora  tripolar,  operação manual,  com  restritor  de  arco,  tensão  nominal  72,5  kV,  corrente  nominal  1250 A,  corrente  suportável  de  curta  duração  25  kA, TSI  350  kV,
abertura lateral, montagem horizontal.
Transformador de corrente de alta tensão
Há dois tipos de transformador de corrente: TCs para medição e TCs para proteção. Os TCs de proteção têm como função fornecer ao medidor ou relé a corrente no ponto em que está
instalado. Essa corrente pode ser a corrente de carga nominal, a corrente de sobrecarga ou a corrente de curto­circuito. Os TCs não devem operar na condição de saturação para não
enviar ao relé informações incorretas.
Normas específicas
São as mesmas normas empregadas nos TCs de média tensão, item 4.5.2.2.1.4.1.
Características técnicas exigíveis
São as mesmas características empregadas nos TCs de média tensão, item 4.5.2.2.1.4.2.
Especificação sumária
Transformador de corrente, uso externo, 72,5 kV, TSI 350 kV, relação de transformação 200/400/600 × 400/800/1200­5­5 A, dois núcleos, classe de exatidão 10B100.Transformador de potencial de alta tensão
É o equipamento destinado a fornecer aos elementos medição e/ou de proteção uma tensão muito baixa compatível com o nível de isolamento. Normalmente, as tensões fornecidas são: 
 e 115 V.
Normas específicas
São as mesmas normas empregadas nos TPs de média tensão, item 4.5.2.2.1.3.1.
Características técnicas
São as mesmas características empregadas nos TPs de média tensão, item 4.5.2.2.1.3.2, naquilo que for pertinente.
Especificação sumária
4.5.2.2.2.6
a)
•
•
•
•
b)
c)
 
•
•
•
a)
Transformador de potencial, uso  interno, para serviço em medição, 72,5 kV, TSI 350 kV, relação de  transformação    , dois núcleos, classe de exatidão 0,6P12,5 a
0,6P100, potência térmica nominal 400 VA.
Para­raios de alta tensão
É aquele responsável pela proteção dos equipamentos da subestação quando uma onda de sobrecorrente de descarga atmosférica penetra na subestação através das linhas de transmissão
de entrada ou de saída dos barramentos.
Para  especificar  o  para­raios  é  necessário  conhecer  as  características  elétricas  do  sistema  e  aplicar  as  seguintes  condições  válidas  para  para­raios  sem  centelhadores  que  são  os
dispositivos empregados em sistemas de alta tensão. A parte ativa desses para­raios é fabricada com óxido de zinco, ZnO.
O cálculo para a determinação dos parâmetros de um para­raios pode ser conhecido a seguir.
Cálculo da sobretensão temporária do sistema (TOVsis)
O fator de aterramento, ou fator de sobretensão, dos sistemas elétricos está contido nos valores típicos a seguir mencionados (NBR 6855), a partir dos quais se podem determinar
os valores das sobretensões obtidas em função do tipo de aterramento.
Sistema multiaterrado: K = 1,30
Sistema eficazmente aterrado: K = 1,40
Sistema não eficazmente aterrado: K = 1,73
Sistema isolado: K = 1,73
Em geral, se considera o tempo de atuação do disjuntor de proteção de um sistema elétrico igual a 1,0 s.
O valor da sobretensão temporária do sistema, TOVsis, pode ser determinado pela Equação (4.2).
Vmáx . sis – tensão máxima de operação do sistema, em kV.
Para determinar o TOVpr do para­raios devemos ter:
Cálculo da máxima tensão de operação contínua do para­raios (MCOVpr)
O valor da máxima tensão de operação contínua, (MCOVpr), vezes um fator Ks deve ser igual ou superior à máxima tensão operativa do sistema (Vmáx . sis).
Ks –  fator  de  segurança:  valor  adotado pelo projetista;  pode variar  de 5 % a 15 %;  essa margem de  segurança  tem o objetivo de  compensar  os  efeitos  de não uniformidade da
distribuição da tensão ao longo da parte ativa do para­raios que pode provocar a sua degradação.
ou seja:
Cálculo da suportabilidade dos para­raios quanto às sobretensões temporárias
Devemos atender ao seguinte critério:
Ou ainda:
Vnpr – tensão nominal do para­raios.
Logo,  acessando  o  gráfico  da  Figura  4.1  e  utilizando  o  valor  de    obtém­se  a  duração  da  sobretensão  temporária, Tmáxde f ,  que  o  para­raios  pode  suportar  para  uma
sobretensão temporária de valor igual a TOVsis.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (4.1)
Determinar a  tensão nominal de um para­raios a óxido de zinco que protege uma subestação de 69 kV, na entrada da  linha de  transmissão. O sistema é considerado não
eficazmente aterrado. As características técnicas do sistema em que serão instalados os para­raios são:
Tensão nominal do sistema: Vnom.s is  = 69 kV.
Tensão máxima de operação do sistema: Vmáx.s is  = 72,5 kV.
Máxima duração considerada para corrente de defeito: Tf alt a = 1,0 s.
Cálculo da sobretensão temporária do sistema (TOVs is)
Adotaremos o valor de K = 1,73 em razão do sistema ser não eficazmente aterrado.
Condição: TOVpr ≥ TOVs is
Logo, será selecionado um para­raios com capacidade de sobretensão temporária para 1 s, no valor de TOVpr = 76,5 kV (valor de TOVpr mais baixo do para­raios comercial
de determinado modelo e fabricante, considerando um sistema com máxima tensão de operação, Vmáx.s is  = 72,5 kV).
Figura 4.1
b)
c)
•
•
•
Tabela 4.1
Tempo de suportabilidade do para­raios.
Cálculo da máxima tensão de operação contínua do para­raios (MCOVpr)
Ks  – fator de segurança: valor adotado pelo projetista; adotaremos 5 %.
Logo, deve­se selecionar um para­raios com a máxima tensão de operação contínua igual ou superior a 44 kV, ou seja: MCOVpr = 53 kV (valor comercial para determinado
modelo e fabricante de para­raios).
Inicialmente, será escolhido o para­raios com tensão nominal de Vnpr = 66 kV que é a menor  tensão nominal do para­raios de determinado modelo e  fabricante para um
sistema com máxima tensão de operação, Vmáx.s is  = 72,5 kV e MCOVpr = 53 kV.
Logo, qualquer tensão com valor eficaz superior a 66 kV será considerado uma sobretensão para o para­raios.
Suportabilidade dos para­raios quanto às sobretensões temporárias
Como   a condição está satisfeita.
Ou ainda:
Como   a condição está satisfeita.
Logo,  acessando  o  gráfico  da  Figura  4.1,  de  um  para­raios  comercial,  e  utilizando  o  valor  de    obtém­se  a  duração  máxima  da  sobretensão  temporária
de Tmáxdef  =  4  s,  ou  seja,  a  capacidade  de  sobretensão  do  para­raios  anteriormente  selecionado;  portanto,  essa  capacidade  é  superior  ao  tempo máximo  de  atuação  da
proteção que é de 1,0 s. Assim, o para­raios deve ter as seguintes características:
Tensão nominal: 66 kV.
Sobretensão temporária: TOVpr = 76,5 kV.
Máxima tensão de operação contínua: MCOVpr = 53 kV.
Para  indicar  ao  projetista  a  localização  dos  para­raios  no  arranjo  da  subestação,  relativamente  aos  transformadores  de  potência  e  disjuntores,  exibiremos  as  Tabelas
4.1 e 4.2, segundo a NBR 5424.
Distâncias máximas entre para­raios e transformadores em sistema de alta tensão – NBR 5424
Tensão nominal do sistema Tensão nominal do para­raios TSNIAa Distância (m)
kV kV kV 500 kV/µs 1000 kV/µs
69
60
325
39 10
66 29 7
Tabela 4.2
72 21 4
88
72
450
94 28
84 62 19
90 50 16
138
120
650 101 36
550 45 15
132
650 78 28
550 35 10
144
650 61 22
550 23 7
230
180
950 134 53
850 79 31
750 41 14
192
950 110 44
850 65 26
750 29 10
210
950 80 32
850 43 15
750 17 6
240
950 43 16
850 19 7
750 9 3
a TSNIA: Tensão suportável nominal de impulso atmosférico do transformador.
Nota: Os valores desta tabela são para orientação.
Distâncias máximas entre para­raios e disjuntores em sistema de alta tensão – NBR 5424
Tensão nominal do sistema Tensão nominal do para­raios TSNIAa Distância (m)
kV kV kV 500 kV/µs 1000 kV/µs
69
60
325
55 22
66 50 20
72 45 17
88
72
450
87 38
84 79 34
90 74 32
138
120
650 118 54
550 84 37
132
650 110 50
550 76 33
144
650 102 46
550 68 29
4.5.2.2.2.6.1
4.5.2.2.2.6.2
4.5.2.2.2.6.3
4.5.2.2.2.7
4.5.2.2.2.7.1
4.5.2.2.2.7.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.7.3
4.5.2.2.2.8
230
180
950 171 80
850 136 63
750 102 46
192
950 162 75
850 127 58
750 93 41
210
950 146 67
850 111 50
750 76 33
240
950 120 54
850 85 37
750 51 20
a TSNIA: Tensão suportável nominal de impulso atmosférico do disjuntor.
Nota: Os valores desta tabela são para orientação.
Normas específicas
São as mesmas normas empregadas nos para­raios de média tensão, item 4.5.2.2.1.5.1.
Características técnicas exigíveis
São as mesmas características empregadas nos para­raios de média tensão, item 4.5.2.2.1.5.2.
Especificação sumária
Para­raios de óxido de zinco, uso externo, tensão nominal 72 kV, corrente nominal de descarga 10 kA, máxima tensão de operação contínua (MCOVpr) 53 kV, sobretensão temporária
do sistema (TOVpr) igual a 76,6 kV, capacidade mínima de absorção de energia de 7 kJ/kV, classe de descarga 3.
Resistor de aterramento
Esse equipamento somente é utilizado em subestações em que o nível de curto­circuito monopolar é muito elevado para os materiais a serem utilizados. É bastante útil em sistemas
cujo  secundário  é  constituído  de  cabos  isolados  e  cuja  seção  da  blindagem metálica  deve  suportar  a  corrente  de  curto­circuitofase  e  terra.  Deve  haver  um  compromisso  entre  a
resistência do resistor de aterramento e a seção da blindagem metálica do cabo. Isto é, resistências muito elevadas conduzem a uma seção de blindagem metálica muito pequena (nunca
inferior a 6 mm2), o que é um fator econômico elogiável. No entanto, isso pode ocasionar sobretensões elevadas nos eventos de curto­circuito monopolar na rede onde estão instalados
os para­raios que devem ser dimensionados para suportar essa condição. Por outro lado, resistências de neutro muito baixas conduzem a seções de blindagem metálica muito elevadas
podendo, em certos casos, essas seções ser próximas à do condutor das fases, o que não é sensato.
Norma específica
ANSI/IEEE std 32 – 1972 reafirmado em 1990 – Resistor de aterramento – Ensaios.
Características técnicas exigíveis
Resistência nominal a 25 ºC.
Tensão nominal do sistema.
Máxima tensão de operação contínua.
Tensão nominal fase­neutro.
Frequência nominal.
Corrente nominal inicial mínima.
Tempo permissível para a circulação da corrente nominal.
Elemento resistivo (AISI 304).
Tensão suportável impulso (TSI).
Grau de proteção mínimo.
Especificação sumária
Resistor de aterramento trifásico, tensão nominal do sistema, 13,80 kV, resistência nominal de 24 Ω, máxima tensão contínua 14,4 kV, corrente nominal de 800 A, tempo permissível
para  circulação  de  corrente,  10  s,  tensão  suportável  de  isolamento,  105  kV,  frequência  nominal  de  60 Hz,  grau  de  proteção mínimo  IP  55,  elemento  resistivo,  aço  inox,  ou  ferro
fundido.
Transformador de serviço auxiliar (TSA)
É  aquele  utilizado  para  suprir  as  cargas  de  iluminação  e  serviços  diversos  da  subestação.  O  transformador  de  serviço  auxiliar  em  geral,  uma  única  unidade,  é  alimentado  pelo
secundário do transformador de potência da subestação. Seu secundário está conectado ao barramento do Quadro de Serviços Auxiliares de Corrente Alternada (QSA­CA) que por sua
vez alimenta todas as cargas em tensão alternada e o(s) retificador(es)­carregador(es) do banco de baterias. Sua capacidade nominal é calculada considerando todas as cargas de corrente
contínua, alimentadas através do retificador­carregador, e as cargas em corrente alternada da subestação.
4.5.2.2.2.8.1
4.5.2.2.2.8.2
4.5.2.2.2.8.3
4.5.2.2.2.9
4.5.2.2.2.9.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.9.2
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.9.3
4.5.2.2.2.10
4.5.2.2.2.10.1
4.5.2.2.2.10.2
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.10.3
Podem­se empregar tanto os transformadores a óleo mineral quanto os transformadores a seco.
Normas específicas
São as mesmas dos transformadores de distribuição, item 4.5.2.2.1.1.1.
Características técnicas exigíveis
Adotar as características elétricas do transformador que for utilizado (a óleo mineral ou a seco), no item 4.5.2.2.1.1.2.
Especificação sumária
Transformador de distribuição  com potência nominal de 112,5 kVA,  impedância nominal de 3,5 %,  tensões nominais primárias 12.600/13.200/13.800 V,  tensão nominal  secundária
380/220 V, isolamento a seco, grau de proteção IP 44 (instalação interna em conjunto metálico).
Quadro de serviço auxiliar em corrente alternada (QSA­CA)
É aquele  alimentado pelo  transformador  de  serviço  auxiliar  e  supre  todas  as  cargas  em CA e CC,  tais  como:  (i)  iluminação  e  tomadas  das  edificações  e  do  pátio  de manobra;  (ii)
climatização da casa de comando e controle; e (iii) bomba­d’água (quando não houver fornecimento da companhia concessionária de água), retificador­carregador etc.
Normas específicas
ANSI C37.2 – Manual and automatic station control supervisory, and associated telemetering equipments.
ANSI C37.13 – Low voltage AC power circuit breakers used in enclosures.
ANSI C37.14 – Low voltage direct current power circuit breakers and anode circuit breakers.
ANSI C37.16 – Preferred ratings, related requirements, and application recommendations for low voltage power circuit breakers and AC power circuit protectors.
ANSI C37.20 – Switchgear assemblies, including metal enclosed bus.
ANSI C37.90 – Relays and relay systems associated with electric power apparatus.
ANSI C39.1 – Requirements for electrical indicating instruments.
ASTM A123 – Specification for zinc (hot­galvanized) coatings on products fabricated form rolled, pressed and forged shapes, plates, bars and strips.
ASTM A153 – Specification for zinc coating (hot­dip) or iron and steel hardware.
AWS – Standard Qualification Procedure for Welding.
NEMA SG5 – Power Switchgear Assemblies.
NBR 7829 – Cabos de controle com isolação sólida extrudada com polietileno (PE) ou cloreto de polivinila (PVC) para tensões até 1 kV.
NBR 6323 – Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro fundido – Especificação.
NBR 7348 – Preparação de superfície de aço com jato abrasivo e hidrojateamento.
NBR 15239 – Tratamento de superfície de aço com ferramentas manuais e mecânicas.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal em CA.
Tensão mínima de operação, em CA.
Tensão máxima de operação, em CA.
Grau de proteção.
Elevação de temperatura.
Fiação e bornes.
Especificação das chapas.
Especificação sumária
Quadro de serviços auxiliares em corrente alternada, tensão nominal 380/220 V, com estrutura e base em chapa de aço 12 USG (2,78 mm), porta externa em chapa de aço 14 USG (1,98
mm) com visor de acrílico, porta interna parte superior em chapa de aço 14 USG (1,98 mm), barreira isolante em material transparente de alta resistência mecânica (policarbonato) com
espessura  de  3 mm,  fechamentos  em  chapa  de  aço  16 USG  (1,59 mm),  placa  de montagem  em  chapa  de  aço  12 USG  (2,78 mm)  e  fundo  em  chapa  de  aço  14 USG  (1,98 mm),
tratamento e pintura das chapas conforme normas NBR 6323, NBR 15239. Os disjuntores, fusíveis e demais dispositivos estão definidos no diagrama trifilar (apresentar o diagrama
trifilar de conformidade com o desenho apresentado nos Capítulos 6, 7 e 8).
Quadro de serviço auxiliar em corrente contínua (QSA­CC)
É aquele alimentado pelo retificador­carregador e supre todas as cargas em corrente contínua, ou seja: (i) iluminação de emergência da casa de comando e controle; (ii) alimentação dos
relés digitais instalados nos painéis de controle; (iii) alimentação da bobina dos disjuntores; (iv) alimentação do motor de carregamento da mola dos disjuntores, chaves etc.
Normas específicas
São as mesmas normas do item 4.5.2.2.2.9.1.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal em corrente contínua.
Tensão máxima de operação em corrente contínua.
Grau de proteção.
Elevação de temperatura.
Fiação e bornes.
Especificação das chapas.
Especificação sumária
Quadro de serviços auxiliares em corrente contínua, tensão nominal 125 Vcc, tensão mínima de operação 106 Vcc, máxima tensão de operação 138 Vcc, com estrutura e base em chapa
de aço 12 USG (2,78 mm), porta externa em chapa de aço 14 USG (1,98 mm) com visor de acrílico, porta interna parte superior em chapa de aço 14 USG (1,98 mm), barreira isolante
em material transparente de alta resistência mecânica (policarbonato) com espessura de 3 mm, fechamentos em chapa de aço 16 USG (1,59 mm), placa de montagem em aço 12 USG
(2,78 mm) e fundo em chapa de aço 14 USG (2,98 mm), tratamento e pintura das chapas conforme normas NBR 6323 e NBR 15239. Os disjuntores, fusíveis e demais dispositivos
estão definidos no diagrama bifilar (apresentar o diagrama bifilar de conformidade com os desenhos apresentados nos Capítulos 6, 7 e 8).
4.5.2.2.2.11
4.5.2.2.2.11.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.11.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.11.3
4.5.2.2.2.12
4.5.2.2.2.12.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.2.12.2
•
•
•
•
4.5.2.2.2.12.3
•
•
•
4.5.2.2.2.12.4
•
•
•
•
•
•
Retificador­carregador
É o equipamento que é alimentado pelo quadro de serviços auxiliares em corrente alternada e supre o banco de baterias. Em geral, devem ser utilizados dois retificadores­carregadores,
operando em paralelo ou não. Sua capacidade deve ser suficiente para alimentar todas as cargas em correntecontínua, tais como iluminação e relés.
Normas específicas
NBR IEC 60529 – Graus de proteção providos por invólucros (Código IP).
NBR 6323 – Aço ou ferro fundido – Revestimento de zinco por imersão a quente – Especificação.
NBR 6651 – Chapas e bobinas finas a frio, de aço­carbono, para esmaltagem vítrea – Especificação.
NBR 7034 – Materiais isolantes elétricos – Classificação térmica – Classificação.
NBR 7398 – Revestimento de zinco – Verificação da aderência – Método de ensaio.
NBR 7399 – Verificação do revestimento de zinco – Verificação da espessura do revestimento por processo não destrutivo – Método de ensaio.
NBR 7400 – Produto de aço ou ferro fundido – Verificação do revestimento do zinco – Verificação da uniformidade do revestimento – Método de ensaio.
NBR 8755 – Sistema de revestimentos protetores para painéis elétricos.
NBR 9070 – Equipamento retificador de silício para subestação de eletrificação ferroviária.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal.
Tensão mínima de operação em corrente alternada.
Tensão máxima de operação em corrente alternada.
Tensão nominal em corrente contínua.
Tensão mínima de operação em corrente contínua.
Tensão máxima de operação em corrente contínua.
Classe de isolamento.
Frequência nominal.
Fator de potência indutivo medido com os valores nominais de tensão e frequência de alimentação e potência nominal de saída.
Fator de potência capacitivo medido com os valores nominais de tensão e frequência de alimentação para consumo mínimo de 20 % do valor da potência nominal de saída.
Rendimento.
Tensão nominal de saída (em Vcc).
Corrente nominal em Vcc.
Tensão de flutuação em Vcc.
Tensão de equalização em Vcc.
Tensão nominal em Vcc.
Especificação sumária
Retificador­carregador  para  banco  de  baterias,  corrente  nominal  50 A,  tensão  em  corrente  alternada  de  alimentação,  380 V,  tensão  nominal  em  corrente  contínua  de  alimentação  da
bateria, 125 V, tensão de flutuação 132 V.
Banco de baterias
Normas específicas
NBR 14204 – Acumulador chumbo­ácido estacionário regulado por válvula – Especificação.
NBR 14205 – Acumulador chumbo­ácido estacionário regulado por válvula – Ensaios.
NBR 14206 – Acumulador chumbo­ácido estacionário regulado por válvula – Terminologia.
NBR 5350 – Acumuladores elétricos – Especificação.
NBR 6651 – Chapas e bobinas finas a frio, de aço­carbono, para esmaltagem vítrea – Especificação.
NBR 7398 – Revestimento de zinco – Verificação da aderência – Método de ensaio.
IEEE – Recommended Practice for Maintenance, Testing, and Replacement of Vented Lead – Acid Batteries for Stationary Applications.
IEEE – Recommended Practice for Installation Design and Installation of Vented Lead – Acid Batteries for Stationary Applications.
IEC 896­2 – Stationary lead­acid batteries: general requirements and methods of test – Part 2: Valve regulated types.
Características principais do sistema de alimentação do banco de baterias
Tensão nominal de alimentação.
Corrente nominal.
Tensão de flutuação.
Tensão de equalização.
Características principais do sistema de alimentação das cargas
Tensão nominal.
Tensão de flutuação.
Tensão de equalização.
Características elétricas dos acumuladores
Tipo: bateria de acumulador chumbo­ácido estacionário regulado por válvula.
Capacidade nominal da bateria para descarga em 10 horas até a tensão final de descarga por elemento.
Número de elementos.
Tensão convencional de 1 elemento.
Tensão final de descarga por elemento.
Tensão de flutuação por elemento a 25 ºC.
4.5.2.2.2.12.5
4.5.2.2.3
4.5.2.2.4
4.5.2.2.4.1
4.5.2.2.4.1.1
4.5.2.2.4.1.2
a)
•
•
•
–
–
–
•
•
–
•
b)
•
•
•
–
–
•
•
c)
•
–
–
–
•
–
–
•
•
d)
•
–
–
•
–
–
•
•
4.5.2.2.4.1.3
4.5.2.2.4.2
Especificação sumária
Banco de baterias, capacidade nominal 100 Ah, 60 elementos,  tensão convencional de 1 elemento de 2 V,  tensão final de descarga por elemento de 1,75 V e  tensão de flutuação por
elemento a 25 ºC de 2,17 a 2,23 V.
Equipamentos de subestações de 138 kV
A especificação técnica dos equipamentos de uma subestação de 138 kV é estruturalmente semelhante à especificação técnica dos equipamentos de uma subestação de 69 kV. Portanto,
omitiremos a descrição das características técnicas dos equipamentos da subestação de 138 kV, indicando para o leitor consultar diretamente o Capítulo 7 – Projeto de subestação de
138  kV,  onde  são  fornecidas  as  especificações  técnicas  dos  equipamentos  empregados  naquele  projeto.  Com  isso  o  leitor  terá  as  informações  necessárias  para  especificar  os
equipamentos utilizados em outros projetos com o mesmo nível de tensão.
Equipamentos de subestações de 230 kV
Como já comentamos anteriormente, as especificações técnicas dos equipamentos é uma tarefa que leva grande quantidade de material  impresso, incompatível com a estrutura de um
livro didático. No entanto, vamos apresentar as características básicas dos equipamentos a serem utilizados nas subestações de 230 kV. Mesmo assim, a quantidade de informação ainda
é muito grande.
Os  comentários  que  fizemos  para  os  equipamentos  de  69  kV  e  138  kV  são  adequados  para  os  equipamentos  de  230  kV.  Portanto,  só  descreveremos  as  especificações  técnicas
sumárias dos equipamentos de 230 kV.
Transformador de potência
Normas específicas
São as mesmas especificações do item 4.5.2.2.1.1.1, naquilo que for pertinente.
Características técnicas
Enrolamento primário (AT)
Tipo de ligação das bobinas (estrela, triângulo ou zigue­zague).
Isolamento.
Tensões suportáveis nos terminais de linha:
Impulso atmosférico, onda plena (1,2/50 μs).
Impulso atmosférico, onda cortada (3 μs).
Impulso de manobra (100/1000 μs).
Tensão induzida (7200 ciclos) entre terminais de linha e neutro.
Tensões suportáveis nos terminais de neutro:
Impulso atmosférico, onda plena (1,2/50 μs).
Aplicada à frequência nominal (1 minuto).
Enrolamento secundário (MT)
Tipo  de  ligação  (delta  ou  estrela):  no  Nordeste  do  Brasil  em  razão  da  característica  do  sistema  elétrico  de  230  kV,  ou  seja,  estrela  aterrada  no  primário,  é  necessário  ligar  o
secundário em delta forçando, assim, a utilização de um transformador de aterramento para permitir um ponto de acesso à terra.
Isolamento.
Tensões suportáveis nos terminais de linha:
Impulso atmosférico, onda plena (1,2/50 μs).
Impulso atmosférico, onda cortada (3 μs).
Tensão aplicada à frequência nominal (1 minuto).
Comprimento da linha de fuga.
Isolamento das buchas do enrolamento de 230 kV – terminal de linha
Tensões suportáveis:
Impulso atmosférico, onda plena (1,2/50 μs).
Impulso atmosférico, onda cortada (3 μs).
Impulso de manobra (250/2500 μs).
Tensão aplicada à frequência nominal:
A seco (1 minuto).
Sob chuva (1 minuto).
Tensão de início e extinção do corona visual (fase­terra).
Comprimento mínimo da linha de fuga.
Isolamento da bucha do enrolamento de 230 kV – terminal de neutro
Tensões suportáveis:
Impulso atmosférico, onda plena (1,2/50 μs).
Impulso atmosférico, onda cortada (3 μs).
Tensão aplicada à frequência nominal:
A seco (1 minuto).
Sob chuva (1 minuto).
Tensão de início e extinção do corona visual (fase­terra).
Comprimento mínimo da linha de fuga.
Especificação sumária
Transformador de potência trifásico, 60 Hz, tensão primária nominal 230 kV, ligação primária em estrela aterrada, tensão secundária nominal 34,5 kV, ligação em delta, comutador para
operação  em  carga  e  tensão,  TSI  950  kV  (primário)  onda  plena  e  170  kV  (secundário)  onda  plena,  potência  nominal  45/56/70 MVA,  impedância  de  12 %  na  base  de  45 MVA,
refrigeração ONAM/ONAF1/ONAF2.
Disjuntor de potência de alta tensão
4.5.2.2.4.2.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.2.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.2.3
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.2.4
•
•
•
•
•
•
Normas específicas
NBR 7118 – Disjuntores de alta tensão.
NBR 11003 – Tinta – Determinação da aderência – Método de ensaio.
NBR 11902 – Hexafluoreto de enxofre – Especificação.NBR 12160 – Hexafluoreto de enxofre – Verificação das propriedades – Método de ensaio.
NBR 12318 – Hexafluoreto de enxofre – Procedimento.
IEC 85 – Recommendations for the classification of material for the insulation of electrical machinery and apparatus in relation to their thermal stability in service.
IEC 376 – Specification and acceptance for new sulfur hexafluoride including IEC 376­A and 376­B.
IEC 480 – Guide to the checking of sulfur hexafluoride (SF6) taken from electrical equipment.
IEC 1233 – High­voltage alternating current circuit­breakers rated on a symmetrical.
ANSI 37­09 – Test procedure for AC high­voltage circuit­breakers rated on a symmetrical current basis.
IEC 56­1 – High­voltage AC circuit­breakers – General and definitions.
IEC 56­2 – High­voltage AC circuit­breakers – Rating.
IEC 56­3 – High­voltage AC circuit­breakers – Design and construction.
IEC 56­4 – High­voltage AC circuit­breakers – Type and routine tests.
IEC 56­5 – High­voltage AC circuit­breakers – Rules for the selection of circuit­breakers for service.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal.
Tensão máxima de operação.
Frequência nominal.
Corrente nominal.
Capacidade de interrupção nominal em curto­circuito; (i) componente alternada; e (ii) componente contínua.
Capacidade de estabelecimento nominal em curto­circuito (corrente de fechamento e travamento).
Corrente suportável nominal de curta duração (1 s).
Valor de pico da corrente suportável (10 ciclos).
Tempo de interrupção (base 60 Hz).
Tempo de interrupção garantido para qualquer abertura, com correntes de 10 % a 100 % da capacidade de interrupção nominal em curto­circuito: (i)  tempo morto nominal; e (ii)
atraso permissível na abertura (Y).
Tolerância máxima admissível na segunda abertura do ciclo de religamento rápido O­0,3s­CO.
Diferença máxima de tempo entre polos no fechamento tripolar.
Idem, entre câmaras do mesmo polo.
Diferença máxima de tempo entre polos na abertura tripolar.
Diferença máxima de tempo entre câmaras do mesmo polo.
Diferença máxima de tempo entre câmaras auxiliares dos resistores de pré­inserção, no fechamento e na abertura.
Ciclo de operação nominal.
Fator de primeiro polo.
Comprimento mínimo da linha de fuga.
Espaçamento entre polos.
Tensão, fase­terra, de início e extinção do corona visual.
Tensão de radiointerferência, máxima à tensão de 154 kV eficaz, fase­terra, com contatos fechados.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, (1,2 × 50 μs) à terra, entre polos e entre contatos abertos.
Tensão suportável nominal à frequência industrial (60 Hz), a seco e sob chuva, durante 1 minuto, à terra, entre polos e entre contatos abertos.
Fornecimento
Os mecanismos de acionamento, os sistemas de controle,  todos os relés, pressostatos, manômetros e demais acessórios, necessários ao correto funcionamento e supervisão, bem
como sinalização e bloqueio em caso de anomalia.
Os armários dos mecanismos de acionamento e do sistema de comando e controle.
O gás para o primeiro enchimento.
As estruturas de suporte.
Os conectores de aterramento.
As ferramentas especiais, os materiais, instrumentos e dispositivos especiais, necessários à instalação, manutenção e ensaios de campo.
As peças sobressalentes.
Os ensaios de protótipo e os de rotina (apresentação dos ensaios realizados por laboratórios credenciados).
As embalagens para transporte marítimo e terrestre.
O gás do primeiro enchimento deverá acompanhar obrigatoriamente o disjuntor, em embalagens exclusivas e adequadamente identificadas.
Características gerais
Os  disjuntores  deverão  ser  do  tipo  a  gás  SF6  (hexafluoreto  de  enxofre)  de  pressão  única,  com  abertura  livre  (trip  free),  tanto  elétrica  quanto  mecânica,  e  com  dispositivo
antibombeamento.
Deverá ser prevista a operação com religamento tripolar. Deverá ser previsto também o bloqueio do religamento.
Os disjuntores deverão ser do tipo modular estanque e de baixa pressão de SF6, providos de dispositivos adequados para indicação visual de pressão, para um operador ao nível do
solo,  alarme e bloqueio em caso de quedas de pressão acentuadas, válvulas para  reenchimento de gás com o  fim de  restabelecer  as  condições normais,  assim como um sistema
adequado de segurança, para evitar qualquer risco de explosão em caso de sobrepressões excessivas.
O gás do primeiro enchimento deverá estar de acordo com as Normas IEC 60376 e IEC 60480, em suas últimas revisões.
O disjuntor deverá ter, obrigatoriamente, as câmaras de extinção ao nível do barramento (live­tank circuit breaker).
Em caso de despressurização acidental, os disjuntores deverão suportar, no mínimo, a tensão nominal fase­terra, entre contatos abertos de cada polo, estando a pressão de SF6, no
interior das câmaras, igual à pressão atmosférica.
•
•
•
4.5.2.2.4.2.5
4.5.2.2.4.3
4.5.2.2.4.3.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.3.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.3.3
4.5.2.2.4.4
4.5.2.2.4.4.1
4.5.2.2.4.4.2
•
•
•
4.5.2.2.4.4.3
4.5.2.2.4.5
4.5.2.2.4.5.1
Estando  o  disjuntor  aberto,  deverá  ser  prevista,  se  necessária,  a  abertura  automática  das  chaves  isoladoras  do mesmo,  em  caso  de  queda  acentuada  (vazamento)  na  pressão  de
SF6 ou óleo (do sistema de acionamento). Estando fechado, o disjuntor deverá permanecer fechado.
O fabricante deverá prever, se julgar necessário, o fechamento automático do disjuntor, após ser atingida determinada pressão mínima de segurança do meio de extinção (SF6), ou
do meio de acionamento (óleo).
A distância do solo ao início das partes vivas (primeira saia inferior do isolador suporte) deverá ser no mínimo de 2300 mm.
Especificação sumária
Disjuntor  tripolar,  uso  externo,  do  tipo  a  gás  SF6  (hexafluoreto  de  enxofre),  de  pressão  única,  com  abertura  livre  (trip­free),  tanto  elétrica  quanto  mecânica,  dispositivo  de
antibombeamento  e mecanismo  de  operação  à mola,  completo  com  os  armários  dos mecanismos  de  acionamento  e  do  sistema  de  comando  e  controle,  estruturas  suportes,  com  a
primeira carga de gás para enchimento, tensão máxima de operação 242 kV, corrente nominal de 1250 A, corrente de interrupção simétrica de 40 kA.
Seccionadores tripolares de alta tensão
Esta  especificação  estabelece  as  condições  a  que  deve  satisfazer  o  fornecimento  de  chave  seccionadora  tripolar  de  230  kV,  sem  lâmina  de  terra  ou  com  lâmina  de  terra,  instalação
horizontal ou semipantográfica.
Normas específicas
NBR 5032 – Isoladores de porcelana ou vidro para linhas aéreas e subestações – Especificação.
NBR 6323 – Produto de aço ou ferro fundido – Revestimento de zinco por imersão a quente – Especificação.
NBR 6882 – Isolador tipo pedestal – Padronização.
NBR IEC62271­102 – Seccionador, chaves de terra e aterramento rápido – Especificação.
NBR 10443 – Tintas – Determinação da espessura de película seca.
NBR IEC 60694 – Especificações comuns para normas de equipamentos de manobra de alta tensão e mecanismos de comando.
NBR IEC 62271 – Equipamentos de alta tensão – Seccionadores e chaves de aterramento.
NBR 11003 – Tintas – Determinação da aderência – Método de ensaio.
NBR 11388 – Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações elétricas.
IEC 129 – Alternating current disconnectors (isolators) and earthing switches.
IEC 265 – High­voltage switches.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal.
Tensão máxima de operação.
Frequência nominal.
Corrente nominal.
Corrente suportável nominal de curta duração (1 s) para as lâminas principais e de terra.
Valor de crista nominal da corrente suportável para as lâminas principal e de terra.
Nível de isolamento nominal: (i) tensão suportável nominal de impulso atmosférico onda 1,2 × 50 µs; (ii) tensão suportável nominal à frequência industrial 1 minuto, fase­terra; e
(iii) entre distância de seccionamento.
Tensão suportável nominal à frequência industrial, durante 1 minuto, a seco, nos circuitos auxiliares e de comando.
Nível de radiointerferência: (i) tensão mínima fase­terrapara os ensaios de radiointerferência; e (ii) nível de radiointerferência a 110 % da tensão fase­terra referido a 300 Ω.
Distância de escoamento.
Esforços mecânicos momentâneos nos terminais: (i) esforço longitudinal; e (ii) esforço transversal; e (iii) esforço vertical.
Limites de elevação de temperatura.
Especificação sumária
Seccionador  tripolar, 245 kV, 1250 A, 31,5 kA, 60 Hz, TSI 950 kV, com mecanismo de acionamento motorizado de ação simultânea nos  três polos para as  lâminas principais, com
sistema de acionamento manual de emergência, montagem horizontal sobre suportes de concreto.
Seccionadores tripolares de alta tensão com lâminas de terra
Normas específicas
Pode­se adotar a mesma especificação anterior.
Características técnicas exigíveis
Devem ser adotadas as mesmas características anteriores, acrescentando apenas as seguintes:
Corrente nominal da lâmina de terra.
Acoplamento eletromecânico: (i) corrente nominal de acoplamento indutivo; e (ii) tensão de restabelecimento.
Acoplamento eletrostático: (i) corrente nominal de acoplamento capacitivo; e (ii) tensão de restabelecimento.
Especificação sumária
Seccionador  tripolar, 245 kV, 1250 A, 31,5 kA, 60 Hz, TSI 950 kV, com mecanismo de acionamento motorizado de ação simultânea nos  três polos para as  lâminas principais, com
lâminas de aterramento e sistema de acionamento manual de emergência para as lâminas principais de aterramento, montagem horizontal sobre suportes de concreto.
Transformador de corrente de alta tensão
Os transformadores de corrente para medição de faturamento e proteção deverão ser fornecidos com 2 (duas) caixas de ligação dos terminais secundários, ou seja: (i) 1 (uma) caixa de
ligação destinada aos terminais dos enrolamentos de medição de faturamento; e (ii) 1 (uma) caixa de ligação destinada aos terminais dos enrolamentos de proteção.
Os  transformadores  de  corrente  para  medição  operacional  e  proteção  poderão  ser  fornecidos  com  1  (uma)  única  caixa  de  ligação  dos  terminais  secundários  devidamente
identificados, sendo 1 (um) terminal para o serviço de medição operacional e 1 (um) terminal para o serviço de proteção.
Normas específicas
4.5.2.2.4.5.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.5.3
4.5.2.2.4.6
4.5.2.2.4.6.1
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.6.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.6.3
4.5.2.2.4.7
4.5.2.2.4.7.1
São as mesmas empregadas no item 4.5.2.2.1.4.1 naquilo que for pertinente.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal.
Tensão máxima de operação.
Corrente.
Frequência.
Tensão de impulso atmosférico: (i) onda plena (1,2 × 50 μs); e (ii) onda cortada (3 μs).
Tensão de isolamento à frequência industrial: (i) a seco e sob chuva (1 minuto); e (ii) a seco (1 minuto) nos enrolamentos secundários.
Tensão de radiointerferência fase­terra
Tensão de descargas parciais fase­terra.
Distância de escoamento (linha de fuga).
Corrente térmica (1 s) relativa à maior relação de transformação.
Corrente dinâmica (2 ciclos) relativa a maior relação de transformação.
Fator térmico.
Relações de transformação.
Número de núcleos: (i) para medição operacional; e (ii) para proteção.
Exatidão para todas as relações de transformação; (i) erro; e (ii) carga.
Tensão secundária normalizada (TC de proteção): (i) erro; e (ii) carga.
Sobrelevação de temperatura à temperatura ambiente de 40 ºC.
Máxima tensão de radiointerferência a 110 % da máxima tensão fase­terra de operação, referida a 300 Ω.
Especificação sumária
Transformador  de  corrente  para  serviços  de  medição  operacional  e  proteção,  230/   kV,  monofásico,  uso  externo,  completo  com  todos  os  acessórios,  terminais  de  alta  tensão,
dispositivos de  içamento, parafusos para  fixação do TC ao suporte de concreto,  indicador de nível de óleo, válvula para drenagem e enchimento, corrente primária 1200 A, corrente
térmica de curto­circuito 20 kA e corrente dinâmica 50 kA na maior RTC, TSI 950 kV onda plena, fator térmico 1,2, relação de transformação 300/600 × 600/1200­5­5­5 A, 1 (um)
núcleo para medição operacional com exatidão 0,6C50 e 2 (dois) núcleos para proteção com exatidão 10B100.
Transformador de potencial de alta tensão
Os transformadores de potencial para medição de faturamento e proteção deverão ser fornecidos com 2 (duas) caixas de ligação dos terminais secundários, ou seja: (i) 1 (uma) caixa de
ligação destinada aos terminais dos enrolamentos de medição de faturamento; e (ii) 1 (uma) caixa de ligação destinada aos terminais dos enrolamentos de proteção.
Os  transformadores  de  potencial  para  medição  operacional  e  proteção  poderão  ser  fornecidos  com  1  (uma)  única  caixa  de  ligação  dos  terminais  secundários  devidamente
identificados, sendo 1 (um) terminal para o serviço de medição operacional e 1 (um) terminal para o serviço de proteção.
Normas específicas
NBR 6855 – Transformador de potencial – Especificação.
NBR 6546 – Transformadores para instrumentos – Terminologia.
NBR 6820 – Transformador de potencial – Método de ensaio.
IEC 186 – Voltage transformers.
ANSI C57­13 – Requirements for instrument transformers.
ANSI C93.2 – Requirements for power­line coupling capacitor voltage transformers.
Características técnicas exigíveis
Tensão nominal.
Tensão máxima operativa.
Tensões secundárias.
Frequência.
Nível de impulso atmosférico, onda plena (1,2 × 50 μs).
Nível de impulso atmosférico, onda cortada (3 μs).
Nível de isolamento à frequência industrial: (i) a seco e sob chuva (1 minuto); (ii) a seco (1 minuto) nos secundários.
Nível de tensão de radiointerferência a 154 kVe f icaz, fase e terra.
Nível de descargas parciais a 168 kVe f icaz, fase e terra.
Distância de escoamento (linha de fuga).
Fatores de tensão: (i) em regime permanente; (ii) durante 30 s.
Potência térmica mínima.
Grupo de ligação.
Classe de exatidão e cargas nominais secundárias.
Sobrelevação de temperatura à temperatura ambiente de 40 ºC.
Relação de transformação nominal.
Número de enrolamentos secundários.
Especificação sumária
Transformador de potencial  indutivo (TPI) para serviços de medição indicativa e proteção, 230/  kV, monofásico, uso externo, completo com todos os acessórios,  terminal de alta
tensão, dispositivos para  içamento, parafusos para  fixação do TPI a  suporte de concreto,  indicador de nível de óleo, válvula para drenagem e enchimento,  relação de  transformação
2000:1, total de 4 (quatro) enrolamentos secundários, sendo, 2 (dois) para medição indicativa, exatidão 0,6P100 e 2 (dois) para proteção, exatidão 1,2P100, potência térmica mínima de
800 VA.
Para­raios de alta tensão
Normas específicas
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.7.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.7.3
4.5.2.2.4.8
4.5.2.2.4.8.1
4.5.2.2.4.8.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.2.2.4.8.3
•
•
•
4.5.2.2.4.8.4
•
•
•
•
•
Inicialmente  o  leitor  deve  acessar  o  item  4.5.2.2.2.6  para  determinar  os  valores  da  tensão  temporária  do  sistema  (TOV)  e  da  máxima  tensão  de  operação  contínua  do  para­raios
(MCOVpr).
NBR 5424 – Guia de aplicação de para­raios de resistor não linear em sistemas de potência.
IEC 60099­1 – Surge arresters – Part 1: Non­linear resistor type gapped surge arresters for AC systems.
IEC 60099­3 – Surge arresters – Part 3: Metal­oxide surge arresters for AC systems.
IEC 60099­4 – Surge arresters – Part 4: Metal­oxide surge arresters without gaps for AC systems.
IEC 60099­5 – Surge arresters – Part 5: Selection and application.
ANSI C62.11 – IEEE Standard for metal­oxide surge arresters for AC power circuits.
ANSI C62.22 – IEEE Guide for application of metal­oxide surge arresters for AC systems.
As normas aqui citadas devem ser complementadas com as normas indicadas no item 4.5.2.2.1.5.1.
Características técnicas
Tensão nominal.
Máxima tensão de operação contínua (MCOV).
Sobretensão temporária (TOV).
Frequência nominal.
Corrente nominal de descarga com onda 8/20 μs.
Alta corrente de curta duração com onda de 4/10 μs.
Corrente de alívio de pressão: (i) alta corrente, duração mínima0,2 s; e (ii) baixa corrente.
Comprimento mínimo da linha de fuga (fase­terra).
Capacidade mínima de absorção de energia.
Tensões residuais máximas para onda de corrente de descarga 8/20 μs e valores de pico.
Tensão residual máxima para onda de corrente de descarga 1/20 μs.
Descargas parciais, no para­raios completo, à tensão 154 kV (fase­terra) na frequência industrial de 60 Hz.
Especificação sumária
Para­raios de óxido de zinco, uso externo,  tensão nominal 192 kV, máxima  tensão de operação contínua  (MCOV) de 154 kV,  sobretensão  temporária  (TOV) de 170 kV, capacidade
mínima  de  absorção  de  energia  de  7  kJ/kV  de  tensão  nominal,  coluna  simples,  corrente  nominal  de  descarga  10  kA,  corrente  de  alívio  de  pressão  50  kA  em  0,2  s,  distância  de
escoamento 6125 mm.
Transformador de aterramento
Normas específicas
São praticamente as mesmas normas adotadas para os transformadores de potência.
O transformador de aterramento é normalmente utilizado para fornecer aos sistemas isolados um ponto à terra. Assim, em alguns sistemas de 230 kV, os enrolamentos primários
são  ligados em estrela com o ponto neutro aterrado e os enrolamentos secundários em triângulo. Para obter uma  ligação à  terra no secundário do  transformador de potência pode­se
conectar  nesses  terminais  um  transformador  de  aterramento,  em geral  com  enrolamentos  conectados  em  zigue­zague.  Se  for  preciso  reduzir  a  corrente  de  curto­circuito  no  sistema
secundário, basta especificar o  transformador de aterramento com uma  impedância adequada ao nível de corrente de defeito desejável. Alternativamente, pode­se  inserir no ponto de
aterramento do zigue­zague do transformador de aterramento um resistor de aterramento, visando reduzir a corrente de curto­circuito monopolar.
Características técnicas exigíveis
Potência nominal de regime.
Tensão máxima de operação.
Frequência nominal.
Tensão nominal do enrolamento.
Tensão suportável de impulso atmosférico – pleno.
Tensão suportável de impulso atmosférico onda cortada.
Tensão suportável nominal à frequência industrial durante 1 minuto.
Nível médio de ruído.
Ligação (zigue­zague).
Número de fases.
Perdas máximas.
Corrente de excitação máxima.
Corrente de neutro.
Impedância nominal.
Buchas do neutro
Tensão nominal.
Tensões  suportáveis:  (i)  impulso  atmosférico,  onda  plena  (1,2  ×  50  μs);  (ii)  impulso  atmosférico,  onda  cortada;  e  (iii)  tensão  aplicada,  à  frequência  de  60 Hz  durante  1  (um)
minuto.
Transformador de corrente no ponto neutro: (i) relações de transformações; e (ii) classe.
Proteções intrínsecas mínimas
Relé de gás.
Relé de sobrepressão (válvula).
Detector de nível de óleo.
Temperatura do óleo.
Relé térmico do enrolamento.
4.5.2.2.4.8.5
4.5.3
4.5.3.1
4.5.3.1.1
4.5.3.1.1.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.3.1.1.2
•
4.5.3.1.2
•
•
•
Especificação sumária
Transformador  de  aterramento  trifásico,  tensão primária  nominal  69 kV,  60 Hz,  capacidade nominal  de  2,0 MVAr,  ligação  em zigue­zague,  uso  externo,  impedância  nominal  de  20
ohms por fase, isolação em óleo mineral.
Projeto de arquitetura e de obras civis
Fazem  parte  do  conjunto  de  projetos  de  arquitetura  e  obras  civis  os  seguintes:  (i)  projeto  de  arquitetura  das  edificações  (casa  de  comando  e  controle,  casa  do  gerador,  pequeno
almoxarifado e outras); (ii) projeto de arquitetura das bases dos transformadores de potência, disjuntores etc.; (iii) projeto das instalações de utilidades (instalações elétricas da casa de
comando e controle, instalações hidrossanitárias); (iv) sistema de combate a incêndio; (v) sistema de drenagem; e (vi) projeto estrutural de todas as edificações e bases.
Projeto estrutural e mecânico
O projeto  de obras  civis  deve  ser  realizado  em duas diferentes  etapas.  Incialmente  deve  ser  desenvolvido o projeto  de  arquitetura  com  todas  as  dimensões das  edificações,  bases  e
caixas. Após  essa  etapa,  desenvolve­se o projeto  estrutural,  em que  são  calculadas  as vigas,  colunas,  bases,  lajes  etc.,  a  partir  das  cargas mecânicas  impostas. Nesse projeto  ficam
definidas  as  seções  dos  ferros,  dimensões  e  formas.  Esse  projeto  deve  ser  elaborado  por  um  profissional  da  Engenharia  Civil  devidamente  familiarizado  com  as  particularidades
funcionais de uma subestação, devendo ser orientado por um profissional de engenharia elétrica que é o responsável pelo arranjo dos espaços internos da casa de comando e controle,
pelo cálculo dos esforços devidos ao vento sobre as estruturas, suporte, cabos/barramentos e equipamentos, pela arquitetura básica dos equipamentos etc.
Edificações
Casa de comando e controle
Para determinar o arranjo (layout) e as dimensões da casa de comando e controle é necessário que o projetista tenha as seguintes informações:
Dimensões  e  peso  dos  painéis  de  proteção  e  controle  (comprimento,  largura  e  altura)  que  compreendem:  (i)  painel  do(s)  relé(s)  de  proteção  de  entrada  de  linha;  (ii)  painel  de
proteção do(s) transformador(es), incluindo o relé diferencial; (iii) painéis dos relés de proteção do secundário do transformador; (iv) painéis dos relés dos alimentadores de média
tensão; e (v) dimensões e peso do transformador de serviço auxiliar quando instalado no interior da casa de comando e controle.
Dimensões  e  peso  do  conjunto  de manobra  (cubículos)  que  compreendem:  (i)  os  cubículos  dos  disjuntores  de  proteção  do  transformador  de  potência  e  dos  alimentadores;  (ii)
quadro do serviço auxiliar em corrente alternada; (iii) quadro de serviço auxiliar em corrente contínua; (iv) banco de baterias, que pode ser fornecido em cubículos metálicos ou de
instalação em celas de alvenaria; e (v) retificador­carregador do banco de baterias podendo­se utilizar dois equipamentos.
Definição da existência ou não de (i) banheiro; (ii) sala de reuniões; (iii) pequeno almoxarifado; (iv) sala de baterias, se for o caso; e (v) copa.
A partir dessas definições, elaborar a arquitetura da casa de comando e controle, separando os ambientes para instalação dos painéis de proteção e controle, da sala para instalação
do conjunto de manobra  (cubículos). Deve­se observar que é necessário deixar espaços  suficientes para a entrada dos cubículos e painéis, de  forma que a  saída de qualquer um
desses módulos se dê sem afetar a posição dos demais.
Concluída a fase de projeto de arquitetura deve­se, em seguida, realizar o cálculo estrutural da casa de comando e controle, tomando como base o peso dos cubículos e painéis para
cálculo das canaletas internas.
A cobertura da edificação deve ser projetada com telhas de fibrocimento do tipo canalete 49, fixadas em estruturas de madeira ou metálica (esta apresenta maior segurança devido à
natureza do material que não é combustível).
O projeto deve atender a todos os requisitos técnicos da Engenharia Civil.
O projeto de instalações elétricas da casa de comando e controle deve ser elaborado de acordo com os procedimentos normativos da NBR 5410 e da NBR ISO/CIE 8995­1:2013,
respectivamente, denominadas Instalações Elétricas de Baixa Tensão e Iluminação de Interiores.
O projeto deve ser desenvolvido utilizando as instalações do tipo embutido, exceto para a sala de baterias em que devem ser usados componentes à prova de explosão.
Na sala de baterias deve ser projetado um sistema de exaustão, próximo da laje, alimentado por circuito elétrico específico em corrente alternada. Em climas quentes é conveniente a
utilização de aparelhos de climatização com o objetivo de evitar a perda precoce de vida útil das baterias.
A abertura do exaustor deve ser com aba de proteção e com tela de proteção interna e externa.
Deve ser projetado um sistema de climatização para a sala de controle a fim de manter os equipamentos digitais, como relés e medidores digitais, em uma temperatura entre 20 ºC e
25 ºC. Esse sistema deve ser composto de, no mínimo, duas unidades de refrigeração,considerando o uso de apenas uma unidade por vez e revezando­se a cada intervalo de tempo,
conforme ajustado no relé de tempo que faz esse controle.
Na  sala  de  comando  não  há  necessidade  de  instalação  de  um  sistema  de  climatização.  Devem  ser  instalados  exaustores  para  retirada  do  calor  gerado  pelos  equipamentos,
barramentos, conexões etc.
O projeto das  instalações hidráulicas e sanitárias deve ser executado considerando a  ligação das  instalações da subestação com a  rede pública de abastecimento de água e esgoto
atendendo as exigências da concessionária local.
Na  ausência  da  rede  pública  de  água  e  de  esgotamento  sanitário  deve  ser  projetado  um  sistema  de  abastecimento  de  água  e  esgoto  local,  convenientemente  dimensionado  para
atender às necessidades dos operadores da subestação. Para atender ao consumo de água deve­se perfurar um poço artesiano ou profundo que, através de uma motobomba, abastece­
se uma caixa­d’água localizada na parte superior da casa de comando e controle, sobre a laje de cobertura. O esgotamento sanitário poderá ser resolvido construindo­se um sistema
de fossa­sumidouro, distante pelo menos 30 metros do local do poço artesiano para evitar contaminação da água.
É obrigatório realizar a análise química e bacteriológica da água para confirmar sua potabilidade.
Devem ser deixadas todas as facilidades para uma futura interligação à rede de abastecimento local.
Quando exigido pela concessionária de energia elétrica, deve ser projetado um sistema de telecomunicação e a instalação de um poste de concreto armado de 23 m × 1500 kg, ou
outro tipo de estrutura com altura, a depender do alcance do sinal.
Prever no projeto a instalação de linha telefônica na sala de controle, nos padrões exigidos pela concessionária de telecomunicação local.
Deve ser prevista a instalação de pontos para sensores de fumaça e de presença no interior da casa de comando e controle e um ponto de GPS acima da cobertura. Essas instalações
devem ser derivadas da canaleta em eletrodutos de ¾”, individuais.
Casa do gerador de emergência
Para o projeto de  arquitetura da  casa do gerador  é necessário  conhecer  as dimensões do conjunto motor gerador normalmente  tendo o óleo diesel  como combustível. A casa do
gerador deverá ter dimensão de, no mínimo, seis vezes a área projetada do GMG. A descarga do motor diesel deverá ter o sentido predominante dos ventos e evitar que os gases de
queima saiam no sentido do pátio de manobra.
Bases e fundações para postes
As bases e fundações para postes devem ser projetadas de conformidade com as cargas horizontais, devido à tração dos cabos do barramento, e verticais, devido aos esforços dos
cabos e isoladores nessa direção, bem como o peso dos equipamentos ali instalados. As bases de equipamentos devem ficar 10 cm acima do nível da brita.
A  elaboração  do  projeto  das  caixas  de  passagem  e  canaletas  do  pátio  deve  satisfazer  às  necessidades  da  instalação  dos  cabos  de  força,  luz  e  comunicação  (fibra  ótica  ou  cabo
blindado).
O nível superior das tampas, das caixas de passagem e canaletas, deve ficar 10 cm acima do nível da brita.
•
4.5.3.1.3
4.5.3.1.4
4.5.3.1.4.1
4.5.3.1.4.1.1
 
a)
•
•
As caixas e canaletas devem ser drenadas e interligadas à rede de drenagem principal.
Base do transformador
Para  realizar  o  projeto  de  arquitetura  da  base  do(s)  transformador(es)  é  necessário  conhecer  as  seguintes  informações:  (i)  dimensões  do  transformador;  (ii)  dimensões  e  desenho
detalhado da base do transformador; e (iii) peso bruto do transformador, isto é, com o equipamento cheio de óleo.
A base do transformador deve ser composta das estruturas de suporte do equipamento e de uma bacia de contenção de óleo que se conectará com a caixa separadora de água e óleo.
As dimensões da bacia de contenção devem ser ao longo do seu perímetro 50 cm superior à projeção do transformador. Já o volume útil da bacia de contenção deve ser  igual ou
superior a 110 % do volume de óleo contido no transformador. A camada de 10 cm de brita colocada sobre a bacia de contenção tem a função de evitar a formação de fogo durante um
vazamento de óleo do transformador.
Vigas e estruturas verticais
As vigas devem ser calculadas de acordo com o peso e os esforços dos barramentos sobre elas. O cálculo dos esforços sobre as vigas pode ser feito da forma a seguir.
Cálculo dos esforços dos barramentos sobre as vigas – peso próprio e esforço do vento
De acordo com o tipo de barramento deve­se proceder a uma forma de cálculo.
Barramentos flexíveis
A tensão mecânica exercida pelos condutores pode ser dada pela Equação (4.8).
T0 – tensão mecânica a que ficará submetido o condutor do barramento, em kgf/fase;
Lv  – comprimento do maior vão, em m;
Ff le cha – flecha do cabo, em m; normalmente se considera no valor de 1 % a 2 % do comprimento do vão.
A componente resultante dos esforços do vento e do peso do cabo é dada pela Equação (4.9).
Pc  – peso do cabo, em kgf/m;
Pv  – componente horizontal do esforço do vento sobre o cabo, em kgf/m; seu valor pode ser dado pela Equação (4.10).
Vv  – velocidade do vento em km/h;
Sbv  – área do cabo, em m2, exposta à força do vento, que corresponde ao comprimento do vão multiplicado pelo diâmetro do cabo, ou seja, é o diâmetro multiplicado por 1 m de cabo;
logo, a área do cabo exposta ao vento para 1 m de cabo vale:
Dc  – diâmetro do cabo, em mm;
Lv  – comprimento do maior vão do barramento, em m; normalmente, esse valor é considerado para 1 m de cabo.
EXEMPLO DE APLICAÇÃO (4.2)
Determinar o esforço exercido pelo cabo de alumínio­liga de 315 mm2, diâmetro de 23,03 mm, massa nominal de 868,5 kg/km, tensão de ruptura (RMC) 90,20 kN. Na mesma
estrutura representada no diagrama isométrico da Figura 4.1 estão fixados os cabos para­raios em aço galvanizado tipo HS 5/16”, peso 0,305 kg/m, tensão de ruptura igual a
3600 kgf e diâmetro de 7,94 mm. Trata­se de uma subestação de 69 kV em que a linha de transmissão de alimentação é em cabo de alumínio­liga de 315 mm2, o mesmo cabo
utilizado no barramento da referida subestação.
Esforço dos cabos de alumínio­liga
V = 110 km/h (valor utilizado para linhas de transmissão);
Lv  = 80 m (comprimento do último vão da linha de transmissão que se conecta ao barramento da subestação);
Ff lecha = 2 % × Lv  = 0,02 × 80 = 1,6 m
Pc  = 868,5 kgf/km = 0,868 kgf/km → Pc  = 0,868 × 80 = 69,44 kgf
Componente horizontal do esforço do vento sobre o cabo
A área do cabo exposta ao vento por unidade de comprimento (1 m) vale
A componente horizontal do vento sobre o cabo pode ser calculada pela Equação (4.10).
Pv  = 0,0045 × Sbv  × V2 = 0,0045 × 0,02303 × 1102 = 1,25 kgf/m
Resultante dos esforços Pt  sobre o cabo devido ao esforço do vento na horizontal e peso do cabo
Logo, de acordo com a Equação (4.8), temos o esforço resultante sobre o cabo:
b)
•
•
Esforço dos cabos de guarda HS 5/16”
Vv  = 110 km/h (valor utilizado para linhas de transmissão);
Lv  = 16 m (comprimento do vão da subestação – veja diagrama isométrico da Figura 4.2; a linha de transmissão de 69 kV não possui cabos de guarda).
O peso do cabo para­raios vale
Ff lecha = 2 % × Lv  = 0,02 × 16 = 0,32 m
Pc  = 305 kg/km = 0,305 kg/m → Pc  = 0,305 × 16 = 4,9 kgf
Componente horizontal do esforço do vento sobre o cabo
A área do cabo exposta ao vento por unidade de comprimento (1 m) vale
A componente horizontal do vento sobre o cabo de guarda pode ser calculada pela Equação (4.10).
Resultante dos esforços Pt  sobre o cabo para­raios da subestação devido ao esforço do vento na horizontal e peso do cabo
Logo, de acordo com a Equação (4.8), temos o esforço resultante sobre o cabo.
Esse valor, juntamente com os outros esforços, deve ser levado ao diagrama isométrico da Figura 4.2.
Figura 4.2
4.5.3.1.4.1.2
4.5.3.1.4.2
Diagrama isométrico das estruturas da subestação.
Barramentos rígidos
Adotar o mesmo procedimento de cálculo empregado para barramentos flexíveis, fazendo­seas adequações necessárias. Não existe, por exemplo, a força de tração T0. Somente devem­
se considerar o peso próprio do barramento e o esforço do vento sobre o mesmo.
Cálculo dos esforços dos ventos sobre as estruturas verticais
O cálculo da força sobre as estruturas verticais (postes de concreto armado) pode ser realizado de acordo com a Equação (4.12).
Fv  – esforço do vento sobre o poste, em kgf;
Q – taxa do esforço do vento sobre a estrutura vertical, em N/m2 ou kgf/m2;
Ca – coeficiente de pressão; para estruturas planas como a face de um poste tem valor igual a 1.
A – área da superfície da estrutura vertical, em m2.
O valor de Q pode ser dado pela Equação (4.13).
 
H1  =
H3  –
FV =
H4  =
V1  =
V2  =
V3  =
V4  =
V5  =
V6  =
V7  =
Vv  – velocidade do vento, em m/s; normalmente, para essa situação considera­se o vento com velocidade média de 130 km/h.
EXEMPLO DA APLICAÇÃO (4.3)
Determinar o esforço sobre a estrutura de uma subestação de 69 kV, concreto armado,  formado por postes de seção retangular, esforço  inicial de 1000/12­B­1,5. A face de
maior dimensão no topo do poste vale 182 mm. A face de maior dimensão ao nível do solo vale 518 mm. A velocidade do vento vale 130 km/h.
De acordo com a Equação (4.12), devemos determinar os seguintes parâmetros:
Ca – coeficiente de pressão; para estruturas planas como o poste de concreto de seção retangular tem valor igual a 1.
Vv  = 130 km/h (velocidade do vento)
Transformando o valor de Vv  em m/s, temos:
De acordo com a Equação (4.13), podemos determinar a taxa do esforço do vento sobre as estruturas verticais.
A área do poste forma um trapézio e tem o seguinte valor:
B = 518 mm = 0,518 m (face do poste, logo acima da camada de brita);
b = 182 mm = 0,182 m (face no topo do poste);
H = 10 m (altura útil do poste);
 (área do trapézio)
Logo, a força exercida pelo vento sobre o poste é dada pela Equação (4.12).
FV = Ca × Q × A = 1,0 × 79,88 × 3,5 = 279 kgf
Para melhor entendimento do diagrama isométrico da Figura 4.2, utilizaremos os resultados dos Exemplos de Aplicação (4.2) e (4.3). A Figura 4.3 mostra um corte  lateral
da  subestação  para  melhor  compreensão  do  diagrama  isométrico.  As  resultantes  dos  esforços  e  peso  dos  equipamentos  estão  mostradas  no  diagrama  isométrico.  A
composição dessas resultantes pode ser determinada como a seguir. Observar que H representa os esforços horizontais sobre os barramentos e estruturas e V representa os
esforços verticais sobre as mesmas estruturas.
760 kgf/fase (tensão mecânica do cabo da linha de transmissão sobre a viga de concreto, último vão que é de 80 m em cabo liga de alumínio 315 mm2);
em kgf  [tensão mecânica do cabo para­raios do vão seguinte ao vão para o qual  se calculou o  valor de H4 ;  deixa­se para o  leitor  o  desenvolvimento do  cálculo  dos esforços
mecânicos; utilizar o mesmo procedimento do Exemplo de Aplicação (4.2)].
52,90 kgf [tensão mecânica do cabo para­raios da subestação – veja o Exemplo de Aplicação (4.2)];
279 kgf [esforço do vento sobre o poste de concreto armado, conforme o Exemplo de Aplicação (4.3)];
38 kgf – peso do para­raios de sobretensão de 69 kV;
240 kgf – peso do transformador de potencial indutivo;
20 kgf – peso do isolador de apoio;
150 kgf/pórtico – peso da chave seccionadora;
240 kgf – peso do transformador de potencial indutivo;
350 kgf – peso do transformador de corrente;
1200 kgf – peso total do disjuntor.
Figura 4.3
4.5.3.2
4.5.3.2.1
•
•
•
4.5.3.2.2
4.5.3.2.3
4.5.3.2.4
Vista do corte: (a) barramento da subestação; (b) SPDA da subestação.
Construções diversas
Caixa separadora de água e óleo
Tem  como  objetivo  acumular  o  óleo  que,  porventura,  escape  dos  radiadores  e  tanque  do  transformador  em  consequência  de  algum  dano  nesse  equipamento.  Sua  capacidade  deve
corresponder ao volume de óleo do maior transformador da subestação, acrescido de 5 % a 10 %.
A caixa separadora de água e óleo deverá satisfazer às seguintes condições, de acordo com a NBR 13231:
Permitir com facilidade a retirada do óleo acumulado em seu interior.
Permitir facilidade de inspeção nas suas partes internas.
Permitir que se faça com facilidade a drenagem da água.
A caixa separadora de água e óleo funciona da seguinte forma (veja desenho dos projetos nos Capítulos 6, 7 e 8): inicialmente deve estar completamente cheia de água e assim deve
operar continuamente. Quando ocorre um derramamento de óleo isolante do transformador, o mesmo é contido na bacia de contenção construída abaixo do transformador de potência, e,
através de uma tubulação de ferro fundido ou galvanizado, ou ainda de concreto armado que suporte altas temperaturas, é conduzido à caixa separadora de água e óleo. Como o óleo tem
menor  densidade  do  que  a  água,  à medida  que  penetra  na  cuba  principal  da  caixa  separadora  o  óleo  transborda  para  a  cuba  de  acumulação  que  deve  ter  a  capacidade  volumétrica
anteriormente mencionada. Dessa forma, o óleo é separado da água evitando que o mesmo seja despejado na natureza.
Casa do GMG – grupo motor gerador
Normalmente é construída nas proximidades da casa de comando e controle. Ocupa um pequeno espaço, da ordem de 25 m2.
Pequeno almoxarifado
Em subestações de grandes usinas eólicas e fotovoltaicas, que normalmente ficam distantes dos centros urbanos, costuma­se construir um pequeno almoxarifado para armazenamento
de uma pequena quantidade de material para manutenção.
Administração
4.5.3.3
4.5.3.3.1
a)
b)
c)
4.5.3.3.2
4.5.3.3.3
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.3.3.4
Tabela 4.3
Nas condições anteriormente mencionadas, muitas vezes constrói­se um ambiente administrativo.
Sistema de combate a incêndio
Detecção, alarme e combate a incêndio em ambientes fechados
É o conjunto de dispositivos que tem a função de detectar e alarmar o princípio de incêndio. Esses dispositivos devem ser instalados em pontos estratégicos dos ambientes, de forma a
serem obtidas indicações visuais e sonoras no momento em que ocorrer um princípio de incêndio e ao mesmo tempo colocando em ação os diversos meios disponíveis de combate a
incêndio.
Existem dois tipos de subestações providas de sistema de combate a incêndio: (i) subestações providas de meios de combate a incêndio automático; e (ii) subestações providas de
combate a incêndio manual.
São três os dispositivos utilizados na detecção de incêndio.
Detectores de temperatura
São dispositivos que se sensibilizam com a elevação de temperatura acima do valor preestabelecido. Funcionam quando há presença de rápida elevação de temperatura (8 ºC em 1
minuto) ou no limite de 65 ºC. Ao detectar a elevação de temperatura, o dispositivo envia um sinal para a central de monitoramento que,  logo em seguida, dispara o alarme e/ou faz
atuar o sistema de combate a incêndio. São normalmente utilizados nas edificações, tais como a casa de comando e controle, prédio administrativo etc.
Detectores de fumaça
São dispositivos que se sensibilizam com a presença de fumaça no recinto por eles monitorado. Funcionam a partir de fotocélulas que geram uma corrente variável segundo o fluxo
luminoso que recebem do recinto monitorado. O fluxo luminoso que incide sobre o detector é em função da fumaça que precede e acompanha o incêndio.
Detectores de chama
São  dispositivos  que  se  sensibilizam  com  a  presença  de  radiação  infravermelha  emitida  por  uma  chama  nos  recintos  por  eles monitorados.  São  apropriados  para  aplicações  de
ambientes  interiores que  requeiram o mais alto nível de  rejeição de alarme falso e segurança de detecção de  fogo. São  fabricados em alumínio ou aço  inox para  instalação nos mais
severos ambientes. São constituídos de um microprocessador que opera de forma contínua.
Esses três dispositivos de detecção de incêndio são aplicados em ambientes fechados, tais como a casa de comando e controle e outras edificações que fazem parte da subestação.
Nesses ambientes, complementarmente são instalados extintores de incêndio de dióxido de carbono,também conhecido como gás carbônico (CO2).
Combate a incêndio no pátio de manobra
Em  subestações  convencionais  são  normalmente  utilizados  extintores  de  incêndio  a  dióxido  de  carbono,  instalados  sobre  rodas  em  pontos  determinados  do  pátio  de  manobra  da
subestação, considerando a localização dos equipamentos e acesso aos mesmos.
Em  subestações  de  grande  importância  estratégica  e  elevada  potência  nominal  é  utilizado  sistema  automático  contra  incêndio  empregando  água  nebulizada  nos  transformadores,
transformadores de aterramento e reatores de potência. Devem­se adotar as prescrições das NBR 8222/83, NBR 8674/84 e NBR 12232/87.
Tipos de extintores de incêndio e suas aplicações
A NBR 12693 estabelece os requisitos que devem ser aplicados em projetos, seleção e instalação de extintores de incêndio portáveis e sobre rodas, ambos aplicados amplamente em
diversos tipos de edificações, notadamente em pátio de subestações de média e alta tensão.
Os  extintores  de  incêndio  são  selecionados  pela  sua  capacidade  extintora  que  é  a  medida  do  poder  de  extinção  de  fogo  de  um  extintor  de  incêndio  obtido  em  ensaio  prático
normalizado. Assim, a capacidade extintora mínima de cada tipo de extintor de incêndio portátil, para que seja considerado como uma unidade extintora, deve ser classificada da forma
como a seguir.
Carga d’água: extintor com capacidade extintora de no mínimo 2­A.
Carga de espuma mecânica: extintor com capacidade extintora de no mínimo 2­A: 2­B.
Carga de dióxido de carbono (CO2): extintor com capacidade extintora de no mínimo 5­B:C.
Carga de pó BC: extintor com capacidade extintora de no mínimo 20­B:C.
Carga de pó ABC: extintor com capacidade extintora de no mínimo 2­A:20­B:C.
Carga de halogenados: extintor com capacidade extintora de no mínimo 5­B:C.
Para que se entenda a codificação anterior é necessário definir as classes de incêndio, segundo a NBR 12693.
Classe  de  incêndio  A:  destinada  ao  combate  ao  fogo  em  materiais  combustíveis  sólidos,  que  queimam  em  superfície  e  profundidade  por  meio  do  processo  de  pirólise
(decomposição que ocorre pela ação de altas temperaturas, na qual ocorre uma ruptura da estrutura molecular do material pela ação do calor em um ambiente com pouco ou nenhum
oxigênio), deixando resíduos.
Classe  de  incêndio  B:  destinada  ao  combate  ao  fogo  em  combustíveis  sólidos  que  se  liquefazem  por  ação  do  calor,  como  graxas,  substâncias  líquidas  que  evaporam  e  gases
inflamáveis, que queimam somente em superfície, podendo ou não deixar resíduos.
Classe de incêndio C: destinada ao combate ao fogo em materiais, equipamentos e instalações elétricas energizadas. Esse tipo de incêndio exige que o agente extintor não conduza
corrente elétrica.
Como exemplo, os extintores de pó da classe ABC são conhecidos por sua versatilidade na área de equipamentos contra incêndio. São usados para a extinção de todas as classes de
incêndio, A, B  e C. Utilizam  como  agente  extintor  o monofosfato  de  amônia  siliconizado  que,  em  contato  com  o material  incendiado,  cria  uma  camada  que  adere  a  esse material
eliminando a combustão. Podem ser empregados em comércio, indústria e residência, tais como líquidos inflamáveis, componentes elétricos e materiais, como madeira, papel, borracha
etc.
Distribuição dos extintores para risco de incêndio da classe C
Devem ser distribuídos com base na proteção do risco principal da edificação ou área de risco. Devem acompanhar a mesma distribuição dos riscos das classes A ou B. Sempre que
possível, esses extintores devem ser instalados próximos a áreas de riscos especiais, como casa de máquinas, galeria de cabos de energia, subestações e riscos semelhantes, mantendo­
se uma distância segura para o operador e auxiliares. Para o risco classe C a distribuição dos extintores, definida pela máxima distância percorrida, é realizada da mesma forma como
se procede para os riscos classes A e B. Para o risco classe B a distribuição dos extintores está contida na Tabela 4.3 – Classe de risco B.
Distribuição dos extintores no ambiente a ser protegido
Classe de risco Capacidade extintora mínima Distância máxima a ser percorrida (m)
Baixo 20­B 15
Médio 40­B 15
4.5.3.3.5
a)
•
–
–
•
b)
•
•
–
–
–
–
–
–
•
–
–
–
–
–
Tabela 4.4
Alto 80­B 15
Denomina­se capacidade extintora a medida do poder de extinção de fogo de um extintor, obtida em ensaio prático normalizado. Para entender o significado de capacidade extintora
citamos o exemplo de um extintor classificado de 4­A:80­B:C. O código 4­A é o tamanho do fogo classe A; 80­B é o tamanho do fogo classe de risco B; C é adequado para apagar o
fogo classe C.
Critérios gerais do sistema de combate a incêndio
As subestações que não possuem combate automático de incêndio podem utilizar outros meios reconhecidos denominados combate de incêndio manual.
Os  critérios  de  combate  a  incêndio manual  em  subestações  são  definidos  na ABNT NBR 13231 – Proteção  contra  incêndio  em  subestações  elétricas  de  geração,  transmissão  e
distribuição.
Ambientes edificados
Casa de comando e controle
Os quadros de comando e controle dos sistemas fixos de proteção contra incêndio da subestação devem estar localizados na sala de controle ou em área de supervisão contínua.
A sinalização  luminosa e sonora de  funcionamento dos quadros de comando e controle anteriormente mencionados deve ser diferenciada de outras  sinalizações existentes no
local.
Demais edificações
As demais edificações  (casa do GMG, guaritas etc.) da subestação devem ser protegidas, preferencialmente, por extintores portáteis de gás carbônico  (CO2)  e pó químico  seco,
atendendo às especificações e distanciamentos da NT 21 – Sistema de proteção por extintores de incêndio.
Pátio de manobra
Os  transformadores de potência,  transformadores de aterramento e os  reatores de potência devem ser protegidos por extintores de pó extintor,  tipo sobre  rodas, com capacidade
extintora de 80­B:C.
Os extintores de pó devem ser instalados em locais de fácil acesso, sinalizados, abrigados contra intempéries, e identificados.
Barreiras de proteção do tipo corta­fogo.
As barreiras de proteção contra fogo, ou simplesmente parede corta­fogo, devem ser especificadas e construídas de acordo com os desenhos de projeto dados nos Capítulos 6, 7
e 8.
A altura da parede corta­fogo para transformadores de potência deve ser de 60 cm acima do topo do tanque conservador de óleo que normalmente é o ponto mais elevado desse
equipamento.
A parede corta­fogo deve ter o comprimento do equipamento protegido acrescido de 60 cm.
A distância que separa a parede corta­fogo do equipamento protegido deve ser de 50 cm.
Quando a distância entre a casa de comando e controle ou edificações da subestação e os equipamentos de pátio for igual ou superior a 15 m, não há necessidade de construir
parede corta­fogo.
Quando a distância entre a casa de comando e controle ou edificações da subestação e os equipamentos de pátio for menor do que 8 m, considerar as seguintes premissas: (i) a
parede corta­fogo não deve permitir a passagem de calor e as chamas para áreas circunvizinhas; (ii) garantir que a parede corta­fogo não venha a cair parcialmente ou não sobre
os equipamentos de pátio ou sobre os ambientes edificados e nem sobre as vias de acesso interno da subestação.
A NBR 13231 disciplina o afastamento dos transformadores de potência das edificações e dos equipamentos. Esses afastamentos são conhecidos nas Tabelas 4.4 e 4.5. Se não for
possível manter as distâncias estabelecidas como anteriormente mencionadas, será necessária a construção de uma parede corta­fogo, que tem como objetivo evitar que o óleo quente e
os fragmentos resultantes da explosão do transformador atinjam a casa de comando e controle, ocasionando danos físicos e perigo de acidente com os operadores que ali trabalham.
Bacia de contenção, drenagem de óleo isolante e caixa separadora.
O óleo isolante que escapardos transformadores e reatores deve ser drenado para o sistema de coleta específico e direcionado para a caixa separadora de água e óleo que deve ser
dotada das  seguintes  características:  (i)  estar  situada em  local  específico,  separado de outras  instalações  e  equipamentos;  (ii)  ter  capacidade mínima correspondente  à vazão do óleo
vertido do equipamento sinistrado;  (iii) possuir um sistema de drenagem dos efluentes;  (iv) permitir  fácil  retirada do óleo  isolante drenado; (v) ser  resistente à corrosão pela água e
pelo óleo isolante; e (vi) ser dotada de meios com proteção que possibilitem a inspeção interna.
Os requisitos para a construção de uma bacia de contenção e drenagem do óleo isolante até a caixa separadora são:
Os transformadores de potência, transformadores de aterramento e reatores de potência devem ser instalados sobre bacias de contenção.
A bacia de contenção e drenagem de óleo deve ser preenchida com pedra britada no 3 (19 a 38 mm).
A bacia deve ter dimensões que excedam em 0,50 m à projeção do equipamento.
O volume útil da bacia deve ser igual ou superior a 10 % do volume do óleo contido no respectivo equipamento.
No ponto mais baixo a bacia deve ter uma caixa de captação.
Distâncias mínimas de separação entre transformadores e edificações
Tipo do líquido isolante
do transformador
Volume do líquido
isolante (L)
Distância horizontal (m)
Distância
(m)Edificações resistentes ao
fogo por 2 horas (m)
Edificações não
combustíveis (m)
Edificações
combustíveis (m)
Óleo mineral
< 2000 1,5 4,6 7,6 7,6
> 2000
4,6 7,6 15,2 15,2
< 20.000
> 20.000 7,6 15,2 30,5 30,5
Fluido de alto ponto de
combustão
< 38.000 1,5 1,5 7,6 15,2
> 38.000 4,6 4,6 15,2 1,5
Tabela 4.5
4.5.3.3.6
•
–
–
–
–
–
•
–
–
–
–
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
–
–
4.5.3.4
•
•
4.5.3.5
4.5.3.5.1
4.5.3.5.2
•
•
•
4.5.3.5.3
Distâncias mínimas de separação entre transformadores e equipamentos adjacentes
Tipo do líquido isolante do transformador Volume do líquido isolante (L) Distância (m)
Óleo mineral
< 2000 1,5
 20.000 e
 ≥ 20.000
7,6
> 20.000 15,2
Fluido resistente ao fogo – transformador sem proteção aprimorada
< 38.000 1,5
> 38.000 7,6
Requisitos mínimos adotados para combate a incêndio
Para atender à regulamentação do Corpo de Bombeiros e permitir o melhor atendimento aos indivíduos afetados por um sinistro na subestação, cada tipo de subestação deve atender aos
seguintes requisitos:
Subestação convencional
Possuir via de acesso para veículos de emergência.
Possuir parede corta­fogo em transformadores de potência, transformadores de aterramento, reatores de potência e reguladores de tensão.
Possuir bacia de captação com drenagem e coleta de óleo isolante.
Possuir extintores portáteis e sobre rodas.
Possuir sinalização de incêndio.
Subestações de uso múltiplo
Possuir via de acesso a veículos de emergência.
Possuir parede corta­fogo em transformadores, reatores de potência e reguladores de tensão.
Existir uma separação de, no mínimo, 15,2 m entre os  transformadores de força,  transformadores de aterramento,  reatores de potência e  reguladores de  tensão, em relação a
outros equipamentos e edificações.
Possuir extintores portáteis e sobre rodas.
Possuir bacia de contenção com drenagem e coleta de óleo isolante.
Possuir sinalização de incêndio.
Subestação compacta abrigada e subterrânea
Possuir vias de acesso para veículos de emergência.
Possuir paredes corta­fogo entre transformadores de potência, transformadores de aterramento, reatores de potência ou reguladores de tensão.
Possuir bacia de captação com drenagem de coleta de óleo isolante.
Possuir extintores portáteis e sobre rodas.
Possuir sistema fixo de CO2 nas proximidades dos  transformadores de potência,  transformadores de média  tensão,  reatores de potência e  reguladores de  tensão, conforme a
NBR 12232.
Possuir iluminação de emergência.
Possuir sistema de alarme de incêndio.
Possuir saídas de emergência.
Possuir sinalização de incêndio.
Blindagem contra descargas atmosféricas
A blindagem contra descargas atmosféricas deve ser realizada de três diferentes formas:
Com hastes fixadas no topo das estruturas metálicas e de concreto, de forma a que o volume formado pela geratriz do cone de proteção cubra todos os pontos metálicos no interior
desse volume: método de Franklin.
Com  hastes  fixadas  no  topo  das  estruturas  metálicas  ou  de  concreto  e  os  cabos  de  guarda  fixados  no  topo  das  estruturas,  obedecendo  ao  método  eletrogeométrico,  também
denominado método da esfera rolante.
Movimentação de terra
Limpeza e raspagem do terreno
O projeto deverá indicar a área de limpeza e raspagem do terreno.
Terraplenagem
O projeto deve conter, entre outras informações: (i) planta baixa; (ii) cortes; (iii) projetos de estruturas de arrimo; (iv) indicação de volumes geométricos de corte e aterro etc.
No caso de aterro, o projeto deve indicar: (i) a espessura; (ii) o número das camadas; (iii) o método de compactação; e (iv) a caracterização do material a ser empregado, e conter as
seguintes informações: (i) granulometria; (ii) limite de liquidez; (iii) limite de plasticidade; (iv) grau de compactação determinado; (v) índice de suporte califórnia (CBR) que é a
relação percentual entre a pressão exercida por um pistão de diâmetro padronizado necessária à penetração no solo até determinado ponto e a pressão necessária para que o mesmo
pistão penetre a mesma quantidade em solo­padrão de brita graduada; (vi) densidade; (vii) umidade; e (viii) locação da jazida de empréstimo.
As cotas do platô (pátio de manobra) devem ser definidas de modo a garantir simultaneamente: (i) escoamento de águas pluviais; para tanto, é necessário ser  investigado o nível
máximo  da  pluviometria  ocorrida  no  local;  (ii)  drenagem  das  bases  dos  transformadores  de  força  e  demais  elementos  contidos  no  pátio  da  subestação;  e  (iii)  estabilidade  dos
taludes.
Escavação e reaterro
O projeto  deve  indicar  as  dimensões  das  cavas  e  valas  de modo  a  permitir  uma  execução  segura  das  escavações.  Indicar  também  se  as  escavações  devem  ser  de  forma manual  ou
mecânica e qual o tipo de material a ser utilizado nos reaterros. Caso haja necessidade, deve ser apresentado o projeto de escoramento de águas pluviais com o objetivo de atender aos
requisitos de segurança.
4.5.3.5.4
•
•
•
•
4.5.4
4.5.4.1
4.5.4.1.1
4.5.4.1.1.1
4.5.4.1.1.2
4.5.4.1.1.3
4.5.4.1.1.4
4.5.4.1.1.5
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.4.2
4.5.4.2.1
4.5.4.2.2
Drenagem e pavimentação
Deve ser projetado um sistema de drenagem eficiente,  abrangendo  toda a área do  terreno da  subestação, de modo a dar um completo escoamento das águas pluviais e do  lençol
freático, evitando modificações na capacidade de suporte do solo. Sempre que possível a drenagem deve ser superficial.
O  projeto  de  drenagem  deve  atender  às  características  do  local  onde  será  implantada  a  subestação,  observando  também  os  índices  pluviométricos  da  região  e  os  terrenos
circunvizinhos, evitando o escoamento de água para os mesmos.
O projetista deve verificar com os órgãos públicos o destino das águas captadas, apresentando soluções, de acordo com as exigências dos mesmos.
O  projeto  da  pavimentação  deve  ser  elaborado  considerando  um  tratamento  superficial  das  pistas  de  rolamento,  evitando  erosão  ou  abatimento  quando  submetido  à  carga,
viabilizando a circulação de veículos de transporte de carga e descarga e a manutenção de equipamentos.
Projeto elétrico e eletromecânico
O  projeto  elétrico  é  composto  por  vários  documentos  em  forma  de  relatórios  técnicos,  diagrama  unifilar,  diagramas  trifilares,  diagramas  bifilares  (corrente  contínua),  diagramas
funcionais, diagramas de interligação e diagramas lógicos.
O projeto eletromecânico é composto por um conjunto de plantas com a posição dos equipamentos, das estruturas de  suporte dos barramentos e das conexões elétricas entre os
equipamentos e os barramentos.
Relatórios técnicosConsistem em um conjunto de documentos técnicos referentes à parte elétrica do projeto.
Memoriais técnicos
Constituem­se dos seguintes documentos.
Memorial de cálculo
Fazem parte: (i) descrição detalhada do projeto; (ii) relação de cargas elétricas associadas ao projeto ou das unidades de geração; (iii) cálculo das impedâncias do sistema de suprimento
à subestação; (iv) determinação dos eletrodutos etc.
Memorial de cálculo dos esforços sobre o barramento e estruturas
Consiste: (i) no cálculo do vento sobre os condutores dos barramentos; e (ii) no cálculo sobre as estruturas de suporte devido ao vento e peso dos equipamentos nelas instalados.
Memorial de cálculo do sistema de corrente alternada
Deve  constar  neste  documento  o  dimensionamento:  (i)  da  potência  nominal  do  transformador  de  serviço  auxiliar;  e  (ii)  do  grupo  motor  gerador  a  óleo  diesel  para  geração  de
emergência.
Memorial de cálculo do sistema de corrente contínua
Deve constar nesse documento o dimensionamento: (i) da capacidade do banco de baterias; e (ii) do retificador­carregador.
Outros memoriais de cálculo
Fazem parte os seguintes documentos:
Memorial de cálculo do projeto: potência nominal do transformador, barramentos, cabos etc.
Memorial de cálculo dos ajustes de proteção.
Memorial de cálculo de iluminação.
Memorial de cálculo das cargas: bobinas de atuação em corrente contínua e corrente alternada, cabos, banco de baterias, retificadores etc.
Memorial de cálculo da malha de aterramento.
Memorial de cálculo do sistema de proteção contra descargas atmosféricas.
Memorial de cálculo da malha de aterramento.
Memorial de cálculo estrutural: bases dos pórticos, base dos transformadores, caixa separadora de água e óleo, caixas, canaleta etc.
Diagramas
Diagrama unifilar simplificado
Devem constar nesse diagrama somente os equipamentos de potência,  tanto os da alta  tensão como os de média  tensão e os relés de proteção,  todos devidamente numerados com as
funções ANSI. Uma  rápida  análise  nesse  documento  possibilita  reconhecer  conceitualmente  o  projeto,  identificando  o  tipo  de  barramento,  número  de  entradas  de  linha,  número  de
transformadores, número de alimentadores secundários etc. A Figura 4.4 mostra o diagrama unifilar simplificado de uma subestação abaixadora de 75 MVA – 138/34,5 kV pertencente
a  uma  indústria  siderúrgica  de  médio  porte.  Também,  no  diagrama  unifilar  podem  ser  identificados  os  cubículos  com  os  respectivos  disjuntores  de  34,5  kV  e  o  cubículo  dos
transformadores de potencial.
Diagrama unifilar detalhado ou de proteção
Devem constar nesse diagrama, além dos equipamentos de potência, os equipamentos de alta  tensão, como os de média tensão, os relés de proteção, devidamente numerados com as
funções  ANSI,  as  interligações  entre  os  relés  e  os  equipamentos  de  potência  (TCs,  TPs,  disjuntores,  chaves  seccionadoras,  transformadores  de  potência,  transformadores  de
aterramento, resistores de aterramento, intertravamentos entre chaves e disjuntores e/ou entre disjuntores, painéis de comando e controle, medição operacional e de faturamento).
O diagrama unifilar é o principal documento do projeto elétrico. A partir dele podem ser construídos os diagramas lógicos e implementar a lógica dos intertravamentos necessários
à correta operação da subestação.
Também é conhecido como diagrama unifilar de proteção e controle, pois nele estão  identificados  todos os  relés de proteção com suas  respectivas  funções de proteção, cada um
associado a um segmento da subestação. Como exemplo de diagrama unifilar de proteção e controle, visto de forma parcial na Figura 4.5, a mesma indústria representada no diagrama
unifilar  simplificado  da Figura 4.4,  podemos  identificar  o  relé  diferencial MICOM 632  (função  87T/87N)  com  suas  funções  de  sobrecorrente  50/51N  e  as  funções  de  proteção  do
transformador principal atuando sobre o  relé de bloqueio  (função 86) que por  sua vez envia um comando de desligamento para o disjuntor D de AT e para o disjuntor de MT (não
mostrado). Podem ser observadas  também as diversas  funções de outros  relés atuando sobre os disjuntores e exercendo as ações de  intertravamento,  tais como o MICOM 443 com
suas funções de proteção direcional de corrente de fase e de neutro (67/67N), de sobrecorrente temporizada de fase e de neutro (50/51­50/51N) e de sub e sobretensão de fase (27/59).
Finalmente, os dois relés MICOM 142, sendo um deles designado para a proteção de entrada de linha e o outro como proteção do transformador de potência. Para identificar a atuação
desses relés basta seguir as linhas tracejadas com as respectivas setas.
Figura 4.4 Diagrama unifilar simplificado de uma subestação de 75 MVA/138 kV.
Figura 4.5
4.5.4.2.3
4.5.4.2.4
4.5.4.2.4.1
Diagrama unifilar de proteção e controle: entrada de linha/bay do transformador (SE 138 kV).
Diagramas trifilares
Neles estão representados os transformadores de potência, disjuntores, chaves e todos os demais equipamentos de medida (TCs e TPs) que foram representados no diagrama unifilar.
Em geral, os diagramas trifilares são elaborados juntamente com os diagramas funcionais e neles incorporados.
Diagramas funcionais
Consiste em um conjunto de plantas relacionadas com os circuitos dos painéis de proteção e controle, onde está implantada toda a funcionalidade dos relés, medidores e dispositivos
auxiliares.
Cada painel é fabricado tomando como base o seu respectivo diagrama funcional. Para isso é necessário que o projetista conheça detalhadamente os desenhos dos fabricantes dos
relés, medidores e dispositivos que serão incorporados ao respectivo painel de proteção e controle. Dessa forma, os relés recebem as informações analógicas das tensões e correntes do
sistema elétrico oriundas dos TPs e TCs, processam essas informações na forma digital e enviam a ordem de atuação aos disjuntores. O diagrama funcional termina nas borneiras de
entrada e saída do painel de proteção e controle.
Na elaboração de um diagrama funcional devem ser destacados três diferentes tipos de circuitos que entram e saem do painel.
Circuito de alimentação
Os circuitos de alimentação são destinados ao suprimento do painel tanto em corrente alternada como em corrente contínua. Assim, os relés e os medidores instalados no interior do
painel são alimentados diretamente da fonte de corrente contínua, representada pelo banco de baterias, ou pelas fontes de corrente alternada representadas pelo transformador de serviço
4.5.4.2.4.2
•
•
•
•
•
Figura 4.6
Figura 4.7
Figura 4.8
auxiliar, geradores de emergência ou ainda diretamente da rede da concessionária local. Esses circuitos são reconhecidos através de seus bornes com as letras XE ou outra simbologia
apropriada.
Circuito de controle
Os circuitos de controle são destinados a transportar as informações dos equipamentos de potência para que sejam analisadas pelos relés e dispositivos de medida que as interpretam e,
movidos pela lógica implementada nos seus circuitos internos, tomam a decisão de enviar as ordens de abertura ou fechamento para os equipamentos de proteção. Assim, quando um
transformador de potência entra em sobrecarga, o transformador de corrente associado a esse equipamento leva a informação dessa sobrecarga até o relé digital que, comparando­a com
os valores máximos ajustados, envia uma mensagem de abertura do disjuntor correspondente. Na mesma condição estão os transformadores de potencial que recebem as informações
de tensão do barramento e as enviam através dos circuitos de controle para os relés de sobretensão correspondentes. São reconhecidos através de seus bornes com as letras XD ou outra
simbologia apropriada.
Exibiremos somente cinco folhas do caderno dos diagramas funcionais, em razão do grande volume de desenhos. Esses diagramas são fundamentais para a construção dos painéis
elétricos de proteção e controle.
Os  diagramas  funcionais  apresentados  a  seguir  têm  por  objetivo  orientarresumidamente  o  leitor  comum  sobre  a  sequência  de  desenhos  que  fazem  parte  do  projeto  elétrico  de
qualquer subestação de média e alta tensões.
Para  conhecimento  do  leitor,  uma  subestação  de  pequeno  porte,  69  kV,  com  dois  transformadores,  banco  de  capacitores  e  barramento  simples,  pode  ser  necessário  o
desenvolvimento de cerca de 100 diagramas, compreendendo os diagramas funcionais, interligação e lógica, tornando impraticável a inclusão desses documentos em um livro didático.
Figura 4.6: Funcional: capa.
Figura 4.7: Funcional: índice.
Figura 4.8: Funcional: simbologia.
Figura 4.9: Funcional: diagrama unifilar (faz parte do caderno dos diagramas funcionais).
Figura 4.10: Funcional: caixa dos terminais do transformador de potência.
Diagrama funcional – capa.
Diagrama funcional – índice.
Diagrama funcional – simbologia.
Figura 4.9
Figura 4.10
4.5.4.2.5
•
•
•
Diagrama unifilar funcional.
Diagrama funcional – transformador de potência.
Diagramas de interligação
Esses diagramas  têm como objetivo  interligar os  terminais dos painéis de proteção e controle aos diversos equipamentos  instalados na casa de comando e controle ou no pátio,  tais
como disjuntores, transformadores de potência, TCs, TPs, chaves seccionadoras etc.
Figura 4.11: Interligação: capa.
Figura 4.12: Interligação: índice dos desenhos elaborados.
Figura 4.13: Interligação: simbologia.
•
4.5.4.2.6
•
•
•
•
4.5.4.2.7
Figura 4.11
Figura 4.12
Figura 4.14: Interligação: painel PPC – TF.
Diagramas de lógica
Os  relés  digitais  podem  ser  programados  para  realizar  grande  quantidade  de  operações  que  resultam  em  comando  e  controle  de  diversos  equipamentos  e  dispositivos  instalados  na
subestação. Assim, por meio dos diagramas de lógica, são representadas as formas de como são executadas essas operações, utilizando as informações que chegam à entrada do painel.
Para isso, são utilizadas portas lógicas digitais representadas pelas funções principais “OR”, “AND”, mostradas na Figura 4.18.
Exibiremos para fins de orientação somente três folhas do caderno dos diagramas de lógica de uma subestação de 69 kV.
Figura 4.15: Lógica: capa.
Figura 4.16: Lógica: índice dos desenhos.
Figura 4.17: Lógica: simbologia.
Figura 4.18: Lógica: diagrama de lógica – seccionador/disjuntor.
Diagramas trifilares dos serviços auxiliares de corrente alternada
Consistem em um conjunto de plantas relacionadas com os circuitos de baixa tensão que irão alimentar as diversas cargas da subestação em corrente alternada, tais como motores de
acionamento dos disjuntores (quando for o caso), bobinas de abertura e fechamento dos disjuntores (quando for o caso), iluminação do pátio de manobra, iluminação das edificações,
climatização das edificações, motores do poço artesanal (quando existir), retificadores­carregadores etc. A Figura 4.19 mostra o exemplo de um diagrama trifilar de serviço auxiliar em
corrente alternada.
Diagrama de interligação – capa.
Diagrama de interligação – índice.
Figura 4.13
Figura 4.14
Diagrama de interligação – simbologia.
Diagrama de interligação – Painel PPC – TF.
Figura 4.15
Figura 4.16
4.5.4.2.8
4.5.4.2.9
Diagrama de lógica – capa.
Diagrama de lógica – índice dos desenhos.
Diagramas bifilares dos serviços auxiliares de corrente contínua
Consistem em um conjunto de plantas relacionadas com os circuitos de corrente contínua que irão alimentar as diversas cargas da subestação, tais como motores de acionamento dos
disjuntores  (quando for o caso), bobinas de abertura e  fechamento dos disjuntores  (quando for o caso),  iluminação de emergência do pátio de manobra e  iluminação emergência das
edificações etc. A Figura 4.20 mostra o exemplo de um diagrama bifilar de serviço auxiliar em corrente contínua.
Desenhos construtivos
São os desenhos de arquitetura dos painéis de proteção e controle. Normalmente, os fabricantes adotam certa padronização das dimensões dos painéis. Já os arranjos dos dispositivos
que serão utilizados no seu interior são realizados de forma individual para cada projeto.
Figura 4.17
Figura 4.18
Diagrama de lógica – simbologia dos desenhos.
Diagrama de lógica – seccionador/disjuntor.
Figura 4.19 Diagrama trifilar de serviço auxiliar em corrente alternada.
Figura 4.20
4.5.4.2.10
Diagrama bifilar de serviço auxiliar em corrente contínua.
A partir do painel padronizado, o projetista distribui os dispositivos no interior do mesmo, de forma criteriosa, e prepara a lista desses dispositivos constantes do diagrama trifilar e
funcional. A Figura 4.21 mostra a vista superior de um painel de proteção e controle com os dispositivos organizados nos seus espaços. Assim, na parte móvel do painel são fixados os
relés digitais e as chaves de teste. Já na parte posterior do painel são instaladas as réguas de borne. Os demais detalhes estão mostrados na mesma figura. Para maior compreensão,
observar também as Figuras 4.22(a) e (b).
Lista de cabos
Lista de cabos é um documento gerado com base nos diagramas de interligação, no qual são listados todos os cabos que foram utilizados nesses diagramas, sendo definidos seu ponto
de origem e destino, a função de cada cabo mencionado, seus comprimentos e o tipo de cabo empregado. Essa lista também é utilizada para a aquisição dos referidos cabos, além de ser
Figura 4.21
essencial para o lançamento dos mesmos nas canaletas e tubulações que vão até os equipamentos e dispositivos. A Tabela 4.6 mostra um exemplo de formação da lista de cabos.
Vista superior de um painel de proteção e controle.
Figura 4.22
4.5.5
4.5.5.1
Tabela 4.6
Vistas frontal e traseira de um painel de proteção e controle.
Projeto de proteção
Requisitos gerais
Os relés de proteção funcionam realizando as medidas das grandezas operacionais do sistema elétrico que são a  tensão e a corrente. Os equipamentos que  inicialmente  tomam essas
medidas do sistema elétrico são denominados transformadores de medida, ou seja, os transformadores de corrente e os transformadores de potencial. Os transformadores de corrente
reproduzem  no  seu  secundário  as  correntes  que  passam  pelo  primário,  fornecendo  essa  grandeza  analógica  aos  relés  de  proteção  e  aos  dispositivos  de medida,  em  valores muito
pequenos  de  corrente,  normalmente  1 A ou  5 A. O mesmo ocorre  com os TPs  que  reproduzem no  seu  secundário  as  tensões  primárias  fornecendo  aos  relés  de  proteção  os  sinais
analógicos em valores normalmente muito pequenos entre 66 V e 115 V. Os sinais analógicos fornecidos pelos transformadores de medidas aos relés são processados digitalmente e
comparados com valores ajustados nos relés. Se essas grandezas medidas alcançarem os valores predefinidos nos relés e o tempo previsto para atuação, o relé envia para o disjuntor
associado um sinal de abertura seccionando o trecho do sistema afetado.
Exemplo da lista de cabos
Relação de materialCabos de controle da SE MassapêCód. cliente: – Central de geração eólica Terra
NovaCód. projetista: – CGT.CA.LM.001.00
Subestação delta do Parnaíba
Rev. – 0D
Cabos de controle
Tag Formação (mm2) Origem Destino Blindagem Comprimento (m)
3A1.01 4 × 4 Cx. TP1/R1 QPCL1 / X2 X 45
•
•
•
•
•
•
4.5.5.2
•
•
•
•
4.5.5.3
•
–
–
–
•
•
•
•
•
•
–
–
3A1.02 4 × 4 Cx. TP1/R1 QPCL1 / X2 X 45
3A1.03 4 × 2,5 Cx. TP1/R1 QPCL1 / X5 X 45
3A1.04 4 × 4 TP­83B1/TP­A CX. TP1/R2 X 2
3A1.05 4 × 4 TP­83B1/TP­B CX. TP1/R2 X 8
3A1.06 4 × 4 TP­83B1/TP­C CX. TP1/R2 X 8
3A1.07 4 × 4 TP­83B1/TP­A CX. TP1/R1 X 2
Algumas condições devem ser observadas na montagem de um projeto de proteção, ou seja:
Os relés de proteções de média e alta tensão em geral registram em tempo real as seguintes grandezas: (i) tensão; (ii) corrente; (iii) potência ativa; (iv) potência reativa; (v) energia
ativa; (vi) energia reativa; (vii) fator de potência; e (viii) oscilografia.
Os relés devem registrar cronologicamente os eventos em ordem decrescente de tempo. Os últimos três eventos devem ser armazenados.A função de neutro sensível (50/51NS) deve operar independentemente da função de neutro normal (50/51).
Nos projetos em que o disjuntor de transferência não possua sistema de proteção próprio, a função de atuação dos relés de proteção dos diversos bays ou vãos é transferida para o
disjuntor de transferência quando este está substituindo a função de qualquer disjuntor na manutenção da subestação. Essa transferência é feita através da função de transferência da
proteção  (função  43).  A  função  de  transferência  da  proteção  pode  assumir  um  dos  seguintes  estados:  (i)  normal  (N);  (ii)  em  transferência  (ET);  e  (iii)  transferida  (T).  Se  o
comando de abertura enviado pelo  relé encontra a  função 43 no estado N, o  relé atua diretamente sobre o disjuntor principal. Caso a  função 43 esteja na posição ET, o sinal de
abertura é enviado para o disjuntor principal e para o disjuntor de transferência, e quando a função 43 está na posição T, o sinal enviado comanda a abertura somente do disjuntor de
transferência.
As  proteções  devem  indicar  a  indisponibilidade  do  relé.  Para  isso,  devem  ser  providas  continuamente  de  autossupervisão  e  de  autodiagnóstico,  detectando  anomalias  de  lógica,
defeitos elétricos e ausência de tensão auxiliar.
Quando houver falha de qualquer disjuntor de média tensão para um defeito no alimentador associado, o disjuntor de retaguarda deverá atuar através da função de proteção 50BF
(62BF).
Prescrições de proteção de entrada de linha
Os  relés  de  proteção  de  entrada  de  linha  devem  ser  dotados,  no  mínimo,  das  seguintes  funções:  (i)  função  de  sobrecorrente  temporizada  (51);  (ii)  função  de  sobrecorrente
instantânea  (50);  (iii)  função  de  sobrecorrente  temporizada  de  neutro  (51N);  (iv)  função  de  sobretensão  (59);  (v)  função  de  subtensão  (27);  (vi)  função  de  falha  no  disjuntor
(50BF/62BF); (vii) função de corrente diferencial de linha (87L), quando no outro terminal estiver instalado um relé de mesmo modelo e fabricante; (viii) função direcional de fase
(67), quando há duas ou mais linhas operando em paralelo ou duas ou mais fontes em paralelo; (ix) função direcional de neutro (67N), quando há duas ou mais linhas operando em
paralelo ou duas fontes em paralelo; e (x) função de distância (21) quando a linha apresentar um comprimento pelo menos igual ou superior a 5 km, sendo essa a função principal
para defeitos entre fases, enquanto a função (67) é proteção de retaguarda.
Se  existir  um  gerador  térmico  no  empreendimento  para  fins  de  suprimento  na  hora  de  ponta  e  a  subestação  for  alimentada  somente  por  1  (uma)  linha  de  transmissão,  será
necessário acrescentar no relé as seguintes funções: (i) função de sobrecorrente direcional de fase (67) e (ii) função de sobrecorrente direcional de neutro (67N).
Se existir um gerador térmico no empreendimento para fins de comercialização no mercado livre, acrescentar no relé a função direcional de potência (32).
Antes  de  definir  as  funções  do  relé multifunção  é  necessário  conhecer  a  legislação  sobre  esse  tipo  de  atendimento,  bem  como  a  norma  de  fornecimento  de  energia  elétrica  da
concessionária local e incluir, além das funções já mencionadas, aquelas exigidas no documento normativo.
Prescrições de proteção do transformador de potência
A principal proteção do  transformador está  fundamentada na  função diferencial  (87T) que  recebe os  sinais de corrente dos  transformadores de medida  localizados nas  seguintes
posições:
Nas buchas primárias e secundárias do transformador de potência. Nesse caso, a proteção fica limitada somente a defeitos internos ao transformador de potência.
Nas buchas primárias do  transformador de potência e  após os  seus  terminais  secundários pode existir um conjunto de  transformadores de corrente, normalmente  situado no
interior  do  conjunto  de  manobra  de  média  tensão  instalado  na  casa  de  comando  e  controle.  Nesse  caso,  a  proteção  ficará  compreendida  entre  os  terminais  primários  do
transformador de potência e os TCs internos ao conjunto de manobra. Isso ocorre quando o transformador de potência não possui os TCs de bucha no secundário. Nesse caso,
tanto o transformador de potência quanto o cabo estão na região de proteção do relé.
Antes  dos  terminais  primários  do  transformador  de  potência  e  no  conjunto  de  manobra  de  média  tensão  instalado  na  casa  de  comando  e  controle,  a  proteção  pode  ficar
compreendida entre os TCs primários instalados no barramento de alta tensão da subestação e os TCs secundários instalados nos conjuntos de manobra. Isso ocorre quando o
transformador de potência não possui os TCs de bucha no primário e no secundário.
O relé diferencial do transformador (função 87T) deve atuar de forma simultânea sobre o disjuntor geral de média tensão e sobre os disjuntores principal ou de transferência de alta
tensão.
O  relé  de  bloqueio  (função  86),  quando  é  ativado  por  um  sinal  transmitido  pelo  relé  diferencial,  envia  um  comando  diretamente  para  o  circuito  de  fechamento  e  bloqueio  dos
disjuntores de alta tensão e para o circuito de fechamento do disjuntor geral de média tensão. Quando utilizado o relé auxiliar de alta velocidade (função 94), ligado em paralelo com
o relé de bloqueio, esse tem a função apenas de comandar a abertura dos disjuntores associados de forma mais rápida.
A função falha de disjuntor (50BF), parte integrante do relé de proteção diferencial do transformador, deve transmitir um sinal de atuação para o(s) disjuntor(es) de entrada de linha
e/ou para o disjuntor de transferência utilizando as funções de transferência de proteção associadas à entrada de linha.
Normalmente,  os  transformadores  de  potência,  tanto  os  de  69  kV  e  138  kV  como  os  de  230  kV,  e  raramente  os  transformadores  de  média  tensão,  possuem  um  conjunto  de
proteções denominadas “proteções intrínsecas” que incorporam as seguintes funções: (i) função de temperatura do óleo (26); (ii) função de temperatura do enrolamento (49); (iii)
função de presença de gás (63); (iv) função de alívio de pressão (63A); (v) função de nível de óleo (71); (vi) função de sobrepressão do CDC – comutador de derivação em carga
(80), quando o transformador for dotado desse equipamento; e (vii) função de regulação de tensão, quando o transformador for dotado de um CDC.
A função de nível de óleo do transformador (71) deve somente gerar alarme que pode ser sonoro e/ou ótico.
As proteções térmicas do transformador são realizadas por um relé microprocessado que tem a função de monitorar a temperatura do transformador de potência e que incorpora as
funções de  temperatura do enrolamento (função 49) e o relé de  temperatura do óleo (função 26). O relé de monitoração deve conter, no mínimo, os seguintes contatos para cada
função anteriormente mencionada:
A função de temperatura do óleo deve estar associada, no mínimo, a duas saídas digitais configuradas da seguinte forma: (i) uma saída digital deve gerar um primeiro alarme
quando a temperatura do óleo atingir 80 ºC e (ii) a outra saída digital deve gerar alarme quando a temperatura do óleo atingir 95 ºC.
A  função  de  temperatura  do  enrolamento  deve  estar  associada  a  quatro  saídas  digitais  configuradas  da  seguinte  forma:  uma  saída  digital  deve  comandar  a  entrada  em
funcionamento do conjunto de ventiladores quando a temperatura do enrolamento atingir 70 ºC e as demais saídas digitais devem gerar alarmes (função 30), cujo operador da
subestação  deve  averiguar  o  evento  e  tomar  a  decisão  de  como  proceder  sem  levar  risco  à  integridade  do  transformador  de  potência.  Essas  saídas  digitais  devem  estar
configuradas para gerar alarmes quando o enrolamento atingir as temperaturas de 85 ºC, de 95 ºC e de 105 ºC.
•
•
•
•
•
4.5.5.4
•
•
4.5.6
•
•
•
•
4.5.7
4.5.7.1
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
4.5.7.2
•
Algumas funções de proteçãoque incluem as proteções intrínsecas podem comprometer a integridade do transformador de potência e/ou expor ao risco o indivíduo que o opera, se
apresentarem falhas. Assim, essas proteções devem atuar diretamente sobre o relé de bloqueio (função 86). As funções  intrínsecas são: (i)  função (63);  (ii)  função (63A); e (iii)
função (80), entre outras já citadas anteriormente.
O relé de bloqueio deve receber o sinal de atuação das funções anteriormente mencionadas e transmitir um sinal de comando para os disjuntores de alta tensão e de média tensão,
realizando  o  bloqueio  desses  disjuntores,  impedindo  sua  religação,  até  que  o  defeito  seja  reconhecido  e  eliminado,  e  somente  o  operador  com  a  senha  (para  relés  de  bloqueio
digitais) ou chave (para relés eletromecânicos) pode liberar a atuação dos disjuntores associados à proteção dos transformadores de potência.
O relé multifunção de proteção do lado primário do transformador de potência deverá possuir, no mínimo, as seguintes funções: (i) função de sobrecorrente temporizada (50); (ii)
função de sobrecorrente instantânea (51); (iii) função de sobrecorrente temporizada de neutro (50N); (iv) função de sobretensão (59); (v) função de subtensão (27); (vi) função de
falha no disjuntor (50BF/62BF); e (vii) função de sobrecorrente de terra (51G).
A função de sobrecorrente de terra (51G) desse relé deve atuar diretamente sobre o disjuntor principal ou de transferência da alta tensão, quando em operação, e sobre o disjuntor
geral de média tensão.
As funções de proteção do relé multifunção devem atuar diretamente sobre os disjuntores de entrada de linha ou do disjuntor de transferência de alta tensão, quando em operação.
Proteção do barramento de média tensão de 15 kV a 34,5 kV
Funções:  (i)  sobrecorrente  instantânea  (50)  e  temporizada  (51)  de  fase;  (ii)  funções  instantânea  (50N)  e  temporizada  (51N)  de  neutro.  Podem  ser  habilitadas  outras  funções  de
acordo com as necessidades de proteção que devem ser decididas pelo projetista.
As funções de proteção desse relé devem atuar diretamente sobre o disjuntor geral de média tensão.
Estudos elétricos de conexão
Durante a elaboração do projeto de uma subestação de alta tensão de 69 kV a 230 kV é necessário realizar vários estudos elétricos que devem ser analisados pela concessionária à qual
pertence a  subestação de conexão que  irá  fornecer a energia ao empreendimento. As exigências dos diversos estudos que podem ser  realizados dependem de cada concessionária de
energia elétrica e da aplicação da subestação: carga ou geração. De forma geral pode ser necessário o desenvolvimento dos estudos elétricos, a seguir mencionados.
Estudo do fluxo de carga
Esse estudo permite determinar os fluxos de potência ativa e reativa que fluirão no sistema elétrico da concessionária e/ou da rede básica, definindo o grau de carregamento dos
alimentadores de alta tensão e a necessidade de implementação de alguns serviços e/ou obras que devem ser feitas nas partes críticas do sistema observadas com a entrada em operação
do empreendimento.
Estudo de curto­circuito
Permite determinar o nível das correntes de curto­circuito nos lados de alta e de baixa na subestação do empreendimento e nas diversas subestações à qual haja conexão. Por meio
das correntes de curto­circuito podem­se fazer os ajustes das proteções desde o ponto de conexão do empreendimento com o sistema da concessionária local até os centros de controle
de motores instalados nos diversos ambientes industriais, ou até os terminais dos cubículos de comando dos aerogeradores, no caso de usinas de energia eólica.
Estudo de regime dinâmico
Se  existir  um grande motor  ou gerador  que  opere  em paralelo  com o  sistema da  concessionária,  é  necessário  determinar  se  esses  equipamentos  estarão  vulneráveis  durante  um
defeito trifásico ou fase e terra. Entre outros estudos são determinadas assim as torções no eixo dessas máquinas. Os estudos dinâmicos são também aplicados nos projetos de geração
de energia eólica em função das condições específicas dos aerogeradores e implicações no próprio sistema conectado. No caso de geração fotovoltaica de grande porte faz­se necessário
o estudo de regime dinâmico para averiguar o impacto sobre o sistema conectado, em razão das constantes alterações dos níveis de geração do empreendimento.
Estudo de qualidade de energia
Permite  determinar  os  impactos  sobre  a  rede  elétrica  da  concessionária  e/ou  da Rede Básica  com a  entrada  em operação  de  empreendimentos  industriais  de  grande  porte  ou  de
geração de energia, seja ela térmica, eólica e solar, de médio e grande portes. Esses impactos podem ser motivados pela operação de grandes cargas/geradores (motores, fornos a arco,
retificadores  geradores  térmicos,  geradores  eólicos  e  fotovoltaicos)  que  prejudiquem  a  qualidade  da  energia  recebida  pelos  consumidores  desse  sistema  elétrico  e  do  próprio
empreendimento.
Outros estudos poderão ser desenvolvidos a critério da concessionária de distribuição ou de transmissão; neste último caso, esses estudos serão analisados pelo ONS.
Sistema de controle digital (SCD) da subestação
Dependendo do tipo de subestação e principalmente da sua carga e da importância para a indústria ou geração de energia, poderá ser implantado um sistema digital para automação da
subestação central do empreendimento.
Requisitos gerais
A importância de um sistema de controle digital pode ser avaliada pela facilidade de obtenção de dados para a funcionalidade operacional da subestação. Um sistema de controle digital
apresenta vantagens que podem ser assim resumidas:
O sistema permite integrar informações com a aquisição de dados e tratar essas informações para permitir ações operacionais e de manutenção.
O sistema é implantado de forma escalonada para permitir a sua expansão de acordo com a evolução do empreendimento.
O sistema é do tipo aberto a qualquer fabricante de dispositivos de proteção e medição.
O sistema deve coletar os dados por meio dos dispositivos denominados Intelligent Electronic Device, ou simplesmente IED.
O sistema é concebido com sobredimensionamento na capacidade de processamento, para permitir um crescimento funcional e de hardware sem degradação do seu comportamento.
Todas as atividades do sistema são sincronizadas por meio de GPS (Global Positioning System).
São utilizados como meio de comunicação os cabos de fibra ótica ou os cabos de rede blindados.
O sistema incorpora o registrador cronológico de eventos no próprio sistema de controle digital.
Alguns relés de proteção possuem oscilografia para facilitar os estudos de eventos.
As funções de proteção e controle são totalmente independentes.
O sistema possui capacidade e permissibilidade de implementar alterações, mantendo­se em operação plena.
O sistema é concebido de forma que os operadores da subestação possam operar com certo conhecimento apropriado de informática.
O sistema armazena seus dados e funções, mesmo que haja indisponibilidade ocasional de energia.
Arquitetura funcional
O sistema de controle digital deve possuir os seguintes níveis hierárquicos:
Nível hierárquico 0: nível de equipamento de pátio e da casa de comando e controle
•
•
–
–
–
–
•
•
•
•
Todas  as  operações  dos  equipamentos  devem ocorrer  localmente,  cujos  dispositivos  de  comando  estão  instalados  nos  conjuntos  de manobra  dos  respectivos  equipamentos,  tais
como transformadores de potência, disjuntores, seccionadores etc. No nível 0 também se encontram instalados os dispositivos de comutação, os quais podem transferir a operação dos
equipamentos do modo local para o modo remoto, ou vice­versa. Para as subestações que não possuem um sistema de controle digital, diz­se que operam no nível hierárquico 0.
Nível hierárquico 1: nível de posição (bay ou vão)
Deve ser previsto nesse nível o uso de dispositivos IED que têm como fundamento o processamento em tempo real das atividades operacionais da subestação, ou seja,o comando
de  abertura  e  fechamento  de  equipamentos,  intertravamento  entre,  por  exemplo,  disjuntor  e  chave  seccionadora. Ainda  nesse  nível  devem  ocorrer  a  aquisição  de  dados  e  a  seleção
mecânica de operação entre o modo IED e o modo sistema.
Nível hierárquico 2: nível de subestação
Tem como função o controle e o monitoramento dos equipamentos da subestação comunicando­se localmente com nível hierárquico 1 e de forma remota com o nível hierárquico 3.
Para realizar o controle no modo local a subestação deve ser dotada de IHM.
Para realizar as suas atividades devem possuir os seguintes dispositivos:
Unidade de controle da subestação (UCS).
GPS.
Microcomputador com teclado que se constitui na interface homem­máquina (IHM) e monitor de 32 polegadas ou superior.
Rede local em fibra ótica ou cabo blindado.
O IHM é o meio de realizar o controle na forma  local, desde que o sistema de controle digital  (SCD) esteja no modo Subestação. Nessa condição de operação o seletor de cada
equipamento deve estar posicionado em Remoto, enquanto o seletor das IDEs deve estar posicionado em Sistema.
Nível hierárquico 3: nível de SCADA do centro de controle do sistema (CCS).
Somente as subestações de empreendimentos de médio e grande portes possuem um centro de controle do sistema fora dos limites da subestação, ou seja, com sala equipada nas
dependências operacionais ou administrativas do empreendimento.
O SCD permite três formas de funcionamento.
Modo de observação (MOB)
A operação no modo observação deve ser feita por senha de acesso para se poder abrir os programas de comunicação com as proteções. Também, podem­se visualizar o diagrama
unifilar, as medidas de tensão, corrente, fator de potência etc., o estado operativo dos equipamentos e alarmes.
Modo de operação (MOP)
Neste modo o operador pode realizar todas as operações do sistema, tais como: (i) comando dos equipamentos de pátio de manobra; (ii) visualização e recuperação de registro; (iii)
visualização de medidas; (iv) reconhecimentos de alarmes; e (v) impressão de relatórios etc.
Modo de administração (MAD)
Como o próprio nome indica, o modo de administração tem sua função dedicada à área administrativa responsável por preparar relatórios por meio da construção de telas gráficas e
manutenção do sistema SCD. Também podem ser desenvolvidas novas aplicações de automação, programas de aplicação, criação de símbolos e tipos de relatórios.
5.1
•
•
•
•
•
5.2
•
•
•
•
–
–
•
INTRODUÇÃO
As subestações de média tensão são aquelas que se aplicam a pequenos e médios empreendimentos industriais, comerciais e residenciais cuja demanda máxima contratada não supere o
valor exigido pela legislação, cujo limite é de 2500 kW, ficando a critério da concessionária o atendimento a consumidores com demanda acima desse limite quando a mesma entender
que seu sistema de distribuição atende à carga sem prejuízo para os demais consumidores.
Existe grande quantidade de tipos construtivos de subestações de média tensão, sendo as de maior uso as seguintes.
Subestação abrigada em alvenaria.
Subestações de instalação ao tempo.
Subestações blindadas.
A escolha do tipo da subestação a ser adotada depende de muitos fatores, entre eles:
Disponibilidade de espaço na área do empreendimento.
Grandeza da carga a ser suprida pela subestação.
Neste livro somente iremos abordar as subestações abrigadas em alvenaria. Os demais tipos de subestação são tratados no livro Instalações Elétricas Industriais (LTC, 2017), do
autor.
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DE UMA SUBESTAÇÃO
O projeto de uma subestação deve ser  realizado seguindo algumas premissas que descreveremos sucintamente. Essas premissas estão direcionadas para as subestações abrigadas em
alvenaria, podendo também ser utilizadas para subestação ao tempo, naquilo que for compatível.
As subestações abrigadas devem ser construídas com a utilização de materiais incombustíveis, independentemente da sua localização. No caso de subestações abrigadas, o teto deve
ser  construído  com  laje  de  concreto  armado  contendo material  impermeabilizante. A  laje  impermeabilizada  pode  ser  coberta  com  telhado  do  tipo  caletão,  conforme Figura  5.1,
preferencialmente apoiada em estrutura metálica. Já as paredes devem ser de alvenaria com reboco. A Figura 5.2 mostra a planta baixa da subestação vista na Figura 5.1  indicando
todos os ambientes e equipamentos utilizados.
As  subestações  devem  possuir  dois  ou  mais  ambientes,  denominados  cabines  ou  cubículos,  separados  por  parede  de  alvenaria.  O  primeiro  ambiente  deve  ser  exclusivamente
ocupado pelos  transformadores de medida para  faturamento  (transformadores de corrente e de potencial)  fornecidos e  instalados pela companhia concessionária, que  irá  fornecer
energia ao estabelecimento em questão. O acesso às cabines deve ser por porta construída em chapa metálica, com dimensões mínimas para permitir o acesso aos transformadores
de  medida.  A  segunda  cabine  deve  ser  ocupada  pelo  conjunto  de  manobra  (chave  seccionadora)  e  pelo  disjuntor  de  proteção  geral  associado  aos  transformadores  de  medida
destinados  à  proteção  (transformadores  de  corrente  e/ou de  potencial). O  acesso  a  essa  cabine  deve  conter  um anteparo  constituído de  grade metálica  de  proteção mecânica  que
limita  a  parte  frontal  do disjuntor  com o  ambiente  interno da  subestação,  conforme visto  na Figura 5.1. As  outras  cabines  estão  dedicadas  à  instalação  dos  transformadores  de
potência e/ou instalação de chaves e/ou disjuntores de comando e proteção de uma derivação em média tensão.
A parede divisória entre as cabines de medição e de proteção deve ser de alvenaria elevada até o teto. Já as paredes que separam as cabines dos transformadores da(s) cabines(s) de
derivação em média tensão, em geral, têm alturas variáveis, a depender da altura dos equipamentos nelas instalados.
A instalação de equipamentos que contenham líquido isolante inflamável com volume superior a 100 litros deve satisfazer os seguintes requisitos:
Construir barreiras incombustíveis entre os equipamentos a fim de evitar a propagação de incêndio.
Construir um sistema de tanques de coleta e contenção de óleo.
Quando a subestação de transformação for parte integrante da edificação industrial, somente será permitido o emprego de transformadores de líquidos isolantes não inflamáveis ou
transformadores a seco e disjuntores a vácuo ou SF6.
Figura 5.1
•
•
Vista frontal de uma subestação abrigada.
Quando o  empreendimento  é  servido por mais de um ponto de  transformação, deve  ser  construída uma ou mais  cabines para ocupação por disjuntores ou chaves  seccionadoras
tripolares,  abertura em carga associada a  fusíveis de alta capacidade de  interrupção  (fusíveis HH) para proteção dos circuitos de média  tensão que  irão conectar esses pontos de
transformação. Essas cabines deverão ser construídas logo após a cabine do disjuntor de proteção geral.
O uso de transformadores de serviços auxiliares só faz sentido em subestação de média tensão muito grande que emprega vários disjuntores com bobinas de abertura e fechamento
e  motor  de  acionamento  da  mola  de  fechamento  e  outras  cargas  correlacionadas,  como  relé,  medidores  etc.  Para  a  grande  maioria  das  subestações  aplica­se  somente
um nobreak com potência nominal de 1,5 kVA para alimentação do relé de proteção geral e outros, caso existam.
Figura 5.2
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Vista superior da subestação abrigada mostrada na Figura 5.1.
Após  a  cabine  de  proteção  geral  ou  das  cabines  de  derivação  para  outros  pontos  de  consumo,  são  construídas  as  cabines  dos  transformadores  abaixadores  para  atendimento  às
cargas de baixa tensão que se situam próximas à referida subestação.
Quando necessário deve­se prever uma cabine de transformação de reserva.
Para  se  ter  o  acesso  a  todas  as  cabines  anteriormente  mencionadas  devemser  previsto  um  corredor  contínuo  com  largura  adequada  para  permitir  a  entrada  e  a  retirada  dos
equipamentos nelas instalados bem como a manobra segura das chaves e disjuntores.
As áreas destinadas aos equipamentos devem ser  suficientemente grandes para  sua  instalação e eventual  remoção, bem como para  livre circulação dos operadores e execução de
manobras. A área para circulação de operadores precisa possuir largura mínima de 1200 mm e a área para operação de manobras largura mínima de 1500 mm.
A altura livre interna da subestação, também conhecida como pé­direito, deve permitir a instalação segura dos equipamentos, considerando suas alturas e as distâncias mínimas de
segurança, conforme deve ser visto no decorrer do dimensionamento da subestação.
As portas de acesso à subestação devem ter sentido de abertura para fora, possuir dimensões suficientes para entrada e saída de qualquer equipamento. Suas dimensões mínimas
devem ser de 1200 × 2100 mm.
A porta de entrada da subestação deve ser de chapa metálica, devidamente aterrada, provida de trinco e cadeado, e ter, afixada, uma placa contendo a inscrição: “Perigo de morte –
alta tensão”, e o símbolo indicativo que caracteriza esse perigo.
O acesso  às  cabines dos  transformadores  e disjuntores pode  ser  feito por grades metálicas  com  tela de  arame de 13 mm de  abertura. Se  for  projetada uma porta de  acesso  aos
equipamentos, esta deve ser fabricada de chapa metálica, estar devidamente aterrada, possuir trincos do lado interno ou externo dependendo da posição da subestação, ser utilizada
somente para movimentação do equipamento, ter, afixada, uma placa contendo a inscrição “Perigo de morte – alta tensão” e o símbolo indicativo que caracteriza esse perigo.
A porta de acesso à cabine de medição da concessionária deve abrir para fora, ser de tela metálica com malha máxima de 13 mm, com resistência mecânica adequada ao seu uso,
possuir dobradiças internas e invioláveis, dois dispositivos para selagem, e trinco com cadeado.
As grades das cabines dos transformadores e disjuntores devem ter altura mínima de 1800 mm, em relação ao piso, e a sua parte inferior deve ficar no máximo a 20 mm desse piso.
A subestação deve possuir duas janelas de ventilação natural permanente em cada cabine, sendo uma localizada a no máximo 300 mm do piso interno e outra a no máximo 200 mm
do teto.
A abertura das janelas inferiores de ventilação natural das cabines de medição, de manobra e de disjunção deve ter dimensões mínimas de 500 mm (largura) × 400 mm (altura).
A  abertura  das  janelas  inferiores  de  ventilação  natural  das  cabines  de  transformação  deve  ter  dimensões  mínimas  definidas  pela  capacidade  nominal  do  transformador,  sendo
dimensionadas para uma área de 0,30 m2 para cada 100 kVA de capacidade nominal de transformação.
A abertura  das  janelas  superiores  de ventilação natural,  que  são destinadas  tanto para permitir  a  saída de  ar  quente  gerado no  interior  da  subestação quanto  à  penetração da  luz
natural externa, deve ter sua área cerca de 10 % superior à área de ventilação das janelas inferiores.
Mesmo provida de iluminação externa natural, é necessário projetar um sistema de iluminação interna artificial com nível de iluminamento adequado à operação e manutenção dos
equipamentos, o que se pode conseguir seguindo as recomendações da NBR ISO/CIE 8995.
Não deve  ser  projetada  nenhuma  luminária  sobre  as  cabines  de medição,  disjunção  e  transformação,  pois  a  troca  de  uma única  lâmpada queimada  implicaria  o  desligamento  da
subestação.
Em adição ao sistema de iluminação artificial deve­se prever um sistema de iluminação de emergência, com autonomia mínima de duas horas, alimentado por um banco de baterias
permanentemente carregado pela própria fonte de alimentação da subestação.
As janelas inferiores de ventilação natural devem ser providas de venezianas fixas fabricadas em chapa de aço ou alumínio, dobradas em forma de V invertido a um ângulo de 60°.
Todas as janelas devem ser protegidas externamente por grades de tela metálica com malha máxima de 13 mm e resistência adequada para evitar a penetração de répteis.
A diferença de temperatura entre o interior e o exterior de uma subestação abrigada não deve ser superior a 15 °C.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
–
–
–
•
•
•
•
•
•
5.3
As portas normais e de emergência devem abrir sempre para fora e possuir barras antipânico.
Nas subestações onde são utilizados  transformadores e disjuntores  isolados a óleo mineral não se devem instalar  janelas de ventilação natural em paredes que  façam divisa com
recintos  internos a áreas por onde haja grande movimentação de pessoas. Esse  impedimento não deve ser aplicado quando os equipamentos  instalados na subestação não operam
com óleo mineral, como no caso de transformadores a seco, disjuntores a vácuo ou SF6.
Nas subestações onde não é possível obter um sistema de ventilação natural permanente capaz de assegurar a temperatura adequada aos equipamentos lá instalados, será necessária a
utilização de um sistema de ventilação forçada, através de exaustores, que possa fazer circular uma massa de ar refrigerante com saída para o meio exterior, ou ainda um sistema de
ar refrigerado que somente deve ser empregado em casos em que outra solução mais econômica não possa ser implementada.
Adotar na parte superior da subestação um sistema de calha lateral de coleta da água pluvial dirigindo a mesma para o solo através de tubos de PVC.
No local de construção da subestação não é permitida a passagem de tubulações de outras utilidades, tais como as de gás, de água, de telefone, de esgotamento sanitário etc.
Quando a subestação  for construída em outro nível acima do solo e, para  ter acesso à mesma,  for necessário construir uma escada ou  rampa,  sua  localização deve ser pelo  lado
externo da subestação e o material utilizado deve ser incombustível.
Quando o ramal de entrada for do tipo subterrâneo devem­se utilizar cabos com isolação a seco com seção não inferior a 25 mm2; o condutor deve ser de cobre. De preferência os
cabos devem ser do tipo unipolar.
É conveniente utilizar um cabo reserva de mesma seção e natureza dos cabos de fase.
O cabo reserva deve ter a sua extremidade externa conectada, através de muflas, à rede de distribuição da concessionária ficando a outra extremidade isolada no interior da cabine de
medição.
No percurso enterrado entre o ponto de conexão com a rede de distribuição pública e a subestação deve­se usar eletroduto de PVC, podendo ser utilizados  três cabos no mesmo
eletroduto  ou  1  (um)  cabo  por  eletroduto.  Alternativamente,  pode  ser  utilizado  eletroduto  de  ferro  galvanizado.  Nunca  utilizar  1  (um)  cabo  isolado  por  eletroduto  de  ferro
galvanizado.
O diâmetro mínimo do eletroduto do ramal de entrada deve ser de 4” ou 100 mm.
Para  evitar  que  o  cabo  do  ramal  de  entrada  seja  danificado  por  escavações  inadvertidas  deve­se  envelopar  o  eletroduto  em  concreto  magro  como  proteção  mecânica  a  uma
profundidade de 900 mm. Tratando­se de eletroduto de ferro galvanizado não é necessária nenhuma proteção mecânica.
A extremidade do eletroduto de ferro galvanizado deve ser aterrada na malha de aterramento da subestação.
A malha de aterramento da subestação deve ser construída abaixo do piso, a 55 cm de profundidade, utilizando­se cabo de cobre nu com seção não inferior a 50 mm2 e hastes de aço
cobreado por eletrodeposição.
A resistência da malha de aterramento da subestação deve ser, no máximo, de 10 Ω.
As distâncias de instalação entre os eletrodos verticais de aterramento devem ser iguais ou superiores ao comprimento dos mesmos, observado o mínimo de 3 m de distância entre
as hastes de terra de comprimento igual ou inferior a este valor.
Todas as massas metálicas,  tais como carcaça dos equipamentos (transformadores de força,  transformadores de medidas, disjuntores, quadros de comando e controle), ferragens,
grades e portasdevem ser aterradas por meio de cabos de cobre com seção mínima de 25 mm2.
As conexões entre condutores e entre condutores e haste de aterramento devem ser em solda exotérmica ou conexões aparafusadas.
O neutro do transformador de força deve ser aterrado na malha de aterramento.
A blindagem metálica dos cabos isolados deve ser aterrada na malha de aterramento da subestação em único ponto.
O ponto de terra dos para­raios deve ser conectado na malha de terra da subestação, juntamente com os demais aterramentos da instalação.
Os barramentos devem ser de cobre, na forma de vergalhão ou barra retangular, com seção mínima de 50 mm2, firmemente fixados sobre isoladores tipo pedestal.
Para identificação das fases devem­se convencionar as seguintes cores:
Fase A – vermelha
Fase B – branca
Fase C – marrom
Os equipamentos de medição  constituídos pelos  transformadores de potencial,  de  corrente  e medidor  são dimensionados  e  fornecidos pela  concessionária de  energia  local  e  sua
instalação deve ser feita em um ambiente selado da subestação.
A proteção geral das instalações deve ser provida de relés digitais atuando sobre a bobina de abertura do disjuntor geral de proteção durante a ocorrência de defeitos trifásicos ou
monofásicos, sobrecarga, subtensão e sobretensão, falta de fase e inversão de fase.
Os relés digitais devem possuir circuito de autossupervisão e fonte de alimentação própria, exclusiva em corrente contínua ou alternada. Devem ser instalados em painel localizado
próximo à cabine do disjuntor geral ou diretamente no corpo do disjuntor de proteção geral, de conformidade com a Figura 5.3.
Os  relés devem ser alimentados por  transformadores de corrente exclusivos, podendo ser  instalados no corpo do disjuntor geral ou  logo abaixo dos  terminais de carga da chave
seccionadora que precede o disjuntor geral.
Quando for necessário utilizar um banco de baterias, o mesmo deve ser instalado em cabine de alvenaria bem ventilada construída no interior da subestação ou em cabine metálica.
Devem ser utilizadas baterias chumbo­ácidas, tipo estacionário, regulado por válvula. Se forem utilizadas baterias automotivas devem ser instaladas fora da área da subestação em
cabine de alvenaria dotada de ventilação permanente.
A tensão do banco de baterias normalmente utilizada nas subestações de média tensão é de 48 V, podendo ser empregados outros níveis de tensão como a de 125 V e raramente de
220 V.
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO ABRIGADA
É aquela em que os equipamentos e aparelhos são instalados em dependências abrigadas das intempéries.
As  subestações  abrigadas  normalmente  são  construídas  em  alvenaria  com  estrutura  em  concreto  armado.  É  o  tipo  mais  comum  de  subestação  utilizada  em  empreendimentos
industriais,  comerciais  e  residenciais. A  subestação  abrigada  apresenta  custo  reduzido  e  é  de  fácil montagem  e manutenção. Requer,  no  entanto,  uma  área  construída  relativamente
grande, quando comparada com as  subestações metálicas  compactas,  cuja  aplicação é mais notável  em  instalações  industriais, que  têm espaços disponíveis próximos aos centros de
carga.
Figura 5.3
Figura 5.4
5.3.1
•
•
•
5.3.2
Vista frontal de um disjuntor associado ao relé de proteção.
Vista frontal de uma subestação de média tensão.
As  subestações  em  alvenaria  são  divididas  em  compartimentos  denominados  postos  ou  cabines,  cada  um  desempenhando  uma  função  bem  definida,  como  já  foi  estudado
anteriormente. A Figura 5.4 mostra  a  parte  frontal  interior  de  uma  subestação  em  alvenaria  de média  tensão  (13.800­380/220 V)  identificando  as  cabines  do  disjuntor  geral  e  dos
transformadores. Já a Figura 5.5 mostra a vista superior das cabines já mencionadas relativas à subestação da Figura 5.4.
Cabine de medição primária
É aquela destinada à localização dos equipamentos auxiliares da medição, tais como os transformadores de corrente e potencial.
Essa cabine é de uso exclusivo da concessionária,  sendo o seu acesso devidamente  lacrado, de modo a não permitir a entrada de pessoas estranhas à concessionária. As Figuras
5.1 e 5.2 mostram a cabine de medição abrigada de uma subestação em alvenaria. Já a Figura 5.6 mostra a cabine de proteção de uma subestação cuja medição de faturamento é feita
mediante um conjunto polimérico contendo os transformadores de medida, e o medidor é instalado a cerca de 1,60 m acima do nível do solo. Esse padrão é seguido por um reduzido
número de concessionárias de distribuição de energia elétrica.
A cabine de medição é obrigatória nos seguintes casos:
Quando a potência de transformação for superior a 225 kVA.
Quando existir mais de um transformador na subestação.
Quando a tensão secundária do transformador for diferente da tensão padronizada pela concessionária.
Deve­se alertar que nem todas as concessionárias adotam em suas normas as condições anteriormente estabelecidas, sendo, no entanto, empregadas pela maioria delas.
Quando  a  capacidade  de  transformação  for  igual  ou  inferior  a  225  kVA,  caso  de  pequenas  indústrias,  a  medição,  em  geral,  é  feita  em  tensão  secundária  sendo  dispensada  a
construção da cabine de medição. Se há, porém, perspectiva de crescimento da carga, é conveniente prever um local reservado à cabine de medição, evitando futuros transtornos.
A maneira  de  instalar  os  equipamentos  auxiliares  da  medição  varia  para  cada  concessionária,  que  se  obriga  apenas  a  fornecer  os  transformadores  de  corrente,  de  potencial  e
medidores. As normas de fornecimento dessas concessionárias, geralmente, estabelecem os padrões dos suportes necessários à fixação desses equipamentos.
Cabine de proteção primária
É destinada à instalação de chaves seccionadoras, fusíveis ou disjuntores responsáveis pela proteção geral e seccionamento da instalação.
A NBR 14039 estabelece que, para subestações com capacidade de transformação trifásica superior a 300 kVA, a proteção geral na média tensão deve ser realizada por meio de um
disjuntor  acionado  através  de  relés  secundários  com  as  funções  50  e  51,  proteções  de  fase  e  de  neutro.  A  Figura  5.6 mostra  a  cabine  de  disjunção  e  proteção  com  medição  de
faturamento ao tempo. Nesse caso, as cabines de transformação são construídas mais próximas às cargas.
Já a Figura 5.7 mostra a vista lateral da Figura 5.6, excetuando o poste com o centro de medição de faturamento identificando­se os transformadores de potencial e de correntes que
são partes do sistema de proteção da subestação.
Figura 5.5
•
•
Vista superior de cabine de média tensão – 13,80 kV.
Os relés de proteção contra sobrecorrente são sensibilizados pelos transformadores de corrente dimensionados para a corrente de carga e para o valor da corrente de curto­circuito,
de  forma  a  não  saturar  durante  os  eventos  de  defeito.  É  necessário  que  os  transformadores  de  corrente  sejam  localizados  depois  da  chave  seccionadora  interna  que  sucede  os
equipamentos de medição. Quanto à forma de energização da bobina do disjuntor geral da subestação, são utilizados dois diferentes tipos de solução.
Dispositivo de disparo capacitivo
Neste caso, os disjuntores já incorporam na sua estrutura os relés de sobrecorrente e o dispositivo de disparo capacitivo que é constituído de um capacitor cuja energia armazenada é
aplicada  sobre  os  terminais  da  bobina  de  abertura  do  disjuntor  geral  quando  os  relés  são  sensibilizados  pelo  valor  da  corrente  do  circuito.  Essa  solução  é  aplicada  raramente  em
subestações de pequeno porte.
Sistema de corrente contínua
Normalmente  é  utilizado  um  banco  de  baterias  alimentado  por  um  retificador­carregador,  nas  tensões  de  48 V  a  125 V. Após  o  acionamento  do  relé,  a  bobina  de  abertura  do
disjuntor é acionada pela aplicação de tensão contínua entre os seus terminais. Esse sistema é aplicado em subestações de maior porte.
Alternativamente às soluções anteriores, pode ser instaladono interior do painel que abriga os relés secundários um nobreak geralmente empregado na alimentação de computadores
de  uso  pessoal  com  tensão  de  saída  adequada  ao  relé  de  proteção.  Normalmente  é  alimentado  pelo  QL  da  subestação  ou  por  um  transformador  de  potencial,  conforme mostrado
na Figura 5.7.
Figura 5.6
5.3.3
•
•
•
•
•
Conjunto de medição aérea e cabine de proteção – vista frontal.
Cabine de transformação
É aquela destinada à instalação dos transformadores de força, podendo conter ou não os equipamentos de proteção individual.
A NBR 14039 estabelece que nas instalações de transformadores de 500 kVA ou maiores, em líquido isolante inflamável, devem ser observadas as seguintes precauções:
Construção de barreiras incombustíveis entre os transformadores e demais aparelhos.
Construção de um sistema adequado para drenar e conter o líquido proveniente de um eventual rompimento do tanque.
Esse sistema pode ser construído de diferentes  formas, porém todas elas  têm como objetivo fundamental a  limitação da quantidade de óleo a ser queimado, no caso de  incêndio
eventual.  Após  a  descarga  do  líquido  do  transformador  e  a  coleta  do mesmo  através  de  uma  um  recipiente  de  concreto,  o  óleo  pode  ser  reaproveitado  após  tratamento.  A  Figura
5.8 mostra as principais partes componentes de um sistema coletor de óleo com barreiras corta­chamas, ou seja:
Sistema de coleta de óleo.
Sifão corta­chamas.
Tanque acumulador.
O  sistema  de  coleta  de  óleo  pode  ser  construído  com  uma  área  plana  ligeiramente  superior  à  seção  transversal  do  transformador,  incluindo  os  radiadores.  Também  pode  ser
construído com a área plana de dimensões reduzidas, prevendo­se, no entanto, um declive mínimo do piso de 10 % no sentido do recipiente, a fim de coletar o óleo que, porventura,
vaze pelos radiadores.
O  sistema  corta­chamas  funciona  como  barreira  de  proteção  impedindo  que  as  chamas,  no  caso  de  incêndio,  atinjam  o  tanque  acumulador.  Deve  ser  construído  com material
incombustível e resistente a temperaturas elevadas. Os dutos de escoamento devem ter diâmetros de 75 mm, em ferro fundido ou galvanizado.
Figura 5.7 Conjunto de medição aérea e cabine de proteção – vista lateral.
Figura 5.8
5.3.3.1
5.3.3.1.1
5.3.3.1.2
5.4
5.4.1
Base do transformador com a bacia de contenção de óleo e o tanque coletor.
O  tanque  acumulador  deve  ter  capacidade  de  armazenar  todo  o  volume  de  óleo  contido  no  transformador.  Esta  capacidade  útil  de  armazenamento  está  referida  ao  nível  da
extremidade do tubo de descarga no tanque. Para a potência nominal igual ou superior a 1500 kVA e inferior a 3000 kVA, a capacidade útil mínima do tanque acumulador é de 2 m3.
Quando existem vários transformadores, pode­se construir apenas um tanque acumulador ligado através de sistemas corta­chamas aos recipientes de coleta de óleo. Neste caso, a
capacidade útil, mínima, do tanque acumulador deve ser igual à capacidade volumétrica do maior transformador do conjunto considerado.
Classificação
As subestações em alvenaria podem ainda ser classificadas quanto ao tipo do ramal de entrada.
Subestação alimentada por ramal de entrada subterrâneo
Quando montadas no nível do solo, as subestações alimentadas por ramal de entrada subterrâneo são construídas, normalmente, com altura mínima definida pela distância entre partes
vivas e entre partes vivas e terra, pela altura dos equipamentos e pela altura de instalação de chaves, barramento, isoladores etc.
A Figura 5.9 mostra, em corte, a vista frontal e superior de uma subestação, detalhando todas as dimensões fundamentais à sua construção e que serão analisadas posteriormente.
As paredes externas e as divisões interiores são singelas, isto é, apresentam uma largura de 150 mm.
Subestação alimentada por ramal de entrada aéreo
Quando montadas no nível do solo, as subestações alimentadas por ramal de entrada aéreo são construídas normalmente com altura mínima de 6 m.
Na Figura 5.10 é mostrada,  em  corte,  a  vista  lateral  de  uma  subestação  com  pé­direito  igual  a  6 m,  detalhando  todas  as  dimensões  fundamentais  à  sua  construção,  que  serão
analisadas posteriormente.
As subestações com pé­direito igual a 6 m, ou superior, apresentam paredes externas com largura mínima de 300 mm e as paredes das divisões internas com largura de 150 mm
construídas, geralmente, em alvenaria.
A preferência de construção recai, em geral, nas subestações alimentadas por ramal de entrada subterrâneo, por serem mais compactas. No entanto, quando a instalação já dispõe de
galpão com altura elevada, aproveita­se a construção existente e se projeta a subestação com o ramal de entrada aéreo, isto é, com um mínimo de 6 m.
Quanto ao custo, basta comparar o adicional de construção civil somado à descida dos barramentos e demais acessórios, no caso de subestações alimentadas por ramal de entrada
aéreo, com o custo de instalação do cabo isolado para a tensão primária de distribuição. Porém, para grandes ramais de entrada, sem dúvida, as subestações alimentadas por ramal de
entrada subterrâneo apresentam custo superior devido ao alto preço das instalações dos cabos isolados. Pode­se, no entanto, adotar o ramal de entrada misto, isto é, parte aérea e parte
subterrânea.
O ramal de entrada das subestações alimentadas por ramal de entrada aéreo pode ser fixado na parte frontal ou na parte lateral das mesmas, conforme mostra a Figura 5.10.
Independente do tipo de subestação, a sua cobertura deverá ser construída em placa de concreto armado, resistente à infiltração de água e coberta por caletão.
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO EXTERIOR
É aquela em que os equipamentos são instalados ao tempo e, normalmente, os aparelhos de proteção e medição abrigados.
Classificação
As subestações de instalação exterior podem ser classificadas, segundo a montagem dos equipamentos, em dois tipos:
Figura 5.9
5.4.1.1
•
•
Subestação abrigada em alvenaria com entrada subterrânea.
Subestação aérea em plano elevado
São assim consideradas as subestações cujo transformador está fixado em torre ou plataforma, geralmente fabricada em concreto armado, aço ou madeira.
Todas as partes vivas não protegidas devem estar situadas, no mínimo, a 5 m acima do piso. Quando não for possível observar a altura mínima de 5 m para as partes vivas, pode
ser tolerado o limite de 3,5 m, desde que o local seja provido de um sistema de proteção de tela metálica ou equivalente, devidamente ligado à terra, com as seguintes características:
Afastamento mínimo de 30 cm das partes vivas.
Malha de 50 mm de abertura, no máximo, fabricada com fios de aço zincado ou material equivalente, de 3 mm de diâmetro, no mínimo.
Figura 5.10
•
•
•
5.4.1.2
Subestação abrigada com entrada aérea.
Os equipamentos podem ser instalados da seguinte forma:
Em postes ou torres de aço, concreto ou madeira adequada.
Em plataformas elevadas sobre estrutura de concreto, aço ou madeira adequada.
Em áreas sobre cobertura de edifícios, inacessíveis a pessoas não qualificadas ou providas do necessário sistema de proteção externa. Em nenhum equipamento, neste caso, pode
ser empregado líquido isolante inflamável.
As normas de algumas concessionárias limitam a potência do transformador instalado em um só poste, em 150 kVA, ficando a instalação em dois postes para transformadores de
potência igual ou superior a 225 kVA.
As Figuras 5.11 e 5.12 mostram uma subestação em torre com a unidade de  transformação montada em um único poste e um conjunto polimérico de medição  incorporado. Esse
tipo de subestação compacta, concentrado em uma única estrutura, é adotado pela Enel Distribuição Ceará.
Subestação de instalação no nível do solo
É aquela em que os equipamentos,  tais como disjuntores e  transformadores, são instalados em bases de concreto construídas no nível do solo, e os demais equipamentos,  tais como
para­raios, chaves fusíveis e seccionadoras, são montados em estrutura aérea, conformeexemplifica a Figura 5.13, em que se mostram a vista lateral e a vista superior.
Esse  tipo de  subestação,  em  local  urbano,  normalmente  é de  custo muito  elevado,  em virtude de os  equipamentos  serem apropriados para  instalação  ao  tempo e principalmente
devido ao preço do próprio terreno. Em áreas periféricas aos grandes centros urbanos ou em áreas rurais, porém, esse tipo de subestação apresenta vantagens econômicas. Na tensão de
15  kV  tem­se mostrado  pequena  a  utilização  desse  tipo  de  subestação,  devido  principalmente  à manutenção  que  deve  ser mais  rotineira  e  cuidadosa  do  que  as  subestações  do  tipo
abrigada.
O  fosso  coletor de óleo do  transformador de  força  é geralmente  construído  sob o  equipamento  e deve  conter,  pelo menos,  1,25 vez  a  capacidade de óleo  contido no mesmo. A
fundação dos  transformadores  contendo  líquidos  isolantes  inflamáveis deve  ser dotada de  revestimento do  tipo  autoextintor de  incêndio,  tais  como pedra britada,  ou um sistema de
drenagem adequado. O sistema mostra­se inadequado devido à possibilidade de o fosso coletor receber a água da chuva que banha o transformador e laterais. Neste caso, deve­se retirar
a água do fosso coletor para evitar que, nessa condição, em havendo um derramamento de óleo do transformador, o referido óleo, por ser mais leve, transbordaria do fosso para fora, o
que não é permitido pelas leis ambientais. Essa questão é resolvida com a construção de uma caixa de separação entre o óleo que porventura vaze pelo radiador ou do próprio tanque do
transformador e a água da chuva. Sua localização está normalmente nas proximidades da base do transformador. O desenho dimensional pode ser visto na Figura 5.14. O volume do
tanque é função da quantidade de óleo contida no transformador.
O fundo do fosso do coletor do óleo do transformador deve ser recoberto por 20 cm de brita e possuir dispositivo do tipo autoextintor de incêndio, tal como pedra britada ou um
sistema de drenagem adequada.
A subestação deve ser protegida externamente com tela metálica, arame  liso ou mureta de alvenaria, a  fim de evitar a aproximação de pessoas ou animais. Quando usada  tela de
proteção externa, esta deve ter malha de abertura máxima de 50 mm e ser constituída de aço zincado de diâmetro 3 mm, no mínimo, ou material com resistência mecânica equivalente.
Quando for usado arame liso, o espaçamento entre os fios não deve exceder 15 cm.
Deve­se  fixar pelo menos um aviso  indicando “Perigo de morte – alta  tensão”, com os símbolos  indicativos que caracterizam o perigo que a  instalação possa causar. Esse aviso
deve ser colocado em local visível e externamente à subestação.
Quando não houver mureta de base em alvenaria, a parte inferior da tela não deve ficar a mais de 10 cm acima do nível do solo.
Figura 5.11 Subestação aérea – vista lateral 1.
Figura 5.12 Subestação aérea – vista lateral 2.
Figura 5.13 Subestação ao tempo – vistas lateral e superior.
O acesso a pessoas qualificadas deve ser feito através de portão, abrindo para fora, com dimensões mínimas de 0,80 × 2,10 m. O portão deve ser adequado também à entrada de
materiais no interior da subestação.
Deve­se prever a construção de um sistema adequado de drenagem das águas pluviais.
Os suportes podem ser construídos de vigas e postes de concreto armado ou de perfis de aço galvanizado.
Figura 5.14
5.5
Caixa separadora água­óleo.
Os aparelhos  são,  geralmente,  instalados  em cubículos metálicos  abrigados  em construção de  alvenaria. Também podem ser  instalados  em cubículos metálicos  apropriados para
operação ao tempo com grau de proteção IP 65.
SUBESTAÇÃO E GERAÇÃO ASSOCIADA
Com  a  crise  do  setor  elétrico  em  2001/2002  que  resultou  em  severo  racionamento  de  energia  elétrica  no  país, muitos  estabelecimentos  industriais  e  comerciais  agregaram  às  suas
subestações um grupo motor gerador (GMG) temendo novas crises energéticas.
Essas  subestações  são  empregadas  mais  comumente  em  instalações  industriais,  comerciais  de  grande  porte  (shopping  centers),  hospitalares  e  hotelaria  de  alto  nível  e  outros
empreendimentos cuja falta de energia de fornecimento da concessionária local poderá ocasionar prejuízos ou transtornos inaceitáveis.
O  projeto  apresentado  na Figura 5.15 é  relativa  a  uma  subestação  associada  à  planta  de  geração  dotada  de  dois  geradores  de  500  kVA  gerando  em  baixa  tensão,  380/220 V,  e
injetando a potência gerada no barramento do quadro geral de força (QGF) em que faz o paralelo com o sistema elétrico da concessionária ou apenas a transferência de carga.
Já na Figura 5.16 encontra­se a vista frontal da mesma subestação, destacando­se a posição dos geradores e tanque de combustível.
Deve­se  alertar  que  se  o  tanque  de  combustível  for  superior  a  100  litros  de  óleo  será  necessário  construir  uma  bacia  de  contenção  de  óleo  logo  abaixo  de  sua  instalação,  com
capacidade para armazenar todo volume de óleo do tanque.
Para obter a licença de operação, o projeto da usina de geração deve ser apresentado para aprovação do Corpo de Bombeiro local, bem como para aprovação do órgão ambiental do
município onde está sendo implantado o empreendimento.
O Capítulo 16 do livro Instalações Elétricas Industriais (LTC, 2017), do presente autor, trata do assunto e nele são desenvolvidos exemplos de aplicação para o dimensionamento
de uma usina de geração a óleo diesel e a gás natural.
O arranjo desse tipo de projeto quando dimensionado para consumo interno do empreendimento pode atender a duas possibilidades de operação. A primeira permite a operação do
sistema gerador em caráter de emergência,  isto é, quando da ausência da tensão no barramento do QGF o sistema gerador é acionado imediatamente, fazendo a instalação retornar às
condições normais de operação. Algumas vezes, o projeto segrega a carga em dois tipos: (i) cargas essenciais e (ii) cargas não essenciais. Assim, quando o sistema gerador é acionado,
o disjuntor correspondente às cargas não essenciais é automaticamente desligado,  sendo energizadas apenas as cargas essenciais. Com o  retorno da  fonte principal de alimentação o
sistema volta à normalidade operacional.
Figura 5.15
Figura 5.16
Planta baixa de uma subestação associada a uma geração.
Planta baixa de uma subestação associada a uma geração.
No caso do projeto mostrado na Figura 5.15 percebe­se  a  instalação  de  dois  transformadores  de  potência  que  operam  em paralelo. A  geração,  nesse  caso,  é  composta  por  dois
grupos motor gerador, movidos a óleo diesel destinados à operação em emergência. Somente quando da  falta de  tensão no barramento do QGF são acionados os dois grupos motor
gerador que logo em seguida são postos em paralelo para, finalmente, alimentar a carga através do fechamento do disjuntor de baixa tensão.
Deve­se tomar cuidado para não permitir que a central de geração opere com o banco de capacitores ligado, caso tenha sido instalado esse equipamento no barramento do QGF para
corrigir o fator de potência da instalação.
Também, pode­se observar a existência de  tanque de óleo diesel para  suprimento do GMG. A capacidade do  tanque é  função do  tempo máximo esperado para que o  sistema de
emergência venha a ser solicitado.
Esse  tipo  de  empreendimento  é  mais  empregado  quando  o  país  está  na  iminência  de  sofrer  restrição  na  oferta  de  demanda,  por  escassez  de  chuvas  nas  principais  bacias
hidrelétricas. Porém, em tempos de normalidade de oferta de energia o seu custo de produção é muito elevado, pois normalmente usa­se como insumo o óleo diesel e mais raramente o
gás natural que somente é viabilizado quando há rede de gasoduto no local ou muito próximo ao local do empreendimento.
5.6
5.6.1
5.6.1.1
5.6.1.1.1
Figura 5.17
Figura 5.18
5.6.1.1.1.1
5.6.1.1.2
Para  o  dimensionamento  físico  de  uma  subestação  é  necessário  conhecer  as  dimensões  de  todos  os  equipamentos