Manutenção de Sistemas de Alta Tensão

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Telecomunicações - Rádio 
 CPTM 1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas 
de Alta Tensão 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
2 CPTM 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Via Permanente 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 3 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 
© CPTM\SENAI-SP, 2018 
 
1ª Edição 
Elaboração Robinson Tomageski Morales 
 
Revisão 
 
Ana Célia Calvo Mardegan 
Equipe CFP “Eng.º James C. Stewart” -1.41 
 
 
 
 
 CPTM 
 
 
 Companhia Paulista de Trens Metropolitanos 
Centro de Formação Profissional – “Engº James C. Stewart” - 1.41 
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Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
4 CPTM 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 5 
 
 
 
 
 
Sumário 
 
1 UM POUCO DE HISTÓRIA ..................................................................................................................... 7 
1.1 Energia elétrica ....................................................................................................................................... 7 
 
2 CONVERSÃO DE ENERGIA ................................................................................................................. 11 
2.1 Gerador Elétrico Elementar ................................................................................................................. 12 
2.1.1 Princípio de funcionamento .................................................................................................................... 12 
2.1.2 Descrição do funcionamento .................................................................................................................. 13 
2.1.3 Classificação dos geradores quanto ao tipo de corrente produzida ...................................................... 14 
 
3 ENSAIOS ELETROMECÂNICOS .......................................................................................................... 17 
 
4 ALTERNADORES.................................................................................................................................. 19 
4.1 Classificação quanto à potência ......................................................................................................... 19 
4.1.1 Alternador de Pequena Potência ........................................................................................................... 19 
4.1.2 Alternador de Grande Potência .............................................................................................................. 20 
4.1.3 Alternadores Trifásicos ........................................................................................................................... 20 
4.2 A famosa raíz de três ........................................................................................................................... 22 
4.2.1 Tensão de Fase e Tensão de Linha:...................................................................................................... 22 
 
5 TRANSFORMADOR TRIFÁSICO ......................................................................................................... 27 
5.1 Definição ............................................................................................................................................... 27 
5.2 Partes Principais .................................................................................................................................. 27 
5.3 Funcionamento básico ........................................................................................................................ 27 
5.4 Principais perdas de um Trafo ............................................................................................................ 28 
5.4.1 Histerese ................................................................................................................................................ 29 
5.4.2 Correntes parasitas ou de Foucault ....................................................................................................... 30 
 
6 SISTEMA DE POTÊNCIA ...................................................................................................................... 31 
6.1 Geração de Energia Elétrica ................................................................................................................ 31 
6.2 Subestações ......................................................................................................................................... 31 
6.3 Linha de Transmissão (LT) .................................................................................................................. 32 
6.3.1 Linha de Subtransmissão (LST) ............................................................................................................. 33 
6.4 Aterramento .......................................................................................................................................... 40 
6.4.1 Procedimentos para a execução do aterramento temporário ................................................................ 43 
6.4.2 Procedimentos para o aterramento da linha: ......................................................................................... 44 
6.5 Perdas no sistema de transmissão .................................................................................................... 46 
6.5.1 INDICADORES DE PERDAS ................................................................................................................. 48 
 
7 SISTEMA ELÉTRICO-FERROVIÁRIO .................................................................................................. 51 
7.1 Subestação ........................................................................................................................................... 51 
7.1.1 Classificação das subestações .............................................................................................................. 52 
7.1.2 Cabine de Seccionamento e Paralelismo .............................................................................................. 64 
7.1.3 Manobras em subestações .................................................................................................................... 65 
7.1.4 Características dos equipamentos das subestações ............................................................................. 68 
7.2 Seccionador .......................................................................................................................................... 83 
7.3 Disjuntor ................................................................................................................................................ 85 
7.3.1 Tipos de disjuntores quanto aos meios de extinção do arco voltaico .................................................... 86 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
6 CPTM 
 
7.4 Retificador ............................................................................................................................................. 93 
7.5 Filtro deHarmônicas ............................................................................................................................ 96 
7.6 Para-raios .............................................................................................................................................. 99 
7.7 Contador de descargas atmosféricas .............................................................................................. 101 
7.8 Relê ...................................................................................................................................................... 102 
7.9 Sistemas auxiliares ............................................................................................................................ 106 
7.9.1 SACA .................................................................................................................................................... 106 
7.9.2 SACC .................................................................................................................................................... 106 
 
8 MANUTENÇÃO DE SUBESTAÇÕES E CABINES PRIMÁRIAS ....................................................... 109 
8.1 Equipamentos e instrumentos necessários para a manutenção .................................................. 111 
8.2 Manutenção das linhas de distribuição de energia ........................................................................ 112 
 
9 CIRCUITO DE REDE AÉREA DE TRAÇÃO (REDE AÉREA) ............................................................ 113 
9.1 Descrição e aplicação ........................................................................................................................ 114 
9.1.1 Sustentação Mecânica ......................................................................................................................... 114 
9.1.2 Isolador ................................................................................................................................................. 114 
9.1.3 Catenária .............................................................................................................................................. 116 
9.2 Sistema de distribuição ..................................................................................................................... 119 
9.2.1 Seccionamento ..................................................................................................................................... 119 
9.3 Manutenção da rede aérea ................................................................................................................ 120 
9.3.1 Poligonação ou zigue-zague ................................................................................................................ 120 
9.3.3 Fio de Contato ...................................................................................................................................... 122 
9.3.4 Cabo mensageiro ................................................................................................................................. 123 
9.4 Peças e acessórios de Rede Aérea .................................................................................................. 127 
9.4.1 Garras Paralelas e Garras Simples ...................................................................................................... 128 
9.4.2 Suspensórios ........................................................................................................................................ 128 
9.4.3 Estabilizadores de Linha ...................................................................................................................... 128 
9.4.4 Isoladores ............................................................................................................................................. 128 
9.4.5 Ferragens de suporte ........................................................................................................................... 129 
9.4.6 Postes de Concreto .............................................................................................................................. 129 
9.4.7 Chaves de faca ..................................................................................................................................... 129 
9.4.8 Cabos alimentadores ........................................................................................................................... 130 
 
10 TRABALHO EM ALTA TENSÃO ........................................................................................................ 131 
10.1 Programas de interrupções ............................................................................................................... 131 
10.2 Operação programada ....................................................................................................................... 131 
10.3 Operação de emergência ................................................................................................................... 132 
 
REFERÊNCIAS .............................................................................................................................................. 133 
 
ANEXO A ....................................................................................................................................................... 135 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 7 
 
 
 
 
 
1 Um pouco de história 
 
 
 
1.1 Energia elétrica 
É um tipo especial de energia, por meio da qual podemos produzir os mais variados tipos 
de trabalho: mecânico, calórico, sonoro, luminoso, radiação e outros. Ela é a mais versátil e nobre 
de todas as formas de energia; sendo então muito importante seu enfoque integrado no contexto do 
Desenvolvimento Sustentável, na busca da utilização harmônica e adequada dos recursos naturais, 
visualizando a maior eficiência da cadeia entre si, desde a geração (produção) até a utilização (usos 
finais), passando pela Transmissão, Subtransmissão, Distribuição e a sua interação equilibrada 
(sustentável) com o meio ambiente. 
Muito da tecnologia, hoje em uso, deve-se a grandes pioneiros eempreendedores da 
eletricidade. Seus nomes e feitos são aquiregistrados como tributo de reconhecimento pela grande 
constribuição. 
 
 
James Watt - 1736 – 1819 (Escocês) 
 
• Mecânico, concebeu o princípio da máquina a vapor, que possibilitou a 
• revolução industrial. 
• A unidade de potência útil foi dada em sua homenagem (watt). 
 
Alessandro Volta - 1745 - 1827 (Italiano) 
 
• Em 1800 anunciou a invenção da bateria. 
• A unidade de força eletromotriz foi criada em sua homenagem (volt). 
 
André Marie Ampère - 1775 - 1836 (Francês) 
 
• Iniciou pesquisa em 1820 sobre campos elétricos e magnéticos a partir do 
anunciado de Oersted (Oe – intensidade de campo magnético). 
• Descobriu que as correntes agiam sobre outras correntes. 
• Elaborou completa teoria experimental e matemática lançando as bases do 
eletromagnetismo. 
• A unidade de corrente elétrica foi escolhida em sua homenagem (ampère). 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
8 CPTM 
 
 
Georg Simon Ohm - 1789-1854 (Alemão) 
• Em 1827 enunciou a lei de Ohm. 
• Seu trabalho só foi reconhecido pelo mundo científico em 1927. 
• As unidades de resistência, reatância e impedância elétrica foram 
escolhidas em sua homenagem (ohm). 
 
Michael Faraday - 1791-1867 (Inglês) 
• Físico e químico, em 1831 descobriu a indução eletromagnética. 
• Constatou que o movimento de um imã através de uma bobina de fio de 
cobre causava fluxo de corrente no condutor. 
• Estabeleceu o princípio do motor elétrico. 
• Considerado um dos maiores experimentalistas de todos os tempos. 
• A unidade de capacitância é em sua homenagem (F). 
 
Joseph Henry - 1797-1878 (Americano) 
• Descobriu a indutância de uma bobina.• Em sua homenagem seu nome foi dado à unidade de indutância (henry). 
 
Gustav Robert Kirchhoff - 1824–1887 (Alemão) 
 
• Em 1847 anunciou as leis de Kirchhoff para correntes e tensões. 
 
Thomas Alva Edison 1847-1931 (Americano) 
• Em 1879 inventou a lâmpada elétrica. 
• Patenteou 1100 invenções: cinema, gerador elétrico, máquina de 
escrever, etc. 
• Criou a Edison General Electric Company. 
• Foi sócio da ‘General Electric Company’. 
• Instalou em 1882 a primeira usina de geração de energia elétrica do 
mundo com fins comerciais, na área de Wall Street, Distrito Financeiro 
da cidade de New York. A Central gerava em corrente contínua, com 
seis unidades geradoras com potência total de 700 kW, para alimentar 
7200 lâmpadas em 110 V. O primeiro projeto de êxito de central elétrica 
havia sido instalado no mesmo ano em Londres, com capacidade 
degeração para 1000 lâmpadas. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 9 
 
 
William Stanley - 1858-1968 (Americano) 
 
• Em 1885/6 desenvolveu comercialmente o transformador. 
 
Nikola Tesla - 1856-1943 (Croata-Americano) 
• Em 1888 inventou os motores de indução e síncrono. 
• Inventor do sistema polifásico. 
• Responsável pela definição de 60 Hz como freqüência padrão nos EUA. 
• A unidade para densidade de fluxo magnético é em sua homenagem (T). 
 
George Westinghouse - 1846-1914 (Americano) 
• Inventor do disjuntor a ar. 
• Comprou a patente do recém inventado transformador dos ingleses 
Lucien Gaulard e John D. Gibbs. 
• Comprou a patente do motor elétrico de Tesla. 
• Em 1886 organizou a Westinghouse Electric Company. 
• Venceu a batalha das correntes contra Edison. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
10 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 11 
 
 
 
 
 
2 Conversão de energia 
 
 
 
 
 
 
A energia elétrica ou eletricidade é urna fonte intermediária entre a fonte primária e a sua 
aplicação final. Para que tal processo ocorra é necessário realizar uma série de transformações e 
conversões de energia. 
 
 
 
Esquema básico da energia e suas fases 
 
Para que uma fonte de energia primária seja transformada em outra forma de energia é 
necessário que ocorra uma conversão, essa conversão da forma de energia é realizada por meio 
de dispositivos ou mecanismos desenvolvidos engenhosamente pelo homem. Há alguns anos o 
homem vem aprimorando e desenvolvendo essas técnicas de conversão de energia. 
A conversão eletromagnética de energia, como a entendemos hoje, relaciona as forças 
elétricas e magnéticas do átomo com a força mecânica aplicada à matéria em movimento. Como 
resultado dessa relação, a energia mecânica pode ser convertida em energia elétrica, e vice-versa, 
por meio de máquinas elétricas, ou seja, a energia mecânica é transformada em energia elétrica por 
meio de um gerador e a energia elétrica poderá ser convertida em mecânica por meio de um motor 
elétrico. 
Todos os sistemas de conversão de energia, 
denominados de Sistema de Geração de Eletricidade ou 
Centrais Geradoras de Energia Elétrica (hidrelêtrica, 
termelétrica, eólica etc), utilizam o gerador como equipamento 
de conversão. 
 
 
 
 
Fonte Primária 
de Energia
Sistema de 
Conversão
Energia Elétrica
Gerador 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
12 CPTM 
 
 
 
 
 
2.1 Gerador Elétrico Elementar 
Para entender como a energia mecânica é transformada em energia elétrica por meio de 
uma máquina conversora de energia é necessário estudar e entender o funcionamento de uma 
máquina elétrica clássica denominada de Gerador Elementar. 
 
2.1.1 Princípio de funcionamento 
 O princípio da indução eletromagnética utiliza o movimento entre o ímã e um condutor ou 
entre o condutor e um ímã. 
Todas as vezes que um condutor elétrico está sujeito a uma variação de campo magnético, 
produz-se nesse condutor, uma corrente elétrica. 
É sempre o condutor que produz eletricidade ao cortar as linhas de campo do ímã, 
entretanto, para a produção contínua da eletricidade, é necessário manter um movimento contínuo 
e uniforme do condutor, em relação ao ímã. 
 
Variação do condutor em um campo 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 13 
 
Um meio mais prático é o de imprimir ao condutor um movimento circular dentro do campo 
magnético do ímã. 
 
Variação Circular dentro de um campo magnético 
 
2.1.2 Descrição do funcionamento 
Tendo-se uma bobina girando num campo magnético, as variações de fluxo do polo Norte 
e do polo Sul sucedem-se na rotação. 
Isso faz com que seja gerada na bobina uma força eletromotriz (F.E.M.) alternada senoidal. 
 
Esquema simples de um gerador 
 
O sentido da corrente no condutor varia ao variar a polaridade magnética indutora. Pode-
se construir dessa forma um alternador elementar. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
14 CPTM 
 
2.1.3 Classificação dos geradores quanto ao tipo de corrente produzida 
 
GERADOR CA = ALTERNADOR 
 
 
GERADOR CC = DÍNAMO 
 
 
2.1.3.1 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS 
Ambos possuem as mesmas características de funcionamento, a diferença para 
que seja possível o alternador gerar em corrente alternada e o dínamo gerar em corrente 
contínua, está na disposição mecânica do conjunto comutador (coletores / escovas). 
No alternador, existe um anel coletor em contato permanente para cada escova. Já no 
dínamo, existe apenas um anel coletor bipartido, onde o contato com as escovas é feito em 
alternâncias, conforme o movimento do eixo do gerador. 
 
Indutor - É a classificação elétrica das bobinas que produzem o campo magnético necessário à 
criação do fenômeno da indução magnética. 
 
Induzido - É a classificação elétrica das bobinas que sofrem a ação do campo magnético do indutor 
e que produzem a energia elétrica. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 15 
 
2.1.3.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 
Rotor - É a parte móvel (enrolamentos ou bobinas) do alternador. 
 
Estator - É a parte estática (enrolamentos ou bobinas) do alternador. 
 
Excitatriz - É a fonte de alimentação, em CC, aplicada no indutor, para a produção do campo 
magnético. Essa corrente pode proceder de um conjunto de baterias, de um retificador etc. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
16 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 17 
 
 
 
 
 
3 Ensaios Eletromecânicos 
 
 
 
 
1. Resistência Ôhmica dos Enrolamentos 
 
A resistência ôhmica dos enrolamentos se refere ao valor da resistência do condutor elétrico 
(fio de cobre esmaltado). Nesse teste é possível verificar se o fio tem continuidade e comparar a 
resistência ôhmica dos enrolamentos, permitindo identificar possíveis desequilíbrios realizados pelo 
gerador na produção de energia elétrica. 
Antes de executar esse procedimento, verificar se todas as pontas dos fios estão abertas, 
ou seja, desconectadas. Para isso, utilizamos o ohmímetro. 
 
2. Teste de resistência de isolação 
 
Com esse ensaio, conseguimos avaliar a isolação entre os enrolamentos e entre os 
enrolamentos e a carcaça, identificando possíveis fugas de correntes. O aparelho utilizado é o 
megômetro. 
 
3. Verificação das escovas e anéis coletores 
 
Esse procedimento consiste, primeiramente, em verificar visualmente as condições físicas 
desses componentes, identificando assim, se as escovas e os anéis coletores estão desgastados. 
 
4. Verificação dos componentes mecânicos 
 
Aqui é feita uma inspeção visual da carcaça do gerador se não há trincas ou se não há 
nada que impeça a movimentação do rotor. Nesse momento é verificado as condições dos 
rolamentos. 
 
5. Medição da tensão de saída 
 
Sendo um gerador trifásico, a medição das três fases deve ser feita e verificado se estão 
balanceadas. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
18CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 19 
 
 
 
 
 
4 Alternadores 
 
 
 
São geradores que produzem corrente alternada. Essas máquinas são empregadas na 
maioria das centrais de geração de energia elétrica. 
 
4.1 Classificação quanto à potência 
 
• Pequena Potência – tensão máxima produzida até 600V. 
• Grande Potência – tensão produzida acima de 600V. 
 
4.1.1 Alternador de Pequena Potência 
Quando classificado “alternador de pequena potência”, a excitatriz é ligada ao estator e a 
produção de energia elétrica é feita pelo rotor. Nesse caso, o estator é o indutor e o rotor é o induzido. 
Nesse tipo de alternador, os polos magnéticos estão colocados na parte fixa da máquina 
(estator), e para que esses polos sejam criados, os mesmos são alimentados por uma fonte de 
corrente contínua, a qual é chamada de excitatriz. 
 
Alternador de pequena potência 
 
A força eletromotriz é retirada pelo processo de comutação de contatos deslizantes 
(coletor/escovas). 
A produção de energia elétrica, nesse tipo de alternador, está limitada a 600V, visto que os 
comutadores(coletores escovas) seriam danificados pelos faiscamentos produzidos. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
20 CPTM 
 
4.1.2 Alternador de Grande Potência 
Quando classificado “alternador de grande potência”, a excitatriz é ligada ao rotor e a 
produção de energia elétrica é feita pelo estator. Nesse caso, o rotor é o indutor e o estator é o 
induzido. Nesse tipo de alternador, os polos magnéticos estão colocados na parte móvel da máquina 
(rotor), e para que esses polos sejam criados, os mesmos são alimentados por uma fonte de corrente 
contínua, a qual é chamada de excitatriz. 
 
 
Alternador de grande potência 
 
Observação: a tensão de uma excitatriz é de aproximadamente 5% do valor da tensão gerada. 
 
4.1.3 Alternadores Trifásicos 
O alternador trifásico, como seu nome sugere, possui três enrolamentos monofásicos 
dispostos de forma que as tensões induzidas fiquem defasadas de 120°. Um diagrama esquemático 
de um estator trifásico, mostrando todas as bobinas, fica muito complicado, tornando-se difícil ver o 
que realmente 
acontece. O diagrama esquemático simplificado mostrado na Fig. (a) mostra todas as 
bobinas de uma fase concentradas numa só. Nas Figuras (b) e (c), temos a representação de um 
alternador trifásico com os enrolamentos do estator ligados em estrela e em triângulo, 
respectivamente. Não se representa o rotor para maior simplicidade. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 21 
 
 
(A) (B) (C) 
 
(a) Enrolamento 3φ da armadura 
(b) Ligação em estrela ou Υ. 
(c) Ligação em triângulo ou Δ. 
 
 
As formas de ondas das tensões geradas em cada fase e defasadas de 120° elétricos no 
tempo, estão representadas na figura abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
22 CPTM 
 
4.2 A famosa raiz de três 
Uma das grandes dúvidas dos estudantes de Elétrica é o conceito de Tensão de Fase e de 
Tensão de Linha e como deve ser aplicada nos cálculos de sistemas trifásicos. 
Este artigo tem por finalidade esclarecer um pouco este tema que causa tanta dúvida e é 
de fundamental importância para todos os profissionais e estudantes que trabalham com a parte de 
energia e sistemas de potência. 
 
4.2.1 Tensão de Fase e Tensão de Linha: 
Em resumo temos o seguinte conceito, 
 
• Tensão de Fase: Tensão medida entre uma ponta de uma bobina e o neutro (conexão 
comum entre uma das pontas de cada bobina) do gerador ou do trafo. 
• Tensão de Linha: Tensão medida entre as pontas de duas bobinas do gerador ou do trafo, 
com exceção do terminal de neutro (N). 
 
Aplicando este conceito para as ligações Estrela(Y) e Triângulo(∆), teremos as seguintes 
configurações. 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 23 
 
Como vimos no artigo anterior, num gerador, as fases estão defasadas em 120o, conforme 
o desenho abaixo do plano cartesiano com os vetores de tensão de cada fase. 
 
Adotando-se os valores para as tensões: 
 
VR (tensão de fase R)= 0V 
VS (tensão de fase S)= 127V 
VT (tensão de fase T)= 127V 
VST (tensão de linha ST) 
β (ângulo entre VS e VT) 
 
Teremos assim, pela lei dos cossenos: 
 
Ou seja: 
 
Substituindo-se os valores na expressão acima, a tensão de linha VST será: 
 
VST2 = 127² + 1272 – (2 * 127 * 127 * cos120) 
VST2 = 127² + 1272 – (2 * 127 * 127 * (-1/2) 
VST2 = 1272 + 1272 – (-1 * 127 * 127) 
VST2 = 1272 + 1272 + (127 * 127) 
VST2 = 1272 + 1272 + 1272 
VST = √3 * 1272 
VST = √3 * √1272 
 
 
 
Como VST é a tensão de linha e127V é a tensão de fase, concluímos que: 
“A tensão de linha, num sistema trifásico, será sempre a tensão de fase multiplicada pela raíz 
de três”. 
 
 
 
“O quadrado da tensão VST, é igual a soma dos quadrados das tensões VS e VT, 
menos duas vezes o produto das tensões Vs e VT, multiplicado pelo cosseno do 
ângulo formado por VS e VT”. 
VST² = VS²+VT²-(2*VS*VT*COSβ) 
VST = 127*√3 
Vlinha = Vfase*√3 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
24 CPTM 
 
Ou a tensão de fase: 
 
 
São conceitos fisicamente diferentes, definidos como: 
 
Fator de potência: é indicado usualmente pela expressão e representa o ângulo de 
defasagem da tensão em relação à corrente, além de representar a relação entre a potência real P 
(ativa, efetivamente transformada em trabalho) e a potência aparente S. A potência aparente é a 
soma vetorial da potência ativa e da potência reativa Q, potência esta que não realiza trabalho e é 
transferida e armazenada nos elementos passivos (capacitores e indutores) do circuito. 
 
𝑐𝑜𝑠𝜑
𝑃 
𝑆
= 
1000. 𝑃(𝑘𝑊)
√3. 𝑈. 𝐼
 
 
Rendimento: também conhecido pelo símbolo η, representa a relação entre a potência real ou útil 
Pu (efetivamente transferida para a ponta do eixo) e a potência total absorvida da rede Pa, ambas 
são potências ativas. Matematicamente é: 
 
 
η% = 
𝑃𝑢(𝑊)
𝑃𝑎(𝑊)
= 
1000. 𝑃(𝑘𝑊)
√3. 𝑈. 𝐼. 𝑐𝑜𝑠𝜑
 
 
η% = 
736. 𝑃(𝑐𝑣)
√3. 𝑈. 𝐼. 𝑐𝑜𝑠𝜑
. 100% 
 
 
 
 
 
 
 
 
𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒 = 
𝑉𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎
√3
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 25 
 
Exercícios 
 
1) Nas figuras abaixo, temos duas linhas de distribuição de energia elétrica alimentadas por 
transformadores, sendo um com ligação estrela e o outro com ligação triângulo. Em cada uma 
das linhas foram colocados alguns voltímetros, observe também que só um dos voltímetros, em 
cada linha de distribuição, está registrando o valor da tensão. Sendo assim, calcule os demais 
valores que serão registrados pelos demais voltímetros. 
 
V1= _________V V2= _________V V3= _________V 
 
V4= _________V V5= _________V V6= _________V 
 
 
V1= _________V V2= _________V V3= _________V 
 
V4= _________V V5= _________V V6= _________V 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
26 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 27 
 
 
 
 
 
5 Transformador trifásico 
 
 
 
 
5.1 Definição 
De forma geral, transformador ou Trafo, é uma máquina elétrica estática, capaz de modificar 
os níveis de tensão e corrente, por meio do efeito da indução magnética. 
 
5.2 Partes Principais 
Basicamente são três partes: 
• enrolamento primário 
• enrolamento secundário 
• núcleo de ferro magnético 
 
 
Circuito básico de um transformador 
 
5.3 Funcionamento básico 
Os enrolamentos primário e secundário, são enrolados em formas próprias e dispostos em 
um núcleo de ferromagnético. 
O enrolamento primário ao ser alimentado com energia elétrica em corrente alternada, 
produz um campo magnético, que é conduzido pelo núcleo de ferromagnético até oenrolamento 
secundário. A variação da corrente alternada produz um campo magnético, também variável. Esse 
campo variável ao ser conduzido pelo núcleo, até o enrolamento secundário, por meio do efeito da 
indução magnética, desloca os elétrons do fio que compõe esse enrolamento(secundário), gerando 
a tensão elétrica. Essa tensão gerada será proporcional em função da relação de espiras entre os 
enrolamentos primário e secundário. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
28 CPTM 
 
 
 
 
Transformador Trifásico Transformador Trifásico fora do tanque 
 
O transformador pode ser: 
 
Elevador de tensão: quando o nível de tensão do secundário for maior que o nível de tensão do 
primário. Neste caso, o número de espiras do enrolamento secundário é maior que o enrolamento 
do primário. 
 
Abaixador de tensão: quando o nível de tensão do secundário for menor que o nível de tensão do 
primário. Neste caso, o número de espiras do enrolamento secundário é menor que o enrolamento 
do primário. 
 
OBS: Quando os dois enrolamentos possuírem o mesmo número de espiras, o transformador terá 
no secundário a mesma tensão do primário. Este tipo de Trafo é denominado isolador de tensão. 
 
5.4 Principais perdas de um Trafo 
 
As maiores perdas de um Trafo estão no núcleo e nos enrolamentos 
No núcleo são duas: 
• Histerese 
• Corrente parasitas ou correntes de Foucault 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 29 
 
5.4.1 Histerese 
Quando o ferro do núcleo não está magnetizado, seus domínios magnéticos (ímãs 
moleculares) estão dispostos de maneira desordenada e aleatória. Porém, ao aplicar uma força 
magnetizante, os domínios se alinham com o campo aplicado. Se invertemos o sentido do campo, 
os domínios também inverterão sua orientação. 
Num transformador, o campo magnético muda de sentido muitas vezes por segundo, de 
acordo com o sinal alternado aplicado. E o mesmo ocorre com os domínios do material do núcleo. 
Ao inverter sua orientação, os domínios precisam superar o atrito e a inércia. Ao fazer isso, dissipam 
uma certa quantidade de potência na forma de calor, que é chamada de perda por histerese. 
Em determinados materiais, a perda por histerese é muito grande. O ferro doce é um 
exemplo. Já no aço, esse tipo de perda é menor. Por isso, alguns transformadores de grande 
potência utilizam um tipo de liga especial de ferro-silício, que apresenta uma perda por histerese 
reduzida. Esse tipo de problema também aumenta junto com a frequência do sinal. Um 
transformador que apresenta baixa perda nas frequências menores, pode ter uma grande perda por 
histerese ao ser usado com sinais de frequências mais altas. 
A histerese produz-se devido ao gasto de energia para inverter os dipolos durante uma 
mudança de campo magnético. Cada molécula de uma substância é um pequeno ímã. 
 Num material desmagnetizado esses ímãs estão desorganizados anulando os efeitos 
magnéticos. 
 
A- BARRA DESMAGNETIZADA 
 
 Num material magnetizado esses ímãs estão organizados de modo que seus campos 
magnéticos estão alinhados e numa mesma direção 
 
 
B – BARRA MAGNETIZADA 
https://pt.wikipedia.org/wiki/Ferro
https://pt.wikipedia.org/wiki/Ferro_doce
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transformador
https://pt.wikipedia.org/wiki/Liga
https://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Ferro-sil%C3%ADcio&action=edit&redlink=1
https://pt.wikipedia.org/wiki/Freq%C3%BC%C3%AAncia
https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia
https://pt.wikipedia.org/wiki/Dipolo
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
30 CPTM 
 
5.4.2 Correntes parasitas ou de Foucault 
As correntes de Foucault são correntes fechadas, induzidas na massa de um metal em um 
campo magnético e, quando uma lâmina condutora entra em um campo, há uma variação de fluxo 
que provoca uma força eletromotriz. Essa força eletromotriz é induzida na lâmina que, por sua vez, 
permite o movimento dos elétrons livres do metal em circuitos fechados de correntes. 
A corrente de Foucault pode produzir resultados como a dissipação de energia por efeito 
Joule, causando um grande aumento de temperatura. O aumento da temperatura permite, por 
exemplo, que tais correntes sejam utilizadas como aquecedores em um forno de indução. 
No entanto, em alguns casos (como nos circuitos eletrônicos), a dissipação por efeito Joule 
é um resultado bastante indesejável, porque pode danificar os seus componentes. Para diminuir ou 
evitar a dissipação por efeito Joule, utiliza-se frequentemente os materiais laminados ou construídos 
por pequenas placas isoladas entre si. 
Também conhecido como efeito capilaridade ou skin effect, o efeito peculiar em 
condutores é uma manifestação particular de corrente de Foucault. Neste caso particular, a corrente 
elétrica tende a fluir na periferia de um condutor retilíneo e longo. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 31 
 
 
 
 
 
6 Sistema de Potência 
 
 
 
 
 
6.1 Geração de Energia Elétrica 
Na geração de energia elétrica é produzida uma tensão alternada, a qual é expressa por 
uma onda senoidal, com frequência fixa e amplitude que varia, conforme a modalidade do 
atendimento, em alta, média e baixa tensão e conforme a necessidade de consumo. Isso significa 
que a energia elétrica passará por processos de adequações de tensão e de corrente. 
 
6.2 Subestações 
É uma instalação elétrica de alta potência. Contém equipamentos para a transmissão e 
distribuição de energia elétrica, além de equipamentos de proteção e controle. 
Funciona como ponto de controle e transferência em um sistema de transmissão de energia 
elétrica, direcionando e controlando o fluxo energético, transformando os níveis de tensão e 
funcionando como pontos de entrega para consumidores industriais. 
Durante o percurso entre as usinas e as cidades, a eletricidade passa por diversas 
subestações, em que aparelhos chamados transformadores aumentam ou diminuem a sua tensão. 
Ao elevar a tensão elétrica no início da transmissão, os transformadores evitam a perda excessiva 
de energia ao longo do percurso. Ao rebaixarem a tensão elétrica perto dos centros urbanos, 
permitem a distribuição da energia por toda a cidade. 
Apesar de mais baixa, a tensão utilizada nas redes de distribuição ainda não está adequada 
para o consumo residencial imediato. Por isso, se faz necessária a instalação de transformadores 
menores, instalados nos postes das ruas, para reduzir ainda mais a tensão que vai para as 
residências, estabelecimentos comerciais e outros locais de consumo. 
É importante lembrar que o fornecimento de energia elétrica no Brasil é feito por meio de 
um grande e complexo sistema de subestações e linhas de transmissão, interligadas às várias 
usinas de diversas empresas. Assim, uma cidade não recebe energia gerada por uma única usina, 
mas por diversas usinas - hidrelétricas, termelétricas ou nucleares - que constituem o chamado 
Sistema Interligado Nacional (SIN). 
 
 
 
 
https://pt.wikipedia.org/wiki/Pot%C3%AAncia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transmiss%C3%A3o_de_energia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Distribui%C3%A7%C3%A3o_de_energia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transmiss%C3%A3o_de_energia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transmiss%C3%A3o_de_energia_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Fluxo_de_energia
https://pt.wikipedia.org/wiki/Tens%C3%A3o_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Usina_el%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Eletricidade
https://pt.wikipedia.org/wiki/Subesta%C3%A7%C3%B5es
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transformadores
https://pt.wikipedia.org/wiki/Brasil
https://pt.wikipedia.org/wiki/Linhas_de_transmiss%C3%A3o
https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia
https://pt.wikipedia.org/wiki/Hidrel%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Usina_termel%C3%A9trica
https://pt.wikipedia.org/wiki/Usina_Nuclearhttps://pt.wikipedia.org/wiki/Sistema_Interligado_Nacional
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
32 CPTM 
 
As subestações podem ter características que as classificam como: 
• Elevadoras: elevam o nível de tensão. 
• Abaixadoras: rebaixam o nível de tensão. 
• Retificadoras: transformam a corrente alternada (CA) em corrente contínua (CC). 
• Conversoras: convertem a corrente contínua (CC) em corrente alternada (CA). 
 
Os equipamentos que uma subestação possui serão abordados logo mais adiante. 
 
Subestação de energia 
 
6.3 Linha de Transmissão (LT) 
A linha de transmissão liga as grandes usinas de geração às áreas de grande consumo. 
Em geral, apenas poucos consumidores com um alto consumo de energia elétrica são conectados 
a essas redes em que predomina a estrutura de linhas aéreas. 
A segurança é um aspecto fundamental para as redes de transmissão. 
Qualquer falta nesse nível pode levar a descontinuidade de suprimento para um grande 
número de consumidores. A energia elétrica é permanentemente monitorada e gerenciada por um 
centro de controle. O nível de tensão depende do país, mas, normalmente, o nível de tensão 
estabelecido está entre 220 kV e 765 kV. 
Basicamente, uma linha de transmissão é constituída por torres, postes, isoladores e cabos 
condutores de eletricidade. A transmissão da energia elétrica pode ser feita em CA ou CC e em 
vários níveis de tensão. Todo o arranjo (tipo de torre, nível de tensão, comprimento da linha, bitola 
dos cabos condutores, configuração dos cabos) depende de estudos econômicos que indicarão a 
melhor opção. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 33 
 
 
 
Linhas de transmissão 
 
6.3.1 Linha de Subtransmissão (LST) 
 
A linha de subtransmissão recebe energia da rede de transmissão com objetivo de 
transportar energia elétrica a pequenas cidades ou importantes consumidores industriais. O nível de 
tensão está entre 35 kV e 160kV. É o caso da CPTM que recebe energia em 88kV ou 138kV. 
Em geral, o arranjo das redes de subtransmissão é em anel para aumentar a segurança do 
sistema. A estrutura dessas redes é, em geral, em linhas aéreas; por vezes cabos subterrâneos 
próximos a centros urbanos fazem parte da rede. A permissão para novas linhas aéreas está cada 
vez mais demorada devido ao grande número de estudos de impacto ambiental e oposição social. 
Como resultado, é cada vez mais difícil e caro para as redes de subtransmissão alcançarem áreas 
de alta densidade populacional. Os sistemas de proteção são do mesmo tipo daqueles usados para 
as redes de transmissão e o controle é regional. 
Da mesma forma que a LT, a linha de subtransmissão (LST) é constituída por torres, postes, 
isoladores e cabos condutores de eletricidade. Embora a distância a ser percorrida seja bem menor 
que a da LT, tem, também, por finalidade, levar essa tensão a um centro de distribuição primário, 
mais próximo de consumidores. 
 
 
http://www.google.com.br/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwi_sZ-5yarNAhWMPpAKHTylDqQQjRwIBw&url=http://www.areac.pt/portal/index.php/links-uteis&bvm=bv.124272578,d.Y2I&psig=AFQjCNGKr8eu5BILPHIgsLIi5jSP2VG1wA&ust=1466093443151235
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
34 CPTM 
 
 
Linha de subtransmissão 
 
Linha de Distribuição Primária (LDP) – Normalmente, a tensão padrão nesse ponto é 
13,8kV. A tensão ainda percorrerá longos trechos urbanos. Contudo, as indústrias trabalham com 
vários níveis de tensão, 220V, 380V e 440V. Sendo assim, a concessionária fornecerá os 13,8kV e 
a própria indústria fará as adequações de tensões necessárias. Além disso, é necessário ter alguns 
equipamentos que proporcionem: a segurança do sistema elétrico, a redistribuição das tensões e a 
medição do consumo. Esse local físico que contém esses equipamentos é chamado de Cabine 
Primária. 
 
Entrada de energia 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 35 
 
 
Cabine Primária de Média Tensão (MT) 
 
Linha de Distribuição Secundária (LDS) - inferior a 1kV, representa o nível final na 
estrutura de um sistema de potência. Um grande número de consumidores do setor residencial é 
atendido pelas redes em BT (baixa tensão). Tem por finalidade transportar a energia elétrica trazida 
pela LDP para alimentar diretamente os consumidores finais residencial e industrial. 
 
Classificação dos níveis de tensão 
 
Menor ou igual a 1kV – Baixa Tensão (BT) 
Acima de 1kV até 35kV - Média Tensão (MT) 
Acima de 35kV até 230kV – Alta Tensão (AT) 
Acima de 230kV até 765kV – Extra Alta Tensão (EAT) 
Acima de 765kV – Ultra Alta Tensão (UAT) 
 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
36 CPTM 
 
 
Padrão de instalação de distribuição primária/secundária 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 37 
 
A CPTM possui instalações atendidas por linhas de distribuição primária e distribuição 
secundária, ao longo do trecho da via férrea para a alimentação, principalmente, do sistema de 
sinalização, conforme figura anterior. Para isso são necessários alguns procedimentos para a 
abertura e o fechamento dos seccionadores com proteção à fusível (Chave Matheus). 
Qualquer manobra a ser executada em sistemas de potência deverá seguir os 
procedimentos de operações e segurança adotados pela empresa para evitar acidentes de trabalho. 
 
Regras gerais para manobras e trabalhos em sistemas de energia: 
• nunca ir sozinho ao local, para executar algum trabalho ou operação de manobra; 
• nunca executar algum trabalho ou operação de manobra sem ter consciência do que irá 
fazer; 
• tendo dúvidas, procure o chefe responsável pelos serviços para saná-las. É melhor não 
executar os serviços, do que fazê-lo com dúvidas: seja responsável. 
• seja observador com relação à segurança. Olhe sempre pela segurança e pela 
segurança do seu companheiro, assim como o seu companheiro deve olhar pela 
segurança dele e pela sua. 
 
Nenhum seccionador deve ser aberto com carga, salvo alguns seccionadores fabricados para 
essa finalidade. 
 
Para a operação de abertura e fechamento dos seccionadores com fusíveis, somente poderá 
ser executada se a demanda for conhecida e se não ultrapassar o limite de 75kVA (5A em 
13,8kV e 2A em 34,5kV). 
 
Procedimento geral para manobras de abertura e de fechamento de seccionadores com 
fusíveis (Matheus). 
 
Manobra de abertura do seccionador com fusível, conforme a sequência abaixo: 
 
1- ter a ordem de serviço (OS); 
2- ter autorização de acesso ao trecho; 
3- ter autorização para a manobra de abertura do seccionador; 
4- estar devidamente paramentado com os EPIs; 
5- abrir e retirar os porta-fusíveis dos seccionadores. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
38 CPTM 
 
Manobra de fechamento do seccionador com fusível, conforme a sequência abaixo: 
 
1- ter autorização para a manobra de fechamento do seccionador; 
2- estar devidamente paramentado com os EPIs.; 
3- recolocar os porta-fusíveis e fechar os seccionadores. 
 
 
Seccionador com Fusível (Matheus) 
 
Elo Fusível 
Parte “sensora” integrante de um fusível, por onde circula a corrente elétrica, quando 
instalado em um circuito elétrico. Tem a finalidade de se romper, quando o limite de corrente exceder 
o valor ao qual foi dimensionado, abrindo dessa forma o circuito elétrico e impedindo que os 
equipamentos danifiquem. 
 
 Elo Fusível 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 39 
 
Tipos de Elos Fusíveis 
Os elos fusíveis são designados como tipos H, K e T, conforme indicado a seguir: 
 
a) tipo H – elos fusíveis de alto surto, de ação lenta para correntes transitórias elevadas (a corrente 
transitória de magnetização de transformador, por exemplo). Não admitem trabalhar com 
correntes acima dos valores nominais. Geralmente, são usados para protegerem 
transformadores de pequenaspotências (até 75 kVA); 
b) tipo K – elos fusíveis rápidos com relação de rapidez variando entre 6 (para elo fusível de corrente 
nominal 6 A) e 8,1 (para elo fusível de corrente nominal 200 A); 
c) tipo T – elos fusíveis lentos com relação de rapidez variando entre 10 (para elo fusível de corrente 
nominal 6 A) e 13 (para elo fusível de corrente nominal 200 A). 
 
Os termos “rápido” e “lento” são utilizados apenas para indicar a rapidez relativa entre os 
elos fusíveis K e T. 
Os elos fusíveis de distribuição dos tipos H, K e T devem ser previstos para serem 
instalados em bases e porta-fusíveis conforme as respectivas padronizações e nas condições 
normais de serviço de acordo com a NBR 7282. 
 
INSTALAÇÃO 
CONSUMIDORA 
TENSÃO NOMINAL 
POTÊNCIA TOTAL DE 
TRANSFORMADORES 
(KVA) 
 
13,8 kV 23,0 kV 
CHAVES 
(A) 
ELOS 
(H, K, EF) 
CHAVES 
(A) 
ELOS 
(H, K, EF) 
ATÉ 15 50 1 H 50 --------------- 
ATÉ 30 50 2 H 50 2 H 
ATÉ 45 50 3 H 50 2 H 
ATÉ 50 50 3 H 50 2 H 
ATÉ 75 50 5H 50 3H 
ATÉ 100 100 6 K 100 5 H 
ATÉ 112,5 100 6 K 100 5 H 
ATÉ 150 100 8 K 100 6 K 
ATÉ 225 100 10 K 100 6 K 
ATÉ 250 100 12 K 100 8 K 
ATÉ 300 100 15 K 100 10 K 
ATÉ 400 100 20 K 100 12 K 
ATÉ 500 100 25 k 100 15 k 
ATÉ 600 100 30 k 100 20 k 
ATÉ 750 200 30 EF 200 20 EF 
ATÉ 1000 200 40 EF 200 25 EF 
ATÉ 1500 200 65 EF 200 40 EF 
ATÉ 2000 200 80 EF 200 50 EF 
ATÉ 2500 200 100 EF 200 65 EF 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
40 CPTM 
 
6.4 Aterramento 
Visando a um maior grau de segurança para os trabalhadores, é necessário que sejam 
colocados em prática vários procedimentos e meios de segurança no ambiente de trabalho. Um dos 
principais é o aterramento temporário do circuito ou do sistema. 
O aterramento é a ligação do equipamento e/ou das linhas condutoras de energia com a 
terra, por meio de cabos condutores. Dessa forma, se a linha for energizada acidentalmente, durante 
um processo de manutenção, será permitida a fuga de corrente para a terra, preservando a 
integridade humana. 
 
O aterramento deve ser feito antes e depois do ponto de intervenção do circuito, ou seja, 
os trabalhadores deverão estar entre os pontos de aterramentos e, se houver derivações do circuito, 
essas também deverão ser aterradas. 
 
A energização indevida pode ser causada por: 
• erros de manobra; 
• contato acidental com outros circuitos energizados, situados ao longo do circuito; 
• tensões induzidas por linhas adjacentes ou que cruzam a rede; 
• queda de condutores elétricos de outros circuitos em cima da linha desenergizada; 
• vandalismo; 
• descargas atmosféricas. 
 
Para cada classe ou tipo de tensão, existe um tipo de aterramento temporário. 
 
O kit básico de aterramento temporário contém: 
• vara ou bastão de manobra em material isolante, com cabeçotes de manobra; 
• grampos condutores – para conexão do conjunto de aterramento com os condutores e 
a terra; 
• cabos de aterramento de cobre, extra flexível e isolado; 
• trado ou haste de aterramento – para ligação do conjunto de aterramento com o solo. 
Deve ser dimensionado para propiciar baixa resistência de terra e boa área de contato 
com o solo. Hastes de 1,2m a 1,5m; 
• bolsa para transporte. 
 
Nas subestações, por ocasião da manutenção dos componentes, os componentes do 
aterramento temporário são conectados à malha de aterramento fixa já existente. Todo o aparato 
de aterramento temporário deve ser removido ao final dos serviços e antes da liberação para 
energização do circuito. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 41 
 
 
Kit básico de aterramento temporário 
 
 
Aterramento de linha trifásica 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
42 CPTM 
 
Distâncias dos aterramentos temporários em relação à área de execução da manutenção. 
 
Aterramento da linha sem derivação 
 
 
 
Aterramento da linha com derivações 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 43 
 
 
 
6.4.1 Procedimentos para a execução do aterramento temporário 
Como já foi descrito anteriormente, antes de executar o aterramento na linha, tendo já sido 
executada a manobra de desligamento da energia elétrica, é necessário, também, o uso do aparelho 
de detecção de tensão, a fim de prevenir acidente por causa da energização indevida. 
 
 
Aparelho detector de tensão 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
44 CPTM 
 
Esses aparelhos detectam com total segurança a presença de tensão por aproximação em 
instalações elétricas de corrente alternada com condutores sem blindagens, tais como linhas de 
distribuição, subestações, cubículos etc. 
Sua utilização é indispensável nos serviços de manutenção em instalações elétricas, para 
permitir ao eletricista, certificar-se de que o local de trabalho está desenergizado, antes de instalar 
o conjunto de aterramento temporário, garantindo, assim, a execução dos serviços com total 
segurança. 
 
6.4.2 Procedimentos para o aterramento da linha: 
1- providenciar o desligamento do circuito; 
2- estar devidamente paramentado com os EPIs; 
3- verificar se não há tensão nas linhas(fases), utilizando o aparelho detector de tensão 
acoplado ao bastão isolante; 
4- conectar o grampo terra no ponto de aterramento; 
5- conectar os grampos fase nas respectivas fases da linha, utilizando o bastão isolante e 
observando se, com a aproximação, há a formação de arco voltaico. Em caso afirmativo, 
paralisar a operação e checar a linha. 
 
Procedimentos para a retirada do aterramento da linha: 
 
1- estar devidamente paramentado com os EPIs; 
2- retirar os grampos fase das respectivas fases, utilizando o bastão isolante; 
3- desconectar o grampo terra do ponto de aterramento; 
4- providenciar o restabelecimento da energia. 
 
Antes de iniciar essa operação, verificar se todo material utilizado na manutenção foi 
recolhido (instrumentos de medida, ferramentas, panos, cordas etc.). Verificar se todos os 
envolvidos foram evacuados da área de manutenção e alertados sobre o início da manobra de 
retirada dos aterramentos para iniciar o restabelecimento da energia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 45 
 
Visão geral do sistema de Potência 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
46 CPTM 
 
Tensões Nominais Padronizadas no Brasil 
Os níveis de tensões praticados no Brasil são: 765 kV, 525 kV, 500 kV, 
440 kV, 345 kV, 300 kV, 230 kV, 160 kV, 138 kV, 132 kV, 115 kV, 88 kV, 
69 kV, 34,5 kV, 23 kV, 13,8 kV, 440 V, 380 V, 230V, 220 V, 127V, 110 V. 
 
6.5 Perdas no sistema de transmissão 
As principais perdas no sistema de transmissão de energia elétrica são: 
 
• perdas na isolação – os detritos em suspensão na atmosfera e as intempéries contribuem para 
que os isoladores que suportam o condutor elétrico fiquem impregnados por uma camada que se 
torna condutiva, fazendo com que surja uma corrente de fuga pelo isolador, passando para a 
estrutura de sustentação em direção a terra; 
 
 
Isoladores impregnados de sujeira 
 
 
 
Isoladores limpos 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 47 
 
• perdas ôhmicas – são as perdas decorrentes da resistência do condutor elétrico. Essa 
resistência é diretamente proporcional ao comprimento do condutor. 
• efeito corona – são as perdas decorrentes da ionização do ar em torno do fio condutor. O campo 
magnético, gerado pela circulação de corrente no fio condutor, faz com que alguns elétrons do ar 
que estão em volta desse fio se desloquem, gerando uma corrente de fuga. Como o ar não é um 
bom condutor elétrico, esse deslocamento de elétrons é “forçado”, o resultado é a emissão de luz 
e um zumbido característico “z z z z z”. 
 
O efeito corona normalmente 
aparece nas superfícies dos condutores das 
linhas de transmissão de energia elétrica em 
consequência dos níveis de tensão de 
operaçãoe das condições climáticas onde 
estão construídas. 
Esse efeito ocorre devido às 
partículas de ar, de poeira e à alta umidade 
(vapor d’água) encontrada em torno dos 
condutores que, quando submetidos a um 
campo elétrico muito elevado e intenso, 
tornam-se ionizados e, como consequência, 
emitem luz. 
É bom ressaltarmos que os efeitos corona provocam perdas de eletricidade que podem 
variar de alguns quilowatts até algumas centenas de quilowatts por quilômetros, principalmente 
quando as linhas de transmissão ficam sob condições adversas de chuva ou garoa. 
Além dessas perdas, o sistema de transmissão possui ao longo do trecho subestações, 
onde existem equipamentos que produzem perdas que também são consideradas para efeito de 
cálculo. 
Vale salientar que as perdas em um sistema de energia são calculadas conforme 
parâmetros e metodologias adotadas pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) conforme 
abaixo: 
 
1- estabelecer a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para 
apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica; 
2- definir indicadores para avaliação das perdas nos segmentos de distribuição de energia elétrica; 
3- estabelecer a metodologia e os procedimentos para apuração das perdas dos sistemas de 
distribuição de energia elétrica. 
Efeito corona 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
48 CPTM 
 
Premissas para o cálculo das perdas: 
 
1- é adotado o valor de referência de 0,92 para o fator de potência utilizado nos cálculos das perdas 
nos segmentos: 
2- as cargas são consideradas distribuídas de forma equilibrada nas fases das redes do Sistema de 
Distribuição em Média Tensão (SDMT). 
3- são consideradas perdas adicionais de 15% sobre o montante de perdas técnicas calculadas 
para as redes dos Sistemas de Distribuição em Baixa Tensão; 
4- as perdas nos transformadores são baseadas nos valores normatizados pela Associação 
Brasileira de Normas Técnicas – ABNT; 
5- para determinação da resistência ôhmica, a temperatura de operação dos condutores elétricos é 
considerada constante e igual a 55 ° C; 
6- são consideradas perdas adicionais de 5% sobre o montante de perdas técnicas totais, excluindo-
se as perdas apuradas por medição, devido às perdas técnicas produzidas por efeito corona em 
conexões, sistemas supervisórios, relês fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e 
de potencial, e por fugas de correntes em isoladores e para-raios; 
7- A distribuidora deve apresentar avaliação das perdas por segmento, detalhando a metodologia 
utilizada no estudo. 
 
6.5.1 INDICADORES DE PERDAS 
 
A ANEEL apurará os valores de perdas técnicas em megawatt-hora (MWh) estratificando 
os valores para cada segmento, conforme os indicadores a seguir definidos: 
Energia Fornecida - EF: energia ativa efetivamente entregue e medida, ou estimada, nos casos 
previstos pela legislação, às unidades consumidoras, outras distribuidoras e consumidores livres, 
mais o consumo próprio, em megawatt-hora (MWh); 
 
Energia Injetada - EI: energia ativa efetivamente recebida e medida de um agente, em megawatt-
hora (MWh); 
 
Energia Passante - EP (i): total de energia ativa que transita no segmento (i), em megawatt-hora 
(MWh); 
 
Perdas Técnicas do Segmento - PTS (i): perdas técnicas para cada segmento, em megawatt-hora 
(MWh); 
 
Perdas Técnicas - PT: corresponde à soma das perdas técnicas de todos os segmentos, em 
megawatt-hora (MWh); 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 49 
 
Perdas na Distribuição - PD: corresponde à diferença entre a Energia Injetada – EI e a Energia 
Fornecida – EF, em megawatt-hora (MWh); 
 
Perdas Não Técnicas - PNT: corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição – PD e as 
Perdas Técnicas – PT, em megawatt-hora (MWh); 
 
Além dos montantes em energia elétrica, deverão ser apuradas as relações percentuais, conforme 
os seguintes indicadores: 
Índice de Perdas Técnicas nos Segmentos – IPTS (i): percentual de perdas técnicas em relação 
à energia que transita em cada segmento. 
Percentagem de Perdas Técnicas – PPT: percentual de perdas técnicas em relação à energia 
injetada. 
Percentagem de Perdas na Distribuição – PPD: perdas totais representadas percentualmente em 
relação à energia injetada. 
Percentagem de Perdas Não Técnicas – PPNT: percentual de perdas não técnicas em relação à 
energia injetada. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
50 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 51 
 
 
 
 
 
7 Sistema Elétrico-Ferroviário 
 
 
 
 
 
 
Podemos descrever o sistema elétrico ferroviário, basicamente, como um conjunto de 
instalações e equipamentos eletrônicos e eletromecânicos que têm como função o fornecimento de 
energia elétrica em corrente contínua CC para alimentação dos trens e também o fornecimento de 
energia elétrica em corrente alternada para o sistema de sinalização. Existem duas configurações 
do sistema elétrico ferroviário: 
 
Trecho das linhas 7 Rubi / 10 Turquesa; linhas 11 Coral / 12 Safira; e linha 8 composta por: 
 
• Subestações Abaixadoras e Retificadoras 
• Cabines de Seccionamento e Paralelismo 
• Rede Aérea de Tração 
 
Trecho da linha 9 Esmeralda, composto por: 
 
• Subestações Abaixadoras e Retificadoras 
• Rede Aérea de Tração 
 
 
Apresentamos, abaixo, cada parte do sistema elétrico para que se forme uma ideia do que 
é o sistema de eletrificação ferroviário. 
 
7.1 Subestação 
A subestação é um local físico que contém a instalação elétrica de alta potência e os 
equipamentos necessários para a adequação dos níveis de tensão e também os equipamentos de 
proteção e controle para a alimentação da Rede-Aérea de tração e, consequentemente, a 
alimentação dos trens e unidades elétricas. Esses equipamentos são: transformadores, disjuntores, 
seccionadores, medidores etc. 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
52 CPTM 
 
7.1.1 Classificação das subestações 
• SE elevadora: aumenta o nível de tensão com o objetivo de melhorar o rendimento na 
transmissão, diminuindo as perdas na linha de transmissão. 
• SE rebaixadora: reduz o nível de tensão, adequando os valores para a fase de distribuição 
e cargas individuais. 
• SE retificadora: converte a tensão CA em CC por meio de diodos retificadores. 
• SE conversora: converte a tensão CC em CA, por meio de componentes semicondutores: 
tiristores. 
 
7.1.1.1 SUBESTAÇÃO REBAIXADORA RETIFICADORA (SE) 
 
No sistema elétrico ferroviário da CPTM, as subestações são do tipo rebaixadora e 
retificadora. Recebem a energia elétrica de uma concessionária em níveis padrões de 88kV ou 
138kV e, por meio de transformadores, é feito o primeiro rebaixamento de tensão para 34,5 kV. Essa 
tensão seguirá três caminhos: 
 
• um alimentará outras subestações que não têm possibilidade de serem alimentadas 
pela concessionária (denominadas subestações secundárias ou subalimentadas). 
• o outro alimentará o sistema de sinalização, mas ainda é necessário que se faça o 
rebaixamento de tensão para: 
a) 4,4 kV – se forem subestações das linhas 11 e 12 
b) 6,6 kV - se forem subestações das linhas 8 e 9 
c) 13,2 kV – se forem subestações das linhas 7 e 10 
 
• O último caminho alimentará o sistema de rede aérea de tração. Para isso, deverá ser 
feito outro rebaixamento de tensão para 3000V e ainda ser retificado para corrente 
contínua, feito por grupos retificadores. 
 
Dentro de uma subestação, rebaixadora/retificadora são encontrados os seguintes 
equipamentos: 
 
• transformadores de potência; 
• seccionadores; 
• disjuntores; 
• retificadores; 
• TC – transformador de corrente; 
• TP – transformador de potencial; 
• relês; 
• painéis de controle e de comando; 
• No break e conjunto de baterias; 
• fusíveis; 
• para-raios; 
• aparelhos de medição e de proteção.7.1.1.2 CABINE DE SECCIONAMENTO E PARALELISMO 
Local físico com disjuntores extrarrápidos, interligados na rede aérea de tração. Essas 
cabines estão instaladas entre as subestações ao longo do trecho, com três finalidades: 
1- proteger o sistema de alimentação contra sobrecargas na rede aérea de tração. 
2- criar seccionamentos na rede aérea de tração, com objetivo de diminuir o trecho a ser desligado, quando 
for necessária a intervenção da manutenção. 
3- equalizar as cargas nas redes aéreas de tração, devido ao paralelismo formado pelos disjuntores. 
 
Os trens da CPTM são elétricos e para alimentá-los, ao longo de seus 278km de linhas 
férreas, existem subestações distribuídas estrategicamente, para que os trens possam circular 
eficientemente, sem que haja queda de tensão ou sobrecargas no sistema elétrico. Essa extensão 
de linha está dividida em trechos conforme segue abaixo: 
 
Linha 7 – Rubi / Linha 10 – Turquesa (Jundiaí à Estação Luz – Luz a Rio Grande da Serra) 
 
Essas linhas possuem oito Subestações e sete Cabines Seccionadoras. Das oito 
Subestações, quatro são primárias, ou seja, recebem energia diretamente da concessionária 
(Elektro ou Eletropaulo) e as quatro restantes são subalimentadas em 34,5kV, fornecidos pelas 
subestações primárias por meio das linhas de subtransmissão existentes ao longo da via. Não 
esquecendo de que nesse trecho existem as cabines de seccionamento e paralelismo entre as 
subestações. 
A potência total retificada que alimenta os trens nesse trecho é de 71 MVA, distribuídos 
conforme tabela abaixo: 
 
Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
CS Rio Grande da Serra 
SE Mauá 
8 MW 
 
02 linhas de 
34,5 kVca 
provenientes da SE 
São Caetano 
 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Alimentação constante 
da SE Mauá e 
alternativa para SE Pari 
caso falte Eletropaulo 
06 linhas de 
34,5 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Santo André 
São Caetano 
12 MW 
 
02 linhas de 88 kV ca 
da Eletropaulo 
 
04 linhas de 
34,5 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
54 CPTM 
 
Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
CS Ipiranga 
SE Pari 
12MW 
 
02 linhas de 
88 kVca da 
Eletropaulo 
 
04 linhas de 
34,5 kVca 
Alimentação constante 
para SE Eng. São Paulo e 
alternativa para as 
Subestações de Tietê e 
São Caetano 
08 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Nothman 
Tietê 
12MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca da 
Eletropaulo 
 
04 linhas de 
34,5 kVca 
Alimentação constante 
para SE de Caieiras e 
alternativa para as SEs 
Morato e Pari 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Sinalização 
08 linhas de 
3 kVcc 
Tração Elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Vila Clarice 
Jaraguá 
8MVA 
 
04 linhas de 
34,5 kVca 
provenientes 
02 de Tietê e 
02 de Caieiras 
 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVca 
Tração Elétrica dos 
trens 
220Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Caieiras 
6MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca da 
Eletropaulo 
 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVca 
Tração Elétrica dos 
trens 
220Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 55 
 
Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
CS Baltazar Fidelis 
Francisco 
Morato 
9MVA 
 
02 linhas de 
138 kVca 
Elektro 
 
04 linhas de 
34,5 kVca 
Alimentação constante 
para SE de Campo 
Limpo e alternativa para 
as SEs Tietê e Caieiras 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração Elétrica dos 
trens 
CS Botujuru 
Campo Limpo 
4MVA 
 
02 linhas de 
34,5 kVca 
provenientes da SE 
de Fco.Morato 
 
04 linhas de 
13,2 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração Elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
 
 
Subestação primária de Caieiras 
 
Cabine seccionadora Vila Clarice 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
56 CPTM 
 
Linha 11 – Coral / Linha 12 – Safira (Luz à Estação Estudantes - Brás à Estação Calmon Viana) 
 
Essas linhas possuem oito Subestações Primárias e nove Cabines Seccionadoras, sendo 
cinco da Linha 11 e quatro da Linha 12.Todas recebem energia diretamente da concessionária 
Eletropaulo. A potência total retificada que alimenta os trens nesse trecho é de 68 MVA, distribuídos 
conforme tabela abaixo: 
 
Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
CS Rio Grande da Serra 
Eng. São 
Paulo 
12 MVA 
 
02 linhas de 
34,5 kVca 
provenientes da 
SE PARI 
 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
08 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Eng. 
Sebastião 
Gualberto 
9 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
04 linhas de 
4,4 kVca 
Sinalização 
08 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Goulart 
Ermelino 
Matarazzo 
9 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Manoel Feio 
Eng. Manoel 
Feio 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Bandeirantes 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Calmon Viana 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Bandeirantes 
06 linhas de 
4,4 kVca 
Sinalização 
06 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
 
CS Vila Matilde 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 57 
 
Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
CS Patriarca 
Patriarca 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
06 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Arthur Alvin 
Itaquera 
9 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Guaianazes 
Futura SE Guaianazes 
CS Jundiapéba 
Brás Cubas 
6 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Bandeirante 
04 linhas de 
4,4 kVca 
(futuro 13,2 kVca) 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Estudantes 
 
 
Subestação Eng.º São Paulo Cabine seccionadora Estudantes 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
58 CPTM 
 
Linha 8 – Diamante / Linha 9 - Esmeralda (Júlio Prestes à Amador Bueno – Osasco à Grajaú) 
Essas linhas possuem nove Subestações Primárias e quatro Cabines Seccionadoras. Das 
nove Subestações, seis são da Linha 8, e três da Linha 9, e recebem energia diretamente da 
concessionária Eletropaulo em 88kV. As cabines seccionadoras são todas da Linha 8. A potência 
total retificada que alimenta os trens nesse subsistema é de 59 MVA, distribuídos conforme tabela 
seguinte: 
 Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade 
Li
n
h
a 
8
 →
 
CS Júlio Prestes 
Barra Funda 
4 MW 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Lapa 
Imperatriz Leopoldina 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVccTração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Presidente Altino 
Osasco 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
CS Quitaúna 
Santa Terezinha 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Jandira 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Santa Rita 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 59 
 
 Subestação Tensão de entrada Tensões de saída Finalidade Lin
h
a 9
→
 
Cidade Dutra 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Morumbi 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
Jaguaré 
8 MVA 
 
02 linhas de 
88 kVca 
Eletropaulo 
02 linhas de 
6,6 kVca 
Sinalização 
04 linhas de 
3 kVcc 
Tração elétrica dos 
trens 
220 Vca 
Serviços auxiliares 
internos 
 
 
Subestação Vila Lobos 
 
 
Cabine seccionadora de Quitaúna 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
60 CPTM 
 
7.1.1.3 VISÃO GERAL DO SISTEMA ELÉTRICO FERROVIÁRIO 
(Subestação, Cabine de Seccionamento e Paralelismo e Rede Aérea de Tação) 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 61 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
62 CPTM 
 
Subestação e Cabines 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 63 
 
Exercícios 
 
 Quais as tensões padrões de entrada nas subestações da CPTM? 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
 
 
 Quais as tensões padrões de energia que as subestações fornecem para os sistemas de: 
a) Sinalização Linhas 08 e 09 ___________________________________________________ 
 
b) Sinalização Linhas 07 e 10 ___________________________________________________ 
 
c) Sinalização Linhas 11 e 12 ___________________________________________________ 
 
d) Rede Aérea _______________________________________________________________ 
 
 
 As três finalidades das cabines seccionadoras instaladas nas linhas da CPTM, são 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
 
 O que significa uma subestação alimentada e uma subalimentada? 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
_______________________________________________________________________________ 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
64 CPTM 
 
7.1.2 Cabine de Seccionamento e Paralelismo 
Observando o diagrama do Sistema Elétrico Ferroviário a seguir, entre as Subestações 
estão instaladas as Cabines de Seccionamento e Paralelismo das linhas da Rede Aérea de Tração, 
que têm como finalidade: 
• proteger o sistema contra sobrecargas ocasionadas por anomalias dos motores de 
tração dos trens; 
• equalizar as cargas nas redes aéreas; 
• criar pontos de seccionamento entre as subestações, facilitando, assim, a manutenção 
da rede aérea, diminuindo os trechos desligados o que reduz as interferências na 
circulação dos trens. 
 
 
Diagrama do Sistema Elétrico Ferroviário 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 65 
 
Essas cabines possuem equipamentos específicos, ou seja, disjuntores e seccionadores. 
O diagrama acima apresenta as subestações (A e B), a cabine de seccionamento e 
paralelismo (C), as Redes Aéreas de Tração e a maneira como estão interligadas, formando o 
sistema elétrico ferroviário. 
Podemos verificar que existem secções, ou seja, pontos isolados na Rede Aérea, 
chamados GAPs. Esses GAPs (A1, B1 e C1) da Rede Aérea RA1, estão instalados com o objetivo 
de permitir que a Rede Aérea seja dividida em trechos. Cada trecho será alimentado por dois ramais 
de alimentação de energia (3kVcc) fornecidos por duas subestações ligadas em paralelo. 
Essa ligação, no diagrama, está representada pela ligação em paralelo dos ramais de 
energia a2 de 3kVcc da SE (A) e o ramal b1 da SE (B), entre os GAPs A1 e B1 da Rede Aérea 1. 
Em função da capacidade de carga, ou seja, do potencial de fornecimento de energia 
elétrica, foi dimensionada a distância entre as subestações. Essa distância é de aproximadamente 
15 km. 
Sendo assim, surge um problema. Quando um trem está entre os GAPs A1 e B1 e estando 
mais próximo da SE A, e, obviamente, mais distante da SE B, e se o trem apresentar algum problema 
que cause uma sobrecarga na alimentação de energia (queda de rede aérea, fuga de corrente, 
sobrecarga nos motores de tração dos trens etc.), o sistema de proteção da SE A atuará, desligando 
o ramal de energia a2, mas o sistema de proteção do ramal b1 da SE B, que deveria “perceber” essa 
situação e desligar esse ramal, pode não atuar, em função da distância, mantendo o trem 
alimentado, o que poderá agravar o ocorrido. 
Para solucionar esse problema, foi pensado em instalar, entre as SE A e B, um sistema de 
proteção idêntico ao das SE já instalado nos ramais que alimentam a Rede Aérea, sistema esse 
formado por disjuntores específicos para CC e seccionadores. Esse sistema de proteção é chamado 
de Cabine de Seccionamento e Paralelismo ©. 
Com isso, essa cabine, além de proteger o sistema de alimentação da rede aérea dos trens, 
permite a equalização das cargas nas redes aéreas. Ao mesmo tempo, facilita para a manutenção 
o desligamento de trechos menores e, obviamente, interfere menos na circulação dos trens. 
 
7.1.3 Manobras em subestações 
As operações de manobras nas subestações são necessárias, a fim de desligar circuitos 
de alta tensão para a manutenção do sistema elétrico ferroviário. 
Para se desligar um circuito elétrico, são necessárias algumas operações de abertura e/ou 
fechamento de disjuntores e de seccionadores numa dada sequência para que sejam evitados 
danos aos equipamentos e acidentes aos operadores. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
66 CPTM 
 
Sequência de manobra de desligamento: 
• estar devidamente paramentado com os EPIs; 
• desligar todos os disjuntores, partindo da saída de energia, em direção à entrada; 
• desligar todos os seccionadores, partindo da saída de energia, em direção à entrada; 
• aterrar;• sinalizar. 
 
Sequência de manobra de religamento: 
• estar devidamente paramentado com os EPIs; 
• retirar a sinalização; 
• retirar os aterramentos; 
• religar todos os seccionadores, partindo da entrada de energia, em direção à saída; 
• religar todos os disjuntores, partindo da entrada de energia, em direção à saída. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 67 
 
Exercícios 
Analisar as situações-problema, para realizar as manobras necessárias na subestação representada 
no circuito da página 62. 
 
 O supervisor do setor de RA trabalhará com a sua equipe de manutenção no trecho A da Rede-
Aérea 1. Sendo assim, você, como operador de subestação, deverá executar as manobras 
necessárias para atender essa solicitação, tanto para o desligamento quanto para o religamento 
do circuito, após a realização dos serviços. OBS.: Ficará por sua conta, a indicação do 
aterramento. 
 
 
 
 O pessoal de manutenção da subestação deverá executar a manutenção preventiva no Trafo 3 
e sua respectiva unidade retificadora. Você está sendo solicitado para executar as manobras 
necessárias e o aterramento do circuito. Após o término dos serviços, executar as manobras para 
a energização do circuito. 
 
 
 
 
 A concessionária de energia necessita substituir os isoladores da linha 1, em suas torres de 
sustentação. Sendo assim, execute as manobras necessárias para a troca da linha 1 pela linha 
2, devendo permanecer na linha 2. 
 
 
 
 
 
 Em cumprimento à programação de manutenção da subestação, será executada a manutenção 
preventiva no Trafo T-1. Você foi requisitado para executar as manobras necessárias e o 
aterramento, sendo que o Trafo T-2 deverá alimentar as duas subestações durante os trabalhos 
de manutenção. Após o encerramento da manutenção, religar o Trafo T-2. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
68 CPTM 
 
7.1.4 Características dos equipamentos das subestações 
7.1.4.1 TRANSFORMADOR DE FORÇA OU DE POTÊNCIA 
De acordo com a ABNT o transformador é definido da seguinte maneira: 
 
 
"Dispositivo sem partes necessariamente em movimento, o qual, por meio de indução 
eletromagnética, transfere energia elétrica de um ou mais circuitos (primário) para outros 
circuitos (secundário, terciário), mantida a mesma frequência, mas geralmente com tensões 
e intensidades de correntes diferentes". 
 
Pode ser trifásico ou monofásico, dependendo das necessidades específicas de cada 
instalação. No sistema elétrico há diferentes tipos de transformadores, que possuem características 
específicas quanto à classe de tensão e à potência. 
Vistos externamente, os transformadores são formados por buchas de alta e baixa tensão, 
radiadores ou trocadores de calor, tanque principal, tanque de expansão, painéis de controle e 
outros dispositivos. 
 
 
Normalmente, nas subestações, são encontrados os seguintes tipos de transformadores: 
 
• Transformador de força é todo transformador cuja potência é superior a 500 kVA e é 
destinado, mais especialmente, a ser ligado a redes de transmissão de energia elétrica; 
 
• Transformador de distribuição é todo transformador cuja potência é menor ou igual a 
500 kVA, e é destinado, mais especialmente, a ser ligado a redes de distribuição 
compatíveis com a tensão utilizada nas residências e nas indústrias; 
 
 
Os transformadores acima podem ser classificados, de acordo com a tensão, em dois grupos: 
 
• Transformador rebaixador é todo transformador cuja tensão de saída (secundária) é 
menor que a tensão de entrada (primária). 
 
• Transformador elevador é todo transformador cuja tensão de saída (secundária) é maior 
que a tensão de entrada (primária). 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 69 
 
Aspectos construtivos e a forma física de um transformador. 
 
 
Transformador de Força 
 
 
Transformador Núcleo Seco Transformador de Distribuição 
 
Exemplos: 
 
Transformador 300 kVA, 22000/220 - 127 V 
 
Trafos de distribuição, rebaixador 
 
Transformador 6000 kVA, 13,2/69 kV 
 
Trafos de força, elevador 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
70 CPTM 
 
Principais partes de um transformador 
 
 
Os transformadores instalados nas subestações têm um papel importante na alimentação 
dos trens e no fornecimento de energia para o sistema de sinalização. São transformadores de 
grande potencial e de alto custo. Sendo assim, possuem características especiais e sistemas de 
proteção que os diferem dos transformadores de menor capacidade. 
 
Parte Ativa 
É composta pelos enrolamentos primários e 
secundários e do núcleo ferromagnético. Este 
normalmente é confeccionado por chapas de ferro silício, 
laminadas a frio, de reduzidas perdas. 
O sistema de fixação entre enrolamento e núcleo 
e destes ao tanque é sólido e seguro. Desse modo, são 
garantidos os espaçamentos e posições do projeto. As 
chapas magnéticas são prensadas por perfis de madeira 
(transformadores até 300 kVA) ou de ferro, dando a 
necessária rigidez ao conjunto e reduzindo ao mínimo os 
ruídos. 
Enrolamentos ou bobinas 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 71 
 
Todos os materiais empregados: papéis, papelões, isolantes, condutores, vernizes etc. são 
testados rigorosamente quanto a suas características individuais quando em contato com o meio 
líquido. Os condutores são isolados com papel. 
 
Tanque 
O tanque do transformador acondiciona 
a parte ativa e o óleo isolante, bem como 
todos os elementos que estão fixados ao 
transformador como radiadores de 
arrefecimento, tanque de expansão, buchas 
etc. 
 
 
Tanque 
 
Meio Líquido 
O meio líquido, formado pelo óleo isolante 
mineral, possui duas finalidades: 
• isolar a parte ativa em relação ao 
tanque e às conexões internas; 
• auxiliar na refrigeração do 
transformador. 
 
 
Óleo isolante 
 
Conservador ou Tanque de expansão 
O conservador é um tanque, reservatório 
de óleo, que possibilita a compensação da 
pressão interna e evita o contato direto do ar 
que entra e sai do transformador durante o 
processo de “respiração”, devido à expansão 
e à retração do óleo, provocada pela 
alteração da temperatura. 
 
Tanque de expansão ou conservador 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
72 CPTM 
 
Secador de Ar com Silicagel 
 
Todo transformador embebido em óleo, equipado com conservador, possui uma válvula de 
respiro em sua parte superior. Por meio dessa válvula, é realizada a compensação da variação 
interna das pressões devido à expansão e à retração do óleo mineral. O ar penetrante vem 
diretamente do meio externo, acompanhado de certa quantidade de umidade, a qual influirá, 
desfavoravelmente, sobre o comportamento dielétrico do óleo. 
Por isso, é necessária a redução da umidade a um nível mínimo, o qual é obtido por meio 
do secador de ar com Silicagel. O Silicagel é composto por cristais com alta capacidade de absorção 
de umidade. Na passagem do ar, na “respiração” do transformador, os cristais absorvem a umidade 
e o ar que entra em contato com o óleo isolante no tanque de expansão não provocará a redução 
da rigidez dielétrica do óleo. Devido à intensidade da umidade ou ao longo tempo de uso, os cristais 
se saturam passando, então, do azul escuro ao azul claro desbotado. Nessa situação, o Silicagel 
deverá ser substituído. 
 
 
Secador de ar ou filtro de silicagel 
 
 
Aspecto da silicagel 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 73 
 
Válvula de alívio ou Tubo de descarga 
Tem como finalidade proteger o transformador contra pressões excessivas que possam 
ocorrer no seu interior, devido à formação de um arco elétrico ou de queima de isolante. O tipo mais 
simples e mais utilizado consiste de um tubo curvado, montado na tampa superior do transformador 
que, ao sofrer a pressão interna, rompe uma membrana provocandoa despressurização do tanque. 
Atualmente, nos transformadores de alta tensão, esses tubos estão sendo substituídos por válvulas 
de segurança (válvula de alivio). 
 
 
 
 
 
Válvula de alívio Tubo de descarga 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
74 CPTM 
 
Relê Buchholz 
Relê Buchholz, também chamado de relê de gás ou relê de pressão súbita, é um dispositivo 
de segurança montado em transformadores que possuem arrefecimento a óleo e equipados com 
um reservatório superior, chamado de "conservador". Esse relê está montado entre o tanque e o 
conservador e tem duas formas de atuação: 
• quando há a formação de gases provenientes do aquecimento do óleo, devido a uma 
sobrecarga que foi provocada por uma falha dielétrica, esses gases permanecem em 
suspensão. Durante o processo de “respiração” do transformador, o óleo circula do 
tanque para o conservador e vice-versa, passando sempre pelo relê, onde há uma 
câmara na qual as bolhas de gás são acumuladas e, por meio de um interruptor tipo 
boia, existente no relê, dispara um alarme no painel de controle da subestação. 
• quando ocorre um arco elétrico de grande intensidade, devido a uma falha dielétrica na 
parte interna do transformador, o óleo é superaquecido e há uma formação de gás 
súbita. Dessa forma, o óleo flui rapidamente para o conservador, passando pelo relê 
Buchholz. Esse deslocamento, equivalente a 1m/s de coluna de óleo, fará com que 
desloque dentro do relê um mecanismo tipo boia, que acionará um interruptor e que, por 
sua vez, atuará no circuito de desligamento do disjuntor que alimenta o transformador. 
 
Tal relê, entretanto, é instalado apenas em transformadores de força, devido ao seu elevado 
preço. É equipado com válvulas de retirada de amostra de gases, permitindo a análise e 
identificando se os gases produzidos são inflamáveis. Sendo constatada a inflamabilidade, o 
transformador deverá ser desligado imediatamente e providenciada a sua manutenção. 
 
 
Relê Buchholz 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 75 
 
 
Relê Buchholz em corte 
 
 
Termômetro com Contatos Térmicos 
Os equipamentos elétricos podem apresentar defeitos provocados pela elevação anormal 
da temperatura. 
Como elemento de registro de temperaturas, o termômetro tem sido usado com a função 
de proteger o transformador contra danos à parte ativa, efetuando o seu desligamento antes que o 
defeito se agrave. 
Os termômetros são, em tais casos, associados a sistemas que atuam sobre contatos 
elétricos móveis, por meio dos quais é feito o comando de alarme ou de desligamento, semelhante 
ao caso do circuito externo do relê Buchholz. Para pequenos valores de sobre-elevação térmica, é 
dado um comando de alarme(s) (visual e/ou sonoro). Para valores mais elevados provenientes da 
ampliação do defeito, o comando é o de desligamento. 
 
Termômetro do transformador 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
76 CPTM 
 
Aparelho de Imagem Térmica 
O aparelho de imagem térmica é instalado nos transformadores para reproduzir a 
temperatura do ponto mais quente do transformador, que são os enrolamentos, uma vez que a 
medida direta da temperatura é impossível. Para se obter essa temperatura, o aparelho é colocado 
nos enrolamentos. 
Esse aparelho é formado por um transformador de corrente e alimentado por uma corrente 
proporcional à carga do transformador. Dessa forma, a temperatura obtida será a soma da 
temperatura dos enrolamentos e a do óleo (registrada pelo termômetro), produzindo um valor mais 
preciso em tempo real. 
 
Funcionamento 
A resistência de aquecimento (B) e o bulbo sensor (A2) fazem parte do sistema de imagem 
térmica. Essa resistência é alimentada por uma corrente (I2) ajustada (D) e, proporcionalmente, 
determinada pela corrente principal do transformador em plena carga (I1). O objetivo é ter um 
incremento de temperatura (∆t) para o bulbo sensor da imagem térmica (A2) porque a temperatura 
do enrolamento é sempre superior à temperatura do óleo do transformador e deve ser medida. 
 
Aparelho de Imagem Térmica 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 77 
 
Radiadores 
As perdas dos enrolamentos e do núcleo aquecem o óleo do transformador, produzindo um 
movimento ascendente. Nos radiadores, o óleo é refrigerado, tomando o movimento descendente. 
Estabelece-se, então, no óleo, uma circulação por convecção. 
A superfície útil dos radiadores é dimensionada, possibilitando o resfriamento do óleo. 
Quando o dimensionamento dos radiadores não for suficiente, devido às condições climáticas, é 
necessário que se proceda a ventilação forçada, com o uso de ventiladores manuais. 
 
 
Radiadores 
 
 
http://www.google.com.br/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwiY2PO-5sPOAhUKHJAKHV8ZARMQjRwIBw&url=http://www.colmatra.com/pt/produtos/paineis-corrugados-radiadores-e-tanques-de-transformadores/item/radiadores-de-transformadores&psig=AFQjCNE3AWtbCGGiOwElppVnEKaWbw8wYg&ust=1471363545911852
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
78 CPTM 
 
7.1.4.2 TRANSFORMADORES PARA INSTRUMENTOS 
Nas subestações, certas operações como medição de corrente, medição de tensão, 
medição de consumo de energia elétrica e alimentação dos circuitos de proteção, não são feitas 
diretamente nos barramentos da alta tensão. Para reduzir os valores da intensidade de corrente e 
de tensão a valores convenientes, são utilizados os seguintes transformadores de medidas: 
 
• Transformador de potencial (TP) 
São transformadores que rebaixam o nível da alta tensão a níveis proporcionais, 
possibilitando a medição da tensão elétrica pelos voltímetros e a aplicação dessa tensão rebaixada 
nos circuitos de proteção de sobretensão e de subtensão. O nível de tensão rebaixado padrão é de 
55V ou 110/115V. 
 
 
TP – Transformador de Potencial 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 79 
 
 
 
Figura 1 Placa de identificação de um TP 
 
 
 
Nível de Isolação (NI) – Define o nível 
máximo de tensão de sobrecarga em um 
segundo, sem afetar a isolação do 
transformador. 
 
Frequência (HZ) - Define a frequência padrão 
utilizada. 
 
Classe de Isolamento - Define a tensão 
máxima suportada pelo TP. 
 
Grupo – (1) - Projetado para ser instalado 
entre fases. 
 
Grupo – (2) - Projetado para ser instalado 
entre fase e terra. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Potência térmica - Define a maior potência 
aparente que o TP pode fornecer em regime 
permanente de tensão e frequência nominais, 
sem que a temperatura afete o seu 
desempenho. 
 
Primário – Define a tensão primária que será 
ligada ao TP. 
 
Exatidão – Define a porcentagem para mais 
ou para menos aplicada à tensão de 200V, ou 
seja, 1,2% de 200 = 2,4V para mais e para 
menos. 
 
H1 e H2 – Conexões do transformador à linha 
de alta tensão. 
 
X e Y – Conexões do transformador ao 
aparelho de medição (voltímetro). 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
80 CPTM 
 
 
 
Ligação do TP na linha de alta Tensão 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 81 
 
Transformador de corrente (TC) 
São transformadores que rebaixam o nível da alta corrente a níveis proporcionais, 
possibilitando a medição da corrente elétrica pelos amperímetros e a aplicação dessa corrente 
rebaixada nos circuitos de proteção de sobrecorrente. A corrente rebaixada padrão é de 5A. 
 
Todo transformador de corrente está ligado em série na linha de alta tensão. 
 
Ligação do TC na linha de alta Tensão 
 
Os transformadores de corrente são compostos por um núcleo de ferro laminado, uma 
bobina primária de poucas espiras de fio muito grosso e uma bobina secundária com muitas espiras 
de fio mais fino. 
A relação entreo número de espiras do primário e do secundário é proporcional à relação 
entre a corrente do secundário e do primário. 
O número de espiras e a secção transversal do condutor são escolhidos de maneira a 
permitir grandes intensidades de corrente no primário e pequenas no secundário. 
É importante que o transformador de corrente ofereça isolamento adequado entre o 
primário e o secundário para que altas tensões não atinjam os aparelhos de medição e de proteção. 
Exemplo: Transformador de 50/5A, 300/5A etc. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
82 CPTM 
 
Poderá ter relação dupla, geralmente uma em dobro da outra, assim representadas: 50-
100/5A ou 25 x 50/5A. Isso significa que o transformador de corrente possui uma relação de: 50/5=10 
e outra de 100/5 =20. 
A ligação de uma ou de outra relação é feita no primário do TC podendo ser em série ou 
em paralelo. 
Os transformadores de corrente podem ter ainda dois enrolamentos secundários: um 
destinado à medição e o outro à proteção. 
 
 
Placa de identificação de um TC 
 
 
TC – Transformador de corrente 
 
 
CUIDADO 
Não se deve substituir o voltímetro, no caso do TP, e nem o amperímetro, no caso do TC, 
quando o circuito estiver energizado. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 83 
 
7.2 Seccionador 
Equipamento de manobra destinado a interromper a continuidade de um condutor, quando 
nenhuma corrente o percorre. É utilizado para isolar um circuito ou um aparelho da fonte de energia 
que o alimenta. 
 
ATENÇÃO! 
O seccionador não deve ser aberto com carga, exceto o fabricado para essa finalidade. 
 
O seccionador é caracterizado por: 
1) tensão nominal do circuito (tensão entre fases); 
2) corrente máxima (intensidade de corrente de 
carga); 
3) número de polos (unipolar, bipolar ou tripolar); 
4) mecanismo do comando (manual, elétrico ou ar 
comprimido); 
5) tipo de abertura (horizontal ou vertical); 
6) local de instalação (interna ou externa). 
Seccionador rotativo - É constituído por uma faca, com dois contatos fixos nas 
extremidades, que gira a 90° sobre um suporte isolante (isolador). Pode ser acionado 
individualmente ou em conjunto de três polos por um dispositivo mecânico, comandado 
manualmente ou a distância (eletricamente). 
 
Seccionador com dispositivos de aterramento - É um seccionador comum provido de 
um dispositivo mecânico que aterra a linha na mesma operação em que as facas são 
abertas. 
 
Seccionador tripolar a comando único - As três facas são munidas de um braço de 
acionamento (isolante), e são ligadas a um mesmo eixo cuja rotação provoca o fechamento 
ou a abertura simultânea das facas. 
 
 
Seccionador Tripolar a Comando Único 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
84 CPTM 
 
Seccionador interruptor tripolar de média tensão 
É um equipamento destinado a abrir e fechar um circuito em carga. É projetado para ser 
instalado em ambiente abrigado, em cubículos de média tensão. 
O dispositivo de interrupção do arco voltaico consiste em: câmaras, engates de contato, 
lâminas de arco com pontas em Tungstênio, molas etc. 
 
A extinção do arco, quando da abertura ou fechamento, dá-se por dois efeitos simultâneos: 
• efeito labirinto abafador; 
• atmosfera neutralizante. 
 
O arco voltaico que ocorre durante a abertura dos contatos do disjuntor percorre um labirinto 
e, por um efeito termoquímico, produz um gás neutralizante que é soprado sobre o arco voltaico, 
extinguindo-o. Esse efeito termoquímico é provocado pelo calor gerado pelo percurso do arco entre 
as paredes da câmara de extinção, visto que elas são confeccionadas de material termoplástico 
especial responsável pelo efeito. 
O sistema de abertura e fechamento dos contatos elétricos principais é provido de molas e 
trabalha com energia armazenada, o que torna o ato de operação do interruptor rápido e sem 
dependência do grau de força empregada pelo operador como no caso de comandos 
manuais. 
O interruptor tripolar pode ser constituído com ou sem base para fusível, com mecanismo 
de abertura automática por meio da queima de fusíveis. 
 
Interruptor de média tensão para uso interno, tripolar, manobra com carga, sem base para fusíveis. 
Utiliza isoladores de resina epóxi, disponíveis somente para acionamento a estribo. Poder de corte 
90 A. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 85 
 
7.3 Disjuntor 
É um equipamento de manobra construído para operar em condições normais e anormais 
e capaz de suportar os esforços dinâmicos e térmicos do arco voltaico. 
O disjuntor de alta tensão é o principal elemento de segurança e o mais eficiente e 
complexo aparelho de manobra em uso nas redes elétricas. Possui uma capacidade de fechamento 
e de ruptura que deve atender a todos os requisitos preestabelecidos de manobra sob todas as 
condições normais e anormais de operação. 
No estado ligado ou fechado, o disjuntor deve suportar a corrente nominal da linha sem que 
o aquecimento ultrapasse os limites permissíveis. No estado aberto ou desligado, a distância de 
isolamento entre contatos deve suportar a tensão de operação, bem como as sobretensões, devido 
a surtos de manobras ou de descargas atmosféricas. 
Além das manobras com correntes de cargas, ele deve interromper com segurança altas 
correntes de curto circuito indutivas, e não deve interromper prematuramente pequenas correntes 
indutivas a fim de não provocar a interrupção da energia elétrica. 
Além disso, existem as correntes capacitivas, manobra sob oposição de fase, como 
exemplos de situações difíceis em que o disjuntor deve atuar. 
Os disjuntores devem interromper a corrente sob todas essas condições, com um tempo 
de duração do arco voltaico de 5 a 20 ms. Convém lembrar que os disjuntores, frequentemente 
instalados ao tempo, permanecem meses e meses no estado estacionário ligado, conduzindo a 
corrente nominal sob condições climáticas das mais variadas, proporcionando, às vezes, variações 
de temperatura em dezenas de graus, agentes atmosféricos agressivos a vários de seus 
componentes e outras condições adversas. Após todo este tempo de inatividade operacional 
mecânica, deve estar pronto para interromper uma corrente de curto-circuito, sem o menor desvio 
das especificações, pois qualquer falha de manobra resultaria em incalculáveis danos materiais e, 
eventualmente, pessoais. 
Os disjuntores podem operar em CC ou CA. Os construídos para operarem em CC 
possuem um tempo de abertura dos contatos ultrarrápidos não permitindo que a corrente de curto-
circuito atinja valores muito altos. Os construídos para operarem em CA são providos de meios (óleo, 
ar comprimido, vácuo, gás SF6 etc.) para a extinção dos arcos voltaicos. 
 Características que devem ser observadas em um disjuntor: 
 
1) tensão nominal entre fases, 
2) corrente de curto circuito; 
3) corrente nominal; 
4) tipo de dielétrico (óleo, gás SF6, vácuo etc.); 
5) tipo de mecanismo de comando (elétrico, ar comprimido etc.); 
6) tipo de instalação (interna ou externa); 
7) dimensões, peso etc. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
86 CPTM 
 
7.3.1 Tipos de disjuntores quanto aos meios de extinção do arco voltaico 
7.3.1.1 DISJUNTOR A ÓLEO 
É o disjuntor em que os contatos principais operam imersos em óleo isolante. Esse óleo 
serve tanto para extinção de arco como para isolar as partes energizadas dos contatos com o tanque 
ou com a carcaça do disjuntor. 
A rigidez dielétrica do óleo é a responsável pela extinção do arco voltaico. Porém, a cada 
abertura dos contatos ocorre a decomposição do óleo, provocada pela temperatura do arco voltaico, 
que resulta nos seguintes elementos: hidrogênio (66%); acetileno (17%); metano (9%); outros gases 
(8%). A proporção de cada elemento depende de cada tipo de óleo usado. 
 
Conforme características da extinção do arco em óleo, os disjuntores são agrupadosem: 
 
• pequeno volume de óleo; 
• grande volume de óleo. 
 
7.3.1.2 DISJUNTOR DE PEQUENO VOLUME DE ÓLEO - PVO 
Esse tipo de disjuntor representa uma evolução por projetar uma câmara de extinção com 
fluxo forçado de óleo sobre o arco voltaico. Aumenta a eficiência do processo de interrupção da 
corrente e diminui, consideravelmente, o volume de óleo no disjuntor. O desenho esquemático 
abaixo mostra um corte da câmara de extinção do arco. 
 
Vista em corte de um polo do disjuntor PVO tipo 3AC 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 87 
 
 
Disjuntor pequeno volume de óleo 
 
7.3.1.3 DISJUNTOR DE GRANDE VOLUME DE ÓLEO - GVO 
É o tipo mais antigo de disjuntor a óleo. No passado, consistia apenas de um recipiente 
metálico com os contatos simplesmente imersos no óleo sem nenhuma câmara de extinção. 
Hoje, os disjuntores GVO possuem câmaras de extinção onde se força o fluxo de óleo sobre 
o arco. 
Nas potências mais baixas, as três fases, normalmente, estão imersas em um único 
recipiente e, nas mais elevadas, cada fase tem o seu recipiente. 
Observe, a seguir, um disjuntor em corte, mostrando o seu mecanismo interno. Note a 
existência do transformador de corrente montado na própria bucha, o que é uma construção 
bastante comum para esse tipo de disjuntor. 
O disjuntor GVO é usado em média e alta tensão até 230 kV. Tecnicamente está 
ultrapassado em relação a outros tipos. 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
88 CPTM 
 
 
Disjuntor grande volume de óleo (três fases no mesmo recipiente) 
 
 
Disjuntor grande volume de óleo (uma fase por recipiente) 
 
Características comuns aos disjuntores de pequeno e grande volume de óleo: 
1) construção robusta; 
2) eficiência na extinção do arco em alta corrente; 
3) degeneração do óleo a cada abertura dos contatos; 
4) uso de grande quantidade de óleo; 
5) peso e ocupação de grande espaço; 
6) necessidade de infraestrutura reforçada. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 89 
 
Disjuntor a gás SF6 
Esse tipo de disjuntor é utilizado em circuitos de alta-tensão, extra-alta e ultra-alta tensão. 
 
Características: 
• peso reduzido, cerca de 60% menor que o disjuntor a óleo equivalente; 
• diminuição dos esforços na fundação , o que, combinado com a mínima energia 
transferida, torna sua construção mais econômica; 
• operação silenciosa; 
• manutenção simplificada; ( a câmara de extinção pode ser removida convenientemente 
ao nível do solo para inspeção e manutenção) 
• gás SF6 com desprezível decomposição, assegurando longa vida para a isolação e o 
meio interruptor, sendo inerte e com excelentes propriedades interruptoras; 
• apenas 2 - 3 atmosferas (15 - 30 psi) de pressão, o poder dielétrico do SF6 excede o ar 
ou o óleo; 
• excelentes propriedades desse gás permitem o uso de um tanque com uma mínima 
distância entre as partes eletrizadas e o ponto de aterramento; 
• capacidade de extinguir o arco mesmo em baixa velocidade de abertura dos contatos. 
 
 
Disjuntor a gás SF6 Câmara de interrupção a Gás SF6 em corte 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
90 CPTM 
 
Disjuntor a vácuo 
É utilizado em circuitos de média tensão. Suas vantagens vão além de ser um sistema 
tecnicamente superior, pois no vácuo não há a formação de arco voltaico, o que possibilita um menor 
espaço de abertura entre os contatos. O deslocamento (curso) desse contato é bem modesto, da 
ordem de 8mm a 12 mm, para tensões de até 17,5 kV; de 13mm a 18mm, para tensão de 24 kV e 
de 16mm a 18mm para tensão de 36kV. 
 
Características: 
• dielétrico permanente: no vácuo não há decomposição de gases e as câmaras fechadas 
hermeticamente eliminam os efeitos do meio ambiente; 
• resistência de contato constante: no vácuo não ocorre oxidação dos contatos, garantindo 
uma resistência de contatos muito baixa durante todo seu funcionamento; 
• elevada corrente total interrompida: devido ao reduzido desgaste de contatos, é possível 
interromper, por exemplo, até trinta mil vezes a corrente nominal ou, em média, cem 
vezes a corrente de interrupção de curto circuito. 
 
 
Disjuntor a vácuo 
 
Corte de uma Câmara de 
disjuntor a vácuo 
 
1. Haste de isolamento 
2. Terminal inferior 
3. Shunt 
4. Interruptor a vácuo 
5. Terminal superior 
6. Contator Tulipa 
 
1. Pino de Conexão do contato fixo 
2. Disco de conexão 
3. Isolador de cerâmica 
4. Contato fixo 
5. Câmara 
6. Contato Móvel 
7. Isolador de Cerâmica 
8. Fole 
9. Haste móvel condutora 
10. Conexão mecânica para 
acionamento 
11. Pino de Conexão do contato móvel 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 91 
 
 
Atualmente estão sendo disponibilizados no mercado disjuntores para alta tensão de até 
no máximo 145kV. Apesar das vantagens, o desenvolvimento de disjuntores a vácuo para alta 
tensão permanece na dependência de avanços tecnológicos que permitam compatibilizar, em 
termos econômicos, o aumento das tensões e correntes nominais das câmaras a vácuo e a redução 
de seus volume e peso. 
 
Disjuntor Extrarrápido 
É um tipo de disjuntor específico para aplicação em corrente contínua (CC), de alta 
velocidade de abertura de seus contatos, em comparação com os disjuntores de corrente alternada 
(CA). 
Os efeitos do arco voltaico produzidos em CC são muito mais severos em comparação com 
o arco voltaico produzido em CA. Quanto mais rápido for a abertura dos contatos do disjuntor, 
menores serão os prejuízos produzidos aos seus contatos. 
 
Características: 
• uso exclusivo em CC; 
• atuação de abertura super-rápida: 
• meio extintor é o ar interno da câmara de extinção ou abafador de arco com sopro 
magnético; 
• construção robusta; 
• baixa manutenção mecânica. 
 
 
Diagrama esquemático das partes principais do disjuntor extrarrápido 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
92 CPTM 
 
A regulagem da corrente de atuação ou de abertura do disjuntor é feita com a atuação no 
tensionamento das molas do contato principal (ajuste grosso) e nos parafusos de regulagem do 
núcleo da bobina de retenção (ajuste fino). 
• Maior tensionamento das molas, menor corrente de abertura do disjuntor. 
• Menor tensionamento das molas, maior corrente de abertura do disjuntor. 
• Apertando os parafusos do núcleo, maior corrente de abertura do disjuntor. 
• Soltando os parafusos do núcleo, menor corrente de abertura do disjuntor. 
 
Esses disjuntores estão instalados nas saídas dos conjuntos retificadores que alimentam o 
barramento de 3kVcc da subestação e nas saídas de energia das subestações que alimentam a 
rede aérea de tração para alimentação dos TUEs. 
São os dispositivos de proteção de energia da rede aérea de tração. Qualquer surto 
ocorrido ao longo da via, provocado por defeitos nos motores de tração dos trens, curto circuitos por 
queda da rede aérea, vandalismo na rede aérea, promoverá a abertura dos disjuntores dos circuitos 
afetados e, consequentemente, o corte da energia elétrica. 
Por isso, é importante a manutenção periódica desses equipamentos e a sua regulagem de 
acordo com o nível de corrente próprio para aquele trecho ou circuito a ser protegido. 
 
 
Disjuntor extrarrápido 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 93 
 
7.4 Retificador 
O sistema de alimentação dos trens da CPTM é feito em corrente contínua de 3kV. Para se 
conseguir esse tipo de alimentação, as subestações adequam o nível de tensão e o retifica. 
Existem várias formas de adequar e retificar a tensão. A ideia é de se fazer isso de tal forma 
que possamos ter o melhor aproveitamento com relação ao custo/benefício e eficiência (produzir 
menores efeitos indesejáveis para o sistema). Retificador de número de pulsos de ordem mais alta 
pode ser formado a partir do uso de pontes retificadoras de seis pulsos, como bloco construtivo. 
Para se conseguir um retificador de doze pulsos,são utilizados dois blocos retificadores de seis 
pulsos com uma defasagem de 30º elétricos entre eles. Isso fará com que um bloco preencha os 
vales entre os picos do outro bloco. 
O uso do número de pulsos mais altos está relacionado à redução das correntes 
harmônicas que o retificador injeta na rede de energia CA, pois quanto maior a frequência, menor 
será a amplitude do sinal harmônico gerado. Por exemplo, um retificador de doze pulsos tem 
distorção harmônica total de corrente (THD = Total Harmonic Distortion) de aproximadamente 13%, 
enquanto um retificador de seis pulsos tem THD de corrente de 35%. 
Outro benefício é uma menor ondulação na tensão de saída CC, fazendo com que a 
retificação seja menos oscilante, ou seja, menor ripple. Isso contribui para que a etapa de filtragem 
(banco capacitivo) seja bem menor, ou, em alguns casos, sem necessidade, reduzindo o custo do 
equipamento. 
Retificador hexafásico pode ser obtido pela associação em série ou paralelo de dois 
retificadores trifásicos. São alimentados por duas alimentações trifásicas CA defasadas entre si. Há 
três situações em que são feitas tais associações de retificadores: 
• uma associação série, normalmente empregada em situações em que se deseja uma tensão 
de saída elevada, que não poderia ser obtida com um retificador único; 
• uma associação em paralelo, feita quando a carga exige uma corrente que não poderia ser 
fornecida por um único retificador; 
• em ambos os casos, em que se deseja reduzir o conteúdo harmônico da corrente drenada 
da rede, conforme o gráfico a seguir. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
94 CPTM 
 
 
Retificador hexafásico é utilizado no controle de potência de grande porte, normalmente 
acima de 250kVA. 
Um caso típico de aplicação da associação em série de retificadores é na transmissão de 
energia em corrente contínua, em alta tensão (HVDC), como é o caso da linha que conecta Itaipu 
ao sistema sudeste (de 6000MW). Já a associação paralela é bastante comum no acionamento de 
grandes máquinas usadas em tração elétrica (trens, metrô). 
No circuito série, a tensão CC total, apresenta uma ondulação em 720Hz (daí o nome 12 
pulsos) e uma variação pico a pico de apenas 3% do valor CC. 
 
 
Retificador em série de 12 pulsos e ondulação de 720Hz 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 95 
 
O circuito abaixo reflete uma configuração de retificadores utilizada em algumas 
subestações da CPTM. 
 
Conjunto de retificadores ligados em série/paralelo 
 
 
Em ambos os casos, a tensão média no barramento CC será calculada pela expressão: 
 
𝑉𝑒𝑓 =
𝑉𝑝𝑖𝑐𝑜
√2
 = 𝑉𝑝𝑖𝑐𝑜 = 𝑉𝑒𝑓 𝑥 √2 𝑒 𝑉𝑚𝑒𝑑 =
3𝑥𝑉𝑝𝑖𝑐𝑜
𝜋
 
 
𝑉𝑚𝑒𝑑 =
3𝑥√2 𝑥 𝑉𝑒𝑓
𝜋
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
96 CPTM 
 
 
Conjunto retificador a diodo 
 
7.5 Filtro de Harmônicas 
Como o próprio nome diz, são equipamentos que filtram as harmônicas geradas pelos 
equipamentos de retificação da subestação e pelos motores dos trens. 
Harmônicas são frequências múltiplas da frequência fundamental (a frequência original). 
Por exemplo, se a frequência fundamental for 60 Hz (frequência da rede no Brasil), a 2ª harmônica 
é 120 Hz, a 3ª é 180 Hz e assim por diante. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 97 
 
Se a frequência fundamental for 50 Hz (frequência da rede em Portugal), a 2ª harmônica é 
100 Hz, a 3ª é 150 Hz e assim por diante. 
A figura seguinte mostra gráficos da frequência fundamental, assim como das 3ª e 5ª 
harmônicas. 
 
 
Se uma tensão alternada senoidal de frequência igual a 60 Hz for aplicada a uma carga 
linear, não haverá produção de harmônicas; mas, se for aplicada a uma carga não linear, surgirão 
harmônicas. Sendo assim, um sinal senoidal pode ser formado pela soma de harmônicas da 
frequência fundamental. 
Em condições normais (sem harmônicas) a frequência das correntes que atravessam um 
sistema elétrico é a fundamental. Se houver harmônicas, também estas, além da fundamental, 
atravessam a rede. Sabe-se que, com exceção dos resistores, todos os componentes elétricos e 
eletrônicos são influenciados pela frequência. Por exemplo, a reatância de uma bobina depende da 
frequência e não só da bobina (X L = 2 f L). A introdução de frequências não esperadas dará 
origem a distorções. Utilizam-se, hoje em dia, muitos circuitos eletrônicos geradores de harmônicas, 
ao contrário do que acontecia antes de certos desenvolvimentos da eletrônica. Os circuitos digitais 
utilizam essencialmente sinais retangulares. Por isso, é necessário evitar que estas harmônicas 
sejam introduzidas na rede, o que afetaria o funcionamento de outros circuitos. Por exemplo, a 
corrente de alimentação fornecida por uma fonte chaveada (ou comutada) a um computador é 
constituída por componentes harmônicos ímpares de valor elevado (em relação à frequência 
fundamental) e quase nenhuma harmônica par. A amplitude da 3ª harmônica é cerca de 90 % da 
fundamental e a da 5ª harmônica é cerca de 70 % da fundamental. Nota-se que a amplitude das 
harmônicas diminui com a frequência. 
Para avaliar a importância dos componentes harmônicos de um sinal, usa-se o parâmetro 
THD (“Total Harmonic Distortion” ou “Distorção Harmônica Total”). É a percentagem entre o valor 
eficaz do componente harmônico total e o valor eficaz do componente fundamental. No caso de um 
sinal sem harmônicas, o valor de THD é zero, mas em um computador, pode ser mais de 100 %. 
Todos os equipamentos em seu funcionamento são produtores de harmônicas. É o caso das 
lâmpadas fluorescentes e todos os circuitos que modificam as tensões senoidais, como conversores 
usando tiristores. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
98 CPTM 
 
As harmônicas podem produzir aquecimento dos condutores. Nos motores provocam ainda 
vibrações excessivas. Nos transformadores, produzem alterações nos valores das tensões e ruídos 
derivados de vibrações, além de aquecimentos por efeito Joule e por correntes de Foucault. Em 
equipamentos de áudio podem produzir distorções sonoras e em equipamentos de vídeo, distorções 
de imagem. Os aparelhos de proteção (fusíveis e disjuntores) podem atuar erroneamente. Os 
aparelhos de medida podem fornecer medidas incorretas. 
Nas redes trifásicas encontram-se principalmente as harmônicas ímpares e, com maior 
valor, a terceira harmônica. 
Na figura seguinte, podemos ver a influência da 3ª harmônica adicionada à fundamental. 
 
Na figura seguinte podemos ver a influência da 5ª harmônica adicionada à fundamental. 
 
 
Na figura seguinte mostram-se gráficos onde se vê a influência das 3ª e 5ª harmônicas 
adicionadas à fundamental. 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 99 
 
 
Filtro de Harmônicas 
 
7.6 Para-raios 
É destinado a proteger os equipamentos de um circuito contra surto de tensão transitória 
provocado por descargas elétricas atmosféricas, e/ou eventos e anomalias. 
Até algum tempo, os para-raios aplicados nas subestações, eram do tipo de carbeto de 
silício (SiC). Atualmente, com o desenvolvimento tecnológico de novos materiais, estão sendo 
produzidos para-raios de óxido de zinco (ZnO). 
Possuem fabricação em corpo de porcelana ou em corpo de material polimérico. 
 
 
 
Para-raios de entrada de alta tensão 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
100 CPTM 
 
Detalhes construtivos do para-raios de porcelana 
 
 
 
Esses para-raios são fabricados de tal modo que os elementos de óxido de zinco (ZnO) 
fiquem centralizados internamente no invólucro de porcelana, com a finalidade de minimizar os 
efeitos de distribuição não uniforme de campo elétrico e de ionização interna. São incorporados 
mecanismos de alívio de sobrepressão para evitar a fragmentação ou a explosão violenta dos para-
raios, em caso de uma eventual falhaseguida da passagem da corrente de surto. Geralmente, os 
para-raios com invólucros de porcelana, classe estação, apresentam distâncias de escoamento de 
20 mm / kV. 
Detalhes construtivos do para-raios com invólucro polimérico 
 
São para-raios com características construtivas internas, parecidas com os de porcelana. 
O material polimérico, por ser mais leve e flexível, facilita o manuseio e em caso de correntes 
elétricas provenientes de surtos, não estilhaçam. São fabricados dois tipos de para-raios 
poliméricos: com e sem espaçamentos internos de ar. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 101 
 
Diferenças entre os modelos 
 
Para-raios sem espaço interno: 
• não requerem dispositivos de alívio de pressão; 
• são mais confiáveis em relação à penetração de umidade; 
• são mais leves. 
 
Para-raios com espaço interno: 
• possuem maior suportabilidade a esforços mecânicos. 
 
7.7 Contador de descargas atmosféricas 
O sistema de proteção contra surtos deve trabalhar 24 horas por dia pois, a qualquer 
momento, pode ocorrer um raio ou uma sobretensão. 
Esse dispositivo registra as descargas atmosféricas ou sobretensões que ocorrerem, 
permitindo se tomar ações especiais para a segurança das pessoas e das instalações. 
Registra as ocorrências entre 1KA (8/20µS) e 100KA (10/350µS) auxiliando as 
manutenções preventivas. É possível verificar em qualquer momento se um raio atingiu o seu 
sistema de proteção pelo visor. O contador possui proteção IP65 podendo ser instalado tanto em 
ambientes internos como externos. 
Sua instalação é feita na saída de Terra do para-raios. 
 
 
Aparelho contador de descargas atmosféricas 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
102 CPTM 
 
7.8 Relê 
Tem por finalidade controlar as cargas em um circuito elétrico e dar proteção ao sistema 
elétrico. É um dispositivo sensível e de precisão, devendo-se manuseá-lo com cuidado, pois é 
fundamental para o perfeito funcionamento dos equipamentos que ele protege. Não somente limita 
ao mínimo as paradas da SE mas, em caso de anomalias, também indica o local do ocorrido, 
desligando a corrente elétrica e dando alarme do defeito. 
 
 
Painel de relês na subestação 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 103 
 
Código Padrão dos relês usados na SE 
Tabela ANSI – American National Standards Institute 
Nr Denominação 
1 Elemento Principal 
2 Relê de partida ou fechamento temporizado 
3 Relê de verificação ou interbloqueio 
4 Contator principal 
5 Dispositivo de interrupção 
6 Disjuntor de partida 
7 Relê de taxa de variação 
8 Dispositivo de desligamento da energia de controle 
9 Dispositivo de reversão 
10 Chave comutadora de sequência das unidades 
11 Dispositivo multifunção 
12 Dispositivo de sobrevelocidade 
13 Dispositivo de rotação síncrona 
14 Dispositivo de subvelocidade 
15 Dispositivo de ajuste ou comparação de velocidade e/ou frequência 
16 Dispositivo de comunicação de dados 
17 Chave de derivação ou descarga 
18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração 
19 Contator de transição partida-marcha 
20 Válvula operada eletricamente 
21 Relê de distância 
22 Disjuntor equalizador 
23 Dispositivo de controle de temperatura 
24 Relê de sobreexcitação ou Volts por Hertz 
25 Relê de verificação de Sincronismo ou Sincronização 
26 Dispositivo térmico do equipamento 
27 Relê de subtensão 
28 Detector de chama 
29 Contator de isolamento 
30 Relê anunciador 
31 Dispositivo de excitação 
32 Relê direcional de potência 
33 Chave de posicionamento 
34 Dispositivo master de sequência 
35 Dispositivo para operação das escovas ou curto-circuitar anéis coletores 
36 Dispositivo de polaridade ou polarização 
37 Relê de subcorrente ou subpotência 
38 Dispositivo de proteção de mancal 
39 Monitor de condições mecânicas 
40 Relê de perda de excitação ou relê de perda de campo 
41 Disjuntor ou chave de campo 
42 Disjuntor / chave de operação normal 
43 Dispositivo de transferência ou seleção manual 
44 Relê de sequência de partida 
45 Monitor de condições atmosféricas 
46 Relê de reversão ou desbalanceamento de corrente 
47 Relê de reversão ou desbalanceamento de tensão 
48 Relê de sequência incompleta / partida longa 
49 Relê térmico 
50 Relê de sobrecorrente instantâneo 
51 Relê de sobrecorrente temporizado 
52 Disjuntor de corrente alternada 
53 Relê para excitatriz ou gerador CC 
54 Dispositivo de acoplamento 
55 Relê de fator de potência 
56 Relê de aplicação de campo 
57 Dispositivo de aterramento ou curto-circuito 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
104 CPTM 
 
Nr Denominação 
58 Relê de falha de retificação 
59 Relê de sobretensão 
60 Relê de balanço de corrente ou tensão 
61 Sensor de densidade 
62 Relê temporizador 
63 Relê de pressão de gás (Buchholz) 
64 Relê detetor de terra 
65 Regulador 
66 Relê de supervisão do número de partidas 
67 Relê direcional de sobrecorrente 
68 Relê de bloqueio por oscilação de potência 
69 Dispositivo de controle permissivo 
70 Reostato 
71 Dispositivo de detecção de nível 
72 Disjuntor de corrente contínua 
73 Contator de resistência de carga 
74 Relê de alarme 
75 Mecanismo de mudança de posição 
76 Relê de sobrecorrente CC 
77 Dispositivo de telemedição 
78 Relê de medição de ângulo de fase / proteção contra falta de sincronismo 
79 Relê de religamento 
80 Chave de fluxo 
81 Relê de frequência (sub ou sobre) 
82 Relê de religamento de carga de CC 
83 Relê de seleção / transferência automática 
84 Mecanismo de operação 
85 Relê receptor de sinal de telecomunicação (teleproteção) 
86 Relê auxiliar de bloqueio 
87 Relê de proteção diferencial 
88 Motor auxiliar ou motor gerador 
89 Chave seccionadora 
90 Dispositivo de regulação (regulador de tensão) 
91 Relê direcional de tensão 
92 Relê direcional de tensão e potência 
93 Contator de variação de campo 
94 Relê de desligamento 
95 Usado para aplicações específicas 
96 Relê auxiliar de bloqueio de barra 
97 a 99 Usado para aplicações específicas 
150 Indicador de falta à terra 
 
50 - Relê de sobrecorrente instantâneo 
Opera instantaneamente em corrente acima de um valor predeterminado. 
51- Relê de sobrecorrente temporizado C em circuito de corrente alternada 
Opera com uma característica de tempo definida ou com uma característica de tempo inverso 
quando a corrente ultrapassa o valor prefixado, em circuito de corrente alternada. 
52 - Disjuntor de corrente alternada 
Fecha ou abre circuitos de potência de corrente alternada, em quaisquer condições de 
operação. 
59 - Relês de sobretensão 
Opera para uma tensão acima de um valor prefixado. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 105 
 
64 - Relês de desligamento 
Opera o desligamento de um disjuntor, contator ou equipamento elétrico. 
67 - Relê de sobrecorrente direcional 
Opera para um dado valor de sobrecorrente, fluindo em um sentido prefixado. 
68 - Relê de bloqueio 
É um dispositivo que, sob condições determinadas, fornece o sinal piloto para bloqueio da 
abertura de equipamentos de uma linha de transmissão, no caso de faltas externas na linha ou 
em outros equipamentos ou, ainda, trabalha em conjunto com outros dispositivos para bloquear 
a abertura ou o religamento de algum equipamento, no caso de ausência de sincronismo ou 
oscilação de potência. 
71 - Relê de nível de líquido indicador de nível de óleo com contato. 
74 - Utilizado para operar um sinal de alarme, sonoro e/ou visual. 
83 - Relê de controle seletivo. "Teste linha" 
Opera para selecionar automaticamente certas fontes ou condições em um equipamento, ou 
ainda para realizar automaticamente uma operação de transferência. 
86 - Relê de bloqueio de religamento 
Opera eletricamente, com rearme manual ou elétrico, de modo a desligar e bloquear um 
equipamento, no caso de ocorrências anormais. 
87 - Relê diferencial 
Opera em função da diferença proveniente do desequilíbrio existente entre duas ou mais 
correntes ou outras grandezas elétricasquaisquer, medidas nos pontos extremos das áreas 
protegidas. 
89 - Seccionador de carga 
Utilizado para interromper ou isolar circuitos de potência em carga. É comandado eletricamente 
ou possui acessórios elétricos. 
97 - Relê de sinalização de avaria de diodo 
 
Relê de fuga para terra 
Esse relê é energizado quando uma corrente elétrica circula pelo cabo de aterramento do 
Trafo em uma situação de anormalidade. 
Conforme desenho, o cabo de aterramento do equipamento passa por dentro de uma 
bobina. Quando, em uma situação anormal, houver circulação de corrente pelo corpo metálico do 
Trafo e esta em direção ao terra, o efeito da indução magnética fará com que surja na bobina uma 
corrente elétrica que alimentará o relê de fuga de corrente que, por meio dos seus contatos, acionará 
o circuito de desligamento do disjuntor do Trafo. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
106 CPTM 
 
 
7.9 Sistemas auxiliares 
Para que funcionem, as Subestações necessitam de energia em corrente alternada de 
baixa tensão (110V/220V) e em corrente contínua (110V) para alimentação dos diversos 
equipamentos e sistemas. Essa energia é fornecida por: 
• SACA (Serviços Auxiliares de Corrente Alternada); 
• SACC (Serviços Auxiliares de Corrente Contínua). 
 
7.9.1 SACA 
O SACA destina-se à alimentação em corrente alternada (110V/220V) das seguintes 
instalações das subestações: 
• serviços relativos à alimentação da aparelhagem auxiliar do equipamento de alta tensão; 
• alimentação dos ventiladores dos transformadores e dos retificadores; 
• circuitos de aquecimento das caixas de reagrupamento dos transformadores de medição e dos 
armários de comando dos seccionadores e disjuntores; 
• equipamentos de telecomunicações; 
• circuitos de iluminação e tomadas de uso geral e específico (TUG e TUE); 
• equipamento de aquecimento, ventilação e ar condicionado; 
• equipamentos de carga das baterias; 
• alimentação dos quadros elétricos das oficinas. 
 
7.9.2 SACC 
O SACC destina-se à alimentação em corrente contínua (110Vcc) das seguintes 
instalações das subestações: 
• sistema de iluminação de emergência; 
• alimentação das bobinas dos disjuntores extrarrápidos; 
• comando elétrico de acionamento dos disjuntores e seccionadores. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 107 
 
O SACC é constituído por: 
• conjunto bateria; 
• retificador carregador; 
• quadro dos Serviços Auxiliares de Corrente Contínua (QSACC). 
 
O conjunto retificador/baterias funcionará em situações normais, na presença de corrente 
alternada (rede). O retificador alimentará os consumidores e fará a carga de manutenção da bateria; 
a bateria servirá de socorro nas situações em que haja corte de energia em corrente alternada. 
Na falta de corrente alternada, a bateria fornecerá, no seu período de autonomia, a corrente 
necessária para manter em serviço os equipamentos indispensáveis, tais como: iluminação e 
alimentação das bobinas, dos disjuntores extrarrápidos e os comandos elétricos dos circuitos de 
controle dos disjuntores. 
O conjunto de baterias é do tipo estacionária, e poderá ser do tipo chumbo ácida (tensão nominal 
2,0V) ou tipo alcalina (níquel-cádmio, tensão nominal 1,2V). 
 
 
Conjunto de baterias estacionárias SACA / SACC 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
108 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 109 
 
 
 
 
 
8 Manutenção de Subestações e 
Cabines Primárias 
 
 
 
 
Para o bom funcionamento dos equipamentos das subestações e das cabines primárias e 
para que não haja interrupção do fornecimento de energia elétrica para o sistema elétrico-ferroviário, 
é necessário que, regularmente, sejam feitas as manutenções preventivas e preditivas segundo o 
plano de manutenção adotado. 
Este plano deve estar em conformidade com a Resolução Normativa Nº 669 de 14 de julho 
de 2015 da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL – (ANEXO A Pg.135) que regulamenta 
os requisitos mínimos de manutenção e o monitoramento da manutenção de instalações de 
transmissão de energia elétrica de rede básica. 
Essas manutenções serão fiscalizadas pelo responsável técnico e as mesmas deverão ser 
relatadas em forma de Ordem de Serviço (OS). Essa OS deverá estar de acordo com o modelo 
adotado pela companhia, para que haja a devida documentação e controle. 
 
Equipamento de Proteção Individual (EPI) 
Todo pessoal envolvido na manutenção dos equipamentos deverá estar em conformidade 
com os pré-requisitos e com as normas de segurança próprias para o tipo de equipamento e o local 
de instalação desses equipamentos. 
Sendo assim, deverão utilizar equipamentos de proteção individual (EPI’s) para prevenir 
danos físicos que possam ser causados pelos riscos existentes da atividade. 
 
Os EPI’s básicos são os seguintes: 
• botas de proteção (eletricista); 
• protetor facial; 
• óculos de proteção; 
• luvas isolantes de borracha/couro; 
• capacete. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
110 CPTM 
 
Além da utilização de EPIs, devem ser tomadas algumas medidas de controle para se minimizar 
ainda mais o nível de risco: 
 
• utilizar vestimentas adequadas às atividades; 
• não usar adornos pessoais; 
• garantir iluminação adequada e uma posição de trabalho segura; 
• manter os membros superiores livres para a realização das tarefas; 
• não improvisar EPI’S; 
• consultar o chefe imediato ou o responsável pela manutenção, caso sejam observadas 
circunstâncias que impossibilitem a execução da tarefa; 
• ter consciência das atividades da manutenção a serem desenvolvidas; 
• verificar, identificar e reconhecer se o circuito elétrico está devidamente desenergizado 
e aterrado, antes de iniciar os trabalhos. 
• ter consciência de que está agindo estritamente conforme os procedimentos de 
segurança normatizados, se for de sua responsabilidade o desligamento e o aterramento 
do circuito, para a manutenção do equipamento. 
• não executar qualquer operação, caso surjam dúvidas e entrar em contato, 
imediatamente, com a chefia responsável; 
• não fazer nada além do que está determinado na OS; 
• não executar nenhuma operação ou manutenção estando sozinho; 
• ser atencioso e observador, estando envolvido nas operações de desligamento e 
religamento do circuito e durante a manutenção; 
• cuidar da sua segurança e da segurança de seus companheiros. 
 
Lembrete 
A eletricidade é invisível, um erro poderá ser fatal para você e/ou para as outras pessoas. 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 111 
 
8.1 Equipamentos e instrumentos necessários para a manutenção 
 
Multímetro Aparelho Termovisor 
 
 
Alicate Amperímetro Ferramentas Diversas 
 
 
Conjunto de aterramento temporário 
 
Megger 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
112 CPTM 
 
 
 
Terrômetro 
Aparelho de teste de rigidez dielétrica do 
óleo isolante 
 
8.2 Manutenção das linhas de distribuição de energia 
Além da manutenção dos equipamentos da subestação e da cabine primária, é importante, 
também, a manutenção das linhas de entrada de energia dessas cabines . 
Procedimentos básicos que compõem a manutenção preventiva das linhas de entrada. 
 
• inspecionar o estado geral de conservação da estrutura de entrada (poste, cruzeta, suportes 
metálicos); 
• verificar as condições dos para-raios, observando se a conexão do aterramento está conforme os 
padrões integridade; 
• verificar a integridade da cordoalha do elo fusível, e conferir o valor de acordo com a tabela 01 a 
seguir (Norma da Cosern “Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária de Distribuição - 
13,8 kV”); 
• verificar a integridade das chaves seccionadoras (Matheus), corpo de porcelana, contatos e 
conexões; 
• verificar a integridadedos cabos condutores elétricos, se não há tentos partidos; 
• conferir o reaperto das conexões. 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 113 
 
 
 
 
 
9 Circuito de Rede Aérea de 
tração (Rede Aérea) 
 
 
 São circuitos aéreos que transportam energia elétrica mantida pelas SE (subestação) e 
CSS (Cabine seccionadora). Alimentam as máquinas e as unidades elétricas (TUE'S), em qualquer 
ponto do trecho eletrificado em que se encontrem. 
 
Partes principais que compõem o circuito: 
• sustentação mecânica; 
• isolador; 
• catenária. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
114 CPTM 
 
9.1 Descrição e aplicação 
9.1.1 Sustentação Mecânica 
A sustentação mecânica é obtida por meio de: 
 
• postes de concreto e estruturas metálicas: de acordo com a necessidade de utilização, 
apresentam-se das seguintes formas: pórtico, cantilever (pull-off ou push off), escora, 
ancoragem etc. 
• conjunto estabilizador: peças metálicas de ferro galvanizado que servem para manter a 
catenária na sua posição correta. 
 
9.1.2 Isolador 
Dispositivo de sustentação cujo material dificulta a passagem de corrente elétrica. São 
vários os isoladores empregados na rede aérea e nos circuitos aéreos em geral. Os de uso mais 
comum são: 
a) isolador de discos; 
b) isolador de pedestal; 
c) isolador de secção; 
d) espaçador isolado. 
 
a) Isolador de discos 
 
Pode ser fabricado em porcelana, vidro ou polimérico. Apresenta uma campânula de metal e é 
utilizado na suspensão dos cabos mensageiros, nos encabeçamentos e nos cabos puxadores 
horizontais. 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 115 
 
b) Isolador de pedestal 
 
É usado em chaves de seccionamento, passarelas e viadutos. 
 
 
c) Isolador de secção 
 
É confeccionado em Celeron ou em fibra de vidro com poliéster. 
Utilizado nos gaps da rede aérea, normalmente nos travessões, nas entradas dos pátios e abrigos 
eletrificados. 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
116 CPTM 
 
d) Espaçador isolado 
 
É fabricado em porcelana, vidro ou polimérico, com haste de ferro galvanizado. Sua aplicação se 
faz necessária em gaps para individualização de dois trechos de um mesmo circuito. 
 
 
Observação – No gap, o espaçador isolado é instalado no cabo mensageiro e o isolador de 
secção, exclusivamente no fio de contato. 
 
9.1.3 Catenária 
Circuito formado por condutores de alimentação da energia elétrica. São classificados em 
diretos e indiretos. 
 
a) Condutores diretos 
São o cabo mensageiro, o cabo alimentador e o fio de contato que compõem a parte do 
circuito responsável pela distribuição de energia às unidades elétricas. 
 
Cabo Mensageiro 
É um condutor elétrico de cobre responsável por receber toda a energia retificada (3kVcc) 
pela subestação e a distribuir ao longo da linha ferroviária. Além de transportar a energia elétrica, é 
responsável, também, pela sustentação mecânica do fio de contato. Possui uma secção transversal 
de 253mm2. 
 
Cabo alimentador 
 É um condutor elétrico de cobre responsável por transferir a energia elétrica do cabo 
mensageiro para o fio de contato ou trolley. A distância entre os pontos de instalação deve ser de 
60m, a fim de possibilitar a transferência da energia elétrica de forma eficiente. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 117 
 
Fio de Contato (fio trolley) 
Condutor elétrico de cobre com ranhuras laterais que possibilitam sua fixação ao 
mensageiro por meio de garras conectadas aos suspensórios permitindo que sua área livre de 
contato ocorra sem danificar o pantógrafo. 
Nos circuitos principais de rede aérea de tração, o fio de contato possui secção nominal de 
107 mm2 nas linhas “8 Diamante/ 9 Esmeralda” e “11 Coral/ 12 Safira”, e de 180mm2 nas linhas “7 
Rubi / 10 Turquesa”. 
O fio de contato fica a uma altura entre 4,8m e 5,5m do trilho, estando as medidas menores 
nas entradas de túneis e cruzamentos com viadutos. 
A manutenção dessas medidas é necessária, tendo em vista a circulação de determinadas 
composições, cuja altura máxima em referência ao trilho, excede as medidas normais das 
composições em circulação diária. 
 
 
Observação: 
1m de fio de contato de secção 180mm² = 1,6kg 
1m de cabo mensageiro de secção 240mm² = 3,5kg 
 
 
b) Condutores indiretos 
São as selas, garras paralelas, suspensórios, conjunto estabilizador e cabos puxadores. 
Além de transportar energia, é responsável também pela sustentação mecânica do fio de contato, 
mantendo-o na sua posição correta de serviço. 
O condutor indireto utilizado nos circuitos principais de circulação dos trens metropolitanos 
é de cobre com secção transversal 253mm2. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
118 CPTM 
 
Sela 
 É um conector responsável pela conexão do suspensório ao fio de contato. 
Garras paralelas 
 São os conectores responsáveis pela conexão dos cabos. 
 
Suspensório 
Além de servir para sustentação do fio de contato, serve também para o seu nivelamento. 
Possui tamanhos variáveis, em função da sua posição na catenária e do tamanho dos vãos entre os 
postes. Sua fixação ao fio de contato é feita por meio de uma garra (castanha) e ele é alçado no 
cabo mensageiro, protegido por uma luva (sela). 
O suspensório é confeccionado nas oficinas de manutenção da rede aérea, utilizando fio 
de cobre nu com secção nominal de 25mm2. 
 
 
Para melhorar o funcionamento do circuito, o cabo mensageiro e o fio de contato devem 
estar ligados eletricamente por cabos alimentadores a cada sessenta (60) metros. Essa ligação é 
feita por meio de jumpers. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 119 
 
 
 
Conjunto estabilizador e cabos puxadores 
Permitem a centralização da catenária em relação aos trilhos da via permanente. 
 
9.2 Sistema de distribuição 
A alimentação do circuito de rede aérea de tração é distribuída em tensão corrente contínua 
em 3kVcc, ao longo do trecho. É feita por meio de ligação em paralelo pelas subestações ao longo 
do trecho. 
 
9.2.1 Seccionamento 
É o desligamento do circuito para se fazer a manutenção na rede aérea. Esse 
seccionamento pode ser feito por meio dos disjuntores e seccionadores instalados nas subestações 
e nas cabines de seccionamento e paralelismo. 
Há, também, seccionadores instalados ao longo da rede aérea que facilitam a manutenção, 
reduzindo o trecho a ser desligado o que favorece a diminuição das interferências na circulação dos 
trens. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
120 CPTM 
 
 
Chave seccionadora 
 
 
Chave faca vertical 
 
9.3 Manutenção da rede aérea 
 
9.3.1 Poligonação ou zigue-zague 
É o puxamento da rede aérea nos pontos de sustentação (estruturas) produzindo retrações 
à esquerda e à direita com relação ao eixo da linha de rodagem, formando um leve zigue-zague que 
é denominado de poligonação. Evita-se, assim, que o contato da canoa do pantógrafo com o trolley 
seja num único ponto, gerando um desgaste mais uniforme. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 121 
 
 
 
A poligonação deve ser mantida entre os limites prescritos de +25cm e -25cm padrão e +20 
e -20cm, nos trechos em linha reta e em curvas de raio superior a 300m. Em curvas de médio e 
pequeno raios (300m a 200m) a poligonação poderá atingir os 30cm. 
Nas curvas, a poligonação deverá ser rigorosamente observada. Caso contrário, ocorrerá 
a saída do fio de contato da canoa do pantógrafo e o consequente rompimento da rede aérea e a 
destruição do pantógrafo. 
 
As causas de maior incidência na modificação natural da poligonação são: 
• deslocamento das estruturas em terrenos de baixa resistência (afundamento); 
• rebaixamento e desnivelamentolento e gradual do lastro (particularmente nas 
curvas),ocasionado pela passagem dos trens; 
• serviços de manutenção da via permanente: calçamento e alinhamento dos trilhos, 
substituição dos trilhos e correção da geometria da via.. 
 
9.3.2 Gabarito Vertical 
 
É a altura entre o fio de contato e a superfície do boleto do trilho. Seu limite é de 4,80m a 
5,50m. Os pontos com menor altura localizam-se em cruzamentos com viadutos, entradas de túneis 
e obstáculos semelhantes. 
Esses limites devem ser mantidos e as medidas sempre controladas. No caso de redução 
de altura do fio de contato (túneis e viadutos) será, no máximo, de 70 cm de descida ou de subida 
feita num trecho de 350 metros. 
 
 
 
Nessa proporção, para um lance ou vão de 50 metros a redução (ou aumento) da altura 
será de 10cm e, para um vão de 60 metros, de 12cm. 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
122 CPTM 
 
9.3.3 Fio de Contato 
O fio de contato deverá ter a superfície de contato (parte inferior) sem asperezas, riscos, 
sulcos ou deformações. 
Essas imperfeições podem ser causadas por acionamento do pantógrafo com carga; por 
curtos-circuitos internos no motor de tração ou, ainda, por imperfeições na via que poderão 
ocasionar o afastamento do pantógrafo do fio de contato produzindo o arco voltaico. 
É muito importante que seja feita uma manutenção constante das lâminas coletoras dos 
pantógrafos, que não devem apresentar bordas cortantes, ou covas transversais e devem sempre 
conservar o produto lubrificante indispensável à diminuição do atrito entre as lâminas e o fio de 
contato. 
Os pantógrafos das unidades motrizes exercem contra o fio de contato uma força variável 
entre 8 e 11 kg, o que justifica o cuidado a ser tomado com sua manutenção. 
O desgaste do fio de contato se apresenta diferente de ponto a ponto do mesmo lance de 
rede aérea devido, principalmente, às razões abaixo mencionadas: 
• irregularidades na instalação do fio de contato; 
• irregularidade dos pantógrafos (ranhuras, asperezas etc.); 
• centelhamento provocado pelo afastamento do pantógrafo. 
 
Examinando um lance de rede aérea, pode-se observar que o maior desgaste do fio de 
contato se verifica em correspondência dos jumpers CM-FC e nas proximidades das suspensões, 
pois nesses pontos a flexibilidade é menor. 
 Importante observar também que, com temperaturas do cobre acima de 40ºC e abaixo das 
suspensões, o fio forma uma curva com o vértice dirigido para o alto, o que resulta num desgaste 
maior nos pontos imediatamente posteriores à suspensão. 
Com temperaturas do cobre abaixo de 20°C acontece o contrário; o maior atrito e o maior 
desgaste se manifestam nos pontos imediatamente anteriores à suspensão. 
Apresentamos a seguir um quadro demonstrativo do desgaste do fio de contato em relação 
à diminuição de sua espessura vertical. 
 
 ESPESSURA 
 (mm) 
DIMINUIÇÃO DA SECÇÃO 
(mm2) 
SECÇÃO RESULTANTE 
(mm2) 
12,0 0,0 107 
11,0 5,0 102 
10.0 12.0 95 
9,5 15,0 92 
9,0 19,0 88 
8,5 26,0 81 
8,0 32,0 75 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 123 
 
Para a verificação do desgaste do fio de contato usa-se um calibrador fixo com duas ou 
mais bocas, cujas aberturas correspondem às medidas de espessura do fio de contato. 
Tomando como exemplo demonstrativo um calibrador de duas bocas, estas deverão ter as 
medidas de 8,5mm e 8,0mm. 
Tenta-se introduzir lateralmente ao fio de contato a boca de 8,5mm de abertura. Se o fio 
não entrar, ainda está em boas condições. Se o fio entrar na boca de 8,5mm e não entrar na boca 
de 8,0mm deve ficar em observação, pois se encontra perto do limite máximo admissível de 
desgaste. Se o fio entrar na boca de 8,0mm deverá ser prontamente substituído. 
É aconselhável intensificar os cuidados de controle nos trechos de fio de contato não 
paralelos ao plano dos trilhos. Nos trechos em curva (desgaste lateral não simétrico), nos trechos 
de linha com rampa acentuada (maior transmissão de corrente) nas proximidades dos jumpers e 
pontos de alimentação. 
 
9.3.4 Cabo mensageiro 
O cabo mensageiro deve ser examinado por toda a sua extensão com a finalidade de se 
descobrir eventuais rupturas de um ou mais de seus fios componentes (tentos) e os pontos recozidos 
por excessos de carga. Esses pontos são caracterizados pela coloração diferente do material. 
 
RECOZIMENTO 
O recozimento é causado pelo mau contato das conexões de alimentação de energia. Esse 
mau contato provoca o aquecimento do condutor elétrico pela passagem da corrente elétrica. 
Um cabo recozido se apresenta com coloração bem mais avermelhada do que a de um 
cabo em perfeitas condições e perde suas propriedades mecânicas, sofrendo sensíveis 
alongamentos em consequência do próprio peso da rede e de suas oscilações, podendo chegar à 
ruptura. Devido à probabilidade da ruptura da rede aérea, principalmente no inverno, quando o 
tensionamento é aumentado, é necessário que se proceda a substituição do cabo recozido. 
 
VERIFICAÇÃO DO TENSIONAMENTO 
Ao executar o exame visual rotineiro da linha, constatando-se um aumento anormal da 
flecha no centro de um lance, pode ser usado um método fácil e razoavelmente eficiente para 
verificar o tensionamento do cabo mensageiro sem a necessidade de desligamento da linha para a 
colocação do dinamômetro. 
O método se resume, praticamente, em medir a altura do mensageiro na suspensão “a”, na 
suspensão “b” e no ponto mais baixo “c” (próximo ao centro do lance, tudo em referência ao plano 
dos trilhos). 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
124 CPTM 
 
 
A flecha é dada pela expressão c
ba
F 


2
)(
 . 
Admitimos que as medições efetuadas sejam as seguintes: 
 
a=7,07m 
b=7,15m 
c=5,70m 
 
A flecha é, então, calculada: 
 
70,5
2
15,707,7


F mF 41,170,511,7  
 
Uma vez determinada a flecha, será usada a fórmula: 
 
f
LQ
T
8
2
 , onde: 
T = tensionamento do cabo carregado a uma determinada temperatura 
Q = peso da linha por quilo no lance 
 f = flecha 
 
O peso do metro de rede é obtido somando-se o peso de todos os cabos, fios, garra e 
acessórios; dividindo-se esse peso total pelo comprimento do lance será obtido o peso do quilo por 
metro, que no exemplo dado, será de 3,5Kg/m. 
 
KgT 117.1
28,11
600.12
28,11
600.35,3
41,18
605,3 2





 
 
Se esse valor de 1.117Kg for inferior ao tensionamento indicado na tabela, considerada a 
temperatura medida na hora em que foi feita a verificação da flecha, deverá ser programado um 
desligamento no trecho a fim de executar o devido retensionamento. 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 125 
 
Tabela para Tensionamento do Trolley e Mensageiro Principal 
 
G
R
A
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S
 
°C
T
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Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
126 CPTM 
 
DEFEITOS E REPAROS DOS CABOS MENSAGEIROS 
Para a boa manutenção do cabo mensageiro é também necessário verificar as seguintes condições: 
 
a) Traços de aquecimento e sinais de queima ou recozimento nas garras paralelas dos 
jumpers e dos alimentadores. 
Neste caso, as garras paralelas deverão ser retiradas, limpas e colocadas ou 
substituídas por novas se estiverem muito usadas ou danificadas. O cabo deverá ser bem 
escovado no local do aperto, a fim de retirar todas as impurezas e resíduos iniciais de oxidação. 
A deterioração do cabo nesses lugares é geralmente ocasionada por deficiência de contato 
entre o cabo e a garra. Particular cuidado deverá ser tomado ao apertar os parafusos das garras, 
sempre procurando dar o aperto progressivo em todos os parafusos ao mesmo tempo, evitando 
assim que as duas partes componentes da garra fiquem em planos diferentes do eixo do cabo. 
O aperto deverá ser firme, mas não excessivo ao ponto de provocar achatamento nos tentos 
componentes do cabo. As garras deverão ser exatamente da bitola adequada aos cabos. 
Qualquer diferença para menos ou para mais, nas respectivas cavas, prejudicará a perfeita 
aderência das partes, introduzindo resistências de contato que ocasionarão superaquecimento 
quando da passagem de corrente. Além disso, as garras de bitola inferior, com o seu aperto, 
provocam esmagamento de tentos nos cabos. As de bitola maior, não melhoram as suas 
condições de contato com o aumento de diâmetro dos cabos pelo uso indevido de bandagem. 
 
b) Traços de ruptura de um ou mais tentos de cabo mensageiro junto ao grampo de tensão. 
Esta ocorrência é devida geralmente ao mau uso dos “Camelongs” por ocasião do 
lançamento de rede ou durante as operações posteriores de manutenção. Neste caso, se a 
falha for muito grande (2 ou 3 tentos do cabo quebrados) deverá ser cortada uma seção do cabo 
suficiente para permitir o trabalho normal, e feita uma emenda para completar o comprimento 
exigido. Finalmente, deverá ser feita uma verificação do tensionamento para constatar se o 
serviço executado modificou os valores de tensionamento indicados na tabela. 
 
c) Desgaste do cabo mensageiro por fricção nos pontos em que os suspensórios tenham 
escapado da luva de proteção (selote) 
Neste caso, deve-se proceder de acordo com o descrito no item anterior. É aconselhável, 
caso seja feita uma emenda, protegê-la com um pedaço do mesmo cabo e duas garras 
paralelas. Esse esforço tem a finalidade de diminuir a resistência elétrica da emenda. 
Se a lesão do cabo for muito séria (item b), deverá ser feita uma bandagem (proteção 
por enrolamento de fio) no ponto avariado e a resistência mecânica do cabo deverá ser 
melhorada por meio de um reforço no cabo presilhado, abrangendo as duas extremidades da 
bandagem. Em qualquer dos casos não deverá ser omitida a prévia limpeza do cabo pelas 
razões já descritas anteriormente. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 127 
 
d) Aperto das luvas de proteção (selotes) de cabo mensageiro. 
Se alguma estiver invertida é sinal da ocorrência de um afrouxamento. Antes de proceder 
ao reaperto com a ferramenta apropriada (nunca com o alicate comum), verificar se a luva sofreu 
recozimento. Neste caso, o metal terá perdido a sua elasticidade e o reaperto será inútil, 
devendo a luva ser substituída por outra em boas condições. 
 
e) Sentido de enrolamento do cabo em uma emenda 
Ambos os cabos utilizados na operação devem apresentar o mesmo sentido de 
enrolamento, pois o cabo deve ser sempre manejado a favor do sentido de enrolamento dos 
seus tentos. Caso contrário, um tenderá a desfazer o enrolamento do outro, provocando má 
distribuição dos esforços de tração, podendo até ocasionar posteriores rupturas. 
 
f) Atrito entre os cabos nos cruzamentos de linhas, entradas de desvios e travessões 
Se existir presilha de cruzamento, deve-se verificar sua conexão para evitar movimentos 
entre os cabos e, consequentemente, atritos indesejáveis. 
 
g) Existência de Jumpers para transmissão de corrente e equalização da tensão nas linhas 
em paralelo 
Caso não existam deve-se providenciar imediatamente a sua colocação, para evitar 
passagens de corrente pela presilha de cruzamento ou por contatos intermitentes entre os 
cabos. 
 
h) Corte de cabos 
 Após definir o lugar do corte, dois ou três centímetros à esquerda e à direita deste ponto, 
deve ser efetuada uma pequena bandagem de arame de amarração com um mínimo de duas 
voltas. Essas bandagens agem como abraçadeiras de aperto circular e evitam que, durante e 
após a execução do corte, os tentos do cabo venham a se desenrolar. Esse procedimento deve 
também ser adotado para o armazenamento de restos de bobinas de cabo ou pequenos 
segmentos a serem utilizados na fabricação de jumpers. 
 
9.4 Peças e acessórios de Rede Aérea 
Todos os componentes da rede aérea devem ser examinados durante as operações de 
manutenção, reapertados ou substituídos em qualquer caso de suspeita de imperfeição. 
No caso de peças galvanizadas, deverá ser observada a presença de vestígios de 
ferrugem, particularmente nas partes rosqueadas, onde a película de zinco é normalmente menos 
espessa. Peças oxidadas devem ser substituídas. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
128 CPTM 
 
9.4.1 Garras Paralelas e Garras Simples 
As garras paralelas do Tipo CM/CM e CM/FC, pelo menos uma vez por ano, deverão ser 
abertas para verificação da ocorrência de lesões causadas por superaquecimento. 
Se forem julgadas em boas condições, deverão ser retiradas, escovadas, limpas e 
recolocadas em seus lugares. Caso seja necessário substituí-las, utilizar garras já revisadas ou 
novas. 
 
9.4.2 Suspensórios 
O suspensório que tenha sofrido os efeitos do recozimento apresenta pouca elasticidade. 
Assim sendo, se sob os efeitos de um pequeno golpe lateral sofrer uma deformação permanente, 
deverá ser substituído. O recozimento do suspensório é provocado pela falta de cabos 
alimentadores. Quando o número desses cabos não é suficiente, a corrente requerida pelas 
unidades motoras é obrigada a passar do mensageiro para o fio de contato, circulandopelos 
suspensórios, com uma intensidade superior à admitida, aquecendo-os até o recozimento. 
O cobre recozido perde as suas propriedades elásticas e de resistência mecânica e assim, 
o suspensório poderá se romper por tração, ocasionando a queda da rede aérea. 
 
9.4.3 Estabilizadores de Linha 
• Verificar se a linha passa no ponto certo da mesa do pantógrafo. 
• Verificar : 
a) os apertos da garra do estabilizador e das presilhas; 
b) a integridade dos isoladores. 
 
Em caso de necessidade de modificar o gabarito da linha, antes de afrouxar qualquer parte 
integrante do estabilizador, deve-se aliviar completamente a tensão, utilizando uma catraca 
adequada. A inobservância dessa tensão provocará o chicoteamento da linha, podendo avariar 
alguns suspensórios e, eventualmente, atingir e ferir gravemente algum dos operadores. 
É necessário frisar que, em todos os casos de operações de lançamento de linhas ou de 
manutenção, os operadores deverão ocupar o espaço da plataforma do vagão de manutenção, 
sempre a favor do ponto de tensionamento. 
 
9.4.4 Isoladores 
Os isoladores deverão sofrer um exame visual e de percussão, para que se possa constatar 
sua integridade total. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 129 
 
9.4.5 Ferragens de suporte 
Como normalmente as ferragens usadas em linhas com postes de concreto (cantileveres 
abraçadeiras) são galvanizadas, deverão ser tomadas algumas precauções com relação à oxidação 
e ao aperto dos parafusos. 
 
9.4.6 Postes de Concreto 
Danos identificáveis nos postes e devidos reparos 
 
 
• Rachaduras em toda extensão do poste 
Lesão provocada geralmente pela forte oxidação da ferragem de armação do poste. Quase 
sempre se manifesta após o aparecimento de fissuras por onde a água da chuva e a umidade do ar 
são absorvidas por capilaridade atingindo e oxidando a armadura de aço. Para a recuperação dos 
postes de concreto deve-se seguir o procedimento abaixo: 
 
• picotar o poste até remover todas as partes do concreto não aderentes ao ferro ou que se 
apresentam deterioradas; 
• escovar cuidadosamente a ferragem, nunca aplicando tintas, pois estas impedirão a aderência 
do concreto; 
• aplicar nas partes atingidas o composto COLMA-FIX e em seguida chapiscar as mesmas; 
• aplicar o reboco e o acabamento final; 
• pintar o poste com tinta à base de cimento. 
 
Caso seja verificada a impossibilidade de manutenção do poste, é necessária sua substituição. 
 
9.4.7 Chaves de faca 
Defeitos e sua correção: é necessário verificar 
• o funcionamento macio e contínuo do mecanismo de manobra, corrigindo pequenas deficiências 
por meio de regulagem e lubrificação; 
• o estado das soldas dos terminais (tipo cachimbo) dos cabos. Se constatada a existência de solda 
fria, é necessário refazê-la; 
• as imperfeições nas lâminas e nos contatos das chaves, provocadas por arcos, deverão ser 
lixadas e, não sendo possível sua recuperação, deverá ser feita a substituição; 
• a integridade dos isoladores de pedestal da faca e a existência de oxidação de suas partes 
metálicas. Se houver fissuras nos isoladores, substituí-los; e, havendo oxidação nas partes 
metálicas, dar o tratamento adequado; 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
130 CPTM 
 
9.4.8 Cabos alimentadores 
A manutenção dos cabos alimentadores nus deve ser praticada nos mesmos moldes da 
manutenção dos cabos mensageiros, ou seja: 
 
• Procurar vestígios de sobrecarga (recozimento); 
• Procurar vestígios ou início de ruptura dos tentos; 
• Verificar os limites permissíveis de aproximação das partes metálicas. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 131 
 
 
 
 
 
10 Trabalho em Alta Tensão 
 
 
 
 
10.1 Programas de interrupções 
Quando um desligamento for realizado num sistema de AT, é essencial que seja feita uma 
programação prévia e uma lista dos procedimentos a serem executados, para assegurar que o 
desligamento será feito corretamente, exceto nos casos de desligamento de rotina (motores, por 
exemplo) ou em emergências. Tal programação deve receber aprovação do engenheiro responsável 
que autorizará o desligamento. Somente um desligamento de emergência pode ser feito sem o 
prévio consentimento do engenheiro responsável, porém suas causas devem ser informadas assim 
que possível. 
Os responsáveis por todos os subsistemas ou redes cujo fornecimento de energia seja 
afetado pelo desligamento a ser efetuado devem ser comunicados com antecedência. 
 
10.2 Operação programada 
(Permissão de Serviços em Subestações) - P.S.S. 
Para qualquer operação desse tipo deverá ser emitida uma Permissão de Serviço em 
Subestações. Sua principal função é assegurar que todas as medidas de segurança foram tomadas, 
bem como todos os setores envolvidos foram notificados em tempo útil de modo a não provocar 
paradas prejudiciais à produção. É importante que nessa permissão sejam fixados os seguintes 
itens: 
 
1) motivo da manobra; 
2) horário de início; 
3) se há interrupção; 
4) se a interrupção é parcial ou total; 
5) os setores afetados; 
6) os equipamentos que serão manobrados; 
7) tempo total de duração da interrupção; 
8) solicitante da manobra; 
9) responsável pela(s) manobra(s); 
10) responsável pela execução, em caso de entrega 
de circuito para manutenção; 
11) data e horário que o circuito será devolvido para 
religamento; 
12) responsável que liberará o circuito; 
13) número do diagrama a ser consultado para 
executar as manobras; 
14) relatório dos serviços executados e encerramento 
da permissão pelo responsável que liberou a 
subestação ou circuito. 
 
Essa permissão deverá ser visada pelo engenheiro responsável antes do início de qualquer 
manobra e após o encerramento dos serviços. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
132 CPTM 
 
10.3 Operação de emergência 
Após a realização de uma operação de emergência, deverá ser emitida uma permissão 
idêntica à anterior, porém com a indicação de operação de emergência não devendo faltar as 
informações dos serviços executados e motivos dessa operação. 
É muito importante, quando houver possibilidade, indicar quais os relês e disjuntores que 
operaram automaticamente. 
Em caso de curto-circuito indicar o local da ocorrência e quais as medidas adotadas para 
sua eliminação. 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 133 
 
 
 
 
 
Referências 
 
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)- Empreendimentos em Operação - 
<http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp> 
 
CAERN (Cia. De aguas e esgotos do Rio Grande do Norte) - Apostila Procedimento de 
Manutenção Preventiva elétrica –– Rio Grande do Norte, 2014. 
 
CPFL Energia – Aterramento Temporário de Redes Aéreas de Distribuição Primária e 
Secundária – Orientação Técnica/Distribuição, Campinas, 2001. 
 
CPTM (Companhia Paulista de Trens Metropolitanos) - Apostila de Treinamento Técnico Básico 
de Componentes Elétricos Ferroviários. São Paulo, 2007. 
 
CPTM (Companhia Paulista de Trens Metropolitanos) - Manuais Técnicos Diagrama e Esquemas 
de Operação e Manutenção do Sistema Elétrico Ferroviário – São Paulo. 
 
CPTM (Companhia Paulista de Trens Metropolitanos) - Portal do CIM - Subestações e cabines 
seccionadoras. São Paulo, 2009 
 
CPTM (Companhia Paulista de Trens Metropolitanos) - Apostila de Treinamento Técnico Básico 
de Componentes Elétricos Ferroviários. São Paulo, 2007. 
 
CPTM / SENAI-SP – MORALES, Robinson Tomageski – JESUS, Geovane - Manutenção de 
Sistemas Eletro-ferroviários, Sistemas de Energia – São Paulo, 2009. 
 
LEÃO, Ruth P.S. - Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - Universidade 
Federal do Ceará - Centro de Tecnologia - Departamento de Engenharia Elétrica – Ceará, 2009. 
 
NBR 10295 – Transformadores de Potência Secos 
NBR 13886 – Fio de contato 107m² - desgaste.NBR 14039 – Instalações elétricas de média tensão – 1kV a 36,2kV. 
NBR 5032 – Isoladores. 
NBR 5356 – Transformador de Potência: Especificação 
NBR 5380 – Transformador de Potência: Método de Ensaio 
NBR 5416 – Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência: Procedimento 
NBR 5419 – SPDA – Sistema de proteção contra descargas atmosféricas. 
NBR 5440 – Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição: Padronização 
NBR 9523 – Subestações de Distribuição. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
134 CPTM 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 135 
 
 
 
 
 
ANEXO A 
 
 
 
Plano Mínimo de Manutenção ANEEL 
 O Plano Mínimo de Manutenção define as atividades mínimas de manutenção preditiva e 
preventiva e suas periodicidades para transformadores de potência e autotransformadores, reatores, 
capacitores, disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores para instrumentos, para-raios e 
linhas de transmissão. 
As atividades estabelecidas no Plano Mínimo de Manutenção da ANEEL não constituem o 
conjunto completo de atividades necessárias à manutenção dos equipamentos e linhas de 
transmissão, mas o mínimo aceitável do ponto de vista regulatório. Assim, cabe à transmissora 
estabelecer seu plano de manutenção, com base nas normas técnicas, nos manuais dos fabricantes 
e nas boas práticas de engenharia, a fim de garantir a prestação do serviço adequado e a 
conservação das instalações sob sua concessão. 
A partir dos resultados das manutenções preditivas e preventivas a transmissora deve 
efetuar as correções das anomalias verificadas. 
As manutenções preventivas só poderão ser realizadas em intervalos superiores aos 
estabelecidos neste plano quando forem adotadas técnicas de manutenção baseadas na condição 
ou na confiabilidade. Neste caso, deverá ser apresentado laudo técnico que aponte a condição do 
equipamento que justifica a postergação da manutenção preventiva baseada no tempo. 
 
Manutenção Preditiva 
As atividades mínimas de manutenção preditiva em subestações consistem em: 
• inspeções visuais; 
• inspeções termográficas nos equipamentos e em suas conexões; 
• ensaios do óleo isolante dos equipamentos. 
 
As inspeções visuais devem ser realizadas regularmente visando verificar o estado geral 
de conservação da subestação, incluindo a limpeza dos equipamentos, a qualidade da iluminação 
do pátio e a adequação dos itens de segurança (por exemplo, extintores e sinalização). Durante as 
inspeções visuais devem ser verificados, entre outras coisas, a existência de vazamentos de óleo 
nos equipamentos e de ferrugem e corrosão em equipamentos e estruturas metálicas, a existência 
de vibração e ruídos anormais, o nível de óleo dos principais equipamentos e o estado de 
conservação dos armários e canaletas e as condições dos aterramentos. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
136 CPTM 
 
 As inspeções termográficas em subestações devem ser realizadas, no mínimo, a cada seis 
meses, devendo ser avaliados não apenas as conexões, mas todos os equipamentos da 
subestação. 
 Para os ensaios do óleo isolante, como envolvem equipamentos específicos, os critérios e 
periodicidades serão definidos no item referente aos equipamentos. 
 
Transformadores de Potência e Autotransformadores 
As atividades mínimas de manutenção em transformadores e autotransformadores consistem em: 
• análise dos gases dissolvidos no óleo isolante; 
• ensaio físico-químico do óleo isolante; 
• manutenção preventiva periódica. 
• a análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante devem ser realizados conforme 
as normas técnicas específicas e com a periodicidade definida na Tabela 1. 
• a manutenção preventiva periódica de transformadores deve ser repetida em período igual ou inferior a 
seis anos, com a realização, no mínimo, das seguintes atividades: 
✓ inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas partes metálicas; 
✓ verificação da existência de vazamentos de óleo isolante; 
✓ verificação do estado de conservação das vedações; 
✓ verificação do nível do óleo isolante do tanque principal; 
✓ verificação do aterramento do tanque principal; 
✓ verificação do funcionamento do relê de gás, do relê de fluxo e da válvula de alívio de pressão do tanque 
principal; 
✓ verificação do estado de saturação do material secante utilizado na preservação do óleo isolante; 
✓ verificação do estado de conservação das bolsas e membranas do conservador; 
✓ verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de temperatura; 
✓ verificação do funcionamento do sistema de circulação de óleo; 
✓ verificação do sistema de resfriamento; 
✓ medição de vibração e ruído de ventiladores e bombas do sistema de resfriamento; 
✓ verificação do sistema de comutação manual e automática (se existente); 
✓ verificação do nível do óleo do compartimento do comutador; 
✓ inspeção da caixa de acionamento motorizado do comutador; 
✓ inspeção da fiação e das caixas de interligação; 
✓ ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação capacitiva. 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 137 
 
Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas e do número de comutação 
(em transformadores com comutador em carga) deve ser avaliada a necessidade de realização das 
seguintes atividades na manutenção preventiva periódica: 
 
• inspeção interna do comutador; 
• verificação do estado das conexões elétricas do comutador e do sistema de isolação; 
• verificação do desgaste dos contatos elétricos e troca dos componentes desgastados; 
• ensaio de relação de transformação nos pontos de comutação; 
• verificação do estado do óleo isolante dos comutadores (quando aplicável); 
• verificação do mecanismo de acionamento do comutador; 
• ensaios de fator de potência, de resistência de isolamento e de resistência ôhmica dos enrolamentos. 
 
A Tabela 1 resume as atividades mínimas e periodicidades para a manutenção de transformadores 
de potência e autotransformadores. 
 
 Tabela 1 
Atividade Periodicidade máxima (meses) 
Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6 
Ensaio físico-químico do óleo isolante 12 
Manutenção preventiva periódica 72 
 
Reatores 
As atividades mínimas de manutenção em reatores consistem em: 
• análise dos gases dissolvidos no óleo isolante; 
• ensaio físico-químico do óleo isolante; 
• manutenção preventiva periódica. 
 
A análise dos gases dissolvidos e o ensaio físico-químico do óleo isolante devem ser 
realizados conforme as normas técnicas específicas e com a periodicidade definida na Tabela 2. 
 A manutenção preventiva periódica de reatores deve ser repetida em período igual ou 
inferior a seis anos, com a realização, no mínimo, das seguintes atividades: 
• inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e corrosão nas partes metálicas; 
• verificação da existência de vazamentos de óleo isolante; 
• verificação do estado de conservação das vedações; 
• verificação do nível do óleo isolante do tanque principal; 
• verificação do aterramento do tanque principal; 
• verificação do funcionamento do relê gás, do relê de fluxo e da válvula de alívio de pressão do 
tanque principal; 
• verificação do estado de saturação do material secante utilizado na preservação do óleo isolante; 
• verificação do estado de conservação das bolsas e membranas do conservador; 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
138 CPTM 
 
• verificação dos indicadores de nível do óleo isolante e dos indicadores de temperatura; 
• verificação do funcionamento do sistema de circulação de óleo; 
• verificação do sistema de resfriamento; 
• medição de vibração e ruído de ventiladores e bombasdo sistema de resfriamento; 
• inspeção da fiação e das caixas de interligação; 
• ensaios de fator de potência e de capacitância das buchas com derivação capacitiva. 
 
Em função das manutenções preditivas e preventivas realizadas deve ser avaliada a 
necessidade de realização dos ensaios de fator de potência, de resistência de isolamento e de 
resistência ôhmica dos enrolamentos. A Tabela 2 resume as atividades mínimas e periodicidades 
para a manutenção de reatores. 
 
 Tabela 2 
 
Atividade Periodicidade máxima (meses) 
Análise de gases dissolvidos no óleo isolante 6 
Ensaio físico-químico do óleo isolante 12 
Manutenção preventiva periódica 72 
 
 
Capacitores 
Os capacitores devem ser inspecionados, no mínimo, a cada dois anos, quando devem ser 
realizadas as seguintes atividades: 
• inspeção do estado geral de conservação: limpeza, pintura e incrustações; 
• inspeção geral das conexões e verificação da existência de vazamentos e deformações; 
• ensaios de medição da capacitância; 
• no caso de compensadores paralelos estáticos ou compensadores série variáveis, verificação 
dos filtros indutivos e/ou módulos de tiristores; 
• medição da corrente de desbalanço e substituição, quando necessário, dos elementos 
capacitivos internos danificados; 
• reaperto de conexões e substituição de componentes, quando necessário. 
 
 
 
 
 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 139 
 
Disjuntor 
Para a definição da periodicidade da manutenção preventiva, os disjuntores foram divididos 
de acordo com a concepção do sistema utilizado para extinção do arco elétrico, ou seja, disjuntores 
a ar comprimido, disjuntores a grande volume de óleo – GVO –, disjuntores a pequeno volume de 
óleo – PVO e disjuntores a SF6. Em todos os casos, as atividades mínimas de manutenção 
preventiva consistem em: 
 
• verificação geral na pintura, estado das porcelanas e corrosão; 
• remoção de indícios de ferrugem e lubrificação; 
• verificações do sistema de acionamento e acessórios; 
• aferição de densímetros, pressostatos e manostatos; 
• verificações do circuito de comando e sinalizações e dos níveis de alarmes; 
• verificação das caixas de interligações; 
• verificação de aperto de parafusos; 
• verificação de vazamento em circuitos hidráulicos e amortecedores; 
• verificação de vazamentos de gás ou óleo; 
• execução de ensaios de resistência de contatos do circuito principal; 
• execução de ensaios de operação mecânica; 
• execução de ensaios dielétricos no circuito principal; 
• execução de ensaios nos circuitos auxiliar e de controle; 
• execução de ensaios nas buchas; 
• execução de ensaios de condutividade; 
• medição dos tempos de operação: fechamento, abertura, abertura fechamento, atuação das bobinas e 
sistema antibombeamento; 
• teste do comando local e a distância e acionamento do relê de discordância de polos. 
 
No caso de disjuntores a óleo: 
• Ensaio de rigidez dielétrica do óleo. 
 
No caso de disjuntores a GVO: 
• Ensaios de fator de potência e resistência de isolamento do disjuntor. 
 
No caso de disjuntores a ar comprimido: 
• Ensaios nos reservatórios de ar comprimido. 
 
No caso de disjuntores a SF6: 
• ensaios de fator de potência e capacitância dos capacitores; 
• verificação do tanque de ar e do óleo do compressor; 
• verificação de umidade e reposição de gás SF6. 
 
 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
140 CPTM 
 
A partir dos resultados das manutenções preditivas, preventivas e do número de operações 
dos disjuntores, deve ser avaliada a necessidade de abertura da câmara de extinção e da 
substituição de contatos, vedações, rolamentos, buchas, molas, gatilhos, amortecedores e 
componentes elétricos do painel. A Tabela 3 apresenta as periodicidades para a manutenção 
preventiva de disjuntores: 
 
Tabela 3 
 Disjuntor Periodicidade Máxima da Manutenção 
Preventiva (meses) 
Ar comprimido 72 
GVO 36 
PVO 36 
SF6 – acionamento a mola 72 
SF6 – acionamento pneumático 72 
SF6 – acionamento hidráulico 72 
 
Chaves Seccionadoras, Transformadores para Instrumento e Para-Raios 
 As manutenções preventivas periódicas de chaves seccionadoras, transformadores para 
instrumento e para-raios devem ser realizadas na periodicidade definida para o equipamento 
principal da Função Transmissão – FT à qual estes equipamentos estão associados, buscando o 
aproveitamento dos desligamentos e uma maior disponibilidade da FT. Para as chaves 
seccionadoras, as atividades mínimas de manutenção a serem realizadas nas manutenções 
preventivas periódicas são: 
 
• inspeção geral do estado de conservação; 
• verificação da limpeza da parte ativa; 
• limpeza dos contatos e aplicação de lubrificante na superfície do contato; 
• verificação da necessidade de substituição de contatos danificados ou corroídos; 
• verificação dos cabos de baixa tensão e de aterramento; 
• inspeção do armário de comando e seus componentes; 
• verificação do mecanismo de operação; 
• inspeção e limpeza de isoladores, das colunas de suporte e dos flanges dos isoladores; 
• lubrificação dos principais rolamentos e articulações das hastes de acoplamento; 
• verificação do aperto dos parafusos; 
• verificação do funcionamento dos controles locais e da operação manual; 
• verificação dos ajustes dos batentes e das chaves de fim de curso; 
• verificação de ajustes, alinhamento e simultaneidade de operação das fases; 
• medição de resistência de contato; 
• execução de manobras de fechamento e abertura; 
• verificação da operação da resistência de aquecimento, proteção do motor e intertravamento 
eletromecânico. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
 CPTM 141 
 
No caso de transformadores para instrumento, as atividades mínimas de manutenção 
preventiva consistem em verificações do estado geral de conservação, limpeza de isoladores, 
reposição de óleo e/ou gás SF6 e verificação do estado do material secante utilizado, além dos 
ensaios de medição de resistência de isolação e fator de potência. 
 Na manutenção preventiva de para-raios devem ser realizadas verificações gerais do 
estado de conservação das ferragens e da porcelana, dos invólucros, dos miliamperímetros e 
dispositivo contador de descargas. A medição da corrente de fuga pela componente resistiva deve 
ser realizada em locais onde os para-raios estejam expostos a altas atividades atmosféricas ou muita 
poluição; ou, ainda, antes de uma temporada de descargas e após períodos com condições 
climáticas adversas. 
 
Linhas de Transmissão 
As atividades mínimas de manutenção para as linhas de transmissão são: 
• inspeção Terrestre; 
• inspeção Aérea. 
 
A inspeção terrestre e a inspeção aérea devem ser realizadas, no mínimo, a cada doze 
meses e em períodos não coincidentes, preferencialmente intercaladas a cada seis meses (antes 
do início do período chuvoso e antes do início do período de queimadas). 
 Nas inspeções terrestres deverão ser verificados: o estado geral da linha de transmissão, 
a estabilidade das bases das estruturas quanto a erosões e desbarrancamentos, a situação dos 
estais, a situação dos aterramentos (contrapesos), a situação dos acessos até as estruturas, a 
proximidade da vegetação aos cabos, a possibilidade de queimadas e a possibilidade de invasão 
da faixa de servidão. 
 Nas inspeções aéreas deverão ser verificados: o estado geral da linha de transmissão, a 
integridade das cadeias de isoladores, a verificação de pontos quentes, a integridade dos cabos 
para-raios, a estabilidade das estruturas, a aproximação da vegetação aos cabos e a possibilidade 
de queimadas. 
 A partir dos resultados das inspeções terrestres e aéreas regulares deve ser avaliada a 
necessidade de inspeções terrestres detalhadas com escalada de estruturas, inspeçõestermográficas, inspeções noturnas para observação de centelhamento em isolamentos ou de 
inspeções específicas para identificação de defeitos (oxidação de grelhas, estado de parafusos de 
sustentação de cadeias, danificação de condutores internos a grampos de suspensão ou 
espaçadores, danificação de isoladores de pedestal, etc.). 
 Devem ser realizadas inspeções adicionais nas áreas com risco potencial de vandalismo 
(trechos urbanos com alta concentração demográfica), áreas de implantação industrial (com alta 
concentração de poluentes) e áreas junto ao litoral. 
Manutenção de Sistemas de Alta Tensão 
142 CPTM 
 
 Nos relatórios de inspeção de linhas de transmissão deve constar registro fotográfico dos 
pontos relevantes que permita a verificação da limpeza da faixa de servidão e do tipo e altura da 
vegetação circunvizinha. Devem ser registradas a data e a hora das fotografias e as coordenadas 
geográficas dos pontos em que elas foram tiradas. 
 As concessionárias deverão manter cadastro atualizado das linhas de transmissão, 
contendo as restrições ambientais, o tipo de arborização existente sob as linhas e as periodicidades 
de podas e roçadas recomendadas. 
 
Resumo das Periodicidades de Manutenção 
 Equipamento Atividade Periodicidades máximas 
(meses) 
Equipamentos de Subestações Inspeções 
Termográficas 
6 
Transformadores/Autotransformadores Análise de gases 
dissolvidos no óleo 
isolante 
6 
Ensaio físico-químico 
do óleo isolante 
12 
Manutenção 
preventiva periódica 
72 
Reatores Análise de gases 
dissolvidos no óleo 
isolante 
6 
Ensaio físico-químico 
do óleo isolante 
12 
Manutenção 
preventiva periódica 
72 
Capacitores Inspeção Periódica 24 
Disjuntores – GVO/PVO Manutenção 
Preventiva Periódica 
36 
Disjuntores – Ar Comprimido/SF6 Manutenção 
Preventiva Periódica 
72 
Linha de Transmissão Inspeção Terrestre 12 
Inspeção Aérea 12 
Chave Seccionadora Manutenção 
Preventiva Periódica 
* 
Transformadores para Instrumento Manutenção 
Preventiva Periódica 
* 
Para-raios Manutenção 
Preventiva Periódica 
* 
* Periodicidade da manutenção preventiva periódica do equipamento principal da Função Transmissão.