Para Raios para aplicação em redes de Distribuição e Transmissão

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CURSO TÉCNICO
Para-raios para aplicação em redes de
distribuição, subestações e
linhas de transmissão
3 a 7 de novembro, 2003
Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro
I
ÍNDICE
Tema abordado Página
I. Natureza das sobretensões, class ificação dos
isolamentos, efeitos das sobretensões sobre os
solamentos e princípios básicos de coordenação do
isolamento
1
I.1 Natureza das sobretensões 1
I.1.1 Sobretensões temporárias 2
I.1.2 Sobretensões de frente lenta 5
I.1.3 Sobretensões de frente rápida 6
I.1.4 Sobretensões de frente muito rápida 7
I.2 Classificação da isolação e efeito das sobretensões sobre
os isolamentos
8
I.3 Princípios básicos de coordenação do isolamento 18
I.3.1 Método estatístico de coordenação do isolamento 18
I.3.2 Método determinístico (ou convencional) de
coordenação do isolamento
19
I.4 Referências bibliográficas 23
II Evolução do s dispositivos de proteção contra
sobretensões
27
II.1 Centelhadores com dielétrico de ar 28
II.2 Pára-raios tipo expulsão 29
II.3 Pára-raios de Carbeto de Silício (SiC) 30
II.4 Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores 31
II.5 Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) com centelhadores 32
II.6 Pára-raios de Óxido de Zinco ZnO com invólucro
polimérico
33
III Aplicação de pára-raios 37
III.1Terminologia aplicada aos pára-raios 37
III.1.1 Tensão nominal 37
III.1.2 Máxima tensão contínua de operação 37
III.1.3 Corrente de referência 37
III.1.4 Tensão de referência 38
III.1.5 Disrupção 38
III.1.6 Tensão disruptiva 38
III.1.7 Corrente de descarga 38
III.1.8 Corrente de descarga nominal do pára-raios 39
II
Tema abordado Página
III.1.9 Tensão residual 39
III.1.10 Corrente de seguimento ou corrente subseqüente 39
III.1.11 Capacidade de absorção de energia 39
III.1.12 Estabilidade térmica do pára-raios 40
III.2 Classificação dos pára-raios 40
III.2.1 Pela corrente de descarga nominal 40
III.2.2 Pela classe de descarga de linhas de transmissão
ou corrente de longa duração
41
III.2.3 Pela classe de alívio de sobrepressão ou corrente
suportável de falta
41
III.3 Característica de proteção dos pára-raios 43
III.3.1 Característica de proteção dos pára-raios com
centelhadores
43
III.3.2 Característica de proteção dos pára-raios sem
centelhadores
44
III.4 Princípio de operação dos pára-raios 46
III.4.1 Princípio de operação dos pára-raios com
centelhadores
46
III.4.2 Princípio de operação dos pára-raios sem
centelhadores
48
III.5Critérios para seleção e aplicação dos pára-raios na
proteção dos sistemas elétricos
57
III.6Referências bibliográficas 72
IV. Pára-raios para aplicação em redes de distribuição 74
IV.1 Aspectos construtivos 74
IV.2 Critérios básicos para seleção dos pára-raios para redes
 de distribuição
79
IV.3 Análise do efeito dos cabos de ligação na proteção dos
 equipamentos
85
IV.4 Referências bibliográficas 87
V. Pára-raios para aplicação em subestações 88
V.1 Aspectos construtivos 88
V.1.1 Pára-raios de ZnO com invólucro de porcelana 89
V.1.2 Pára-raios de ZnO com invólucro polimérico 90
V.2 Desempenho dos pára-raios instalados em subestações 96
V.3 Critérios para a seleção e aplicação dos pára-raios para
 subestações
100
III
Tema abordado Página
V.3.1 Seleção dos pára-raios adequados e determinação
das suas características de proteção
100
V.3.2 Seleção ou determinação da suportabilidade da
isolação
112
V.3.3 Avaliação da coordenação do isolamento 112
V.4 Referências bibliográficas 118
Anexo: Método sugerido pelo Guia de Aplicação de Pára-raios
 Texto original desenvolvido e proposto pela Comissão de
 Estudos CE 37-4 do COBEI / ABNT
119
VI Descargas atmosféricas em linhas de transmissão 129
VI.1 Aspectos a serem considerados no estudo da incidência
de descargas atmosféricas em linhas de transmissão
129
VI.1.1 Característica das descargas e freqüência de
ocorrência
129
VI.1.2 Parâmetros característicos das correntes de
descarga
133
VI.2 Descargas atmosféricas em linhas de transmissão 137
VI.2.1 Incidência das descargas atmosféricas diretas em
linhas de transmissão
137
VI.2.2 Desempenho das linhas de transmissão devido a
descargas atmosféricas
140
VI.2.2.1 Descargas incidindo diretamente sobre
 linhas de transmissão sem cabos pára-raios
141
VI.2.2.2 Descargas incidindo diretamente sobre
 linhas de transmissão com cabos pára-raios
145
VI.2.2.3 Efeito das descargas atmosféricas em caso
 de falha de blindagem de linhas protegidas
 com cabos pára-raios
158
VI.2.2.4Tensões induzidas por descargas
 atmosféricas incidindo nas proximidades das
 linhas de transmissão e redes de distribuição
158
VI.3 Referências bibliográficas 160
VII Método s empregados para a melhoria do desempenho
das linhas de transmissão
162
VII.1 Aumento da isolação das linhas de transmissão 163
VII.2 Melhoria do sistema de aterramento 165
VII.3 Instalação de cabos pára-raios e/ou melhoria do ângulo
 de blindagem
167
VII.4 Pára-raios 168
IV
Tema abordado Página
VII.5 Referências bibliográficas 169
VIII Pára-raios para aplicação em linhas de transmissão 170
VIII.1 Histórico 170
VIII.2 Princípio de funcionamento dos pára-raios de linha 171
VIII.3 Aplicação e localização dos pára-raios 174
VIII.3.1 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas
em regiões com solos de elevada resistividade
176
VIII.3.2 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas
em regiões montanhosas
176
VIII.3.3 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas
próximas às subestações
176
VIII.3.4 Aplicação de pára-raios em linhas novas 177
VIII.3.5 Aplicação de pára-raios em linhas existentes 178
VIII.4 Experiência das empresas brasileiras na instalação e no
 desempenho de pára-raios de linha
179
VIII.5 Estudo de caso: análise de uma Linha de transmissão de
 230 Kv
182
VIII.5.1 Estudo de desempenho da linha 184
VIII.5.2 Estudo de capacidade de absorção de energia
 pelos pára-raios
188
VIII.5.3 Estudo simplificado de análise de investimento 189
VIII.6 Referências bibliográficas 190
IX Ensaios em pára-raios 192
IX.1 Classificação dos ensaios 192
IX.1.1 Ensaios de tipo 192
IX.1.2 Ensaios de rotina 192
IX.1.3 Ensaios de recebimento 192
IX.2 Normas técnicas aplicáveis a ensaios em pára-raios 192
IX.2.1 Ensaios aplicados a pára-raios com centelhadores 194
IX.2.2 Ensaios aplicados a pára-raios sem centelhadores 195
IX.3Verificação das características de proteção e de
 operação
196
IX.3.1 Ensaios de verificação das características de
 proteção
197
IX.3.2 Ensaios de verificação das características de
 operação
201
IX.4 Ensaios aplicáveis a pára-raios poliméricos 210
IX.5 Referências bibliográficas 210
V
Tema abordado Página
X Monitoramento e diagnóstico de pára-raios 212
1
I Natureza das sobretensões, classificação dos isolamentos,
efeitos das sobretensões sobre os isolamentos e princípios
básicos de coordenação do isolamento.
I.1 Natureza das sobretensões
Os sistemas elétricos estão submetidos esporadicamente a várias formas de
fenômenos transitórios, envolvendo variações súbitas de tensão e corrente
provocadas por descargas atmosféricas, faltas no sistema ou operação de
disjuntores e chaves seccionadoras.
Os estudos das sobretensões nos sistema elétricos tem adquirido uma maior
importância nos últimos anos, a medida que se tem elevado os níveis de tensão
dos sistemas e devido a necessidade de sistemas cada vez mais confiáveis e
econômicos.
Uma sobretensão pode ser definida como qualquer tensão entre fase e terra, ou
entre fases, cujo valor de crista excede o valor de crista deduzido da tensão
máxima do equipamento (Um.√2 / √3 ou Um.√2, respectivamente).
Entende-se por tensão máxima de um sistema, a máxima tensão de linha eficaz
que pode ser mantida em condições normais de operação, em qualquer instante e
em qualquer ponto do sistema.
A determinação das sobretensões que podem ocorrer em um sistema elétrico é de
fundamental importância, uma vez que fornece subsídios para a coordenação do
isolamento de redes de distribuição, linhas de transmissãoe substações, bem
como para a especificação dos equipamentos.
De uma maneira acadêmica, as sobretensões podem ser classificadas em dois
grupos:
- Sobretensões de origem externa, provenientes de causas externas ao
sistema considerado, como por exemplo as descargas atmosféricas que
agem diretamente sobre os sistemas elétricos ou nas suas proximidades.
- Sobretensões de origem interna, causadas por eventos dentro do sistema
em consideração, tais como curto-circuitos ou manobras de equipamentos.
Os níveis das sobretensões de origem interna podem ser determinados a
partir de avaliações durante a fase projeto, que consistem em: estudar as
condições de ocorrência de curto-circuito no sistema e determinar as
possíveis sobretensões causadas pelas operações de manobra.
Essa classificação não atende, no entanto, aos interesses relacionados a
especificação dos equipamentos, sendo mais adequada a seguinte classificação
para as sobretensões, definida pela norma NBR 6939/99 /1/ de acordo com a
forma da sobretensão, sua duração e seu efeito sobre a isolação ou sobre o
dispositivo de proteção:
2
• Sobretensão temporária – caracterizada por uma sobretensão de freqüência
fundamental de duração relativamente longa.
Podem originar-se de faltas, operações de chaveamento (como por exemplo
rejeição de carga), condições de ressonância, não linearidades (ferro-
ressonâncias) ou por uma combinação dessas.
• Sobretensão transitória – caracterizada por uma sobretensão de curta
duração, de alguns milisegundos ou menos, oscilatória ou não oscilatória,
usualmente fortemente amortecida.
De acordo com a NBR 6939/99, as sobretensões transitórias apresentam a
seguinte classificação:
- Sobretensões de frente lenta: sobretensão transitória, usualmente
unidirecional, com tempo até a crista tal que 20 µs < T1 ≤ 5000 µs, e tempo
até o meio valor (na cauda) T2 ≤ 20 ms. Podem originar-se de faltas,
operações de chaveamento ou descargas atmosféricas diretas nos
condutores de linhas aéreas.
- Sobretensões de frente rápida: sobretensão transitória, usualmente
unidirecional, com tempo até a crista tal que 0,1 µs < T1 ≤ 20 µs, e tempo até
o meio valor (na cauda) T2 ≤ 300 µs. Podem originar-se de operações de
chaveamento, descargas atmosféricas ou faltas
- Sobretensões de frente muito rápida: sobretensão transitória, usualmente
unidirecional, com tempo até a crista tal que T1 ≤ 0,1 µs, duração total
Tt ≤ 3 ms, e com oscilações superimpostas de freqüências
30 kHz < f < 100 MHz. Podem originar-se de faltas ou operações de
chaveamento em subestações isoladas a gás (GIS);
• Sobretensão combinada (temporária, frente lenta, frente rápida e frente
muito rápida) - consiste de duas componentes de tensão simultaneamente
aplicadas entre cada um dos terminais de fase de uma isolação fase-fase (ou
longitudinal) e a terra. É classificada pela componente de maior valor de crista.
Podem ter qualquer uma das origens mencionadas acima. Ocorrem entre as
fases de um sistema (fase-fase) ou na mesma fase entre partes separadas de
um sistema (longitudinal).
I.1.1 Sobretensões temporárias:
As sobretensões temporárias são caracterizadas por suas amplitudes, forma de
onda e duração. Todos esses parâmetros dependem da origem das sobretensões
e as amplitudes e forma de onda podem inclusive variar durante o seu período de
ocorrência.
3
As sobretensões temporárias são de natureza oscilatória, de baixa amplitude (em
geral inferior a 1,5 pu), duração relativamente longa (tempo de duração superior a
dezenas de milisegundos) e fracamente amortecida ou não amortecida. Essas
sobretensões também chamadas de sobretensões sustentadas permanecem no
sistema até que o sistema seja modificado ou que a causa que lhe deu origem
seja eliminada.
Apesar das suas amplitudes serem inferiores às demais sobretensões, as
sobretensões temporárias podem ser determinantes no projeto dos isolamentos
internos e externos e na especificação dos equipamentos, que terão de suportar a
essas sobretensões por um longo tempo. No caso dos pára-raios, por exemplo, as
sobretensões temporárias têm importância fundamental na definição da tensão
nominal do pára-raios, tomando-se como base a necessidade dos pára-raios
serem capazes de absorver a energia associada a essas sobretensões.
 
 Para fins de coordenação do isolamento, a sobretensão temporária representativa
é considerada como tendo a forma da tensão normalizada de freqüência
fundamental de curta duração (1 minuto). Sua amplitude pode ser definida por um
valor máximo assumido, um conjunto de valores de crista ou uma distribuição
estatística completa de valores de crista. A amplitude selecionada da sobretensão
temporária representativa deve levar em conta:
 
- a amplitude e duração da sobretensão real em serviço;
- a característica amplitude / duração da suportabilidade a freqüência
fundamental da isolação considerada
 Se esta última característica não for conhecida, a amplitude selecionada pode ser
definida como sendo igual à máxima sobretensão real em serviço, que tenha uma
duração real de menos que um minuto, e a duração pode ser considerada como
de um minuto.
As sobretensões temporárias são geralmente causadas por:
- Faltas nos sistemas
- Perda súbita de carga (rejeição de carga);
- Efeito ferranti;
- Ressonância e ferro-ressonância;
- Sobretensões longitudinais durante sincronização
Em sistemas com tensões máximas de operação até 242 kV, geralmente as faltas
que ocorrem nos sistemas são as responsáveis pelas máximas amplitudes das
sobretensões temporárias.
O tipo de falta mais comum que aparece em um sistema é o curto-circuito
monofásico. A ocorrência de uma falta fase-terra em um dado ponto do sistema,
acarreta na elevação de tensão nas fases sãs, sendo a amplitude diretamente
relacionada com o tipo de aterramento do neutro do sistema no ponto em
consideração. A duração da sobretensão corresponde a duração da falta.
4
As amplitudes das sobretensões temporárias devido a faltas que ocorrem nos
sistemas podem ser determinadas, de forma simplificada, pela equação a seguir:
TOVSIST. Amplitude da sobretensão no ponto considerado;
K Fator de sobretensão (fator de aterramento), dependente do tipo de
aterramento do neutro do sistema;
Umax Amplitude da máxima tensão fase-terra de operação do sistema
antes da ocorrência da falta = Um / √3
O fator de aterramento consiste na relação entre o máximo valor eficaz de tensão
fase-terra de freqüência fundamental em uma fase sã, durante uma falta fase-terra
afetando uma ou mais fases em qualquer ponto do sistema, e o valor eficaz de
tensão fase-terra de freqüência fundamental que seria obtido no mesmo local na
ausência de tal falta, ou seja, em condições de regime permanente.
Desprezando o efeito da resistência de falta, o fator de aterramento para uma falta
fase-terra pode ser definido por:
Z0 Impedância de seqüência zero do sistema → Z0 = R0 + jX0
Z1 Impedância de seqüência positiva do sistema → Z1 = R1 + jX1
Para sistemas com neutro efetivamente aterrado (0 ≤ X0 / X1 ≤ 3 e 0 ≤ R0 / X1 ≤ 1)
o fator de aterramento é inferior a 1,4, ou seja, as sobretensões temporárias
atingem no máximo 80% da tensão fase-fase do sistema. A tensão nas fases sãs
será:
TOVSIST. ≤ 1,4 . Umax.
A duração das sobretensões devido a uma falta fase-terra para um sistema
efetivamente aterrado é normalmente inferior a 0,2 segundos para proteção de
linha e 1 segundo no caso de proteção de “Back-up” .
Para sistemas com neutro isolado as sobretensões nas fases sãs podem exceder
à tensão fase-fase do sistema, ou seja, o fator de aterramento é de 1,73 ou acima.
Isto se deve ao fato de que esse tipo de sistema é acoplado à terra através de
suas capacitâncias parasitas. A tensão nas fases sãs será:
TOVSIST. ≈ 1,73 . Umax. , ou acima
A duração da falta pode ser de poucos segundos a algumas horas, em função da
corrente de falta bem como do dispositivo de detecção / abertura da falta.
max.SIST UKTOV ⋅=










⋅±
+
⋅
⋅= 3j
Z
Z2
Z
Z3
5,0K
1
0
1
0
5
A Tabela I.1 apresentaos valores típicos normalmente utilizados para o fator de
aterramento em função do tipo de aterramento do neutro do sistema.
Tabela I.1 - Fatores de aterramento – Valores típicos
Tipo de Sistema Caracterização Fator de aterramento K
A Multi aterrado ≤ 1,30
B Eficazmente aterrado ≤ 1,40
C Não eficazmente aterrado 1,73
D Isolado ≥ 1,73 (1,90)
Maiores informações referentes às sobretensões temporárias, tais como suas
causas e características principais, podem ser encontradas em literaturas
específicas /2/ e /3/.
I.1.2 Sobretensões de frente lenta
As sobretensões de frente lenta se caracterizam como sobretensões entre fase-
terra ou entre fases, em um dado ponto do sistema, devido a operação de um
equipameto de manobra, uma falta ou a outra causa qualquer, cuja forma de onda
apresente tempos até a crista com durações entre algumas dezenas e alguns
milhares de microsegundos e tempos até o meio valor (tempos de cauda) com
durações da mesma ordem de magnitude. Essas sobretensões em geral são
fortemente amortecidas.
 Para fins de coordenação do isolamento, a forma de onda da tensão
representativa é o impulso de manobra normalizado utilizado nos ensaios,
apresentando tempo até a crista de 250 µs, e tempo até o meio valor de 2500 µs.
As sobretensões de frente lenta normalmente se originam de:
- Energização e religamento de linhas;
- Aplicação e eliminação de faltas;
- Rejeição de carga;
- Energização de transformadores;
- Chaveamento de correntes capacitivas e indutivas;
- Descargas atmosféricas distantes do ponto considerado nos condutores
fase de linhas aéreas.
Em muitos dos casos, a amplitude e duração dessas sobretensões dependem dos
parâmetros do sistema, da sua configuração e das condições em que o sistema se
encontra no instante da manobra. Assim, para uma determinada condição de
manobra pode-se obter diferentes valores de sobretensões, uma vez que esse
valor dependerá não somente da dispersão nos instantes de fechamento do
disjuntor, como também do instante da onda de tensão onde ocorreu o
fechamento.
6
Esta variação significativa na amplitude das sobretensões faz com que seja
extremamente difícil prever o valor máximo de sobretensão que irá ocorrer para
uma manobra específica. Daí advém o conceito de sobretensão de manobra
estatística, definida como uma sobretensão de manobra, aplicada a um dado
equipamento, devido a uma perturbação específica no sistema, cujo valor de crista
tem uma probabilidade estatística de 2% de ser excedido.
U2% = U50 . ( 1 + 2,05 . σ )
No caso de descargas atmosféricas incidindo nos condutores fase de linhas
aéreas, sobretensões de frente lenta ocorrem quando a corrente de descarga que
incide sobre o condutor é suficientemente baixa para não provocar a disrupção da
isolação da linha e quando a descarga ocorre a uma distância suficientemente
longa do ponto considerado, de modo a produzir uma sobretensão de menor
amplitude e de frente lenta, devido aos efeitos de atenuação e distorção na onda
de tensão.
Maiores informações referentes as sobretensões de frente lenta, suas causas e
características principais, podem ser obtidas nas referências /2/ e /3/.
I.1.3 Sobretensões de frente rápida:
As sobretensões de frente rápida se caracterizam como sobretensões entre fase-
terra ou entre fases, em um dado ponto do sistema, devido a uma descarga
atmosférica ou a outra causa qualquer, cuja forma de onda apresente tempos até
a crista com durações entre 0,1 µs a 20 µs e tempos até o meio valor (tempos de
cauda) até 300 µs. Essas sobretensões em geral são fortemente amortecidas.
Para fins de coordenação do isolamento, a forma de onda da tensão
representativa é o impulso atmosférico normalizado utilizado nos ensaios,
apresentando tempo até a crista de 1,2 µs, e tempo até o meio valor de 50 µs. A
amplitude representativa é dada ou como um valor máximo assumido ou por uma
distribuição de probabilidade de valores de crista em função da taxa de retorno
das sobretensões.
 
As sobretensões de frente rápida normalmente se originam de:
- Sobretensões devido às descargas atmosféricas incidindo diretamente nos
condutores fase de linhas aéreas, nos cabos pára-raios ou nas estruturas
de linhas de transmissão ou por descargas a terra ou em estruturas
próximas à linha considerada (sobretensôes induzidas);
- Sobretensões devido às descargas atmosféricas afetando as subestações;
- Operações de manobra e faltas.
7
O efeito das sobretensões devido às descargas atmosféricas nas subestações e
suas taxas de ocorrência dependem basicamente de:
- do desempenho das linhas aéreas conectadas a subestação frente às
descargas atmosféricas;
- do arranjo físico da subestação, seu tamanho e, em particular, do número de
linhas conectadas a ela;
- do valor instantâneo da tensão de operação (no momento da descarga).
A severidade das sobretensões atmosféricas no equipamento da subestação é
determinada pela combinação desses três fatores e diversas etapas são
necessárias para assegurar uma adequada proteção /2/.
Sobretensões de manobra de frente rápida ocorrem quando o equipamento é
conectado ou desconectado do sistema através de conexões curtas,
principalmente em subestações. Sobretensões de frente rápida podem também
ocorrer quando da ocorrência de uma disrupção na isolação externa de um
equipamento. Tais eventos podem causar solicitações particularmente severas
sobre isolações internas próximas (por exemplo sobre enrolamentos) /2/.
Como a ocorrência simultânea de sobretensão de manobra de frente rápida em
mais de uma fase é altamente improvável, pode-se assumir a não existência de
sobretensões entre fases com amplitudes maiores do que as sobretensões entre
fase e terra.
Maiores informações referentes as sobretensões de frente rápida, suas causas e
características principais, podem ser obtidas na referência /2/.
I.1.4 Sobretensões de frente muito rápida:
Sobretensões de frente muito rápida são decorrentes da operação de
seccionadores ou de faltas dentro de uma subestação isolada a SF6 (GIS), devido
à disrupção rápida da isolação gasosa e à propagação praticamente não
amortecida do surto dentro da GIS. Suas amplitudes são rapidamente amortecidas
ao sair da GIS, por exemplo nas buchas, e seus tempos de frente são geralmente
aumentados, atingindo a faixa dos tempos representativos de sobretensões de
frente rápida. Sobretensões de frente muito rápida podem também ocorrer em
transformadores secos de média tensão com conexões curtas aos equipamentos
de manobra.
A forma da sobretensão é caracterizada por um rápido aumento da tensão até um
valor próximo a seu valor de crista, resultando num tempo de frente geralmente
inferior a 0,1 µs. Para operações de seccionadores esta frente é tipicamente
seguida por uma oscilação com freqüências acima de 1 MHz. A duração dessas
sobretensões é inferior a 3 ms, podendo ocorrer várias vezes. A amplitude da
sobretensão depende do projeto construtivo do seccionador e da configuração da
subestação.
8
Nos terminais de equipamentos conectados a uma GIS através de uma linha
aérea de transmissão de alta tensão curta, as oscilações das sobretensões
apresentam freqüências na faixa de 0,2 MHz a 2,0 MHz e amplitudes de até 1,5
vezes a tensão de descarga. Por outro lado, o conteúdo de freqüências das
sobretensões pode ainda causar grandes solicitações internas em enrolamentos
de transformadores por causa de ressonâncias em parte dos enrolamentos.
A representação desse tipo de sobretensão em laboratório ainda não pode ser
estabelecida, uma vez que padronizações adequadas não estão disponíveis até o
presente momento.
Detalhes sobre as classes e formas das solicitações de tensão, definidas pela
NBR 6939/99 são apresentados na Figura I.1 /1/.
Figura I.1 – Representação das c lasses e formas das solicitações de tensão
I.2 Class ificação da isolação e efeito das sobretensões sobre os
isolamentos
Os isolamentos abrangem os espaçamentos de ar, os isolamentos sólidos e os
imersos em liquido isolante e os gases, podendo ser classificados como sendo
para uso externoou interno.
É sabido que diversos fatores influenciam a rigidez dielétrica da isolação, entre os
quais podem ser citados /2/:
- a amplitude, forma do impulso e a polaridade da tensão aplicada;
- a distribuição do campo elétrico na isolação: campo elétrico uniforme ou não
uniforme, eletrodos adjacentes ao espaçamento considerado e seu potencial;
9
- o tipo de isolante utilizado, se gasoso, líquido, sólido ou compósito;
- o conteúdo de impurezas e a presença de não-homogeneidades localizadas;
- o estado físico da isolação: temperatura, pressão e outras condições
ambientais, solicitações mecânicas, etc;
- a deformação da isolação sob solicitação, os efeitos químicos, os efeitos de
superfície dos condutores, etc.
Para o estudo de sobretensões, há a necessidade de se diferenciar o
comportamento dos materiais isolantes, pois o efeito das sobretensões sobre os
isolamentos dos sistemas elétricos / equipamentos depende basicamente das
características de suportabilidade e de regeneração da isolação. A importância
desta classificação pode ser observada quando se consideram os critérios
probabilísticos de projeto e os critérios de ensaio.
A falha de isolamento em um transformador, por exemplo, resulta na queima do
transformador e na necessidade de sua retirada do sistema. Já em uma linha de
transmissão, a disrupção do isolamento externo de uma cadeia de isoladores
acarreta no desligamento transitório ou permanente do sistema, sem no entanto
provocar danos permanentes à cadeia.
Desta forma, há a necessidade de se diferenciar os tipos de isolação em função
do seu comportamento frente a uma descarga. Dentro desse conceito, as
isolações podem ser classificadas, de acordo com a NBR 6939/99, como isolação
auto-recuperante ou isolação não auto-recuperante.
As isolações auto-recuperantes são aquelas que recuperam integralmente as suas
propriedades isolantes após a ocorrência de uma descarga disruptiva provocada
pela aplicação de uma tensão de ensaio. Os isolamentos externos em ar, alguns
isolamentos internos em gás e alguns isolamentos liquidos apresentam
propriedades auto-recuperantes.
Em um sistema elétrico, esse tipo de isolação pode ser encontrado nas superfícies
externas de cadeias de isoladores; parte externa das buchas e transformadores,
bem como nos isolamentos em ar, correspondentes aos espaçamentos entre
condutores, condutor-estrutura e barramento-estrutura.
 A descarga disruptiva num espaçamento em ar é fortemente dependente da
configuração do espaçamento, da polaridade e da forma da onda da tensão
aplicada. Além disso, as condições atmosféricas relativas afetam a rigidez
dielétrica, independentemente da forma e da polaridade da solicitação de tensão
aplicada. As características da rigidez dielétrica do ar, provenientes de medições
em laboratório, são referidas às condições atmosféricas normalizadas de
referência, definidas na NBR 6936:
 
- temperatura: 20°C;
- pressão: 101,3 kPa (1013 mbar);
- umidade absoluta: 11 g/m3.
10
As isolações não auto-recuperantes são aquelas que perdem parcialmente ou não
recuperam integralmente as suas propriedades isolantes após a ocorrência de
uma descarga disruptiva provocada pela aplicação de uma tensão de ensaio, ou
seja, após uma descarga ocorre a danificação parcial ou total das suas
propriedades dielétricas. Os dielétricos sólidos apresentam propriedades não
recuperantes.
A isolação não auto-recuperante é normalmente uma parte interna dos
equipamentos de um sistema de potência e consiste de uma combinação de
diferentes tipos de materiais sólidos, liquidos ou gasosos. Sua finalidade é prover
a separação entre diferentes elementos condutores sem que haja falhas quando
submetidas a condições operativas.
Equipamentos importantes, tais como transformadores de distribuição e de força,
parte interna de transformadores de corrente e de potencial, entre outros,
apresentam esse tipo de isolamento.
É importante ressa ltar que as definições ac ima aplicam-se somente quando
a descarga disruptiva é causada pela aplicação de uma tensão de ensaio
durante um ensaio dielétrico. Descargas disruptivas que ocorrem nos sistemas
podem fazer com que uma isolação auto-recuperante perca parcialmente, ou
completamente, as suas propriedades isolantes originais.
O comportamento de suportabilidade de uma isolação frente às sobretensões
apresenta, em geral, uma natureza aleatória. Uma isolação submetida a uma
solicitação dielétrica devido a uma sobretensão, poderá apresentar descarga.
Portanto, é possível associar o comportamento do material isolante à
probabilidade de falha da isolação.
Se considerarmos sobretensões de mesma forma de onda porém com diferentes
amplitudes, é possível associar para cada amplitude Vi uma probabilidade de falha
da isolação P(Ui), estabelecendo-se uma relação P (U) definida como função
probabilidade de descarga da isolação considerada, conforme Figura I.2.
Figura I.2 – Curva de probabil idade de descarga da isolação
11
A probabili dade de falha para isolações auto-recuperantes pode ser
facilmente determinada através da realização de ensaios elétricos, os quais têm
por finalidade a obtenção da tensão com 50% de probabilidade de descarga
(tensão crítica de descarga da isolação).
Dois métodos de ensaios têm sido usualmente utilizados:
- Método d os níveis múltiplos:
Este método consiste em aplicar sobre o isolamento uma quantidade N (pelo
menos dez) de impulsos em cada um dos níveis de tensão de ensaio, mantendo-
se a forma de onda definida. A variação da amplitude entre os níveis de tensão ∆U
deve ser aproximadamente igual ao desvio padrão σ.
Para cada amplitude de tensão deve-se aplicar N solicitações. A probabilidade de
falha do isolamento, para cada solicitação, poderá ser definida pela relação n/N,
onde n corresponde ao número de falhas verificadas no isolamento para uma
dada solicitação. Quanto maior o número de aplicações N, mais exatos serão os
resultados obtidos. A partir dos resultados obtidos é traçada em um papel
adequado, uma reta que melhor represente esses pontos, determinando-se dessa
forma, o valor com 50% de probabilidade de falha da isolação.
- Método d os acrésc imos e decrésc imos ( Up and Down)
O método dos acréscimos e decréscimos (ou “Up and Down”), consiste em aplicar
sobre o isolamento em análise uma solicitação de tensão Uk próxima do valor com
50% de probabilidade de falha. Também é escolhido um degrau de tensão ∆U,
aproximadamente igual ao desvio-padrão σ. Se a tensão Uk não causar descarga
disruptiva no isolamento, a próxima solicitação terá uma amplitude Uk + ∆U. Se
ocorrer uma descarga disruptiva durante a solicitação Uk, a próxima solicitação
deverá apresentar uma amplitude Uk - ∆U. O mesmo procedimento deverá se
repetir para as demais aplicações. Devem ser aplicadas pelo menos 20
solicitações de tensão.
O valor de tensão com 50% de probabilidade de falha (U50) e seu respectivo
desvio padrão σ, podem ser obtidos a partir das equações abaixo:
nv Número de descargas ou não descargas, dependendo qual o menor
∆U Degrau de tensão utilizado durante o ensaio
250
U
n
Un
U
v
vv ∆±
⋅
=
∑
∑
( )
U
n
n
Un
Un
U t
t
vv
vv
∆⋅+











 ⋅−⋅
⋅
∆
=
∑
∑ ∑
∑
047,0
62,1
2
2
δ
12
O sinal da equação para a determinação de U50 é negativo quando o cálculo se
baseia em descargas e positivo em caso contrário.
Existe ainda a possibilidade de se utilizar o método dos acrésc imos e
decrésc imos expandido, cujo procedimento de ensaio é semelhante ao método
dos acréscimos e decréscimos descrito anteriormente, porém são considerados
sete impulsos por nível de tensão, ao invés de um impulso do método anterior.
Nesse método, a tensão de ensaio é aumentada para Uk + ∆U, se não ocorrer
descarga em nenhuma das sete aplicações.
Apesar desse método ser mais exato, há a necessidade de um maior tempo de
laboratório para a sua realização.
Exemplo 1 - Procedimentos para a determinação da tensão crítica de descarga
(tensão com 50% de probabilidade de descarga) para impulso atmosférico em umisolador polimérico, aplicado a sistemas com tensão nominal de 230 kV, pelo
método dos acréscimos e decréscimos. Os valores obtidos durante o ensaio
estão apresentados na Tabela I.2 abaixo:
Tabela I.2 – Resultados obtidos durante o ensaio
Aplicação Polaridade positiva Polaridade negativa
Uens (kV) descarga não desc. Uens (kV) descarga não desc.
1 1507 X 1557 X
2 1462 X 1510 X
3 1507 X 1559 X
4 1462 X 1512 X
5 1416 X 1557 X
6 1462 X 1512 X
7 1507 X 1557 X
8 1462 X 1513 X
9 1507 X 1557 X
10 1462 X 1513 X
11 1507 X 1557 X
12 1462 X 1512 X
13 1417 X 1557 X
14 1462 X 1513 X
15 1507 X 1467 X
16 1462 X 1513 X
17 1507 X 1560 X
18 1462 X 1513 X
19 1417 X 1557 X
20 1462 X 1513 X
21 1507 X 1559 X
22 1462 X 1513 X
23 1507 X 1560 X
24 1462 X 1512 X
13
Tabela I.2 – Resultados obtidos durante o ensaio (continuação)
Aplicação Polaridade positiva Polaridade negativa
Uens (kV) descarga não desc. Uens (kV) descarga não desc.
25 1507 X 1560 X
26 1461 X 1513 X
27 1417 X 1559 X
28 1462 X 1513 X
29 1417 X 1468 X
30 1462 X 1513 X
1416 0 5 1467 0 2
1462 5 10 1512 2 13
1508 10 0 1557 13 0
A partir dos valores apresentados na tabela acima é possível obter, com base nas
equações apresentadas, os seguintes valores para as tensões com 50% de
probabilidade de descarga, polaridades positiva e negativa, e seus respectivos
desvios padrão:
Tensão crítica de descarga Desvio-padrão
Polaridade positiva 1469,0 18,0
Polaridade negativa 1528,5 10,5
(*) Considerou-se para a determinação dos parâmetros, o número de
descargas
No caso de isolações não auto-recuperantes, não é viável economicamente
definir-se a probabilidade de falha através de ensaios elétricos.
Para esse tipo de isolação, a suportabilidade elétrica pode ser alterada devido a
dois fatores: o primeiro, em virtude dos ciclos térmicos e mecânicos que alteram a
composição física e química dos materiais isolantes, tendendo a reduzir a
suportabilidade, que deve ser portanto projetada a partir de ensaios de
envelhecimento acelerado. O segundo fator, corresponde a uma excessiva tensão
em um determinado ponto específico da isolação, resultando em um processo de
ionização sustentado que pode acarretar uma falha localizada na isolação e
posterior dano total a isolação. Desta forma, uma isolação não auto-recuperante
deve ser projetada de modo que a tensão de início de ionização em pontos
críticos seja bastante superior à máxima solicitação a que a isolação possa estar
submetida sob condições de regime normal de operação /3/.
Uma vez conhecida a probabilidade de 50% de falha de uma isolação, é possível
se obter uma dada probabilidade (p) de suportabilidade dessa isolação, para uma
determinada solicitação de tensão, a partir da equação mostrada abaixo:
14
UP Tensão suportável da isolação para uma probabilidade p.
U50 Tensão com 50% de probabilidade de falha.
Z Valor obtido da Tabela A.1, apresentada no Anexo A /4/
σ Desvio padrão, o qual depende praticamente do tipo de solicitação, sendo
considerado 3% para impulsos atmosféricos e 6% para impulsos de
manobra.
Com base nessa equação é possível definir alguns conceitos de suportabilidade,
fundamentais para a seleção dos pára-raios e para o estudo de coordenação do
isolamento:
- Tensão Crítica de Descarga do isolamento (U50):
Corresponde a amplitude de tensão, para uma determinada forma de onda, que
aplicada a um determinado tipo de isolação tem 50% de probabilidade de provocar
a falha dessa isolação. Para avaliação de riscos de falha de uma isolação, é
conveniente expressar as curvas de probabilidade de descarga em termos da sua
tensão crítica de descarga.
Uma curva típica da tensão crítica de descarga de um dielétrico em função do tipo
de solicitação é apresentada na Figura I.3.
Vd representa a tensão crítica de descarga da isolação.
Figura I.3 – Característica ‘tensão crítica de descarga x tempo”
para um material isolante
( )σ⋅−⋅= Z1UU 50P
15
- Tensão suportável assumida convencional de impulso atmosférico
(ou de impulso de manobra):
Valor de crista especificado de uma tensão de impulso atmosférico (ou de
manobra), para o qual o número de descargas disruptivas tolerado é zero, ou seja,
não deve ocorrer descarga disruptiva na isolação submetida a um número
determinado de aplicações, em condições especificadas. Este conceito é aplicável
somente a isolações não auto-recuperantes.
UCONV. Tensão suportável assumida convencional de impulso atmosférico (ou
de impulso de manobra)
σ Desvio padrão
- Tensão suportável estatística de impulso atmosférico (ou impulso de
manobra):
Valor de crista de uma tensão de ensaio de impulso atmosférico (ou de manobra),
para o qual a probabilidade de ocorrerem descargas disruptivas na isolação é de
10%, ou seja, a probabilidade de suportabilidade da isolação é de 90%. Esse
conceito é aplicável a isolações auto-recuperantes.
UEST Tensão suportável estatística de impulso atmosférico (ou de manobra)
σ Desvio padrão
As tensões suportáveis assumida convencional e estatística para impulsos
atmosféricos e de manobra são genericamente denominadas como nível de
isolamento a impulso atmosférico ou de manobra, respectivamente.
Desta forma, podemos considerar as seguintes definições:
TSNIA Tensão suportável nominal para impulso atmosférico (estatística ou
convencional)
TSNIM Tensão suportável nominal para impulso de manobra (estatística ou
convencional)
Os valores de crista das tensões suportáveis normalizados de impulso atmosférico
e de manobra são definidos pela NBR 6939/99, em função das tensões máximas
dos equipamentos.
( )δ⋅−⋅= 29,11UU 50.CONV
( )δ⋅−⋅= 31UU 50.CONV
16
Exemplo 2 – A partir dos resultados obtidos no exemplo 1, determinar as tensões
suportáveis estatísticas de impulso atmosférico do isolador para as polaridades
positivas e negativas. Considere os fatores de correção devido às condições
atmosféricas de 0,95 e 0,96 para as polaridades positiva e negativa,
respectivamente.
Os valores de tensão crítica de descarga obtidos para o isolador nas polaridades
positiva e negativa foram de 1469,0 kV e 1528,5 kV, respectivamente.
Considerando o fator de correção devido às condições atmosféricas, os valores de
tensão crítica de descarga corrigidos são de 1395,6 kV para a polaridade positiva
e 1467,4 kV para a polaridade negativa.
Como os valores referentes aos desvios padrão obtidos foram inferiores a 3% do
valor obtido para a tensão crítica de descarga, será considerado o desvio de 3%.
Polaridade positiva: UEST. = 1395,6 . ( 1 – 1,29 . 0,03 ) ⇒ UEST. = 1342 kV
Polaridade negativa: UEST. = 1467,4 . ( 1 – 1,29 . 0,03 ) ⇒ UEST. = 1411 kV
Exemplo 3 – Calcular o risco de falha de um equipamento com isolação não auto-
recuperante apresentando uma tensão suportável assumida convencional para
impulso de manobra de 1050 kV, com σ = 6%, em condições atmosféricas
padronizadas, para uma sobretensão de 2,9 pu em um sistema de 460 kV.
Para uma isolação não auto-recuperante: UCONV. = U50 . ( 1 – 3 . σ )
1050 = U50 . ( 1 – 3 . 0,06 ) ⇒ U50 = 1050 / 0,82 ⇒ U50 = 1281 kV
Uma sobretensão de 2,9 pu eqüivale a: 2,9 x ( 460 . √2 / √3 ) = 1090 kV
1090 = 1281 . ( 1 – Z . 0,06 ) ⇒ 0,06 . Z = 1 – (1090 / 1281) ⇒ Z = 2,49
Da Tabela A.1, para Z = 2,49 → F(2,49) = 1 – (0,5 + 0,4936) = 0,0064
A probabilidade de falha da isolação para uma sobretensão de manobra de 2,9 pu
será de 0,64%.
- Tensão suportável normalizada de freqüência fundamental de curta
duração:
Valor eficaz especificado da tensão de freqüência fundamental, que um
equipamento deve suportar em condições de ensaio especificadas e durante um
período de tempo igual a 1 minuto.
Os valores eficazes das tensões suportáveis normalizados de freqüência
fundamental de curta duração são definidos pela NBR 6939/99, em função das
tensões máximas dos equipamentos.
17
- Faixas para a tensão máxima do equipamento:
A NBR 6939 / 1999 define as tensões máximas normalizadas dos equipamentos,
as quais são divididas em duas faixas:
- Faixa 1: Superior a 1,0 kV e igual ou inferior a 245 kV.
- Faixa 2: Superior a 245 kV.
Afaixa 1 abrange os sistemas de distribuição e de transmissão. Os diferentes
aspectos operacionais devem, no entanto, serem levados em consideração na
seleção do nível de isolamento nominal do equipamento.
Para sistemas situados na faixa 1, o principal risco para os equipamentos advém
das descargas atmosféricas diretas, indiretas e induzidas nas redes de distribuição
e linhas de transmissão aéreas conectadas. Em sistemas com cabos não
conectados a linhas aéreas, as sobretensões devido a faltas ou operações de
manobra tem maior probabilidade de ocorrência. Em casos raros, entretanto,
sobretensões de origem atmosférica induzidas podem também ser geradas.
Para sistemas situados na faixa 2, em adição aos fatores da faixa 1, sobretensões
de manobra tornam-se fenômenos importantes, aumentando sua importância para
sistemas com tensões mais elevadas.
De acordo com a NBR 6939/99, o nível de isolamento normalizado do
equipamento é definido pelas seguintes tensões suportáveis normalizadas:
• Para equipamentos na Faixa 1:
- Tensão suportável normalizada de impulso atmosférico, e
- Tensão suportável normalizada de freqüência fundamental de curta duração;
• Para equipamentos na Faixa 2:
- Tensão suportável normalizada de impulso de manobra, e
- Tensão suportável normalizada de impulso atmosférico;
Os níveis de isolamento normalizados definidos pela NBR 6939/99, estão
apresentados nas Tabelas A.2 e A.3 do Anexo A.
É importante salientar que a característica de suportabilidade de um material
isolante é dependente das condições ambientais e da altitude. As características
dielétricas de um isolante se reduzem para altitudes superiores a 1.000 metros
acima do nível do mar, a uma proporção de aproximadamente 1% para cada
100 metros acima de 1.000 metros. Assim sendo, fatores de correção devem ser
considerados quando da análise de suportabilidade da isolação submetida ao
meios externos e a altitudes acima do nível considerado.
18
Maiores informações referentes a isolação dos equipamentos e o efeito das
solicitações de tensão sobre os isolamentos podem ser obtidos nas normas de
Coordenação do Isolamento, referências /1/ e /2/.
I.3 Princípios básicos de coordenação do isolamento
Os transformadores e demais equipamentos do sistema devem suportar as
sobretensões que podem ocorrer nos sistemas elétricos, de modo a permitir que
esses realizem a sua função de transportar energia de forma contínua, confiável e
econômica. Para tal, é necessário que as características de isolação dos
equipamentos e das redes elétricas sejam compatíveis com as sobretensões
encontradas no sistema.
A norma NBR 6939 / 1999 define a coordenação do isolamento como um conjunto
de procedimentos utilizados na seleção de equipamentos elétricos, tendo-se em
vista as tensões que podem se manifestar no sistema e levando-se em conta as
características dos dispositivos de proteção, de modo a reduzir a níveis econômico
e operacionalmente aceitáveis, a probabilidade de danos aos equipamentos e/ou
interrupções do fornecimento de energia, causadas por aquelas tensões.
Em outras palavras, a coordenação do isolamento é um processo de correlação
da suportabilidade dielétrica dos equipamentos elétricos com as sobretensões
esperadas e as características dos equipamentos para proteção contra surtos. A
coordenação de isolamento envolve a determinação das sobretensões aos quais
as redes de distribuição, linhas de transmissão e equipamentos no interior da
subestação estão submetidos, seguido da seleção adequada das suportabilidades
elétricas e das distâncias de isolamento, levando-se em consideração as
características dos dispositivos de proteção disponíveis.
Existem dois métodos em uso para se definir a coordenação do isolamento em
função das sobretensões transitórias: o método determinístico (ou convencional) e
o método estatístico. No entanto, muitos dos procedimentos aplicados são uma
mistura de ambos os métodos. Por exemplo, alguns fatores utilizados no método
determinístico foram derivados de considerações estatísticas ou algumas
variações estatísticas têm sido desprezadas no método estatístico.
I.3.1 Método estatístico de coordenação do isolamento /2/
O método estatístico tenta quantificar o risco de falha através de uma análise
numérica de natureza estatística das sobretensões e da suportabilidade elétrica da
isolação, para ser utilizado como índice de segurança na determinação da
isolação.
Esse método é baseado na freqüência de ocorrência de uma origem específica,
na distribuição da probabilidade de ocorrência de sobretensões devido a esta
origem, e na probabilidade de descarga da isolação.
19
Alternativamente, o risco de falha pode ser determinado combinando a
sobretensão e o cálculo de probabilidade de descarga simultaneamente, impulso
por impulso, levando em conta a natureza estatística das sobretensões e das
descargas por procedimentos adequados, por exemplo: usando método de Monte
Carlo. Repetindo os cálculos para diferentes tipos de isolações e para diferentes
estados da rede a taxa de falha total do sistema, devido a falhas da isolação, pode
ser determinada.
Assim, a aplicação da coordenação do isolamento estatística dá a possibilidade de
estimar a freqüência das falhas diretamente como uma função dos aspectos de
projeto do sistema considerado. Em princípio, mesmo a otimização do isolamento
pode ser possível, se os custos das falhas puderem ser relacionados aos
diferentes tipos de faltas. Na prática isto é muito difícil devido a dificuldades de se
avaliar as conseqüências mesmo para falhas da isolação em diferentes modos de
operação do sistema e devido à incerteza do custo da energia não suprida. Assim,
é usualmente melhor sobredimensionar ligeiramente a isolação do sistema do que
otimizá-la. O projeto da isolação do sistema baseia-se então na comparação dos
riscos correspondentes às diferentes alternativas.
A aplicação desse método é mais apropriada à isolação auto-recuperante, na qual
sua suportabilidade estatística pode ser determinada através das descargas
disruptivas.
I.3.2 Método determinístico (ou convencional) de coordenação do
isolamento
O método determinístico é normalmente aplicado quando nenhuma informação
estatística, obtida mediante ensaios, sobre possíveis taxas de falha do
equipamento esperadas durante a operação, está disponível /2/.
Este método é baseado no dimensionamento dos isolamentos de maneira que
esses apresentem níveis de suportabilidade mínimos superiores às máximas
sobretensões possíveis de serem impostas ao isolamento, através da utilização de
uma margem de segurança.
O nível de isolamento é determinado de forma a se obter uma margem suficiente
entre a máxima sobretensão e a mínima suportabilidade. Essa margem, definida
como margem de proteção, determina um fator de segurança que não deve ser
inferior a um valor adequado, em função da experiência das instalações
existentes, e destina-se a cobrir as incertezas na determinação das sobretensões,
incluindo o efeito – distância ou desvios nas características do isolamento dos
equipamentos e do dispositivo de proteção que resultem em falha do
equipamento.
 Tensão mínima suportável do isolamento
MP = -----------------------------------------------------------------
 Máxima sobretensão imposta ao isolamento
20
A Tabela I.3, apresenta as margens de proteção usualmente recomendadas entre
o nível de suportabilidade da isolação e a máxima tensão imposta ao isolamento:
Tabela I.3 – Margens de proteção recomendadas
Tensão máxima de
operação (kVef)
Sobretensões
atmosféricas
Sobretensões de
manobra
1 a 245
> 245
1,20
1,25
-----
1,15
O método determinístico é o único que pode ser utilizado no dimensionamento de
isolamentos não auto-recuperantes, visto não ser possível expressar o
comportamento estatístico desses isolamentos frente às sobretensões.
Pela equação acima fica evidente a necessidade de se reduzir o efeito das
máximas sobretensões que são impostas aos isolamentos dos equipamentos e
sistemas, garantindo assim um aumentona confiabilidade desses.
Dentre os possíveis dispositivos atualmente utilizados para reduzir o efeito das
sobretensões sobre os equipamentos instalados nas redes elétricas, o pára-raios
tem se mostrado como o mais eficaz. Os pára-raios tem como função principal
limitar as sobretensões transitórias elevadas nos terminais dos
equipamentos por ele protegidos a níveis pré-estabelecidos, de modo que o
isolamento desses equipamentos não fiquem com as suas características
afetadas após a ocorrência de uma sobretensão.
Geralmente, a tensão máxima imposta ao isolamento do equipamento protegido é
superior a tensão nos terminais dos pára-raios, devido a presença de oscilações
nos cabos de ligação e da distância elétrica entre os pára-raios e o equipamento
protegido. Esta elevação de tensão ocorre pelo efeito dos cabos de conexão e
pelo efeito da distância de separação, e será discutida em seções posteriores.
Desta forma, a tensão nos terminais do equipamento protegido deve incluir o
efeito da distância de separação entre o pára-raios e o equipamento protegido,
quando esse for significativo. Caso contrário, a tensão nos terminais do
equipamento protegido é igual ao nível de proteção oferecido pelo pára-raios
acrescido da queda de tensão nos seus cabos de conexão.
De forma simplificada, quando os efeitos de separação entre o pára-raios e o
equipamento protegido ou das conexões de ligação do pára-raios podem ser
considerados desprezíveis, existem três relações de proteção em uso que
comparam os níveis de proteção dos pára-raios com os níveis de suportabilidade
do equipamento protegido correspondentes, conforme mostram as equações
abaixo:
21
TSIACF Tensão suportável de impulso atmosférico cortado do equipamento
NPFO Nível de proteção do pára-raios para frente de onda
TSNIA Tensão suportável nominal de impulso atmosférico do equipamento
NPIA Nível de proteção do pára-raios para impulso atmosférico
TSNIM Tensão suportável nominal de impulso de manobra do equipamento
NPIM Nível de proteção do pára-raios para impulso de manobra
O método determinístico para a definição da coordenação do isolamento tem sido
bastante utilizado para sistemas elétricos em todas as faixas de tensão, em
especial para sistemas até 245 kV. O princípio básico da coordenação do
isolamento pelo método determinístico está ilustrado na Figura I.4. A curva
superior indica a característica de suportabilidade da isolação, no caso um
transformador, enquanto que a curva inferior indica a característica do dispositivo
de proteção.
Figura I.4 – Princípio básico da coordenação do isolamento
pelo método determinístico
NPFO
TSIACF
MP1 =
NPIA
TSNIA
MP2 =
NPIM
TSNIM
MP3 =
22
No caso de surtos de manobra, a máxima sobretensão imposta ao sistema pode
ser determinada conhecendo-se a distribuição das sobretensões de manobra
registradas ao longo da linha (V50) e o seu respectivo desvio padrão σV,
considerando-se uma sobretensão de manobra cujo valor de crista tem uma
probabilidade estatística de 2% de ser excedida.
Utilizando-se uma margem de proteção de 1,15 entre a sobretensão máxima e a
tensão suportável mínima, haverá uma probabilidade muito pequena de descarga
no isolamento, sendo possível determinar a sua tensão crítica de descarga,
conforme mostrado a seguir:
 Tensão suportável mínima do isolamento
MP = 1,15 = -------------------------------------------------------------
 V50 ( 1 + 2,05 . σV )
Tensão suportável mínima do isolamento = UMIN. = U50 . ( 1 – 3 . σD )
U50 é a tensão crítica de descarga do isolamento auto-recuperante para
atender as condições de coordenação do isolamento.
Exemplo 4 – Utilizar o método determinístico de coordenação do isolamento para
determinar as margens de proteção oferecidas pelo pára-raios a um equipamento
com tensão máxima de operação de 145 kV, apresentando uma tensão suportável
para impulso atmosférico de 550 kV.
Dados do pára-raios: Tensão nominal: 120 kV
Tensão residual para impulso íngreme - 10 kA: 344 kV
Tensão residual p/ impulso atmosférico - 10 kA: 324 kV
Tensão residual p/ impulso de manobra - 0,5 kA: 244 kV
Desprezar os efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação entre o
pára-raios e o equipamento a ser protegido.
Determinação da margem de proteção 1 (ondas de frente íngreme)
TSIACF = 1,15 . TSNIA → TSIACF = 1,15 . 550 → TSIACF = 633 kV
NPFO = 344 kV
( )V50.MAX 05,21VV σ⋅+⋅=
( )
( )D
V50
50 31
05,21V15,1
U
σ⋅−
σ⋅+⋅⋅=
23
Determinação da margem de proteção 2 (impulso atmosférico normalizado)
TSNIA = 550 kV NPIA = 324 kV
Determinação da margem de proteção 3 (impulsos de manobra)
TSNIM = 0,83 . TSNIA → TSNIM = 0,83 . 550 → TSNIM = 457 kV
NPIM = 244 kV
I.4 Referências bibliográficas
/1/ NBR 6939 / 1999 – “Coordenação do Isolamento - Procedimento” – 1o
Projeto de Revisão da NBR 6939 / 1987.
/2/ Draft da NBR 8186 / 2000 – “Coordenação do Isolamento – Guia de
Aplicação”.
/3/ Dájuz, Ary. Et alii, “Transitórios Elétricos e Coordenação de Isolamento –
Aplicação em Sistemas de Potência de Alta Tensão”, Furnas Centrais
Elétricas, Universidade Federal Fluminense / EDUFF, 1987.
/4/ Lapponi, J. C., “Estatística usando EXCEL 5 e 7”, Lapponi Treinamento e
Editora Ltda., 1997.
/5/ Dájuz, Ary. Et alii, “Equipamentos Elétricos – Especificação e Aplicação em
Subestações de Alta Tensão”, Furnas Centrais Elétricas, Universidade
Federal Fluminense / EDUFF, 1985
/6/ Harper, G. E., “Técnicas Computacionales en Ingenieria de Alta tensión”,
Editora Limusa, 1987.
/7/ Gervás, F., “Guia para la Coordinación de Aislamiento en Subestaciones de
Alta Tension”, 1981.
/8/ Chagas, F. A. & Verdolin, R. T., “Análise Estatística dos Resultados dos
Ensaios de Alta Tensão”, I Encontro Nacional sobre Técnicas de Ensaios de
Alta Tensão, São Paulo, Novembro – 1987.
NPFO
TSIACF
MP1 = 344
633
MP1 = %8484,1MP1 ==
324
550
MP2 = %7070,1MP2 ==NPIA
TSNIA
MP2 =
NPIM
TSNIM
MP3 = 244
457
MP3 = %8787,1MP3 ==
24
Tabela A.1 – Área submetida pela curva normal reduzida de 0 a Z /4/.
Z 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09
0,00 0,5000 0,5040 0,5080 0,5120 0,5160 0,5199 0,5239 0,5279 0,5319 0,5359
0,10 0,5398 0,5438 0,5478 0,5517 0,5557 0,5596 0,5636 0,5675 0,5714 0,5753
0,20 0,5793 0,5832 0,5871 0,5910 0,5948 0,5987 0,6026 0,6064 0,6103 0,6141
0,30 0,6179 0,6217 0,6255 0,6293 0,6331 0,6368 0,6406 0,6443 0,6480 0,6517
0,40 0,6554 0,6591 0,6628 0,6664 0,6700 0,6736 0,6772 0,6808 0,6844 0,6879
0,50 0,6915 0,6950 0,6985 0,7019 0,7054 0,7088 0,7123 0,7157 0,7190 0,7224
0,60 0,7257 0,7291 0,7324 0,7357 0,7389 0,7422 0,7454 0,7486 0,7517 0,7549
0,70 0,7580 0,7611 0,7642 0,7673 0,7704 0,7734 0,7764 0,7794 0,7823 0,7852
0,80 0,7881 0,7910 0,7939 0,7967 0,7995 0,8023 0,8051 0,8078 0,8106 0,8133
0,90 0,8159 0,8186 0,8212 0,8238 0,8264 0,8289 0,8315 0,8340 0,8365 0,8389
1,00 0,8413 0,8438 0,8461 0,8485 0,8508 0,8531 0,8554 0,8577 0,8599 0,8621
1,10 0,8643 0,8665 0,8686 0,8708 0,8729 0,8749 0,8770 0,8790 0,8810 0,8830
1,20 0,8849 0,8869 0,8888 0,8907 0,8925 0,8944 0,8962 0,8980 0,8997 0,9015
1,30 0,9032 0,9049 0,9066 0,9082 0,9099 0,9115 0,9131 0,9147 0,9162 0,9177
1,40 0,9192 0,9207 0,9222 0,9236 0,9251 0,9265 0,9279 0,9292 0,9306 0,9319
1,50 0,9332 0,9345 0,9357 0,9370 0,9382 0,9394 0,9406 0,9418 0,9429 0,9441
1,60 0,9452 0,9463 0,9474 0,9484 0,9495 0,9505 0,9515 0,9525 0,9535 0,9545
1,70 0,9554 0,9564 0,9573 0,9582 0,9591 0,9599 0,9608 0,9616 0,9625 0,9633
1,80 0,9641 0,9649 0,9656 0,9664 0,9671 0,9678 0,9686 0,9693 0,9699 0,9706
1,90 0,9713 0,9719 0,9726 0,9732 0,9738 0,9744 0,9750 0,9756 0,9761 0,9767
2,00 0,9772 0,9778 0,9783 0,9788 0,9793 0,9798 0,9803 0,9808 0,9812 0,9817
2,10 0,9821 0,9826 0,9830 0,9834 0,9838 0,9842 0,9846 0,9850 0,9854 0,9857
2,20 0,9861 0,9864 0,9868 0,9871 0,9875 0,9878 0,9881 0,9884 0,9887 0,9890
2,30 0,9893 0,9896 0,9898 0,9901 0,9904 0,9906 0,9909 0,9911 0,9913 0,9916
2,40 0,9918 0,9920 0,9922 0,9925 0,9927 0,9929 0,9931 0,9932 0,9934 0,9936
2,50 0,9938 0,9940 0,9941 0,9943 0,9945 0,9946 0,9948 0,9949 0,9951 0,9952
2,60 0,99530,9955 0,9956 0,9957 0,9959 0,9960 0,9961 0,9962 0,9963 0,9964
2,70 0,9965 0,9966 0,9967 0,9968 0,9969 0,9970 0,9971 0,9972 0,9973 0,9974
2,80 0,9974 0,9975 0,9976 0,9977 0,9977 0,9978 0,9979 0,9979 0,9980 0,9981
2,90 0,9981 0,9982 0,9982 0,9983 0,9984 0,9984 0,9985 0,9985 0,9986 0,9986
3,00 0,9987 0,9987 0,9987 0,9988 0,9988 0,9989 0,9989 0,9989 0,9990 0,9990
3,10 0,9990 0,9991 0,9991 0,9991 0,9992 0,9992 0,9992 0,9992 0,9993 0,9993
3,20 0,9993 0,9993 0,9994 0,9994 0,9994 0,9994 0,9994 0,9995 0,9995 0,9995
3,30 0,9995 0,9995 0,9995 0,9996 0,9996 0,9996 0,9996 0,9996 0,9996 0,9997
3,40 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9997 0,9998
3,50 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998 0,9998
3,60 0,9998 0,9998 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999
3,70 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999
3,80 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999 0,9999
3,90 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
4,00 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
25
Tabela A.2 Níveis de isolamento normalizados para 1 kV << Um ≤≤ 245 kV
Tensão máxima do
equipamento
Um
[kVeficaz]
Tensão suportável normalizada
de freqüência fundamental de
curta duração
[kVeficaz]
Tensão suportável normalizada
de impulso atmosférico
[kVcrista]
 0,6* (nota 1) 4* -
1,2* 10 30*
3,6 10 2040
7,2 20 4060
12 28
60
75
95
15* 34* 95110*
17,5 38 7595
24 50
95
125
145
36 70
145
170
200*
52 95 250
72,5 140 325350*
92,4* 150* 380*
185 450
123 (185) 450
230 550
145 (185) (450)
230 550
275 650
170 (230) (550)
275 650
325 750
245 (275) (650)
(325) (750)
360 850
395 950
460 1050
NOTAS
1 O nível de isolamento correspondente à Um = 0,6 kV só é aplicável a secundário de transformador, cujo
primário tem Um superior a 1 kV.
2 Se os valores entre parêntesis forem considerados insuficientes para provar que as tensões suportáveis fase-
fase especificadas são satisfeitas, ensaios adicionais de suportabilidade fase-fase são necessários.
* Indica valores não constantes na IEC 60071-1.
26
Tabela A.3 – Níveis de isolamento normalizados para Um >> 245 kV
Tensão suportável normalizada de impulso de manobra
Tensão máxima
do equipamento
Um
[kVeficaz]
Isolação
longitudinal
(nota 1)
[kVcrista]
Fase-terra
[kVcrista]
Fase-fase
(relação para o
valor de crista
fase-terra)
Tensão
suportável
normalizada de
impulso
atmosférico
[kVcrista]
300 750 750 1,50
 850
 950
750 850 1,50
 950
1050
362 850 850 1,50
 950
1050
850 950 1,50
1050
1175
420 850 850 1,60
1050
1175
950 950 1,50
1175
1300
420/460* 950 1050 1,50
1300
1425
525 950 950 1,70
1175
1300
525/550* 950 1050 1,60
1300
1425
950 1175 1,50
1425
1550
550* 950 1300 1,50
1550
 1675
765 1175 1300 1,70
1675
1800
765/800* 1175 1425 1,70
1800
1950
1175 1550 1,60
1950
2100
NOTAS
1 Valor da componente do impulso do ensaio combinado aplicável.
2 A introdução de Um 1050 kV e 1200 kV e das tensões suportáveis associadas estão sob consideração.
* Indica valores não constantes na IEC 60071-1.
27
II Evolução dos dispositivos de proteção contra sobretensões
A função básica dos dispositivos de proteção contra sobretensões é a de reduzir
as amplitudes das sobretensões de frentes lenta e rápida nos terminais dos
equipamentos ou dos sistemas protegidos a níveis preestabelecidos e
operacionalmente aceitáveis, de modo que após a ocorrência destas solicitações a
isolação dos equipamentos ou dos sistemas protegidos não fique cmprometida.
Dentre os dispositivos existentes para este fim, os pára-raios têm se mostrado
geralmente como os mais eficazes e efetivos, tanto sob os pontos de vista técnico
e econômico.
Os pára-raios quando corretamente selecionados e aplicados possibilitam uma
redução nos custos dos demais equipamentos, uma vez que a isolação dos
equipamentos constitui uma parcela significativa no custo final de um
equipamento, especialmente àqueles aplicados em sistemas de alta e extra alta
tensões.
É possível definir um pára-raios ideal como sendo um dispositivo de proteção
contra sobretensões que apresente as seguintes características:
- Apresentar uma impedância infinita entre os seus terminais nas condições de
regime permanente do sistema, ou seja, comportar-se como um circuito aberto
até a ocorrência de uma sobretensão no sistema;
- Ter a capacidade instantânea de entrar em condução quando da ocorrência de
uma sobretensão com valor prospectivo próximo ao da tensão nominal do
sistema, mantendo esse nível de tensão de início de condução durante toda a
ocorrência da sobretensão;
- Parar de conduzir, ou seja, retornar a condição de circuito aberto assim que a
tensão do sistema retornar ao seu estado inicial.
Tal operação não deveria causar nenhum distúrbio ou degradação ao sistema ou
ao próprio dispositivo de proteção.
No entanto, os pára-raios atualmente disponíveis não têm capacidade de atender
plenamente a nenhum dos requisitos do pára-raios ideal, apresentado acima.
Atualmente a tecnologia mais aprimorada e próxima de um pára-raios ideal é
representada pelo pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores, os
quais representam o estado da arte de uma longa seqüência de
desenvolvimentos e aperfeiçoamentos sucessivos que teve início nos
centelhadores a ar, ainda hoje utilizados em algumas aplicações específicas.
28
II.1 Centelhadores com dielétrico de ar
O primeiro dispositivo utilizado como pára-raios foi um simples centelhador,
denominado de centelhador tipo “chifre”, instalado entre a fase e o terra nas
terminações de linha e equipamentos importantes, e que utilizava como meio
dielétrico o próprio ar.
Esse dispositivo, entretanto, apresenta alguns pontos negativos à sua utilização,
sendo as suas principais desvantagens:
- A forte influência das suas características disruptivas com as condições
atmosféricas;
- A incapacidade de extinguir na maioria das aplicações o arco elétrico de
baixa impedância formado quando da sua disrupção, ocasionando a
passagem da corrente de curto-circuito do sistema, corrente essa que será
mantida até que a proteção contra sobrecorrentes atue e a falta seja
eliminada pelo sistema de proteção;
- Durante a operação do centelhador, há um corte brusco da tensão
disruptiva (elevado efeito dv/dt), que ocasiona uma solicitação muito severa
na isolação entre espiras dos enrolamentos de transformadores e reatores;
- A elevada corrente de arco produz uma rápida erosão dos eletrodos dos
centelhadores, ocasionando uma variação progressiva nos seus níveis de
proteção.
Detalhes construtivos dos centelhadores com dielétrico de ar, aplicados em redes
de distribuição, são apresentados na Figura II.1.
Figura II.1 – Detalhes construtivos dos centelhadores tipo “ chifre”
Outro fator crítico para os primeiros projetos de centelhadores, apresentado na
Figura II.1 (a) é a disrupção acidental provocada pela “queda” de pássaros,
provocando um curto-circuito no sistema seguido pelo seu desligamento.
29
Mais tarde, foi desenvolvido um novo projeto de centelhador onde uma haste
metálica foi instalada no ponto central do centelhador, Figura II.1 (b). A distância
(d/2) entre a haste central e a extremidade do centelhador deve ser dimensionada
de maneira a garantir a suportabilidade dielétrica a freqüência fundamental. Desta
forma, a “queda” acidental de pássaros não provoca a disrupção do centelhador
evitando, desta forma, a ocorrência de curto-circuitos acidentais. Devido a sua
simplicidade e ao baixo custo, este tipo de centelhador ainda hoje é utilizado em
aplicações menos críticas, tais como em redes rurais longas.
Centelhadores com dielétrico de ar também têm sido utilizados em algumas
empresas concessionárias de energia elétrica na entrada de subestações com
tensões nominais até 138 kV. Nesta aplicação, a distância entre os centelhadores
deve ser ajustada para operar somente em situações transitórias quando o
disjuntor da subestaçãoestiver em condição aberta. Detalhes de montagem de um
centelhador aplicado na entrada de uma subestação de 138 kV são apresentados
na Figura II.2.
Figura II.2 - Detalhes de montagem de um centelhador
para aplicação na entrada de subestações
II.2 Pára-raios tipo expulsão
Devido aos problemas encontrados com o uso de centelhadores a ar surgiram, por
volta de 1920, os primeiros pára-raios do tipo expulsão. Estes eram constituídos
basicamente por dois centelhadores montados em um tubo isolante e conectados
em série. Uma vez que os dois centelhadores possuíam diferentes espaçamentos
e eram constituídos por diferentes materiais dielétricos, não existia uma
30
distribuição uniforme de tensão entre esses e o início da disrupção era sempre
determinado pelo centelhador montado na parte superior do pára-raios. Com a
disrupção do centelhador superior, toda a tensão passava a ser aplicada sobre o
centelhador inferior, que iniciava o processo de formação do arco no seu
dielétrico, constituído por um material fibroso com a propriedade básica de gerar
gases que provocavam a deionização do arco, provocando a interrupção da
corrente de freqüência fundamental de forma natural quando da passagem da
corrente pelo zero.
O princípio de funcionamento do pára-raios de expulsão é o mesmo atualmente
adotado para os elos fusíveis de expulsão e chaves corta-circuito. A sua principal
desvantagem era a vida útil pequena, limitada a durabilidade do material utilizado
para a deionização do arco elétrico.
II.3 Pára-raios de Carbeto de Sil ício (SiC)
Os pára-raios do tipo expulsão tiveram uma vida muito curta, sendo substituídos
pelos pára-raios tipo “válvula”, os quais foram desenvolvidos em paralelo com os
pára-raios tipo expulsão e acabaram por substituí-los totalmente. Estes pára-raios
eram formados basicamente por centelhadores montados em série com resistores
não-lineares (denominados nas normas ANSI como elementos válvula). Vários
tipos de materiais foram originariamente empregados para a confecção dos
resistores não-lineares, tais como Hidróxido de Alumínio, Óxido de Ferro e Sulfeto
de Chumbo.
Posteriormente, foram desenvolvidos resistores não-lineares de Carbeto de Silício
(SiC) formado a partir dos cristais de Carbeto de Silício. Estes pára-raios, ainda
hoje utilizados nos sistema elétricos, apresentam um conjunto de centelhadores
montados em série os blocos de resistores não-lineares de SiC.
Neste tipo de pára-raios os centelhadores apresentam duas funções: (a) "isolar" o
pára-raios do sistema sob condições de regime permanente, uma vez que sem a
presença dos centelhadores os elementos de SiC apresentam, sob condições
normais de operação, uma elevada amplitude de corrente de freqüência
fundamental, provocando perdas apreciáveis e um aquecimento excessivo nos
resistores não-lineares de SiC, que ocasionaria a sua falha em poucos ciclos;
(b) auxiliar na extinção da corrente subsequente que flui através dos elementos
não-lineares, quando da proximidade do zero ou da sua passagem pelo zero,
dependendo do projeto construtivo do centelhador.
Projetos mais modernos, aplicados a pára-raios classe distribuição utilizavam
centelhadores parcialmente ativos, formados por resistores equalizadores,
utilizados para minimizar o efeito de distribuição não uniforme de tensão ao longo
dos centelhadores, especialmente em condições de ambientes poluídos. Projetos
de centelhadores mais complexos foram aplicados a pára-raios classe estação.
31
Apesar das melhorias sucessivas, a presença dos centelhadores na montagem
dos pára-raios tornou-se indesejável, principalmente devido aos fatores
apresentados abaixo:
- A montagem dos centelhadores se dá, via de regra, de forma “artezanal”
propiciando erros de montagem, detectados somente quando da inspeção
através de ensaios de rotina;
- Dispersões significativas nos valores das tensões disruptivas de freqüência
fundamental e impulsivas;
- A disrupção dos centelhadores representa um transitório na tensão,
transitório esse que ao atingir os enrolamentos dos equipamentos
protegidos pode causar uma solicitação entre espiras muito severa;
- A dispersão dos centelhadores dificulta a aplicação de pára-raios em
paralelo, fundamental na proteção de grandes bancos de capacitores série,
de estações HVDC e alguns sistemas de Extra Alta Tensão, onde elevados
níveis de absorção de energia são requeridos pelos pára-raios.
A impossibilidade de se obter melhorias tecnológicas substanciais nas
propriedades não-lineares dos resistores a base de Carbeto de Silício, visando a
redução ou eliminação das correntes subsequentes, limitou a evolução tecnológica
desse tipo de varistor.
Apesar das limitações tecnológicas, ainda existe uma quantidade siginificativa de
pára-raios de SiC instalados nos sistemas elétricos, tanto nas redes de
distribuição quanto nas subestações. Ainda é possível se constatar em algumas
empresas concessionárias a opção pela aquisição de pára-raios de SiC.
II.4 Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores
A tecnologia dos varistores de SiC perdurou sem concorrência até o final da
década de 60, quando um novo tipo de dispositivo utilizado para a proteção contra
sobretensões foi desenvolvido pela Matsushita Electrical Co. Ltd.
Este dispositivo, formado por elementos cerâmicos a base de Óxido de Zinco
(ZnO) e pequenas quantidades de outros óxidos metálicos adicionados ao ZnO,
apresenta um elevado grau de não linearidade na sua característica “tensão x
corrente”, proporcionando aos elementos de ZnO baixos valores de corrente na
região de operação, associado a uma boa estabilidade quando continuamente
solicitados pela tensão normal de operação.
Esses elementos não-lineares a base de ZnO começaram a ser produzidos em
escala industrial a partir de 1968, sendo inicialmente destinados a proteção de
circuitos eletrônicos, caracterizados por baixos valores de tensão e de energia. A
partir desse desenvolvimento, diversas empresas sob a licença da Matsushita,
iniciaram estudos visando o desenvolvimento de resistores não-lineares de alta
capacidade de absorção de energia que pudessem ser utilizados em sistemas
elétricos de potência.
32
Os primeiros pára-raios de ZnO desenvolvidos para sistemas de potência foram
lançados no mercado no final de década de 70 pela Meidensha Electric
Manufacturing Company Ltda. Na década de 80 diversas empresas japonesas,
européias e americanas, desenvolveram e produziram para-raios de ZnO para
aplicação em redes de distribuição, subestações e linhas de transmissão.
Os pára-raios de ZnO são constituídos basicamente por um conjunto de resistores
não-lineares à base de ZnO. DA ausência dos centelhadores (elementos
indispensáveis na montagem dos pára-raios de SiC) neste tipo de pára-raios deve-
se a elevada não-linearidade na característica "tensão versus corrente" dos
elementos de ZnO, associadas a sua estabilidade térmica e a sua elevada
capacidade de absorção de energia para sobretensões temporárias e transitórias.
A não utilização dos centelhadores torna os projetos de pára-raios de ZnO mais
simplificados, além de oferecer muitas vantagens em suas características de
proteção e de operação.
No entanto, pelo fato de não possuírem centelhadores os pára-raios de ZnO além
de estarem permanentemente submetidos a tensão fase-terra de operação dos
sistemas e a condições climáticas algumas vezes bastante adversas, podem ser
eventualmente solicitados por sobretesnões temporárias ou transitórias que impôe
aos pára-raios uma quantidade de energia que deve ser dissipada para o meio
externo, afim de garantir a estabilidade térmica do pára-raios. Portanto, cuidados
devem ser tomados quando da seleção do tipo e das características dos pára-
raios, em função das reais necessidades dos sistemas.
Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores vêm sendo largamente
utilizados na proteção dos sistemas elétricos. Em alguns países, como por
exemplo o Japão, praticamente a totalidade dos pára-raios instalados em seu
sistema elétrico são a base de ZnO sem centelhadores.No Brasil, empresas
concessionárias de energia e grandes consumidores industriais vêm adquirindo
pára-raios de ZnO, seja na substituição aos pára-raios convencionais de SiC ou
em novos projetos.
II.5 Pára-raios de Óxido de Zinco com centelhadores
Um outro tipo construtivo de pára-raios utilizado principalmente na aplicação em
redes de distribuição é o de Óxido de Zinco com centelhadores.
Neste projeto, os centelhadores são adicionados em série aos elementos não-
lineares de ZnO e têm como função principal "isolar" o pára-raios do sistema sob
condições de regime permanente, reduzindo a possibilidade de degradação dos
elementos de ZnO, que são geralmente de características inferiores àqueles
utilizados na montagem dos pára-raios sem centelhadores. Desta forma, os
centelhadores utilizados nesse projeto podem ser de construção simplificada,
quando comparados aos utilizados na montagem dos pára-raios de SiC.
33
Entre as vantagens desse tipo de pára-raios em relação aos pára-raios de SiC,
pode-se citar a maior não-linearidade na característica "tensão x corrente" dos
elementos não-lineares de ZnO, que reduz a amplitude da corrente subsequente a
valores muito baixos; e menores valores de tensão residual.
As características “tensão x corrente” transitórias dos pára-raios de “desempenho
ótimo” (pára-raios ideal), e dos pára-raios de Carbeto de Silício (SiC) e Óxido de
Zinco (ZnO) são apresentadas nas Figuras II.3a, II.3b e II.3c.
Figura II.3 – Características “ V x I” transitórias dos pára-raios
II.6 Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) com invólucro po limérico
Uma evolução tecnológica bastante significativa surgiu em meados da década de
80, com a utilização de invólucros poliméricos. Até então, praticamente todos os
pára-raios produzidos utilizavam o invólucro de porcelana.
Diversos estudos realizados apontam a penetração de umidade devido a perda de
estanqueidade do invólucro de porcelana como sendo a principal causa de falha
verificada nos pára-raios ao longo do tempo. A perda de estanqueidade pode se
dar por vários motivos: danificação das gaxetas de vedação durante o processo de
fechamento dos pára-raios; envelhecimento das gaxetas ao longo do tempo com
perda de suas propriedades, facilitando a penetração de umidade; trincas ou
fissuras que se formam ao longo do tempo na porcelana ou na cimentação entre a
porcelana e as flanges terminais, no caso de pára-raios classe estação; por
variações bruscas de temperatura; descolamento da cimentação, entre outras
causas.
Além da penetração de umidade, outros fenômenos podem provocar a
degradação dos elementos não-lineares e dos centelhadores (no caso dos pára-
raios de SiC ou ZnO com centelhadores) ao longo do tempo, alterando as
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características de operação dos pára-raios. Estas alterações podem conduzir o
pára-raios a sua degradação total, com a conseqüente passagem da corrente de
curto circuito do sistema.
Neste caso, devido as características construtivas dos pára-raios de porcelana
(espaçamento interno de ar entre a parte ativa do pára-raios e a parte interna do
invólucro), a passagem da corrente de falta do sistema acarreta a formação de
gases de alta pressão que tendem a provocar a fragmentação do invólucro ou até
mesmo a explosão do pára-raios, caso este não possua um dispositivo de alívio
de alta pressão.
Os dois grandes problemas verificados nos pára-raios ao longo do tempo: perda
de estanqueidade e fragmentação com ou sem explosão do invólucro, vêm sendo
bastante minimizados pela utilização de pára-raios com invólucro polimérico, que
começaram a ser produzidos em escala industrial em meados da década de 80.
A experiência de campo tem demonstrado que os pára-raios poliméricos, em
especial os projetos sem espaçamentos internos de ar entre as partes ativas e a
parte interna do invólucro, são bem menos propensos a perda de estanqueidade
por penetração de umidade do que os pára-raios com invólucros de porcelana,
reduzindo a causa mais comum de falha nos pára-raios.
É importante ressaltar que uma eventual falha do pára-raios não acarreta somente
na perda do equipamento, podendo causar também distúrbios severos no sistema,
bem como a danificação de outros equipamentos adjacentes (como por exemplo,
buchas de transformadores), em caso de fragmentação ou explosão do invólucro
isolante ou desprendimento dos elementos de ZnO.
Em adição, os pára-raios com invólucro polimérico apresentam outras vantagens
adicionais em relação aos pára-raios com invólucro de porcelana, tornando a sua
utilização mais atrativa:
- Melhor desempenho sob contaminação, bem como uma melhor distribuição
de tensão ao longo do pára-raios:
A contaminação tem se mostrado um fenômeno bastante crítico para a
degradação dos pára-raios de SiC e de ZnO com invólucros de porcelana,
especialmente em projetos de pára-raios aplicados a subestações. Depósitos de
contaminantes nas superfícies dos invólucros dos pára-raios associados com a
umidade, podem causar uma elevação da corrente de fuga pelo invólucro,
provocando uma distribuição de tensão não uniforme ao longo dos pára-raios.
Esse efeito pode causar um aquecimento excessivo nos elementos de ZnO (pára-
raios de ZnO) e alterações significativas nas características disruptivas dos
centelhadores (pára-raios de SiC).
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Além disso, a contaminação do invólucro de porcelana gera o fenômeno de
ionização interna, que pode acarretar na degradação dos elementos de ZnO
(pára-raios de ZnO) e na degradação dos elementos de SiC e alteração das
características disruptivas dos pára-raios (pára-raios de SiC).
O efeito da contaminação externa do invólucro, crítico em pára-raios com
invólucros de porcelana, é bastante atenuado quando da utilização de invólucros
poliméricos. Isto se dá pela maior distância de escoamento dos projetos de pára-
raios poliméricos comparados aos de porcelana de mesmo comprimento,
associada a capacidade de hidrofobicidade apresentada por materiais poliméricos,
especialmente os polímeros a base de silicone.
Maiores detalhes sobre os efeitos da contaminação em pár-raios para aplicação
em subestações são apresentadas no Capítulo IV.
- Redução das perdas de energia provenientes da menor corrente de fuga
nos invólucros poliméricos, comparado aos de porcelana;
- A maior distância de escoamento do invólucro polimérico, para um mesmo
comprimento, o que permite a montagem de pára-raios com invólucros de
menor comprimento, facilitando a montagem. Em pára-raios classe estação
aplicados em subestações, está redução pode ser de até 40% ou mais;
- Menor peso em relação aos pára-raios com invólucro de porcelana
(tipicamente menos de 50% do peso no caso de pára-raios sem
espaçamentos internos de ar para aplicação em subestações), acarretando
em menores esforços mecânicos sobre as estruturas e permitindo uma
maior versatilidade na montagem dos arranjos;
- Maior facilidade de transporte, armazenamento, manuseio e instalação,
proporcionando uma redução significativa de custos. Tais facilidades são
mais significativas a medida que se aumenta os níveis de tensão.
- Não necessitam, geralmente, de dispositivos de alívio de sobrepressão
(pára-raios sem espaçamentos internos de ar para aplicação em
subestações), tornando os projetos dos pára-raios mais simples e baratos;
- Não apresentam problemas de trincas ou lascas nas saias, ocasionadas por
transporte, mau manuseio durante a instalação ou mesmo vandalismo, e
que podem vir a comprometer a estanqueidade do pára-raios ao longo do
tempo;
- Possuem uma melhor capacidade de dissipação de calor, aumentando as
suas propriedades térmicas e melhorando a sua capacidade de absorção
de energia.
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Pelo fato de apresentarem menor peso, maior facilidade e flexibilidade de
montagem e pela não fragmentação ou explosão do invólucro com
desprendimento dos elementos de ZnO, esse tipo de pára-raios tem sido instalado
mais próximo aos equipamentos a serem protegidos, melhorando de modo
considerável as características de proteção desses equipamentos quando da
ocorrência de sobretensões