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
34
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).
35
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.
36
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 sobretensõesatmosféricas de frente rápida, através da redução das
tensões impulsivas nos seus terminais devido ao menor comprimento dos cabos
de conexão (pára-raios aplicados em redes de distribuição) e a menor distância
em relação aos pára-raios (pára-raios de subestações).
Em alguns casos tem sido prática a instalação dos pára-raios diretamente na
carcaça dos transformadores. Para redes de distribuição, este procedimento reduz
de forma considerável a tensão nos terminais dos equipamentos protegidos pelos
pára-raios, através da redução das tensões impulsivas devido ao menor
comprimento dos cabos de conexão entre o pára-raios e o equipamento por ele
protegido.
Devido as vantagens técnicas e econômicas apresentadas em projetos de pára-
raios com invólucros poliméricos, quando comparado aos projetos de pára-raios
de porcelana, a utilização desse tipo de pára-raios vem crescendo de uma
maneira bastante acentuada em subestações. Existe atualmente uma grande
quantidade de pára-raios com invólucro polimérico instalados em redes de
distribuição e em subestações com tensões nominais até 500 kV.
No Brasil, as empresas concessionárias de energia elétrica e grandes
consumidores industriais vêm utilizando este tipo de pára-raios desde o início da
década de 90. Desde então o processo de aquisição de pára-raios poliméricos
vem crescendo ano a ano.
No caso da aplicação em sistemas de extra alta tensões, ou em regiões de
elevado nível de contaminação, cuidados devem ser tomados com relação as
características do material polimérico empregado na fabricação do invólucro, em
especial com relação às características de hidrofobicidade, envelhecimento por
exposição de raios ultra - violeta e trilhamento elétrico.
37
III Aplicação de pára-raios
Neste capítulo serão apresentadas informações referentes as terminologias
aplicadas aos pára-raios e a sua classificação, aspectos referentes ao princípio de
funcionamento dos diferentes tipos de pára-raios, sua aplicação na proteção dos
sistemas e aspectos da especificação, seleção e aplicação dos pára-raios.
III.1 Terminolog ia aplicada aos pára-raios
III.1.1 Tensão nominal:
A tensão nominal de um pára-raios é o valor de tensão de freqüência
industrial para o qual o pára-raios é projetado, sendo utilizada como um
parâmetro de referência para a especificação das características de
proteção e de operação dos pára-raios. Geralmente a tensão nominal é o
limite para as sobretensões dinâmicas permissíveis no sistema, sendo
permitido ultrapassar este valor somente nas condições estabelecidas
explicitamente pelo fabricante do pára-raios considerado.
Em pára-raios com centelhadores, a tensão nominal é definida como a
máxima tensão eficaz de freqüência fundamental que pode ser aplicada
continuamente entre os terminais de um pára-raios e para o qual esse deve
operar corretamente sem modificar as suas características de operação.
Com este valor de tensão aplicado a seus terminais, o pára-raios é
submetido ao ensaio de ciclo de operação.
Em pára-raios de ZnO sem centelhadores, a tensão nominal consiste no
valor de tensão eficaz a freqüência fundamental que é aplicado aos
terminais do pára-raios e para o qual o pára-raios é projetado para operar
corretamente e manter a sua estabilidade térmica sob condições de
sobretensão temporária durante 10 segundos, após a absorção de uma
energia prévia, conforme estabelecido no ensaio de ciclo de operação.
III.1.2 Máxima tensão contínua de operação (MCOV):
Consiste no maior valor eficaz de tensão de freqüência fundamental que
aplicada aos terminais dos pára-raios de ZnO sem centelhadores, permite
que esse opere continuamente sem alteração das suas propriedades
térmicas e elétricas.
III.1.3 Corrente de referência
A corrente de referência consiste no valor de crista (em caso de assimetria
o maior valor entre as duas polaridades) da componente resistiva da
corrente de freqüência fundamental utilizada para determinar a tensão de
38
referência do pára-raios. Valores típicos para a amplitude da corrente de
referência estão compreendidos na faixa de 1 mA a 20 mA.
III.1.4 Tensão de referência:
A tensão de referência consiste no valor de crista da tensão de freqüência
fundamental dividida por √2 que é aplicada aos terminais do pára-raios
quando por este flui a corrente de referência. A definição da tensão de
referência é aplicada somente a pára-raios de ZnO sem centelhadores,
sendo utilizado como parâmetro para a especificação das características de
operação desses pára-raios.
A medição da tensão de referência é utilizada para a seleção das amostras
nos ensaios de ciclo de operação, característica “tensão de freqüência
fundamental versus tempo” e corrente suportável de longa duração.
III.1.5 Disrupção:
Descarga disruptiva entre todos os eletrodos utilizados na montagem do
centelhador série do pára-raios.
III.1.6 Tensão disruptiva:
A tensão disruptiva de um pára-raios consiste no valor de crista da tensão
de ensaio, que aplicada aos terminais de um pára-raios causa a sua
disrupção. A tensão disruptiva está relacionada com a freqüência
fundamental, impulso atmosférico e impulso de manobra, sendo aplicada
somente a pára-raios com centelhadores série (SiC e ZnO com
centelhadores).
• Tensão disruptiva de frequência fundamental:
Valor da tensão de freqüência fundamental, medida como o valor de crista
dividido por √2 que causa a disrupção dos centelhadores série.
• Tensão disruptiva de impulso:
Maior valor de tensão de impulso atingido antes da disrupção, quando aos
terminais de um pára-raios com centelhadores é aplicado um impulso de
tensão com forma de onda, amplitude e polaridade preestabelecidos. Este
conceito é aplicável a impulsos atmosféricos e de manobra.
III.1.7 Corrente de descarga
Consiste na corrente de impulso que flui através do pára-raios, sendo
caracterizada pela sua forma de onda, amplitude e polaridade.
39
No caso dos pára-raios com centelhadores essa corrente aparece
imediatamente após a disrupção dos centelhadores série.
III.1.8 Corrente de descarga nominal do pára-raios:
Valor de crista da corrente de descarga com impulso de forma 8/20 µs que
é utilizada para classificar o pára-raios. Em pára-raios com centelhadores é
com essa corrente que se inicia a corrente subsequente no ensaio de ciclo
de operação.
III.1.9 Tensão residual:
Consiste no valor de crista da tensão que aparece entre os terminais de um
pára-raios durante a passagem da corrente de descarga, sendo a sua
amplitude função de dois fatores:
− da forma de onda e da taxa de crescimento da corrente;
− da amplitude da corrente de descarga.
No caso dos pára-raios com centelhadores, a tensão residual consiste na
tensão total que é aplicada aos terminais do pára-raios após a descarga
disruptiva dos centelhadores.
Em pára-raios sem centelhadores, a tensão residual serve para definir as
características de proteção oferecidas pelos pára-raios. Neste caso, faz-se
necessário determinar a tensão residual para impulsos de frente íngreme;
para impulsos atmosféricos e para impulsos de manobra.
III.1.10 Corrente de seguimento ou corrente subseqüente:
Consiste no valor de crista da corrente de freqüência fundamental que flui
pelos pára-raios com centelhadores após a passagem da corrente de
descarga, enquanto o pára-raios está solicitado pela tensão do sistema.
III.1.11 Capacidade de absorção de energia
A capacidade de absorção de energia está relacionada com a máxima
quantidade de energia que um pára-raios é capaz de absorver, para uma
dada forma de onda, durante uma sobretensão temporária ou transitória e
dissipá-la, mantendo a sua estabilidade térmica e sem alterações
significativas em suas propriedades térmicas e elétricas.
Um fator importante que deve ser considerado quando da análise da
capacidade de absorção de energia de um pára-raios é a relação entre a
capacidade de absorção de energia e a corrente de descarga que flui pelo
pára-raios. A capacidade de absorção de energia dos elementos de ZnO
apresenta uma dependência com as características da corrente de40
descarga: uma menor capacidade de absorção de energia é obtida para os
elementos de ZnO quando da ocorrência de impulsos de corrente com
menores durações. A análise deste comportamento será mostrada no
Capítulo IV, e é fundamental para a seleção adequada dos pára-raios
aplicados próximos a bancos de capacitores.
A capacidade de absorção de energia é geralmente declarada pelo
fabricante em termos de kJ / kV (nominal ou da MCOV), e está associada a
um impulso de corrente com forma de onda e amplitude de corrente
definidas. Para a mesma forma de onda, um aumento na amplitude da
corrente reduz significativamente a capacidade de absorção de energia de
um pára-raios.
III.1.12 Estabil idade térmica do p ára-raios
Um pára-raios é considerado termicamente estável se após o ensaio de
ciclo de operação, a temperatura resultante nos resistores não-lineares que
compõem o pára-raios decresce com o tempo, quando o pára-raios é
energizado na tensão de operação contínua e em condições normais de
operação. Essa terminologia é aplicada a pára-raios sem centelhadores.
III.2 Class ificação dos pára-raios
Segundo as normas técnicas IEC e NBR, a classificação de um pára-raios é feita
basicamente de acordo com a corrente de descarga nominal, o classe de serviço e
as características de proteção (os dois últimos em pára-raios com centelhadores):
III.2.1 Pela corrente de descarga nominal:
Os pára-raios com e sem centelhadores podem ser classificados, de acordo com
sua corrente de descarga nominal em:
- Pára-raios com centelhadores:
Pára-raios classe estação: 20 kA(1) 15 kA(1) 10 kA
Pára-raios classe de distribuição(2): 5 kA
Pára-raios classe secundária: 2,5 kA(3) 1,5 kA
(1) Valores descritos somente na NBR 5287/88 /1/
(2) A IEC define os pára-raios de 5 kA como intermediário ou distribuição,
dependendo da sua série.
(3) Valor descrito na IEC 99.1/91 /2/
Os pára-raios de 10 kA podem ser ainda classificados em dois tipos:
41
•• Pára-raios para serviço pesado:
Este tipo de pára-raios deve ter capacidade para descarregar a energia
armazenada nas capacitâncias entre os condutores e a terra de uma linha de
transmissão correspondentes aos sistemas aos quais esses são destinados.
•• Pára-raios para serviço leve:
Adequados para condições de utilização menos severas do que as
estabelecidas para o serviço pesado. Os pára-raios para serviço leve são
usualmente empregados em redes de distribuição.
- Pára-raios sem centelhadores:
20 kA 10 kA 5 kA 2,5 kA 1,5 kA
III.2.2 Pela classe de descarga de linhas de transmissão ou corrente de
longa duração
Os pára-raios com centelhadores de 20 kA, 15 kA e 10 kA serviço pesado podem
ser de classe 1 a 5, dependendo das características de dissipar as energias das
manobras de linhas de transmissão.
As normas IEC aplicadas a pára-raios com e sem centelhadores estabelecem
cinco classes de descarga de linhas de transmissão. Segundo a norma IEC
60099.4 / 2001 /3/, aplicada a pára-raios sem centelhadores, os pára-raios de 10
kA podem ser classificados como classes 1 a 3, enquanto que os pára-raios de 20
kA correspondem as classes 4 e 5.
Os pára-raios de 10 kA serviço leve com centelhadores e os pára-raios de 5 kA
com ou sem centelhadores, devem ser submetidos ao ensaio de corrente
suportável de longa duração, com amplitude e forma de onda definidas em norma.
III.2.3 Pela classe de alívio de sobrepressão ou corrente suportável de falta
A classe de alívio de sobrepressão (aplicável a pára-raios com espaçamentos
internos de ar) ou a corrente suportável de falta (aplicável a pára-raios sem
espaçamentos internos de ar) de um pára-raios está relacionada a sua capacidade
de suportar correntes internas de falta de alta e baixa intensidades após uma
eventual falha do pára-raios, sem que haja violenta fragmentação do invólucro ou
desprendimento dos elementos de ZnO.
As normas NBR e IEC aplicadas a pára-raios com centelhadores estabelecem
cinco classes de alívio de sobrepressão:
42
Classe de alívio de
sobrepressão
Classe do pára-raios Valor eficaz mínimo da
corrente de falta (kA)
A 20 kA, 15 kA e 10 KA
serviços leve e pesado
40
B 10 kA serviços leve e
pesado
20
C 10 kA serviços leve e
pesado
10
D 5 kA 16
E 5 kA 5
A duração mínima de circulação da corrente de falta durante o ensaio deve ser de
0,2 s para correntes de alta intensidade e 1 segundo para baixas correntes.
A IEC 60.099.4 / 2001 /3/, aplicável a pára-raios sem centelhadores, estabelece os
seguintes níveis eficazes de corrente presumível de falta para os pára-raios classe
estação e distribuição:
Corrente de
descarga
nominal
Valor eficaz da corrente de falta (kAef)
Corrente de
baixa
intensidade
Nominal Correntes reduzidas (Aef)
20 kA ou 10 kA 80 50 25 600 ± 200
20 kA ou 10 kA 63 25 12 600 ± 200
20 kA ou 10 kA 50 25 12 600 ± 200
20 kA ou 10 kA 40 25 12 600 ± 200
20 kA ou 10 kA 31,5 12 6 600 ± 200
20, 10 ou 5 kA 20 12 6 600 ± 200
10 kA ou 5 kA 16 6 3 600 ± 200
10, 5, 2,5 kA
ou 1,5 kA
10 6 3 600 ± 200
10, 5, 2,5 kA
ou 1,5 kA
5 3 1,5 600 ± 200
43
A duração mínima de circulação da corrente de falta durante o ensaio deve ser de
0,2 segundos para correntes de alta intensidade e 1 segundo para baixas
correntes.
A norma ANSI C62.11/93 /4/ estabelece duas classes de alívio de sobrepressão:
- Pára-raios estação: 40 e 65 kA
- Pára-raios intermediários: 16,1 kA
As normas ANSI aplicadas a pára-raios de SiC e ZnO com ou sem centelhadores
classifica os pára-raios de acordo com os ensaios realizados em:
- Pára-raios tipo estação: 20 kA, 15 kA e 10 kA
- Pára-raios tipo intermediário: 10 kA e 5 kA
- Pára-raios tipo distribuição serviço pesado: 10 kA
- Pára-raios tipo distribuição serviço normal: 5 kA
- Pára-raios tipo distribuição serviço leve: 5 kA
- Pára-raios tipo secundário: 1,5 kA
III.3 Característica de proteção do s pára-raios
Para o estudo de coordenação do isolamento é necessário conhecer as
características de proteção dos pára-raios, que dependem basicamente do tipo de
pára-raios utilizado e devem estar abaixo dos valores normalizados.
III.3.1 Características de proteção do s pára-raios com centelhadores
No caso de pára-raios com centelhadores as características de proteção são
definidas pela normas IEC e NBR, pela combinação das seguintes curvas
características:
•• Tensão disruptiva de impulso atmosférico x tempo para disrupção
Curva que relaciona a tensão disruptiva de impulso atmosférico ao tempo para
disrupção, obtida a partir de ensaio de tipo para uma forma de onda e
polaridade definidas, porém variando-se as amplitudes.
•• Tensão residual x corrente de descarga 8/20 µµs
Curva que relaciona a tensão residual do pára-raios à corrente de descarga
com forma de onda 8/20 µs
44
•• Tensão disruptiva de impulso de manobra x tempo para disrupção(*).
Curva que relaciona a tensão disruptiva de impulso de manobra ao tempo para
disrupção, obtida a partir de ensaio de tipo em pára-raios de 10 kA com
tensões nominais superiores a 100 kV e pára-raios de 15 kA(**) e 20 kA(**).
(*) Não aplicável ao projeto de norma da NBR referente a pára-raios de
ZnO com centelhadores.
(**) Utilizados somente na NBR 5287/88, aplicável a pára-raios de SiC.
O nível de proteção para impulso atmosférico é definido pelo valor máximo
entre a tensão disruptiva de impulso atmosférico cortado na frente dividida por
1,15; a tensão disruptiva de impulso atmosférico normalizado; e a tensão residual
à corrente de descarga nominal do pára-raios.
O nível de proteção para impulso de manobra é definido pelo valor máximo
entre a tensão disruptiva de impulso de manobra e a tensão residual para uma
dada corrente de descarga.
Nos pára-raios com centelhadores as características de proteção são geralmente
definidas pelas características das tensões disruptivas de impulso do pára-raios.
III.3.2 Características de proteção do s pára-raios sem centelhadores
No caso dos pára-raios sem centelhadores as características de proteção são
definidas pela IEC 60099-4/2001, pela combinação dos seguintes ensaios:
• Tensão residual para impulsode corrente com frente íngreme de 1 µs;
• Curva característica "tensão residual x corrente de descarga 8/20 µs”
• Tensão residual para impulso de manobra
Detalhes sobre os ensaios acima descritos são apresentados na Seção V.
O nível de proteção para impulso atmosférico do pára-raios é definido pelo
valor máximo entre a tensão residual para impulso de corrente com frente íngreme
dividida por 1,15 e o maior valor de tensão residual à corrente de descarga
nominal, obtidos para as amostras de ensaio durante o ensaio de tipo.
O nível de proteção para impulso de manobra é definido como o valor máximo
da tensão residual para uma amplitude de corrente especificada, obtido para as
amostras de ensaio durante o ensaio de tipo.
45
As características de proteção dos pára-raios são apresentadas nos catálogos
técnicos de diversos fabricantes. No entanto, em caso da não disponibilidade
dessas informações, pode-se considerar os valores apresentados nas Tabelas
III.1 a III.3 abaixo, obtidos das normas técnicas publicadas pela IEC /2-3/:
Tabela III.1 – Níveis máximos de proteção de pára-raios com centelhadores
Tensão Forma de onda aplicada
Nominal Imp. Frente ingreme Imp. atm. normalizado Tensão residual
Ur(kVef) 5 kA 10 kA 5 kA 10 kA 5 kA 10 kA
1,2 a 10 4,15.Ur ----- 3,60.Ur ----- 3,60.Ur -----
10 a 120 3,85.Ur 3,20.Ur 3,33.Ur 2,80.Ur 3,33.Ur 2,80.Ur
Tabela III.2 – Níveis máximos de proteção de pára-raios sem centelhadores
Tensão Tensão residual – Forma de onda aplicada
Nominal
Ur
Impulso de frente
rápida 1/20 µµs
Impulso atmosférico
8/20 µµs
Imp. de manobra
30/60 µµs
(kVef) 2,5 kA 5 kA 2,5 kA 5 kA 2,5 kA 5 kA
0,175 a 2,9 3,7 a 5,0.Ur 2,7 a 4,0.Ur 3,3 a 4,5.Ur 2,4 a 3,6.Ur ----- -----
3 a 29 4,0.Ur 2,7 a 4,0.Ur 3,6.Ur 2,4 a 3,6.Ur ----- -----
30 a 132 4,0.Ur 2,7 a 3,7.Ur 3,6.Ur 2,4 a 3,3.Ur ----- -----
Tabela III.3 – Níveis máximos de proteção de pára-raios sem centelhadores
Tensão Tensão residual - Forma de onda aplicada
Nominal
Ur
Impulso de frente
rápida 1/20 µµs
Impulso atmosférico
8/20 µµs
Imp. de manobra
30/60 µµs
(kVef) 10 kA 20 kA 10 kA 20 kA 10 kA 20 kA
3 a 29 2,6 a 4,0.Ur ----- 2,3 a 3,6.Ur ----- 2,0 a 2,9.Ur -----
30 a 132 2,6 a 3,7.Ur 2,6 a 3,1.Ur 2,3 a 3,3.Ur 2,3 a 2,8.Ur 2,0 a 2,6.Ur 2,0 a 2,3.Ur
144 a 342 2,6 a 3,7.Ur 2,6 a 3,1.Ur 2,3 a 3,3.Ur 2,3 a 2,8.Ur 2,0 a 2,6.Ur 2,0 a 2,3.Ur
360 a 756 2,6 a 3,1.Ur 2,6 a 3,1.Ur 2,3 a 2,8.Ur 2,3 a 2,8.Ur 2,0 a 2,3.Ur 2,0 a 2,3.Ur
46
III.4 Princípio de operação dos pára-raios
Para que se possa entender de forma mais clara a filosofia de aplicação dos pára-
raios para a proteção dos equipamentos instalados ao longo das redes de
distribuição e subestações, torna-se necessário entender o princípio de
funcionamento dos diferentes tipos de pára-raios atualmente existentes.
III.4.1 Princípio de operação dos pára-raios com centelhadores:
Seja um pára-raios com centelhadores conectado entre uma fase e o terra de um
determinado sistema elétrico, e energizado com uma tensão alternada de
freqüência fundamental. Em condição de regime permanente a impedância do
conjunto de centelhadores série é da ordem de centenas de Megaohms, muito
maior do que a impedância dos resistores não-lineares, da ordem de dezenas de
ohms (no caso pára-raios de SiC) a alguns kilohms (no caso de pára-raios de ZnO
com centelhadores).
Desta forma, a tensão do sistema estará aplicada quase que em sua totalidade
sobre o conjunto de centelhadores, originando uma corrente de fuga que flui
através do pára-raios da ordem de dezenas de microàmperes a alguns
miliàmperes, dependendo do projeto construtivo do centelhador utilizado. A curva
característica "tensão disruptiva de impulso (atmosférico ou de manobra) x tempo
para disrupção" desse tipo de pára-raios é apresentado na curva A da Figura III.1.
Figura III.1 –Princípio básico de funcionamento de
um pára-raios com centelhadores
Ao ocorrer uma sobretensão de origem atmosférica ou de manobra no sistema
(curva B da Figura III.1), caracterizada por uma forma de onda, amplitude e
duração, haverá a disrupção dos centelhadores no instante em que a amplitude da
47
sobretensão atingir o ponto da curva característica “tensão disruptiva de impulso x
tempo” do pára-raios (ponto C da Figura III.1).
Neste instante flui pelo pára-raios uma corrente de descarga, cuja amplitude
depende das características do sistema e do pára-raios. Devido as características
não-lineares dos blocos de SiC (ou de ZnO) a impedância dos elementos não-
lineares durante a passagem da corrente de descarga é de alguns poucos ohms.
O produto da corrente de descarga que flui pelo pára-raios com a impedância dos
elementos não-lineares produz uma tensão entre os terminais dos elementos. Se
desprezarmos a tensão de arco dos centelhadores essa tensão, denominada
tensão residual, estará aplicada entre os terminais do pára-raios.
Pelo fato dos centelhadores do pára-raios estarem conduzindo, uma vez
terminada a sobretensão fluirá através do pára-raios uma corrente de freqüência
fundamental, denominada corrente subsequente. A amplitude dessa corrente
depende basicamente da amplitude da tensão de freqüência fundamental, da
impedância dos resistores não-lineares (que tende a retornar aos valores iniciais
de regime permanente) e da polaridade da sobretensão em relação ao instante da
sua ocorrência sobre a onda de tensão de freqüência fundamental.
O pára-raios desempenhará satisfatoriamente o ciclo de serviço acima descrito se
houver a extinção do arco nos centelhadores e a conseqüente interrupção da
corrente subsequente. Este processo ocorre geralmente após a primeira
passagem da corrente subsequente pelo zero (no caso de pára-raios com
centelhadores parcialmente ativos) e antes do zero, no caso dos centelhadores
ativos, providos de bobina de sopro magnético /5/.
Em pára-raios de SiC, a amplitude da corrente subsequente está na faixa de 50 a
200 Acr para os pára-raios classe distribuição e de 100 a 250 Acr em pára-raios
classe estação.
No caso dos pára-raios de ZnO com centelhadores, a amplitude dessa corrente é
geralmente da ordem de centenas de miliàmperes a 1Acr.
Deve ressaltada a importância da não-linearidade dos elementos na característica
"tensão x corrente" para o bom desempenho dos pára-raios, os quais devem
apresentar:
- uma impedância elevada em condições de regime permanente e
posteriormente a passagem do impulso de corrente, de modo a facilitar a
extinção do arco nos centelhadores quando da passagem da corrente de
seguimento;
- uma impedância de valor mais baixo possível, quando da passagem do
impulso de corrente, de forma a permitir uma proteção adequada aos
equipamentos.
48
O ciclo de operação desse tipo de pára-raios pode ser visualizado na Figura III.2.
Figura III.2 – Ciclo de operação de um pára-raios com centelhadores
Em projetos de pára-raios com centelhadores, cuidados devem ser tomados com
relação ao desempenho permanente e transitório desses pára-raios sob condições
de ambientes poluídos, e com relação aos efeitos das capacitâncias na
distribuição de tensão ao longo dos centelhadores que compõem os pára-raios.
Em pára-raios aplicados a sistemas de Alta e Extra Alta Tensões, o efeito das
capacitâncias parasitas também deve ser considerado /5/.
III.4.2 Princípio de operação dos pára-raios sem centelhadores:
A 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 algumasvezes bastante adversas, podem ser
eventualmente solicitados por sobretensões temporárias ou transitórias que impõe
aos pára-raios uma quantidade de energia que deve ser dissipada para o meio
externo, afim de garantir a estabilidade térmica do pára-raios.
49
Portanto, cuidados devem ser tomados quando da seleção do tipo e das
características dos pára-raios, em função das reais necessidades dos sistemas.
A característica "tensão x corrente" típica de um elemento de ZnO é apresentada
na Figura III.3.
Figura III.3 – Característica “ tensão x corrente” dos elementos de ZnO
É possível verificar da figura a existência de três regiões bem distintas:
- A região de baixas tensões aplicadas, correspondente a região de operação
dos pára-raios em condições de regime permanente;
- A região altamente não-linear de tensões intermediárias, onde pequenas
variações na tensão acarretam em grandes variações na corrente. Para esta
região verifica-se uma pequena dependência da temperatura;
- Região de altas correntes, onde há a predominância dos grãos de ZnO.
A despeito das descargas atmosféricas e das solicitações de manobra, onde os
pára-raios atuam como equipamentos limitadores, é esperado que os pára-raios
de ZnO apresentem uma propriedade isolante em condições de regime
permanente. Esta propriedade é essencial para a extensão da vida útil dos pára-
raios e para a operação confiável de um sistema de potência.
50
O princípio básico de operação de um pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) pode
ser entendido a partir do circuito elétrico equivalente simplificado para um
elemento de ZnO, apresentado na Figura III.4.
Figura III.4 - Circuito equivalente simplificado para um elemento de ZnO
Nesta figura r representa a resistência dos grãos de ZnO, RCI a resistência não-
linear da região intergranular e CCI a capacitância formada pelos grãos de ZnO
separados pela região intergranular. Os valores de RCI e CCI são dependentes do
campo elétrico, da freqüência e da temperatura.
Seja um pára-raios de ZnO sem centelhadores conectado entre uma fase e o terra
de um sistema elétrico e energizado com uma tensão alternada de freqüência
fundamental. Em condições de regime permanente a relação entre a resistividade
do material que compõe a região intergranular e a resistividade dos grãos de ZnO
é da ordem de 1010 Ω.cm.
Desta forma, durante a operação em regime permanente a tensão aplicada ao
pára-raios é distribuída sobre as regiões intergranulares e os elementos de ZnO
apresentam uma impedância extremamente elevada da ordem de Megohms,
originando uma corrente de fuga contínua da faixa de microampères.
A corrente de fuga total que flui internamente pelos pára-raios de ZnO possui duas
componentes: a componente capacitiva, predominante na tensão de operação do
pára-raios e com forma de onda senoidal, sendo pouco influenciada pelo efeito da
temperatura; e a componente resistiva, responsável pelas perdas no pára-raios,
caracterizada por apresentar distorções harmônicas face às características não
lineares das regiões intergranulares e cuja resistividade é variável e fortemente
dependente do campo elétrico aplicado, da temperatura e da freqüência.
51
A corrente de fuga total que flui pelo pára-raios para uma dada tensão aplicada
será, portanto, o somatório das componentes capacitiva e resistiva, tomadas
instantaneamente. Uma vez que esta corrente apresenta características não
senoidais, pode-se utilizar a Série de Fourier para a determinação de suas
componentes e do conteúdo de harmônicos presentes.
Aplicando-se a Série de Fourier aos pára-raios, tem-se:
onde i(t) corresponde a corrente de fuga total que flui pelo pára-raios.
Assumindo-se que a corrente de fuga que flui pelo pára-raios apresenta uma
característica tal que as formas de onda dos ciclos positivos e negativos sejam
simétricas, o termo “I0/2” será nulo e a série de Fourier dessa função conterá
somente harmônicos ímpares.
Considerando-se a tensão com forma de onda v(t) = Vm .sen(wt), os termos em
seno correspondem a componente resistiva da corrente, enquanto que a
componente capacitiva é definida pelos termos em coseno. Assim as
componentes resistiva e capacitiva da corrente apresentam as seguintes
características:
Os termos A1.sen(wt) e B1.cos(wt) constituem a componente fundamental da
corrente total (também denominada de 1o harmônico), enquanto que An.sen(nwt) e
Bn.cos(nwt) constituem o n-ésimo termo e correspondem ao n-ésimo múltiplo
inteiro da freqüência fundamental.
A característica típica da corrente total que flui pelo pára-raios de ZnO quando da
aplicação da máxima tensão de operação contínua do pára-raios é apresentada
na Figura III.5 /6/. Na figura, a componente resistiva da corrente corresponde a
amplitude da corrente no instante em que a tensão atinge a sua amplitude
máxima.
Pára-raios novos geralmente apresentam, para a tensão operativa do sistema,
uma componente resistiva com amplitude da ordem de 10% a 20% da corrente
total, dependendo das características dos elementos de ZnO.
Cos(nwt)B(nwt)senA............
wt)3(cosBwt)3(senA(wt)cosB(wt)senA2
Ii(t)
nn
3311
0
⋅+⋅+
+⋅+⋅+⋅+⋅+=
(nwt)senA...........wt)5(senAwt)3(senA(wt)senA(t)i n531RES ⋅++⋅+⋅+⋅=
(nwt)cosB...........wt)5(cosBwt)3(cosB(wt)cosB(t)i n531CAP ⋅++⋅+⋅+⋅=
52
Figura III.5 – Corrente total dos pára-raios
Um exemplo da variação da componente resistiva da corrente e da corrente total
com o campo elétrico aplicado e a temperatura é apresentado na Figura III.6, para
um dado tipo de elemento de ZnO.
Figura III.6 - Variação da componente resistiva da corrente
com o campo elétrico e a temperatura
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
1,0 10,0 100,0 1000,0 10000,0
Corrente de fuga (uAcr)
T
en
sã
o 
ap
lic
ad
a 
(k
V
ef
)
Itotal-20
Itotal-60
Itotal-100
Iresistiva-20
Iresistiva-60
Iresistiva-100
53
Verifica-se na figura uma forte dependência da temperatura e do campo elétrico
sobre a componente resistiva da corrente na região de operação do pára-raios (no
exemplo, para tensões de 2,0 a 2,5 kV).
Para pequenos valores de tensões aplicados até as proximidades da máxima
tensão contínua de operação observa-se uma característica aproximadamente
linear para os elementos de ZnO, com uma variação da componente resistiva da
corrente aproximadamente constante em relação a corrente total, ou seja, a
resistividade da camada entre grãos se mantém aproximadamente constante.
Para tensões acima deste valor, observa-se um aumento da componente resistiva
da corrente em relação a corrente total, fato que pode ser entendido pela redução
da resistividade das camadas entre grãos com o aumento do campo elétrico. O
aumento da componente resistiva da corrente em relação a corrente total pode ser
bem visualizado para tensões próximas a tensão de referência dos elementos de
ZnO, onde há uma predominância da componente resistiva para a corrente total,
devido a uma redução significativa da resistividade das camadas entre grãos.
Com relação a temperatura, observa-se o efeito do coeficiente de temperatura
negativo para a resistência. Um aumento de temperatura através dos elementos
de ZnO acarreta em um aumento na componente resistiva da corrente que circula
através desses elementos. A variação da componente resistiva da corrente com a
temperatura para um elemento de ZnO, quando da aplicação da máxima tensão
contínua de operação, pode ser melhor visualizada na Figura III.7.
Figura III.7 –Variação da componente resistiva da corrente com a
temperatura, para um elemento de ZnO diâmetro de 75 mm
Observa-se da figura uma variação exponencial da componente resistiva da
corrente com a temperatura.
0,1
1
10
0 20 40 60 80 100 120 140
Temperatura (graus Celcius)
C
or
re
nt
e 
re
si
st
iv
a 
(m
A
cr
)
54
O comportamento da componente resistiva da corrente em função da temperatura
é de fundamental importância para a avaliação e o diagnóstico corretos dos pára-
raios instalados nos sistemas. O aumento da corrente resistiva que flui pelos pára-
raios, para uma dada solicitaçãode tensão, acarreta em um aumento das perdas,
reduzindo a capacidade de absorção de energia dos pára-raios, fato que pode
conduzir à sua instabilidade térmica (incapacidade de dissipar uma determinada
quantidade energia proveniente de uma sobretensão temporária ou transitória),
que leva a falha completa do pára-raios.
De forma a se detectar pára-raios degradados ou em fase de início de
degradação, empresas concessionárias de energia elétrica e grandes
consumidores industriais têm estabelecido procedimentos para medições
periódicas da componente resistiva da corrente de fuga ou de seus componentes
harmônicos, associado a um diagnóstico confiável das informações obtidas em
campo. Estes procedimentos possibilitam, em muitas das vezes, a detecção de
pára-raios envelhecidos e a retirada programada desses pára-raios de serviço
antes da ocorrência da falha.
Quando da ocorrência de uma sobretensão de origem atmosférica ou de manobra
caracterizada por uma forma de onda, amplitude e duração, haverá a condução do
pára-raios no instante em que a amplitude da sobretensão atingir o ponto da curva
característica "tensão residual x corrente de descarga".
Nesse instante, a resistência das regiões intergranulares se reduz abruptamente a
valores da ordem de alguns poucos ohms, fluindo uma corrente de descarga cuja
amplitude é função basicamente das características do sistema e do pára-raios.
A tensão residual que aparece nos terminais do pára-raios consiste no produto da
corrente de descarga pela impedância elementos de ZnO.
Uma vez terminada a sobretensão, os terminais dos pára-raios ficarão novamente
submetidos a tensão do sistema. Com a redução da tensão aplicada sobre os
terminais dos pára-raios os elementos de ZnO retornam imediatamente a uma
condição de elevada impedância.
No entanto, para que este tipo de pára-raios desempenhe satisfatoriamente o seu
ciclo de serviço é necessário que os elementos de ZnO utilizados na montagem
dos pára-raios sejam capazes de dissipar as energias absorvidas durante as
sobretensões temporárias e transitórias e manter-se termicamente estáveis,
quando da aplicação de tensão alternada de freqüência fundamental,
posteriormente a ocorrência da sobretensão. Diz-se que um pára-raios de ZnO é
termicamente estável se após um ciclo de operação, responsável pela elevação
de temperatura do pára-raios, a temperatura dos elementos de ZnO decresce com
o tempo, quando o pára-raios é energizado a uma tensão contínua de operação
especificada e para uma dada condição de temperatura.
55
Conforme descrito anteriormente, os pára-raios de ZnO estarão submetidos
permanentemente a uma tensão de serviço fase-terra, além de eventuais
solicitações devido às sobretensões temporárias e aos surtos atmosféricos ou de
manobra. Tais solicitações podem provocar uma degradação progressiva na
estrutura físico-química dos elementos de ZnO, que pode vir a afetar a sua
estabilidade térmica. Portanto, a estabilidade térmica consiste em um ponto de
especial atenção nos projetos de pára-raios sem centelhadores.
Existe uma temperatura crítica, que depende do projeto do pára-raios, da
temperatura ambiente, das características térmicas do invólucro e da tensão
aplicada, acima da qual os elementos de ZnO apresentam dificuldades de dissipar
o calor gerado por efeito Joule. Ao absorver uma quantidade de energia elevada a
temperatura dos elementos de ZnO aumenta rapidamente, com uma redução na
sua resistência (decorrente do efeito do coeficiente de temperatura negativo para
a resistência). Verifica-se então um aumento da componente resistiva da corrente
de fuga com o aumento da temperatura pelos elementos de ZnO. Se o calor
gerado pelos elementos de ZnO exceder a capacidade de dissipação de calor do
pára-raios, ocorrerá uma avalanche térmica, resultado de uma realimentação
positiva dada por: aumento de temperatura → aumento da componente resistiva
da corrente → aumento do calor gerado → aumento da temperatura.
A compreensão do comportamento dos pára-raios de ZnO quanto a estabilidade
térmica e o efeito de degradação físico-química dos elementos não-lineares de
ZnO é feita com base na Figura III.8.
Figura III.8 –Características potência consumida por um elemento de ZnO e
potência dissipada pelo invólucro
56
Como pode ser observado na figura, existem dois pontos de interseção entre as
curvas de perdas elétricas nos elementos de ZnO e a capacidade de dissipação
de calor pelo invólucro: o ponto de operação a baixa temperatura, denominado
ponto de operação estável; e o limite de estabilidade, denominado ponto de limiar
da estabilidade. Em ambos os pontos há a condição de equilíbrio térmico, ou seja,
a potência gerada nos elementos de ZnO é igual a potência dissipada para o meio
externo. Porém este equilíbrio é estável somente no ponto de operação estável.
Se a potência gerada pelos elementos de ZnO exceder a capacidade de
dissipação de potência pelo invólucro haverá um excesso de energia sobre os
elementos de ZnO com o aumento progressivo da temperatura, causando a
instabilidade térmica e a danificação do pára-raios, se a temperatura estiver acima
do limite de estabilidade. Se a temperatura estiver abaixo do ponto de operação,
haverá uma tendência de sua elevação até o ponto de operação. Por outro lado,
se a potência dissipada pelo invólucro exceder a potência gerada pelos
elementos, a temperatura através do elemento de ZnO diminuirá com o tempo,
tendendo a atingir a temperatura correspondente ao ponto de operação.
Para assegurar a estabilidade térmica estando o pára-raios de ZnO operando no
seu ponto de operação (ponto de equilíbrio estável), a elevação de temperatura
dos elementos de ZnO, após uma solicitação temporária ou transitória
(correspondente a uma sobretensão atmosférica ou de manobra), deverá ser
inferior a variação de temperatura entre os pontos de operação e de limite de
estabilidade. Este conceito está diretamente relacionado a capacidade de
absorção de energia do pára-raios.
A degradação físico-química acarreta em um aumento da potência gerada pelos
elementos de ZnO para uma determinada condição de tensão e temperatura.
Como conseqüência, há um deslocamento na curva de potência gerada pelos
elementos de ZnO, estabelecendo-se novos pontos de operação e de limiar de
estabilidade. Este deslocamento da curva, provoca uma redução na máxima
elevação de temperatura permitida para assegurar a estabilidade térmica do pára-
raios.
Comparando os princípios de funcionamento dos pára-raios com e sem
centelhadores, pode-se verificar uma série de vantagens para os pára-raios sem
centelhadores, entre os quais destacam-se:
- A simplicidade da construção, devido a ausência dos centelhadores, que
aumenta a confiabilidade dos pára-raios;
- Características de proteção bem definidas devido a ausência dos
centelhadores;
- Ausência de tensões disruptivas, eliminando os efeitos bruscos sobre os
enrolamentos de transformadores e reatores;
- Ausência de correntes subsequentes;
57
- Melhor desempenho sob contaminação, proveniente de uma melhor
distribuição de tensão ao longo do pára-raios;
- Maior capacidade de absorção de energia, com a possibilidade da utilização de
pára-raios em paralelo;
- Os pára-raios de ZnO entram e saem de condução suavemente.
III.5 Critérios para seleção e aplicação do s pára-raios na proteção dos
sistemas elétricos
Como já descrito anteriormente, os pára-raios ao serem instalados nos sistemas
elétricos tem por finalidade proteger os equipamentos dos sistemas contra
sobretensões atmosféricas ou de manobra. Quando aplicados na proteção de
redes de distribuição ou linhas de transmissão, a função principal é a proteção
contra descargas atmosféricas.
Vários aspectos devem ser considerados para a proteção dos equipamentos,
entre os quais as características de proteção dos pára-raios (seção III.3 – Capítulo
III), e o nível de suportabilidade dos equipamentos a serem protegidos (seção I.2 –
Capítulo I). Apesar da proteção coordenada ser importante para toda a
subestação, esta proteçãoé mais importante para os transformadores, devido ao
seu custo e a complexidade do seu isolamento interno.
A seguir são apresentados os passos a serem seguidos para um estudo de
seleção e aplicação dos pára-raios visando a coordenação do isolamento pelo
método determinístico.
(1) Determinar a máxima tensão eficaz fase-terra a frequência
fundamental, a ser considerada no ponto de instalação do pára-raios:
Esse parâmetro servirá como referência e corresponde a 1,0 pu.
(2) Seleção da tensão nominal do p ára-raios:
O critério de seleção da tensão nominal do pára-raios dependerá do tipo de pára-
raios utilizado:
A aplicação dos pára-raios com centelhadores requer a garantia de que em caso
da ocorrência de uma sobretensão temporária no sistema, não irá ocorrer a
disrupção dos centelhadores série evitando, desta forma, a absorção de uma
energia que o pára-raios não possui condições de dissipar e que resultaria em sua
falha.
Neste caso, para se evitar a falha do pára-raios devido a uma sobretensão
temporária, a seleção da tensão nominal do pára-raios (Un) deve ser igual ou
superior a máxima sobretensão temporária no ponto de aplicação do pára-raios.
58
No caso da aplicação de pára-raios sem centelhadores, a escolha da tensão
nominal será baseada em duas condições, descritas a seguir:
(a) Os pára-raios sem centelhadores apresentam um valor limite de tensão
eficaz de freqüência fundamental que pode ser aplicado continuamente
entre os seus terminais sem alterações no seu desempenho elétrico. Este
valor de tensão é definido como a Máxima Tensão Contínua de Operação
(MCOV) do pára-raios.
(b) Devido a elevada capacidade de absorção de energia dos elementos de
ZnO é possível que esses elementos absorvam, por um determinado
tempo, uma quantidade de energia proveniente de sobretensões
temporárias, e tenha condições de dissipa-la sem afetar as suas
características de operação e de proteção. Essa característica do pára-raios
é definida pela curva “ Tensão de freqüência fundamental x tempo”
(TOVPR) e depende basicamente das características dos elementos de ZnO
utilizados.
Desta forma, quando da utilização de um pára-raios sem centelhadores, deve-se
garantir que:
• A MCOV do p ára-raios seja igual ou superior à máxima tensão op erativa
do sistema no ponto de aplicação do p ára-raios e que,
• Quando da ocorrência de uma sobretensão temporária, a característica
tensão de freqüência fundamental versus tempo do pára-raios deve
exceder a característica amplitude da sobretensão temporária versus
duração para o sistema.
Uma curva típica “tensão de freqüência fundamental versus tempo”, bem como os
procedimentos para a seleção da tensão nominal de pára-raios aplicados em
subestações são apresentadas no capítulo IV.
Como uma aproximação, a amplitude e a duração das sobretensões temporárias
com durações entre 0,1 s e 100 s, podem ser convertidas para uma amplitude
equivalente - Ueq, com uma duração de 10 s (correspondente ao tempo de
aplicação da tensão nominal no ensaio ciclo de operação):
Ueq Amplitude da sobretensão temporária equivalente de 10 s;
Ut Amplitude da sobretensão temporária;
Tt Duração da sobretensão temporária em s;
m Expoente que descreve a característica “tensão em freqüência fundamental
versus tempo” de um pára-raios. Para diferentes projetos de pára-raios este
expoente varia entre 0.022 e 0.018. Valor médio considerado 0.02.
m
t
teq 10
T
UU 



⋅=
59
(3) Estimar a intensidade e a forma de onda da mais severa corrente de
descarga do pára-raios:
Como regra geral, a corrente de descarga nominal de um pára-raios pode ser
selecionada considerando-se:
- A importância e o grau de proteção desejado: os níveis de proteção
determinados por correntes de maiores amplitudes e taxas de crescimento
aumentam com a confiabilidade da proteção;
- Número de linhas conectadas quando da operação do pára-raios: devido a
reflexões de ondas trafegantes, a corrente de descarga do pára-raios depende
da impedância de surto de linhas e cabos conectados em paralelo;
- O nível de isolamento da linha: as correntes de descarga atmosférica
prospectivas aumentam quando as linhas são providas de um maior nível de
isolamento (postes de madeira totalmente isolados), a menos que a descarga
ocorra tão próxima ao pára-raios que a impedância e o isolamento da linha não
possam influenciar o surto;
- A probabilidade de ocorrência das descargas atmosféricas de amplitude
elevada: a amplitude das correntes de descarga atmosféricas varia dentro de
uma ampla faixa de valores. As linhas construídas em áreas de alta densidade
de descarga para a terra possuem uma maior chance de serem atingidas por
correntes de amplitude elevada;
- Desempenho da linha e as condições ambientais: as correntes de descarga
atmosférica e suas taxas de crescimento são funções das taxas de ocorrência
das descargas de retorno e das taxas de falha de blindagem das linhas (ou
taxas de disrupção quando de linhas não blindadas) que estão dentro de
alguma distância limite das subestações. Taxas de falha mais altas (mais
baixas) aumentam (diminuem) a provável amplitude e taxa de crescimento da
corrente de descarga do pára-raios.
As correntes de coordenação apropriadas para surtos atmosféricos dependem
fortemente da eficiência da blindagem da linha.
Como visto anteriormente, no caso de linhas completamente blindadas o seu
desempenho frente às descargas atmosféricas é baseada nas suas taxas de
falhas de blindagem e de descarga de retorno. Se a posição do(s) cabo(s) pára-
raios em relação aos condutores fase é tal que a linha possa ser considerada
efetivamente blindada (protegida por descargas diretas), então o número de falhas
da linha devido à descargas diretas nos condutores de fase é desprezível, sendo
então as descargas de retorno o mecanismo predominante de descarga sobre a
isolação da linha. Em ambos os casos a amplitude da corrente de descarga do
pára-raios pode ser estimada por:
60
IMAX Corrente de descarga que flui pelo pára-raios, em ampères.
IC Corrente de coordenação do pára-raios
UCF0 Tensão disruptiva crítica de polaridade negativa da linha , em volts
Vr Tensão residual do pára-raios para impulso atmosférico (para o valor
estimado da corrente de coordenação), em volts.
Z0 Impedância de surto monofásica da linha, em ohms.
Esta relação assume que a descarga disruptiva da linha ocorra à uma distância
considerável da subestação, ou que os condutores fase são atingidos sem que
isso resulte em uma descarga disruptiva. De outra forma, a porção da corrente de
descarga total descarregada através do pára-raios pode variar consideravelmente
em função de todos os parâmetros envolvidos.
Quando a blindagem não abrange toda a extensão da linha, torna-se provável
uma maior corrente de descarga nos pára-raios. Neste caso, é necessário
considerar:
(1) A densidade de descargas para terra;
(2) A probabilidade de descargas na linha que excedem um valor determinado;
(3) O percentual da corrente de descarga total que descarrega através do pára-
raios.
Para redes de distribuição e no caso de pára-raios instalados no final de linha uma
estimativa da intensidade máxima de corrente de descarga que flui pelo pára-raios
pode ser determinada pela seguinte equação:
IMAX Corrente de descarga que flui pelo pára-raios, em ampères.
E0 Corresponde a 1,2 vezes o nível de isolamento para impulso atmosférico da
linha, em volts.
Vr Tensão residual do pára-raios para impulso atmosférico, em volts.
Z0 Impedância de surto da linha, em ohms.
A experiência indica que um grau de proteção satisfatório é obtido se as seguintes
recomendações forem observadas.
( )
0
rCFO
CMAX Z
VU4,2
II
−⋅==
( )
0
r0
MAX Z
VE2
I
−⋅=
61
Faixa 1 - acima de 1 kV (Seção I.2): Pára-raios de 5 kA, 10 kA
ou 20 kA
- Em sistemas da faixa 1, nos quais as distâncias entre os pára-raios são
pequenas (menos de 5 km), os pára-raios dos transformadores de distribuição
projetados para uma corrente de descarga nominal de 5 kA têm se mostrado
suficientemente confiáveis, mesmo quando no casodos transformadores
conectados a linhas com postes de madeira e cruzetas não aterradas.
- Em sistemas com tensões até 72,5 kV, pára-raios projetados para uma
corrente de descarga nominal de 5 kA podem ser adequados em áreas com
baixa densidade de descargas para a terra e quando de linhas aéreas
efetivamente blindadas e com baixa impedância de pé de torre. Os pára-raios
com uma corrente de descarga nominal de 10 kA são mais adequados para
instalações importantes particularmente em áreas com alta densidade de
descargas para a terra ou de elevada resistência de aterramento.
- Em sistemas com tensões superiores à 72,5 kV, pára-raios com corrente de
descarga nominal de 10 kA são geralmente recomendados.
Faixa 2: Pára-raios de 10 kA ou 20 kA
- Para sistemas com tensões menores ou iguais a 420 kV, pára-raios com
corrente de descarga nominal de 10 kA geralmente são suficientes.
- Sistemas com tensões superiores a 420 kV, podem requerer pára-raios com
corrente de descarga nominal de 20 kA.
(4) Determinar a capacidade de absorção de energia dos pára-raios:
Além de suportarem as energias provenientes das sobretensões temporárias, os
pára-raios de ZnO devem ser capazes de absorver as energias provenientes das
sobretensões transitórias que ocorrem nos sistemas, causadas por :
- Energização ou religamento de linhas longas;
- Abertura de bancos de capacitores ou cabos, através de disjuntores que
permitam o reacendimento (restrike);
- Descargas atmosféricas diretas sobre os condutores fase das linhas aéreas de
transmissão ou descargas sobre as estruturas próximas às subestações ou
sobre os cabos pára-raios, provocando descargas de retorno ”backflashover”
nas cadeias de isoladores.
62
Estudos específicos envolvendo simulações computacionais devem ser
realizados, de modo a se obter as máximas energias a serem absorvidas pelos
pára-raios. A partir desses estudos, é definida a capacidade mínima de absorção
de energia dos pára-raios, que deve ser maior do que as energias máximas
obtidas nos estudos. No caso de pára-raios aplicados a sistemas de Extra Alta
Tensões deve-se avaliar principalmente as energias absorvidas devido às
sobretensões de frente lentas, geralmente oriundas de manobras nos sistemas.
Em muitas das vezes, a realização de estudos computacionais mais específicos
não é de fácil implementação. Neste caso, conhecidos os níveis de proteção dos
pára-raios, as energias absorvidas por esses podem ser estimadas pelas
equações abaixo, apresentadas no Guia de Aplicação de pára-raios – referência
IEC 99.5 /7/.
(4.1) Descargas atmosféricas :
EPR Energia absorvida pelo pára-raios durante a descarga atmosférica (joules);
Upl Nível de proteção para impulso atmosférico do pára-raios ( V );
UCFO Tensão disruptiva crítica (polaridade negativa) do isolamento da linha ( V );
Z0 Impedância de surto monofásica da linha ( Ω );
N Número de linhas conectadas ao pára-raios;
Td Duração equivalente da corrente de descarga atmosférica (em segundos),
incluindo a primeira descarga e as subsequentes. Valor típico: 300 µs.
A equação acima é obtida da integração de uma sobretensão com decaimento
exponencial.
(4.2) Energização e religamento de linhas:
Ups Nível de proteção para impulso de manobra do pára-raios ( V );
UL Amplitude da sobretensão ao longo da linha ( V );
Z0 Impedância de surto monofásica da linha ( Ω );
Td Tempo de transito ao longo da linha, igual ao comprimento dividido pela
velocidade de propagação da onda na linha ( segundos ).
0
dpl
pl
CFO
plCFOPR Z
TU
U
U2ln1UNU2E
⋅
⋅













 ⋅+⋅⋅−⋅=
( )
0
d
psLpsPR Z
T
UUU2E ⋅−⋅⋅=
63
(4.3) Manobra de bancos de capacitores ou cabo:
Os bancos de capacitores atualmente instalados em empresas concessionárias de
energia elétrica e consumidores industriais variam de poucas dezenas a várias
centenas de MVAR, sendo atualmente conectados tanto em Delta como em
Estrela, podendo ser neste caso em estrela aterrada ou isolada.
Apesar de que uma parcela significativa dos disjuntores atualmente instalados são
livres de “restrike”, em muitos dos casos estes bancos são chaveados várias
vezes ao dia, aumentando a probabilidade da obtenção de transitórios elevados
resultantes dessas manobras.
Além disso, os procedimentos para a verificação do comportamento do disjuntor
de “restrike-free” inclui um número limitado de aplicações e ensaios. Desta forma,
a utilização de pára-raios na proteção de bancos de capacitores não somente
fornece proteção ao banco em caso de ocorrência de reacendimento “restrike”,
como também reduz a probabilidade de ocorrência de “restrikes” uma vez que a
carga residual armazenada sobre os capacitores é reduzida.
A aplicação de pára-raios na proteção de bancos de capacitores pode ser
justificada por uma série de fatores, sendo os principais descritos a seguir /8/:
- Evitar as falhas nos capacitores em caso da ocorrência de reacendimento
“restrike” ou falha nos disjuntores;
- Reduzir a probabilidade da ocorrência de “restrikes” múltiplos em disjuntores;
- Prolongar a vida útil dos capacitores instalados, através da redução dos
elevados valores de sobretensões resultantes dos chaveamentos dos bancos;
- Proteger os bancos de capacitores conectados às linhas contra sobretensões
transitórias de origem atmosférica.
A referência /7/ apresenta a seguinte equação para a determinação da energia
absorvida pelos pára-raios durante manobras de bancos de capacitores:
C Capacitância do banco de capacitores ou do cabo ( µF );
Uo Tensão de operação fase-terra, valor de crista ( kV );
UR Tensão nominal do pára-raios, valor eficaz ( kV ).
A equação acima considera a situação mais crítica, correspondente a ocorrência
de reacendimento em disjuntores “restrike” durante a manobra do banco de
capacitores.
( ) ( )  ⋅−⋅⋅⋅=
2
r
2
sisPR V2V3C2
1
E
64
Um fator importante que deve ser considerado quando do estudo da absorção de
energia devido a manobras de bancos de capacitores, é a relação entre a
capacidade de absorção de energia e a corrente de descarga que flui pelo pára-
raios. De acordo com as referências /8/ e /9/, a capacidade de absorção de
energia dos elementos de ZnO apresenta uma dependência com as
características da corrente de descarga: uma menor capacidade de absorção de
energia é obtida para os elementos de ZnO quando da ocorrência de impulsos de
corrente com menores durações.
A energização de um banco de capacitores ocasiona a circulação de correntes
transitórias (correntes de “inrush”) de amplitudes elevadas e de curta duração,
cuja freqüência depende basicamente da capacitância do banco de capacitores e
das indutâncias do circuito. A amplitude e os efeitos dessas correntes podem ser
reduzidos por meio da utilização de equipamentos de manobra com pré-inserção
de resistores série, ou reatores em série com os bancos, ou ainda uma
combinação de ambos.
Geralmente a duração das correntes de descarga que fluem pelos pára-raios
resultantes das manobras de bancos de capacitores, é muito menor do que as
durações das correntes transitórias obtidas durante o ensaio de descarga de
linhas de transmissão, definido pela norma técnica IEC 60.099-4 / 2001 /3/. Por
outro lado, a amplitude das correntes provenientes de descargas de bancos de
capacitores geralmente são maiores do que a amplitude das correntes
representativas de manobras de linhas de transmissão estabelecidas na IEC.
Desta forma, para se definir a capacidade de absorção de energia requerida para
os pára-raios, quando da proteção de bancos de capacitores, torna-se necessário
determinar, além das energias a serem absorvidas, as características das
correntes de descarga que fluem pelo pára-raios, resultantes das manobras do
banco de capacitores.
Uma estimativa da corrente que flui pelo pára-raios durante a manobra de um
banco de capacitores conectado em estrela aterrada, é proposta na referência /9/:
IA Corrente que flui pelo pára-raios ( kA );
Vsis Tensão nominal do sistema ( kV valor eficaz fase-fase );
VR Tensão residual para surto de manobra do pára-raiosà corrente IA ( kV );
IF Corrente de falta do sistema no ponto de localização do pára-raios ( kA );
C Capacitância monofásica do banco de capacitores ou do cabo ( µF ).
( )( ) ( )
sis
F
2
sisR
2
sis
A
V39
CIV82,0VV6,2
I
⋅
⋅⋅⋅−−⋅
=
65
Para capacitores shunt instalados em um banco trifásico aterrado, a capacitância
monofásica do banco pode ser dada por:
C Capacitância monofásica do banco de capacitores ( µF );
Qbc Potência reativa trifásica do banco de capacitores ( MVar );
Vsist Tensão nominal do sistema - valor eficaz fase-terra ( kV );
Uma relação entre a capacidade de absorção de energia do pára-raios em função
da corrente de descarga que flui por esse é apresentada na Figura III.9 /9/.
Verifica-se na figura uma redução na capacidade de absorção de energia dos
pára-raios a partir de uma amplitude de corrente de descarga estabelecida,
quando da aplicação de impulsos de corrente de manobra com freqüências mais
altas.
Figura III.9– Relação entre a capacidade de absorção de energia e
a corrente de descarga que flui pelo pára-raios
A curva apresentada na figura é específica para um determinado fabricante /9/. É
recomendável que os fabricantes apresentem informações referentes aos seus
pára-raios, para uma análise mais criteriosa e precisa do comportamento dos
pára-raios quando da manobra de bancos de capacitores. No entanto, na ausência
dessas informações, pode-se considerar válida a aplicação da relação
apresentada na figura acima.
2
sis
6
bc
V3
10Q
C
⋅ω⋅
⋅=
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50
Corrente (pu d a corrente de descarga máx.)
C
ap
ac
id
ad
e 
de
 a
bs
or
çã
o 
de
 
E
ne
rg
ia
 (
pu
) 
66
A referência /8/ sugere considerar a capacidade de absorção de energia do pára-
raios para descargas de bancos de capacitores equivalente a 80% do valor para a
“energia de um impulso”, apresentado em seus catálogos técnicos.
Outro fator importante é conhecer a máxima corrente de descarga, a partir da qual
poderá ocorrer uma redução na capacidade de absorção de energia do pára-raios.
Detalhes específicos quanto a determinação da capacidade de absorção de
energia dos pára-raios aplicados em redes de distribuição e subestações
encontram-se nos Capítulos IV e V, respectivamente.
Uma vez determinada as energias mínimas requeridas pelos pára-raios para os
diferentes eventos e conhecendo-se a tensão nominal do pára-raios utilizado, é
possível obter-se a energia necessária para os pára-raios, em kJ / kV da tensão
nominal.
Outros casos podem resultar em grande absorção de energia pelo pára-raios
como por exemplo, a utilização de fusíveis limitadores de corrente, ou quando da
instalação de pára-raios com baixo nível de proteção.
As Figuras III.10 a III.12 abaixo, apresentam informações baseadas em ensaios
experimentais. realizados em laboratório quanto às energias específicas
absorvidas pelos pára-raios em kJ / kV nominal em função da relação entre a
tensão residual do pára-raios e a sua tensão nominal /10/.
Figura III.10 Energia específica ( kJ / kV nominal) em função da relação
entre a tensão residual (Ua) e a tensão nominal (Ur) –
Parâmetro: Descarga de linhas de transmissão
67
Figura III.11 Energia específica ( kJ / kV nominal) em função da relação
entre a tensão residual (Ua) e a tensão nominal (Ur) –
Parâmetro: Impulso de corrente elevada 4/10 µµs. O nível de proteção válido
para a amplitude da corrente considerada.
Figura III.12 Energia específica ( kJ / kV nominal) em função da relação
entre a tensão residual (Ua) e a tensão nominal (Ur) –
Parâmetro: Impulso de corrente 8/20 µµs. O nível de proteção válido para a
ampli tude da corrente considerada.
68
(5) Definição da corrente suportável de falta:
De modo a evitar riscos a pessoas e aos demais equipamentos instalados nas
suas proximidades, os pára-raios devem ser projetados para suportar
mecanicamente os efeitos das correntes de curto-circuito, em caso de sua
eventual falha.
Em pára-raios com invólucro de porcelana ou poliméricos que apresentem
espaçamentos internos de ar entre os elementos ativos e a parte interna do
invólucro o dispositivo de alívio de sobrepressão deve atuar, de modo a evitar a
fragmentação ou explosão do invólucro. No caso de pára-raios poliméricos sem
espaçamentos internos de ar, esses devem suportar mecanicamente os esforços
da corrente de curto-circuito sem liberação ou desprendimento de sua parte ativa.
No caso de uma eventual falha do pára-raios flui através desse uma corrente
correspondente a corrente prospectiva de curto-circuito do sistema, que pode ser
determinada por:
IFALTA Corrente de curto-circuito do sistema no ponto de instalação ( kAef );
PCC Potência de curto-circuito do sistema no ponto de instalação ( MVA );
Vn Tensão nominal do sistema ( kV ).
Conhecendo-se a corrente de curto-circuito do sistema é possível estabelecer a
corrente de alívio de sobrepressão (para pára-raios de porcelana) ou a corrente
suportável de falta (para pára-raios polimérico). Desta forma, os pára-raios devem
ser dimensionados em função da máxima corrente de curto-circuito do sistema, no
ponto de instalação do pára-raios.
(6) Condições de serviço (ambientais):
Quando da especificação de um pára-raios deve-se levar em consideração as
condições ambientais em relação ao ponto de instalação do pára-raios.
Os níveis de poluição, aplicados a invólucros de porcelana, são definidos pela
norma técnica IEC 60.815, de acordo com 4 níveis:
- Nível de poluição leve: distância de escoamento de 16 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição moderado: distância de escoamento de 20 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição alto: distância de escoamento de 25 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição muito alto: distância de escoamento de 31 mm / kVfase-fase
( )
n
CC
FALTA
V3
MVAP
I
⋅
=
69
O usuário deve especificar a distância mínima de escoamento em função das
características da região onde os pára-raios serão instalados. Pára-raios com
invólucro de porcelana apresentam geralmente distâncias de escoamento na
ordem de 20 mm / kVfase-fase, enquanto que os pára-raios com invólucro polimérico
apresentam valores geralmente superiores a 25 mm / kVfase-fase
(7) Determinar as características de proteção do pára-raios escolhido:
Uma vez definida as características do pára-raios o próximo passo é obter os seus
níveis de proteção para impulsos atmosférico e de manobra.
A característica de proteção dos pára-raios depende basicamente do tipo de pára-
raios utilizado, devendo estar abaixo dos valores normalizados.
(8) Localizar o pára-raios o mais próximo possível do equipamento a ser
protegido:
Os pontos de aterramento dos pára-raios e dos equipamentos devem, se possível,
ser interligados eletricamente.
(9) Determinar a tensão na isolação a ser protegida, que resultará da
limitação imposta ao pára-raios, levando em conta as distâncias de
separação e outros fatores aplicáveis ao po nto de utili zação.
No Capítulo I, foram apresentadas informações sobre os princípios básicos de
coordenação do isolamento não sendo considerados, naquele momento, os
efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação entre os pára-raios e
os equipamentos protegidos.
No entanto, de forma a otimizar a proteção dos equipamentos devido as
sobretensões, deve-se determinar a tensão nos terminais dos equipamentos
protegidos considerando os efeitos dos cabos de conexão e da distância de
separação.
As correntes de descarga ao fluírem através da indutância dos cabos de ligação
dos pára-raios provocam uma queda de tensão (VL = L . di / dt) que deve ser
adicionada a tensão residual do pára-raios correspondente a amplitude da
corrente de descarga. O comprimento total desses cabos é medido do ponto no
qual é realizada a conexão da linha ao terminal de alta tensão do pára-raios até o
ponto em que é feita a interconexão do ponto de neutro pára-raios com o terra do
equipamento protegido.
Um valor de tensão usualmente utilizado é de 5,25 kV / metro de cabo de ligação,
para uma taxa de crescimento da correntede 4 kA / µs.
70
Embora as tensões nos cabos de ligação dos pára-raios desenvolvidas nos níveis
de coordenação do isolamento de 10 kA e 20 kA com forma 8/20 µs sejam
aproximadamente um quarto e metade do valor de 5,25 kV / metro,
respectivamente, é importante manter os comprimentos tão curtos quanto
possível. O efeito do comprimento dos cabos de conexão é mais crítico em redes
expostas a descargas diretas e localizadas em regiões com elevada incidência de
descargas atmosféricas, onde impulsos de corrente atmosféricos podem
apresentar amplitudes e taxas de crescimento bem superiores aos usualmente
utilizados. Por exemplo, para uma taxa de crescimento da corrente de 10 kA/µs, o
acréscimo de tensão devido aos efeitos de conexão será de 13 kV/m de conexão.
Comprimentos excessivos dos cabos de ligação podem eliminar o fator de
segurança definido para a margem de proteção para impulsos atmosféricos.
Os pára-raios de distribuição são utilizados freqüentemente para proteção de um
único equipamento e, portanto, devem ser conectados tão próximo quanto
possível do equipamento protegido o que reduz os efeitos da distância de
separação.
Já os pára-raios classe estação apresentam geralmente uma distância de
separação em relação aos equipamentos protegidos, distância esta que provoca
uma tensão que deve ser adicionada a tensão residual dos pára-raios quando da
determinação da tensão nos terminais dos equipamentos protegidos. Como regra
geral, a tensão no equipamento protegido é maior que a tensão residual do pára-
raios. Por conseguinte, é sempre recomendável a redução da distância de
separação entre o pára-raios e o equipamento protegido a um valor mínimo
possível.
Detalhes quanto aos procedimentos para a determinação do efeito da distância de
separação são apresentados no Capítulo IV.
(9). Determinar as tensões suportáveis nominais de impulso da isolação a
ser protegida (seção I.2 – Capítulo I).
(10). Verificar se as margens de proteção estão adequadas:
A margem de proteção para surtos atmosféricos ou de manobra é definida como
a diferença entre o nível mínimo de suportabilidade do equipamento e o nível
máximo de proteção do pára-raios para as sobretensões acima, acrescidos dos
efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação, quando necessário.
Quanto maior for a margem de proteção, menores riscos de danos por
sobretensões terão os equipamentos protegidos.
A proteção adequada de um equipamento pode ser realizada com base em
comparações de pontos distintos da curva “tensão x tempo”.
71
Existem três relações de proteção em uso que comparam os níveis de proteção
com os níveis de suportabilidade correspondentes, conforme apresentado na
seção I.3.2, adicionando-se os efeitos dos cabos de conexão e da distância de
separação.
TSIACF Tensão suportável de impulso atmosférico cortado na frente
NPFO Nível de proteção do pára-raios para frente de onda
∆V Tensão a ser adicionada ao nível de proteção do pára-raios devido
aos efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação entre
o pára-raios e o equipamento protegido.
Para isolamento em óleo, em ar e sólidos de origem inorgânica a tensão
suportável de impulso atmosférico cortado na frente pode ser considerada como
sendo igual a 1,15 vezes a tensão suportável nominal de impulso atmosférico.
Para isolamento sólido de origem orgânica a tensão suportável de impulso
atmosférico cortado é considerada como sendo igual a tensão suportável nominal
de impulso atmosférico.
TSNIA Tensão suportável nominal de impulso atmosférico
NPIA Nível de proteção do pára-raios para impulso atmosférico
∆V Tensão a ser adicionada ao nível de proteção do pára-raios devido
aos efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação entre
o pára-raios e o equipamento protegido.
TSNIM Tensão suportável nominal de impulso de manobra
NPIM Nível de proteção do pára-raios para impulso de manobra
Equipamentos aplicados em sistemas de Alta e Extra Alta tensões apresentam as
características de suportabilidade para surtos de manobra definidas (Tabela A.3 –
Seção I.2 – Capítulo I).
( )tVNPFO
TSIACF
MP1 ∆+
=
( )tVNPIA
TSNIA
MP2 ∆+
=
NPIM
TSNIM
MP3 =
72
Já no caso dos equipamentos aplicados a sistemas de distribuição e de
transmissão com máximas tensões operativas até 245 kV (Tabela A.2 – Seção I.2
– Capítulo I), não se dispõe geralmente das informações referentes a
suportabilidade a surtos de manobra. Neste caso, considera-se a suportabilidade
para surtos de manobra como sendo equivalente a 83% da tensão suportável
nominal de impulso atmosférico.
Como regra geral, as margens de proteção MP1 e MP2 devem ser no mínimo de
20%. Todavia, na prática, tem-se observado a existência de sistemas de proteção
com margens de proteção (MP) muito acima de 20%. Quando os pára-raios são
conectados diretamente ao equipamento protegido os efeitos de separação e dos
cabos de conexão são minimizados. Neste caso, a margem de proteção MP1
usualmente pode ser desprezada.
III.6 Referências bibliográficas
/1/ NBR 5287, "Pára-raios de resistor não-linear a Carboneto de Silício (SiC)
para circuitos de potência de corrente alternada – Especificação”, 1988.
/2/ IEC 99-1 “Surge Arresters - Part 1: "Non-linear resistor type gapped surge
arresters for a.c. systems", 1991.
/3/ IEC 60099-4 “Surge Arresters - Part 4: "Metal-Oxide surge arresters without
gaps for a.c. systems", 2001.
/4/ ANSI C62.11, "IEEE Standard for Metal-Oxide surge arresters for AC power
circuits", 1993.
/5/ Martinez, M.L. B., “Pára-raios Convencionais a Carboneto de Silício”,
Seminário Técnico - Técnicas e Critérios de Monitoramento de Pára-raios
de SiC e ZnO em Subestações e Avaliação dos Resultados, Rio de Janeiro,
29 e 30 de Abril de 2002.
/6/ Draft IEC 37/195/CDV, “Surge Arresters – Section 6: Diagnostic indicators
of metal-oxide surge arresters in service”, Amendment 1 to IEC 99-5, 1998
/7/ IEC 99-5, “Surge arresters – Part 5: Selection and application
recommenndations”, First Edition, 1996. 
/8/ ABB Technical information “Guidelines for Selection of surge Arresters for
Shunt Capacitor Banks”.
/9/ Ohio Brass Co., “Application Guide – DynaVar Metal-Oxide Surge
Arresters”, Bulletin EU-HR 10/90.
/10/ Strenstron L., “Proposal for a test procedure to determine the arrester
energy capability as function of the duration of current flow”, SC33-92
(WG11) IWD.
/11/ Dájuz, Ary. Et alii, “Equipamentos Elétricos – Especificação e Aplicação em
Subestações de Alta Tensão”, Furnas Centrais Elétricas, Universidade
Federal Fluminense / EDUFF, 1985
/12/ CEPEL / ELETROBRÄS, “Curso sobre Pára-raios de Distribuição, Estação
e Linhas de Transmissão – CPAR”, Outubro 1977.
73
/13/ Martinez, M. L. B., “Pára-raios para sistemas de Média Tensão –
Características Técnicas e Aplicação a Sistemas de Potência”; Dissertação
de Mestrado, EFEI, Dezembro 1992.
/14/ De Franco, J. L., “Curso sobre pára-raios”, CEPEL, Novembro 1986.
/15/ ANSI IEEE Std C62.22, “IEEE Guide for the Application of Metal-Oxide
surge Arresters for Alternating-Current Systems”, 1991.
74
IV Pára-raios para aplicação em redes de distribuição
IV.1 Aspectos construtivos:
Existem atualmente três tipos construtivos de pára-raios sendo produzidos para
aplicação em redes de distribuição: pára-raios de Carbeto de Silício (SiC), pára-
raios de Óxido de Zinco (ZnO) com centellhadores, e os pára-raios de Óxido de
Zinco (ZnO) sem centelhadores.
Os pára-raios com centelhadores são encapsulados em invólucros de porcelana e
apresentam a corrente de descarga nominal de 5 kA . Os pára-raios de ZnO sem
centelhadores têm sido produzidos com encapsulamento em porcelana e
polimérico. Os pára-raios com invólucro de porcelana são de 5 kA, enquanto que
os pára-raios poliméricos apresentam projetos para correntes de descarga
nominais de 5 kA e 10 kA.
A Figura IV.1 ilustra os diferentes tipos construtivos de pára-raios de distribuição
com e sem centelhadores, montados em invólucros de porcelana e polimérico.
Figura IV.1 - Detalhes construtivos de pára-raios de distribuição come sem
centelhadores, montados em invólucros de porcelana e polimérico.
Considerando que os pára-raios de distribuição apresentem bons projetos elétrico
e mecânico dos sistemas de vedação, bem como sejam adequadamente
selecionados e instalados nas redes elétricas estima-se que a sua vida útil seja de
aproximadamente 15 anos.
75
No entanto, na prática, os pára-raios de distribuição não vêm apresentando o
desempenho esperado, sendo constatadas alterações significativas no seu
desempenho que resultam, em muitas das vezes, na operação inadequada ou até
mesmo na falha dos pára-raios com menos de cinco anos de operação
comprometendo, desta forma, a confiabilidade do pára-raios e a continuidade no
fornecimento de energia elétrica dos sistemas de distribuição.
Embora a maioria dos pára-raios atualmente adquiridos pelas empresas de
energia sejam do tipo ZnO com invólucro polimérico, ainda existem vários pára-
raios de SiC instalados nas redes elétricas. A taxa de falha anual dos pára-raios
atualmente instalados nos sistemas de distribuição é estimada em 5%. Há uma
tendência na redução significativa dessa taxa devido a substituição progressiva
dos pára-raios com centelhadores por pára-raios de ZnO com invólucro polimérico
ao longo dos últimos anos.
Estudos realizados por empresas concessionárias de energia e laboratórios de
pesquisa têm identificado as principais causas que afetam o desempenho dos
pára-raios. Todos os estudos realizados apontam como a principal causa de falhas
dos pára-raios a penetração de umidade por perda de estanqueidade do invólucro,
sendo esta causa responsável por aproximadamente 80 a 90 % de todas as falhas
verificadas em pára-raios de distribuição. Um resumo do trabalho desenvolvido
pela Ontario Hydro, o qual descreve o percentual do número total de pára-raios
falhados atribuídos às diferentes causas de falhas é apresentado na Figura IV.2.
1.5
85.6
5.9 4.5 2.5
0
20
40
60
80
Cau s as d e falh as
P
er
ce
nt
ua
l d
o 
to
ta
l d
e 
fa
lh
as
penetração de 
umidade
descarga
contaminação
aplicação 
inadequada
desconhec ida
Figura IV.2 - Causas de falhas atribuídas a pára-raios de distribuição
A perda de estanqueidade em pára-raios de distribuição pode ocorrer 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; e trincas ou fissuras na
porcelana. Devido ao espaçamento interno de ar existente nos pára-raios com
invólucros de porcelana, a penetração de umidade pode resultar em condensação
de umidade e corrosão de seus componentes metálicos.
76
Literaturas apontam as falhas de projeto como responsáveis por 53% das falhas
dos pára-raios por penetração de umidade. O envelhecimento do sistema de
vedação corresponde a 18% das falhas /1/.
Pára-raios com centelhadores com presença de umidade em seu interior
apresentam, geralmente, variações significativas nas suas características
disruptivas. Em muitos casos, os níveis da tensão disruptiva a freqüência
fundamental chegam a valores tão baixos que uma sobretensão temporária pode
resultar na disrupção dos centelhadores, com a conseqüente falha do pára-raios.
Já com relação aos elementos não-lineares, a absorção de umidade afeta
significativamente a sua característica “tensão x corrente”. Nos blocos de Carbeto
de Silício verifica-se um aumento significativo nas amplitudes das correntes
subsequentes, reduzindo a possibilidade de sua extinção; e um aumento brusco
nos valores de tensão residual à corrente de descarga nominal, aumento esse que
pode comprometer a isolação do equipamento protegido quando da operação do
pára-raios. Há registros comprovados de queima de transformadores pela
operação de pára-raios com seus níveis de proteção comprometidos.
No caso de elementos a base de ZnO, a presença de umidade altera
significativamente a característica “tensão x corrente” em toda a faixa de
operação do pára-raios, acarretando no aumento da componente resistiva da
corrente na tensão de operação do pára-raios, com conseqüente redução da sua
capacidade de absorção de energia (Seção III.4.2 – Capítulo III); bem como os
seus níveis de proteção, podendo comprometer a isolação dos equipamentos
protegidos.
Pelo acima exposto a penetração de umidade altera as características dos pára-
raios de distribuição, alterações estas que podem conduzir a falha do pára-raios
seguida da passagem da corrente de curto-circuito do sistema. Conforme visto
anteriormente, devido as características construtivas dos pára-raios (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 produz a formação de gases de alta
pressão que tendem a provocar a fragmentação do invólucro ou até mesmo a
explosão do pára-raios, caso esse não possua características mecânicas
suficientes para suportar e eliminar os gases de alta pressão.
De acordo com as informações disponíveis na Figura IV.2 as descargas
atmosféricas são responsáveis por aproximadamente 6% das falhas verificadas
nos pára-raios. Se atentarmos para o fato de que muitos dos pára-raios falhados
devido ao efeito das descargas atmosféricas apresentavam presença de umidade
em seus elementos ativos (blocos de resistência não-lineares e centelhadores,
quando presentes) pode-se imaginar que a descarga atmosférica foi uma
conseqüência, sendo a causa principal da falha a presença de umidade. Desta
forma, pode-se concluir que aproximadamente 90% das falhas que ocorrem nos
pára-raios de distribuição deve-se a presença de umidade no interior dos pára-
raios.
77
A contaminação também tem uma parcela significativa no índice de falhas em
pára-raios. No caso de pára-raios com centelhadores, o efeito da contaminação
deve-se em parte a má distribuição de tensão na parte interna dos pára-raios e a
transferência de arco que se dá entre a parte externa e interna da porcelana,
proveniente da corrente de fuga externa que flui pelo invólucro. Os fatores acima
descritos acarretam em disrupção dos centelhadores série em freqüência
fundamental. Já nos pára-raios sem centelhadores a causa principal é a
degradação dos elementos de ZnO, proveniente da distribuição de tensão não
uniforme na porcelana seguida pela geração de descargas internas que produzem
alterações irreversíveis na composição interna do gás, afetando as características
dos elementos de ZnO.
A experiência de campo com a aplicação de pára-raios com invólucro polimérico
tem demonstrado que este tipo de projeto de pára-raios é menos propenso a
penetração de umidade, quando comparado aos pára-raios com invólucro de
porcelana. Isso deve-se ao fato dos pára-raios com invólucro polimérico aplicados
a redes de distribuição não apresentarem espaçamento interno de ar (Figura IV.1).
Existem basicamente três concepções de projetos para pára-raios poliméricos:
- Na primeira, o invólucro polimérico é moldado e posteriormente encapsulado
sobre o conjunto de blocos de ZnO envoltos em um material de fibra de vidro
impregnado em resina epoxi. A interface entre o material de fibra de vidro e a
parte interna do invólucro polimérico é geralmente preenchida por fluído de
silicone;
- Na segunda, o invólucro polimérico é injetado diretamente sobre o conjunto de
blocos encapsulado em um material de fibra de vidro impregnado em resina
epoxi. Essa concepção de projeto apresenta como maior vantagem a
eliminação quase que total da possibilidade de penetração de umidade. Como
desvantagem, há a necessidade de um controle visando um processo de
injeção homogêneo, de forma a evitar a formação de bolhas de ar, que podem
resultar na formação de descargas parciais que pode levar a degradação do
pára-raios ao longo do tempo.
O encapsulamento dos blocos em material de fibra de vidro impregnado em
resina epoxi tem como funções básicas garantir a suportabilidade mecânica
necessária em caso de uma eventual falha do pára-raios, seguida pela
passagem dacorrente de curto-circuito do sistema e facilitar o processo de
montagem.
- Na terceira concepção de projeto o material polimérico é injetado diretamente
sobre os elementos de ZnO. Essa concepção requer, no entanto, maior
tecnologia.
78
Outro aspecto importante dos pára-raios poliméricos está associado às
conseqüências em caso de falha do pára-raios. O projeto mecânico do pára-raios
polimérico deve ser tal que resista mecanicamente a passagem da corrente de
curto-circuito do sistema sem fragmentação ou desprendimento dos elementos
ativos de ZnO, permanecendo intacto após a passagem da corrente de falta.
Para assegurar esta característica os projetos de pára-raios poliméricos devem
ser submetidos aos ensaios de modo de falha, onde são simuladas as condições
de falha do pára-raios seguida pela passagem da corrente de falta do sistema.
A Figura IV.3 ilustra o exemplo de um pára-raios submetido ao ensaio de modo de
falha, através da circulação de corrente com valor simétrico de 10 kA por 10 ciclos.
Figura IV.3 - Detalhes de um pára-raios de distribuição polimérico
submetido ao ensaio de corrente de falta.
As várias vantagens dos pára-raios com invólucro polimérico em relação aos pára-
raios com invólucro de porcelana foram apresentadas no Capítulo III.
Pára-raios poliméricos aplicados a redes de distribuição começaram a ser
adquiridos por empresas concessionárias de energia elétrica brasileiras no início
dos anos 90. Desde então, o processo de aquisição desse tipo de pára-raios vem
crescendo ano a ano, sendo atualmente o tipo de pára-raios predominantemente
adquirido pela maioria das empresas concessionárias de energia no Brasil.
79
IV.2 Critérios básicos para a seleção dos pára-raios para redes de
distribuição
O correto dimensionamento dos pára-raios às características dos sistemas para
onde serão aplicados propicia uma proteção adequada aos equipamentos
protegidos a uma melhor relação entre benefício e custo.
A seguir são apresentadas informações quanto aos procedimentos para a seleção
dos pára-raios aplicados em redes de distribuição primárias. Tais conceitos podem
ser utilizados para aplicação em linhas de distribuição.
(1). Seleção da tensão nominal dos pára-raios:
Os procedimentos básicos para a seleção da tensão nominal dos pára-raios com e
sem centelhadores são apresentados na Seção III.5 – Capítulo III.
Como visto anteriormente, o critério de seleção da tensão nominal do pára-raios
depende do tipo de pára-raios utilizado: No caso de pára-raios com centelhadores,
a seleção da tensão nominal dos pára-raios está relacionada a não disrupção dos
centelhadores para a máxima sobretensão temporária no ponto de aplicação do
pára-raios, enquanto que para os pára-raios de ZnO a seleção da tensão nominal
depende das características de suportabilidade dos pára-raios a essas
sobretensões.
Este conceito é muito importante quando aplicável a pára-raios sem
centelhadores, visto que permite ao usuário especificar um pára-raios com tensão
nominal mais adequada, em função das características do sistema. Esta seleção
adequada, via de regra, permite aos usuários reduzir os custos com a aquisição
dos pára-raios, bem como melhorar as características de proteção oferecida pelos
pára-raios.
Exemplo 1 – Definir a seleção da tensão nominal de um pára-raios considerando
um sistema com as seguintes características:
- Tensão nominal Un: 13,8 kVef
- Máxima tensão operativa do sistema Umax.: 14,4 kVef
- Sistema aterrado na SE: Z1 = 1,0938 + j2,7274
Z0 = 2,0784 + j10,8568
- Duração estimada para a falta: 2 segundos.
Com base nas impedâncias de seqüência positiva e zero obtém-se um fator de
aterramento K = 1,353 (Capítulo I – Seção I.1.1).
Logo, a amplitude da máxima sobretensão temporária, no ponto considerado será:
TOVSIST. = 1,353 . √ 2 . Umax. = 1,353 . √2 . (14,4 / √3) = 15,9 kVcr
80
• Pára-raios com centelhadores:
Vn ≥ TOVSIST. ⇒ Vn ≥ 15,9 / √2 ⇒ Vn ≥ 11,2 kV
Neste caso, o pára-raios deverá apresentar uma tensão nominal de 12 kV.
• Pára-raios sem centelhadores:
MCOVPR ≥ UMax. SIST. ⇒ MCOVPR ≥ 14,4 / √3 ⇒ MCOVPR ≥ 8,3 kVef
A princípio será escolhido um pára-raios com MCOV de 8,4 kV.
Logo, qualquer valor de tensão com valor eficaz superior a 8,4 kV, será
considerado uma sobretensão para o pára-raios. Portanto:
TOVPR ≥ TOVSIST. / (√2.MCOV PR) ⇒ TOVPR ≥ 15,9 / (√2 . 8,40) ⇒ TOVPR ≥ 1,34
O próximo passo consiste em verificar se as características de suportabilidade do
pára-raios para sobretensões temporárias atendem a sobretensão verificada no
sistema. Uma curva típica apresentando a característica “tensão de freqüência
fundamental x tempo” para um pára-raios polimérico de distribuição encontra-se
na Figura IV.4.
Figura IV.4 – Curva característica “ tensão de
freqüência fundamental x tempo”
Alguns fabricantes de pára-raios, especialmente àqueles que seguem as normas
ANSI apresentam curvas características “tensão de freqüência fundamental versus
tempo “ em função da tensão nominal do pára-raios.
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
0,1 1 10 100 1000
Tempo (seg.)
p.
u.
 d
a 
M
C
O
V
81
Verifica-se na curva ‘tensão de freqüência fundamental x tempo” do pára-raios
considerado, uma máxima duração permitida para a sobretensão temporária de
de aproximadamente 100 segundos.
Como essa duração é superior a duração estimada para falta de 2 segundos,
para esse caso o pára-raios com MCOV de 8,4 kV poderia ser aplicado no
sistema. Este pára-raios apresenta uma tensão nominal de 10 kV.
Uma forma bastante conservativa para se definir a tensão nominal do pára-raios
de ZnO consiste na determinação da sobretensão temporária equivalente a
10 segundos, a partir da sobretensão temporária encontrada no sistema. Neste
caso, a amplitude e a duração das sobretensões temporárias com durações entre
0,1 s e 100 s, podem ser convertidas para uma amplitude equivalente - Ueq, com
uma duração de 10 s (correspondente ao tempo de aplicação da tensão nominal
no ensaio ciclo de operação):
Ueq Amplitude da sobretensão temporária equivalente de 10 s;
Ut Amplitude da sobretensão temporária;
Tt Duração da sobretensão temporária em s;
m Expoente que descreve a característica “tensão em freqüência fundamental
versus tempo” de um pára-raios. m = 0,02
De acordo com esse método a tensão nominal do pára-raios deve ser igual ou
superior ao valor da sobretensão equivalente obtida para 10 segundos. Isso
garante a condição mínima do pára-raios de atender aos requisitos prescritos no
ensaio de ciclo de operação.
Utilizando a expressão acima no exemplo, tem-se para uma sobretensão
temporária com amplitude de 15,9 kV durante 2 segundos uma sobretensão
temporária equivalente com amplitude de 15,4 kV por 10 segundos. Segundo esse
critério, bastante conservativo, a tensão nominal do pára-raios deve ser de 12 kV.
(2). Definição da corrente de descarga dos pára-raios:
Detalhes quanto a definição da corrente de descarga de um pára-raios foram
apresentados, de forma genérica, na seção III.5 – Capítulo III.
No caso de pára-raios instalados no final de linha, pode ser utilizada a seguinte
equação de modo a se obter uma estimativa da intensidade máxima de corrente
de descarga que flui pelo pára-raios, quando da ocorrência de um surto:
m
t
teq 10
T
UU 



⋅=
82
IMAX Corrente de descarga que flui pelo pára-raios ( A );
E0 Corresponde a 1,2 vezes o nível de isolamento para impulso atmosférico da
linha ( V );
Vr Tensão residual do pára-raios para impulso atmosférico ( V );
Z0 Impedância de surto monofásica da linha ( Ω ).
A Tabela IV.1, apresenta uma estatística dos valores de corrente de surtos
atmosféricos que fluem pelos pára-raios /2/.
Tabela IV.1 – Correntes de surtos atmosféricos através dos pára-raios
Coluna 1 Percentagem dos locais que recebem correntes de descarga por
ano com amplitudes menores ou iguais às indicadas na coluna 1
Correntes de Rede Rede Rede Rede
Surtos atm. urbana Semi-urbana Rural rural muito
através dos PR Exposta
1 89 70 49 49
2 93 80 68 68
3 96 87 76 76
5 98 93 88 8010 99,5 97 95 85
20 99,5 99 98 91
30 ----- 99,8 99 95
35 ----- 99,9 99,3 98,5
55 ----- ----- 99,9 99,7
65 ----- ----- ----- 99,9
70 ----- ----- ----- -----
Cabe ressaltar que as informações disponíveis na Tabela IV.1 devem ser tomadas
apenas como referência, não devendo se utilizar esses valores para a definição da
corrente de descarga nominal dos pára-raios.
A maioria das empresas concessionárias de energia elétrica brasileiras vêm
adotando pára-raios com corrente de descarga nominal de 10 kA em seus
sistemas de distribuição. Basicamente, pára-raios de 5 kA têm sido especificados
para uso em redes urbanas com baixa incidência de descargas atmosféricas.
(3) Determinação da capacidade de absorção de energia dos pára-raios
As maiores solicitações de energia a que são submetidos os pára-raios em redes
de distribuição são decorrentes dos surtos de origem atmosféricas e das
sobretensões temporárias. Em casos muito raros, as solicitações de manobra
( )
0
r0
MAX Z
VE2
I
−⋅=
83
constituem um fator determinante para a determinação da capacidade de
absorção de energia dos pára-raios aplicados em redes de distribuição aéreas.
A capacidade dos pára-raios suportarem as energias associadas as sobretensões
temporárias é definida pela curva “tensão de frequência fundamental x tempo“ do
pára-raios. Uma vez adequado às características dos sistemas, os pára-raios
absorverão as energias associadas e essas sobretensões.
A energia absorvida por um pára-raios durante a ocorrência de uma descarga
atmosférica pode ser obtida com base na equação apresentada na seção III.5 –
Capítulo III.
A maioria das empresas concessionárias de energia brasileiras vêm adotando os
pára-raios com corrente de descarga nominal de 10 kA, classe 1 de descarga de
linhas de transmissão. Esses pára-raios apresentam, em geral, uma capacidade
de absorção de energia para impulsos de corrente elevada na faixa de
2,5 a 3,5 kJ / kV de tensão nominal. É importante ressaltar que a capacidade de
absorção de energia está associada a uma amplitude de corrente de descarga e
forma de onda da corrente. De modo geral, desempenhos bastante satisfatórios
vêm sendo obtidos por estes pára-raios.
Existem registros de falhas em pára-raios decorrentes da incapacidade de
suportarem elevadas energias associadas a surtos atmosféricos. Pára-raios
instalados em redes rurais ou redes de distribuição urbanas não protegidas por
“blindagens naturais”, podem ser atingidos por descargas atmosféricas diretas.
Neste caso, dependendo da amplitude da corrente, da sua forma de onda, e da
distância entre a incidência da descarga e o ponto de instalação dos pára-raios,
esses poderão vir a falhar. Para evitar falhas de pára-raios em regiões críticas,
algumas empresas vêm realizando testes de campo considerando a aplicação
pára-raios classe 2 de descarga de linhas de transmissão.
(4) Definição da corrente suportável de falta:
Em caso de uma eventual falha do pára-raios estes representam uma baixa
impedância para a terra e são submetidos a corrente de curto-circuito do sistema.
De modo a evitar riscos às pessoas e aos demais equipamentos instalados nas
suas proximidades, os pára-raios devem ser projetados para suportar
mecanicamente os efeitos das correntes de curto-circuito, sem fragmentação ou
desprendimento dos elementos de ZnO (estamos aqui falando de pára-raios de
ZnO com invólucros poliméricos).
Segundo a IEC 99.1/91 (aplicável a pára-raios com centelhadores) os pára-raios
com correntes de descarga nominal de 5 kA podem ser de classe de alívio D ou E
apresentando capacidade de suportar correntes de falta com valores simétricos de
16 kA e 5 kA, respectivamente, por um período mínimo de 0,2 segundos.
84
No entanto, verifica-se na prática que os pára-raios de distribuição com invólucro
de porcelana não apresentam quaisquer dispositivos para aliviar as correntes de
falta oriundas do sistema.
Para os pára-raios de ZnO poliméricos, a norma IEC 60099-4/01 estabelece os
níveis eficazes de corrente presumíveis de falta de 5 kA e 10 kA para os pára-
raios com corrente de descarga nominal de 5 kA; e valores de
10 kA, 16 kA ou 20 kA, para os pára-raios com corrente de descarga nominal de
10 kA classe 1 de DLT. Para todas as correntes acima, o tempo mínimo de ensaio
deverá ser de 0,2 segundos.
O ensaio de baixa corrente com valor eficaz de 600 ± 200 A também deverá ser
realizado para todos os tipos de pára-raios. A duração mínima é de 1 segundo.
É importante ressaltar que quanto maior for o nível de suportabilidade do pára-
raios a correntes de falta mais confiável será o seu desempenho sob situações de
falha. No entanto, o aumento das características de suportabilidade está
diretamente relacionado a um aumento do preço do pára-raios.
(5). Determinação das características de proteção do p ára-raios escolhido:
As características de proteção dos pára-raios devem ser definidas em função dos
níveis de suportabilidade dos equipamentos a serem protegidos; do grau de
importância dos equipamentos e das linhas onde os pára-raios serão aplicados e
do tipo de instalação do pára-raios em relação ao equipamento a ser protegido.
Isto visa garantir uma proteção adequada aos equipamentos contra surtos
atmosféricos e de manobra. Os níveis de proteção oferecidos pelos pára-raios são
apresentados nos catálogos dos fabricantes.
Pode-se dizer que praticamente todos os pára-raios de ZnO, sejam de invólucro
polimérico ou de porcelana, apresentam seus níveis de proteção dentro da faixa
de valores máximos sugerida pela IEC 60099.4/01 (Ver Tabelas III.2 e III.3 -
Seção III.3.2 – Capítulo III). Estes níveis garantem, via de regra, uma proteção
adequada aos equipamentos protegidos tomando-se os cuidados necessários com
os efeitos dos cabos de ligação entre os pára-raios e os equipamentos protegidos,
principalmente em regiões onde há a possibilidade da incidência de correntes de
elevadas amplitudes e/ou elevadas taxas de crescimento.
Quanto aos pára-raios com centelhadores ainda hoje em operação e
comercializados, não se tem uma garantia absoluta dos seus níveis de proteção,
apesar dos limites definidos em norma (apresentados na Tabela III.1 - Seção
III.3.2 – Capítulo III). Casos mais críticos são observados em pára-raios com
tempos de instalação superiores a 10 anos.
85
IV.3 Análise do efeito do s cabos de ligação na proteção do s equipamentos:
Na seção III.5 do Capítulo III, foram apresentadas informações quanto a
importância de se avaliar o efeito dos cabos de ligação entre os pára-raios
instalados em redes de distribuição e os equipamentos protegidos.
É importante que esse efeito seja levado em consideração quando da
determinação das tensões impulsivas de frente rápida nos terminais dos
equipamentos protegidos.
Exemplo 2 – Determinar as margens de proteção para um transformador aplicado
em um sistema de 15 kV, com uma tensão suportável nominal para impulso
atmosférico (TSNIA) de 95 kV. Esse transformador deve ser protegido por um
pára-raios com tensão nominal de 12 kV , corrente de descarga nominal de 10 kA,
apresentando as seguintes características de proteção:
- Tensão residual para impulso de frente íngreme: 48,0 kV
- Tensão residual para impulso atmosférico: 43,2 kV
- Tensão residual para impulso de manobra a 0,5 kA: 34,8 kV
NOTA: Os valores de tensão residual acima correspondem aos níveis
máximos es tabelecidos na Tabela III.3
O comprimento total dos cabos de ligação entre o pára-raios e o transformador é
de 2 metros.
• Determinação da margem de proteção 1 (ondas de frente íngreme)
TSIACF = 1,15 . TSNIA → TSIACF = 1,15 . 95 → TSIACF = 109 kV
NPFO = 48 kV
∆V = ( L . (di / dt) . lc) → ∆V = 1,3 µH/m . (10 kA / 1 µs) . 2 m → ∆V = 26 kV
( )tVNPFO
TSIACF
MP1 ∆+
=
( )tVNPFO
TSIACF
MP1 ∆+
=
2648
109
MP1 +
= %3,4747,1MP1 ==
86
• Determinação da margem de proteção 2 (impulso atmosférico
normalizado)
TSNIA = 95 kV NPIA = 43,2 kV
∆V = ( L . (di / dt) . lc) → ∆V = 1,3 µH/m . (4 kA / 1 µs) . 2 m → ∆V = 10,4 kV
• Determinação da margem de proteção 3 (impulsosde manobra)
TSNIM = 0,83 . TSNIA → TSNIM = 0,83 . 95 → TSNIM = 78,9 kV
NPIM = 34,8 kV
Ainda existem instalados nas redes de distribuição primárias pára-raios de SiC de
projeto antigo, que apresentam níveis de proteção bem superiores aos níveis
atualmente utilizados. Neste caso, o efeito dos cabos de ligação pode se tornar
bastante crítico e tem de ser considerado.
De maneira a tornar desprezível o efeito dos cabos de ligação entre os pára-raios
e os equipamentos protegidos, algumas empresas concessionárias vêm optando
pela instalação dos pára-raios junto aos equipamentos protegidos. No caso dos
transformadores, os pára-raios são instalados junto às suas buchas.
A experiência de campo tem demonstrado que a instalação de pára-raios
poliméricos diretamente na carcaça dos transformadores tem reduzido bastante o
efeito de queima de transformadores por descargas atmosféricas. Esse tipo de
instalação torna-se confiável pelo fato de não haver risco de explosão do pára-
raios, em caso de sua falha.
( )tVNPIA
TSNIA
MP2 ∆+
=
( )tVNPIA
TSNIA
MP2 ∆+
=
4,102,43
95
MP2 +
= %2,7777,1MP2 ==
NPIM
TSNIM
MP3 =
NPIM
TSNIM
MP3 = 8,34
9,78
MP3 = %12727,2MP3 ==
87
IV.4 Referências bibliográficas:
/1/ Martinez, M. L. B., “Pára-raios para sistemas de Média Tensão –
Características Técnicas e Aplicação a Sistemas de Potência”; Dissertação
de Mestrado, EFEI, Dezembro 1992.
/2/ Proteção contra Sobretensão Atmosférica de Redes e Equipamentos de
distribuição”, CERJ
/3/ Campos, M. L. B. et alli, ”Avaliação do desempenho de Pára-raios de
distribuição”; Seminário Nacional de Qualificação de Materiais e
Equipamentos do Setor de Energia Elétrica - SQME, 1997.
/4/ IEC 60.099-4 “Surge Arresters - Part 4: "Metal-Oxide surge arresters without
gaps for a.c. systems", 2001.
88
V Pára-raios para aplicação em Subestações
Atualmente quase todos os pára-raios adquiridos pelas empresas concessionárias
de energia elétrica e grandes consumidores industriais para novos projetos de
subestações, ampliações de subestações existentes ou para a substituição dos
pára-raios convencionais de SiC, são do tipo Óxido de Zinco (ZnO) sem
centelhadores.
Apesar do aumento crescente do número de pára-raios de ZnO, em alguns
países, como por exemplo o Brasil, a grande maioria dos pára-raios atualmente
instalados nas subestações ainda são do tipo Carbeto de Silício (SiC), apesar das
suas limitações tecnológicas, quando comparados aos pára-raios de ZnO sem
centelhadores. Estudos realizados junto às empresas de energia elétrica e
grandes indústrias apontaram que aproximadamente 64% dos pára-raios
instalados nas subestações brasileiras são de Carbeto de Silício (SiC), com
tempos de instalação e de operação médios superiores a 20 anos. Condições
similares têm sido verificadas em outros países. No Brasil algumas empresas de
energia elétrica vêm adotando a utilização de centelhadores com dielétrico de ar
na entrada das subestações com tensões nominais até 138 kV.
Este cenário indica a necessidade de substituição de um grande número de pára-
raios ao longo dos próximos 5 anos, de modo a se manter a confiabilidade
necessária dos sistemas elétricos. Os novos cenários do setor elétrico, associado
a necessidade de grandes investimentos para a modernização do parque de pára-
raios faz com que as empresas concessionárias de energia e grandes
consumidores industriais cada vez mais avaliem a melhor relação entre benefício
e custo para a aquisição de novos equipamentos.
Tais condições podem ser obtidas a partir de critérios bem definidos para a
especificação dos pára-raios. Neste enfoque, torna-se essencial o conhecimento e
o entendimento das características construtivas dos pára-raios, bem como os
critérios para a definição de seus parâmetros.
Desta forma, conhecer os tipos de pára-raios atualmente existentes, seus
aspectos construtivos, bem como os critérios para uma seleção e aplicação
adequadas dos pára-raios tem se tornado fundamental. No presente capítulo, são
abordados os aspectos referentes a aplicação dos pára-raios em subestações,
com ênfase nos pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores, por
serem esses os pára-raios atualmente mais solicitados pelos usuários.
V.1 Aspectos construtivos:
Existem atualmente duas filosofias de pára-raios de ZnO com relação ao tipo de
invólucro: pára-raios com invólucros de porcelana e polimérico. Para ambas as
filosofias, existem diferentes concepções de projeto de montagem, que são
geralmente apresentados pelos fabricantes em seus catálogos técnicos.
89
V.1.1 Pára-raios de ZnO com invólucro de porcelana
Os primeiros pára-raios de ZnO com invólucros de porcelana desenvolvidos para
sistemas de potência foram apresentados ao mercado no final de década de 70.
Na década de 80 diversas empresas japonesas, européias e americanas,
desenvolveram e produziram para-raios de ZnO para aplicação em subestações.
A Figura V.1 apresenta os detalhes construtivos de um pára-raios com invólucro
de porcelana constituído por uma seção.
Figura V.1 – Detalhes de montagem de um pára-raios de porcelana
De um modo geral, o processo de montagem dos pára-raios de porcelana deve
ser tal que os elementos de ZnO se mantenham localizados preferencialmente de
forma concêntrica dentro do invólucro de porcelana, com uma geometria definida
para minimizar os efeitos de distribuição não uniforme de campo elétrico e de
ionização interna, mesmo sob condições severas de poluição externa.
Mecanismos de alívio de sobrepressão devem ser incorporados dentro das
flanges terminais, de modo a evitar a fragmentação ou a explosão violenta dos
pára-raios, em caso de uma eventual falha seguida da passagem da corrente de
curto-circuito do sistema.
Os perfis das saias da porcelana devem garantir uma distância de escoamento
adequada às condições ambientais e características elétricas do invólucro
compatíveis com as características de proteção dos pára-raios. Geralmente os
pára-raios com invólucros de porcelana classe estação apresentam distâncias de
escoamento de 20 mm / kV.
90
V.1.2 Pára-raios de ZnO com invólucro po limérico
Uma evolução tecnológica bastante significativa para os pára-raios de ZnO sem
centelhadores surgiu em meados da década de 80, com o desenvolvimento de
materiais poliméricos para aplicação em pára-raios de alta tensão.
Apesar das diferenças construtivas entre os diferentes fabricantes, existem
atualmente duas concepções de projeto: de pára-raios poliméricos com e sem
espaçamentos internos de ar.
• Pára-raios com espaços internos de ar
Os projetos são equivalentes aos projetos de pára-raios com invólucro de
porcelana. O invólucro polimérico é moldado e posteriormente o conjunto de
blocos de ZnO é inserido dentro do invólucro. De modo a garantir uma boa
sustentação mecânica para o pára-raios, o invólucro é composto de um tudo de
fibra de vidro de alta resistência mecânica sobre o qual o polímero é injetado. Este
tipo de projeto apresenta um espaçamento interno de ar entre a parte
interna do polímero e os blocos de ZnO, sendo necessária a utilização de
dispositivos de alívio de sobrepressão. A Figura V.2, ilustra os detalhes
construtivos de um pára-raios com invólucro polimérico apresentando espaços
internos de ar.
Figura V.2 – Pára-raios po liméricos com espaços internos de ar
• Pára-raios sem espaços internos de ar
Na maioria dos projetos sem espaços internos de ar, os elementos de ZnO são
envoltos em um tubo de fibra de vidro impregnado em resina epoxi. O invólucro
91
polimérico é geralmente aplicado sobre o tubo pelo processo de injeção da
borracha ou de moldagem. Detalhes construtivos de um projeto de pára-raios sem
espaços internos de ar utilizando as características construtivas informadas acima
são apresentados na Figura V.3.
Figura V.3 – Pára-raios po liméricos sem espaços internos de ar
Polímero injetado sobre um tubo d e fibra de vidro
Existem projetos onde os elementos de ZnO são fixados por sustentações
mecânicas, sendo o polímero injetado diretamente sobre o conjunto. Detalhes
desteprojeto são apresentados na Figura V.4.
Figura V.4 – Pára-raios po liméricos sem espaços internos de ar
Polímero injetado sobre e estrutura
1 - Enrolamento de proteção
2 - Invólucro polimérico
3 - Base
4 - Terminal de linha
5 - Contato elétrico entre os blocos
 de ZnO e o terminal de linha
6 - Coluna de blocos de ZnO
7 - Amarração de fibra de vidro
8 - Contato elétrico entre os blocos
 de ZnO e o terminal de terra
92
Os projetos de pára-raios sem espaços internos de ar entre os elementos de ZnO
e o invólucro não requerem dispositivos de alívio de sobrepressão e têm
normalmente se mostrado mais confiáveis em relação a possibilidade de
penetração de umidade.
Outra vantagem deste tipo de projeto está relacionada ao peso do pára-raios,
comparado a um pára-raios apresentando espaços internos de ar de mesmas
características elétricas.
A principal vantagem do projeto de pára-raios com espaços internos de ar está
relacionada a sua maior suportabilidade mecânica em relação aos projetos sem
espaçamentos internos de ar, sendo este tipo de projeto mais recomendado para
aplicações que exigem esforços mecânicos não atendidos pelo outro projeto.
Os pára-raios poliméricos podem ser eletricamente compostos por uma única
seção ou ser do tipo multi-seções, montados em uma única coluna de elementos
de ZnO ou ser do tipo multi-colunas, formados por colunas de elementos de ZnO
dispostas em paralelo.
Alguns fabricantes vêm optando pela montagem de pára-raios multi-colunas para
aplicação em sistemas que requerem uma maior capacidade de absorção de
energia. Neste caso, os pára-raios com arranjo série paralelo são compostos por
dois ou mais conjuntos de elementos de ZnO em paralelo, os quais podem estar
dentro de um mesmo invólucro ou em ínvólucros separados. Para ambas as
construções, cuidados especiais devem ser tomados nos procedimentos de
fabricação e de montagem desse tipo de pára-raios, de modo a se prever uma
repartição de corrente a mais uniforme possível através dos conjuntos em
paralelo.
Desta forma, é fundamental que seja verificada a dispersão entre as colunas em
todas as unidades de pára-raios série-paralelo. Esta verificação pode ser realizada
através do ensaio de repartição de corrente, que consiste em determinar a relação
entre a corrente total aplicada nos pára-raios e a maior corrente obtida em uma
das colunas. Para garantir uma boa capacidade de absorção de energia desses
pára-raios, quando solicitados por sobretensões de manobras ou por descargas
atmosféricas, este ensaio deve ser realizado considerando-se a aplicação de
impulsos de corrente com as formas de onda 8/20 µs e 30/60 µs. Em todos os
pára-raios os valores obtidos para o coeficiente de repartição de corrente devem
estar dentro da faixa declarada pelos fabricantes.
De uma maneira em geral, pára-raios com construção série-paralelo apresentam,
para uma mesma classe de descarga de linhas de transmissão, uma capacidade
de absorção de energia igual ou superior aos pára-raios de uma única coluna.
A Figura V.5, apresenta detalhes de montagem de pára-raios com tensão nominal
de 120 kV, compostos por duas e três colunas.
93
.
Figura V.5 - Arranjos de montagem de pára-raios com duas ou mais colunas
Independente do tipo construtivo considerado, têm sido verificado nos últimos
anos que os dois maiores problemas verificados nos pára-raios com invólucro de
porcelana ao longo do tempo: perda de estanqueidade e fragmentação do
invólucro com ou sem explosão, vêm sendo minimizados pela utilização de pára-
raios com invólucro polimérico.
A experiência de campo tem demonstrado que os pára-raios poliméricos, em
especial àqueles apresentando projetos sem espaçamentos internos de ar, são
bem menos propensos a perda de estanqueidade do que os pára-raios com
invólucro de porcelana, reduzindo a causa mais comum de falha nos pára-raios.
Outro aspecto importante dos projetos construtivos de pára-raios poliméricos está
associado ào efeito em caso de falha do pára-raios, o qual depende do projeto
mecânico construtivo do pára-raios.
Em caso de falha interna nos pára-raios com invólucro de porcelana, existe a
possibilidade de explosão ou fragmentação do invólucro, com riscos de danos aos
equipamentos adjacentes ou mesmo às pessoas próximas ao evento. O mesmo
fenômeno pode ser verificado em pára-raios poliméricos com espaçamento interno
de ar, apesar dos riscos aparentemente serem menores.
Para esses tipos de pára-raios, os projetos do dispositivo de alívio de
sobrepressão e da estrutura mecânica da porcelana ou do tubo de fibra de vidro
(em pára-raios poliméricos) têm uma importância fundamental no desempenho
mecânico dos pára-raios em caso de uma eventual falha.
94
Projetos de pára-raios poliméricos sem espaçamento interno de ar são menos
susceptíveis a fragmentação do invólucro e ao desprendimento de seus
componentes internos. Neste caso, os projetos de pára-raios devem ser
mecanicamente dimensionados de forma que os elementos internos permaneçam
intactos após a passagem de uma corrente de curto-circuito máxima pré
estabelecida, sem a necessidade de utilização do mecanismo de alívio de
sobrepressão usado nos pára-raios de com espaçamentos internos de ar. O
projeto mecânico do pára-raios deve, portanto, resistir à passagem da corrente de
curto-circuito do sistema, sem que ocorra o desprendimento dos elementos.
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.
Devido ao menor peso, maior facilidade e flexibilidade de montagem e pela não
fragmentação ou explosão do invólucro com desprendimento dos elementos de
ZnO, pára-raios com projetos sem espaçamentos internos de ar têm sido
instalados mais próximos aos equipamentos a serem protegidos, melhorando de
modo considerável as características de proteção desses equipamentos quando
da ocorrência de sobretensões atmosféricas, através da redução das tensões
impulsivas nos seus terminais devido ao efeito distância. Em alguns casos, tem
sido prática, a instalação dos pára-raios diretamente na carcaça dos
transformadores.
Em adição, os pára-raios com invólucro polimérico apresentam vantagens em
relação aos pára-raios de porcelana, tornando a sua utilização mais atrativa:
- Melhor desempenho sob contaminação, bem como uma melhor distribuição
de tensão ao longo do pára-raios;
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 ocorre devido a maior distância de escoamento dos projetos de
pára-raios poliméricos comparados aos de porcelana de mesmo comprimento,
associada a elevada capacidade de hidrofobicidade apresentada em materiais
poliméricos, especialmente os polímeros a base de silicone.
Tem sido verificado na prática, que o bom desempenho de invólucros poliméricos
em ambientes altamente contaminados e sujeitos a elevada umidade e elevada
exposição de raios ultra-violeta, está diretamente relacionado com o tipo e a
qualidade do polímero utilizado. Melhores desempenhos em regiões mais críticas
têm sido obtidos com a utilização de materiais apresentando silicone como
polímero base os quais, em geral, apresentam uma maior capacidade de
hidrofobicidade e melhor comportamento sob ação ultravioleta, comparados a
outros tipos de polímeros.
95
Por esta razão, a aplicação de pára-raios poliméricos tem sido amplamente
considerada em ambientes altamente contaminados e agressivos. Pára-raios
poliméricos a base de silicone com uma ou mais seções e uma ou mais colunas
têm apresentado desempenhos altamente satisfatórios em regiões críticas,
independente de suas características construtivas.
No entanto, para aplicações em sistemas de extra alta tensão, ou em regiões de
elevadonível de contaminação, cuidados devem ser tomados com relação as
características do material polimérico empregado na fabricação do invólucro, em
especial com relação às características de envelhecimento por exposição
ultravioleta, trilhamento elétrico e de hidrofobicidade.
- 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, permite a montagem de pára-raios com invólucros de menor
comprimento, facilitando a montagem. Em pára-raios 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 do que 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, manuseio, armazenamento e instalação,
proporcionando uma redução significativa de custos.
- Não necessitam, geralmente, de dispositivos de alívio de sobrepressão
(pára-raios sem espaçamentos internos de ar), tornando o projeto do pára-
raios mais simples e menos custoso;
- 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 dissipação
de calor.
Devido as vantagens técnicas e econômicas apresentadas pelos pára-raios com
invólucros poliméricos, quando comparados aos projetos de pára-raios de
porcelana, a utilização desse tipo de pára-raios em subestações vem crescendo
de uma maneira bastante acentuada. Existe atualmente uma grande quantidade
96
de pára-raios com invólucro polimérico instalados em sistemas com tensões
nominais até 500 kV. No Brasil, empresas concessionárias de energia e grandes
consumidores industriais vêm instalando desde o início da década de 90 pára-
raios poliméricos em sistemas com tensões nominais até 230 kV. Aplicações em
sistemas de 500 kV foram realizadas nos últimos anos.
Geralmente os pára-raios instalados em subestações são providos de contadores
de descarga e de miliamperímetros inseridos no próprio contador. Neste caso,
sub-bases isolantes são utilizadas para isolar o terminal inferior do pára-raios do
ponto de terra.
V.2 Desempenho do s pára-raios instalados em subestações:
Considerando que os pára-raios aplicados em subestações apresentem bons
projetos elétrico e mecânico dos sistemas de vedação, bem como sejam
adequadamente selecionados e instalados, estima-se que a sua vida útil seja em
torno de 20 a 25 anos.
No entanto, na prática, tem sido constatado ao longo dos últimos anos algumas
alterações significativas no seu desempenho que resultam, em muitas das vezes,
na operação inadequada ou até mesmo na falha dos pára-raios com menos de
dez anos de operação comprometendo, desta forma, a confiabilidade do pára-
raios e a continuidade no fornecimento de energia elétrica.
Durante a sua vida útil, os pára-raios são submetidos diferentes solicitações
elétricas e ambientais:
- Tensão normal de operação;
- Sobretensões temporárias;
- Descargas de longa duração ou de alta intensidade e curta duração;
- Contaminação externa do invólucro, quando instalados em ambientes poluídos.
- Variações climáticas, exposição a raios ultra-violeta, umidades elevadas, etc.
Essas solicitações, impostas aos pára-raios individualmente ou em conjunto,
podem afetar e alterar de forma significativa a característica “tensão x corrente”
dos elementos de ZnO através do aumento da componente resistiva da corrente e
das perdas em condições de regime permanente, e da redução da capacidade de
absorção de energia dos pára-raios. Em pára-raios de SiC, além da alterar a
característica “tensão x corrente” dos elementos de SiC, essas solicitações afetam
e alteram as características disruptivas dos centelhadores.
- Tensão normal de operação:
No caso de pára-raios de ZnO sem centelhadores a tensão de serviço pode
provocar, ao longo do tempo, o envelhecimento dos blocos de ZnO.
97
Cuidados devem ser tomados com relação aos efeitos de uma distribuição não
uniforme de tensão ao longo dos invólucros dos pára-raios aplicados em Alta e
Extra Alta Tensões, especialmente em regiões com elevados índices de
contaminação. Esse efeito pode solicitar mais os blocos de ZnO localizados
próximos ao terminal de linha, fazendo com que esses apresentem entre seus
terminais níveis de tensão superiores a sua MCOV.
- Sobretensões temporárias:
Sobretensões temporárias (TOV) de longa duração ocorrem nos sistemas
elétricos. Estas sobretensões têm se mostrado responsáveis por muitas das falhas
verificadas em pára-raios instalados em subestações, em especial os pára-raios
de ZnO. A razão para as falhas dos pára-raios tem sido as severas solicitações de
energia impostas por essas sobretensões, as quais provocam perfurações, trincas
e/ou envelhecimento acelerado em todos ou alguns elementos não-lineares.
- Descargas de longa duração ou de alta intensidade e curta duração:
Chaveamentos de grandes bancos de capacitores ou de linhas longas em vazio,
podem solicitar severamente os pára-raios acarretando, via de regra, na
perfuração, trincas ou descargas externas em todos ou alguns dos elementos não-
lineares que compõem os pára-raios.
Impulsos de alta intensidade e de curta duração, característicos de sobretensões
atmosféricas, podem causar alteração da característica “V x I“ dos elementos não-
lineares, descargas externas ou perfuração em todos ou alguns elementos.
- Contaminação externa do invólucro:
A contaminação externa do invólucro tem se mostrado como um fator bastante
crítico para a degradação dos pára-raios aplicados em subestações, e pode afetar
de forma significa o desempenho dos pára-raios com invólucros de porcelana,
levando-os a degradação e ao envelhecimento.
Depósitos de materiais contaminantes nas superfícies dos invólucros dos pára-
raios, associada a umidade externa, podem causar uma elevação da corrente de
fuga pelo invólucro, provocando uma distribuição de tensão não uniforme interna
ao longo do pára-raios. Este efeito pode causar a disrupção dos centelhadores, no
caso de pára-raios de SiC. Em pára-raios de ZnO, esse efeito pode causar um
aquecimento excessivo em alguns dos elementos de ZnO que compõem o pára-
raios, provocando a degradação desses elementos com aumento da componente
resistiva da corrente de fuga e das perdas, e a conseqüente redução na
capacidade de absorção de energia dos pára-raios.
98
O efeito da contaminação externa do invólucro torna-se mais crítico em pára-raios
constituídos por mais de uma seção onde a corrente de fuga externa pelo
invólucro da seção superior pode ser transferida para a parte interna da seção
inferior devido a transferência galvânica através das flanges metálicas,
aumentando consideravelmente a componente resistiva da corrente e as perdas
através dos elementos de ZnO.
Além disso, a contaminação do invólucro gera o fenômeno de ionização interna no
interior dos pára-raios. Investigações de campo e laboratoriais têm mostrado que
qualquer variação de tensão ao longo da porcelana, resultante de chuva, fumaça
ou poluição, é capaz de gerar descargas internas que produzem alterações
irreversíveis na composição interna do gás, através de reações químicas no gás
de enchimento, queima de oxigênio e criação de componentes químicos.
Em pára-raios de SiC, o efeito acima altera ao longo do tempo as características
disruptivas dos centelhadores e a característica “tensão x corrente” dos elementos
não-lineares de SiC, acarretando na falha do pára-raios.
No caso de pára-raios de ZnO, a ausência de oxigênio e a criação de novos gases
químicos gerados pelas descargas parciaissão responsáveis pelo envelhecimento
acelerado de todos ou alguns dos elementos de ZnO que constituem o pára-raios,
podendo levar a falha do pára-raios ao longo dos anos.
O efeito da contaminação externa pode ser bastante crítico em pára-raios com
invólucros de porcelana, sendo substancialmente atenuado quando da aplicação
de pára-raios com invólucros poliméricos, especialmente em projetos que não
apresentem espaçamentos internos de ar no interior do pára-raios.
O efeito da contaminação pode ser minimizado com o aumento da distância de
escoamento do invólucro. Pára-raios com invólucro de porcelana são geralmente
fabricados para uma distância de escoamento de 20 mm / kV fase-fase, que
corresponde ao nível de contaminação II de acordo com a norma IEC 60.815. O
aumento da distância de escoamento reduz a corrente de fuga para um
determinado nível de contaminação, diminuindo os efeitos da distribuição de
tensão não-uniforme e da ionização interna.
Os fenômenos de degradação e de envelhecimento dos pára-raios podem ser
acelerados pela penetração de umidade no interior dos pára-raios devido a perda
de estanqueidade do invólucro. Tal efeito tem sido bastante crítico em pára-raios
com invólucro de porcelana, principalmente em projetos de pára-raios mais
antigos.
Estudos realizados por empresas concessionárias de energia elétrica e
instituições de pesquisa têm identificado as principais causas que afetam o
desempenho dos pára-raios. Tal como verificado em pára-raios para aplicação em
redes de distribuição, todos os estudos realizados apontam a penetração de
99
umidade por perda de estanqueidade do invólucro como sendo a principal causa
de falha dos pára-raios para subestações, sendo esta causa responsável por
aproximadamente 70 a 90 % de todas as falhas verificadas neste tipo de pára-
raios.
No caso de pára-raios aplicados a subestações, a penetração de umidade 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, trincas ou fissuras que se formam ao longo do tempo
na porcelana ou na cimentação entre a porcelana e flange, por variações bruscas
de temperatura, descolamento da cimentação, entre outras causas.
Problemas de vandalismo também têm sido observados em algumas regiões,
facilitando o ingresso de umidade no interior dos pára-raios com invólucro de
porcelana.
Em pára-raios com centelhadores, a presença de umidade altera as
características disruptivas dos centelhadores e a característica “tensão x corrente”
dos elementos não-lineares, dificultando a capacidade de interrupção da corrente
subsequente e reduzindo a capacidade de absorção de energia dos pára-raios.
A presença de umidade no interior dos pára-raios de ZnO altera a
significativamente a característica “tensão versus corrente” dos elementos de ZnO
em toda a sua faixa de operação, com um aumento da componente resistiva da
corrente e das perdas na tensão de operação do pára-raios; redução da
capacidade de absorção de energia e de seus níveis de proteção, fato que pode
levar o pára-raios a falha por instabilidade térmica e comprometer a isolação dos
equipamentos protegidos, respectivamente.
O aumento da corrente de fuga resistiva que flui pelo pára-raios, para uma dada
solicitação de tensão, e a redução na capacidade de absorção de energia pode
levar os pára-raios à uma instabilidade térmica quando de uma solicitação
temporária ou transitória, acarretando na sua falha, que é seguida pela passagem
da corrente de curto-circuito fase-terra do sistema. Nesse 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 curto-circuito gera a formação de gases de alta pressão que tendem a
provocar a fragmentação do invólucro ou até mesmo a sua explosão, caso esse
não possua dispositivos de alívio de sobrepressão.
Outro ponto que deve ser considerado é a possibilidade de religamentos da
subestação. Havendo uma falha do pára-raios, esse representa um curto-circuito
para o sistema, provocando a atuação da proteção. Quando do religamento, existe
uma probabilidade de explosão do pára-raios devido a passagem da corrente de
curto-circuito, uma vez que o mecanismo de alívio de sobrepressão geralmente
não terá função para essa segunda operação.
100
V.3 Critérios para a seleção e aplicação dos pára-raios para subestações
O dimensionamento adequado dos pára-raios em relação às características dos
sistemas para os quais esses são aplicados, propicia uma proteção adequada aos
equipamentos protegidos além de uma otimização na relação entre benefício e
custo para aquisição dos pára-raios.
De uma maneira genérica, os seguintes passos devem ser seguidos para uma
seleção e aplicação adequadas dos pára-raios em subestações:
• Seleção das características de operação e de proteção dos pára-raios, em
função das características dos sistemas;
• Seleção ou determinação da suportabilidade da isolação;
• Avaliação da coordenação do isolamento.
Cada um dos aspectos acima requer estudos específicos.
São apresentados a seguir os procedimentos básicos para a seleção e aplicação
dos pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores.
V.3.1 Seleção do pára-raios adequado e determinação das suas
características de proteção
A seleção de um pára-raios envolve basicamente as seguintes considerações:
- Determinação da tensão nominal e da máxima tensão contínua de
operação, em função da máxima tensão de operação do sistema e das
possíveis sobretensões temporárias que podem vir a ocorrer e suas
respectivas durações, no ponto de aplicação dos pára-raios;
- Determinação da corrente de descarga nominal;
- Determinação da capacidade de absorção dos pára-raios, em função das
energias a serem absorvidas por esses, quando da ocorrência de
sobretensões atmosféricas e de manobras;
- Características de proteção para sobretensões atmosféricas e de manobra;
- Requerimentos de alívio de sobrepressão ou de corrente suportável de
falta;
- Condições de serviço (ambientais).
101
As considerações referentes ao nível de proteção e capacidade de absorção de
energia determinam a classe do pára-raios a ser escolhido.
(1) Seleção da tensão nominal dos pára-raios:
Os procedimentos para a seleção da tensão nominal dos pára-raios são os
mesmos apresentados na Seção III.5 – Capítulo III.
Em pára-raios aplicados a sistemas a alta e extra alta tensões, além da análise
das sobretensões temporárias devido a faltas no sistema, as demais causas de
sobretensões temporárias devem ser analisadas.
Tem sido verificado que a maioria das empresas concessionárias de energia
elétrica e grandes consumidores industriais definem, em suas especificações
técnicas, a tensão nominal dos pára-raios de ZnO sem centelhadores seguindo os
mesmos critérios anteriormente utilizados para a seleção dos pára-raios com
centelhadores. Esse critério garante ao usuário que, em caso de ocorrência de
uma sobretensão temporária no sistema, não irá ocorrer a disrupção dos pára-
raios com centelhadores evitando, desta forma, a absorção pelo pára-raios de
uma energia que esse não possuía condições de dissipar e que fatalmente
resultaria em sua falha.
No entanto, no caso de pára-raios de ZnO, fato que pode em alguns casos
acarretar na escolha de pára-raios com tensões nominais maiores do que o
necessário.
Exemplo 1 - Seleção da tensão nominal de um pára-raios para aplicação em
subestações, considerando um sistema com as seguintes características:
- Tensão nominal Un: 138 kVef
- Máxima tensão operativa do sistema Umax.: 145 kVef
- Máxima sobretensão temporária 125 kV
- Duração considerada para a falta: 1 segundo.
• Pára-raios com centelhadores:
Vn ≥ TOVSIST. ⇒ Vn ≥ 125 kV ⇒ Vn = 132 kV
Neste caso, o pára-raios deverá apresentar uma tensão nominal de 132 kV.
• Pára-raios sem centelhadores:
MCOVPR ≥ UMax. SIST. ⇒ MCOVPR ≥ 145 / √3 ⇒ MCOVPR≥ 84 kVef
Será considerada uma margem de segurança de 5% para compensar possíveis
efeitos de distribuição não uniforme de tensão ao longo do pára-raios, e que
102
poderia provocar a sua degradação. Desta forma a MCOV do pára-raios deve ser
superior a 88 kV.
A princípio será escolhido um pára-raios com tensão nominal de 120 kV, o qual
apresenta uma MCOV de 96 kV.
Logo, qualquer valor de tensão com valor eficaz superior a 96 kV, será
considerado uma sobretensão para o pára-raios. Portanto:
TOVPR / (MCOV) ≥ TOVSIST. / (MCOV PR) ≥ 125 / 96 ⇒ TOVPR / (MCOV) ≥ 1,30
ou,
TOVPR / Vn ≥ TOVSIST. / Vn ≥ 125 / 120 ⇒ TOVPR / Vn ≥ 1,04
O próximo passo consiste em verificar se as características de suportabilidade do
pára-raios para sobretensões temporárias atendem a sobretensão verificada no
sistema. Uma curva típica apresentando a característica “tensão de freqüência
fundamental versus tempo” para um pára-raios classe estação é apresentada na
Figura V.6.
Figura V.6 –Característica “ tensão de freqüência fundamental x tempo”
Para uma sobretensão equivalente a 1,04 pu (TOV sistema / Vn PR´s) verifica-se
na curva ‘tensão de freqüência fundamental x tempo” do pára-raios uma duração
máxima permitida para a sobretensão temporária de aproximadamente
20 segundos.
Logo, o pára-raios com tensão nominal de 120 kV atende ao sistema sob estudo.
0.80
0.90
1.00
1.10
1.20
1.30
1 10 100 1000 10000 100000
Tempo (segundos)
R
el
aç
ão
 T
O
V
 / 
U
n
103
(2) Definição da corrente de descarga nominal dos pára-raios:
Informações sobre a definição da corrente de descarga de um pára-raios foram
apresentadas na seção III.5 – Capítulo III.
No caso de subestações conectadas a linhas blindadas a amplitude da corrente
de descarga do pára-raios pode ser estimada por:
IMAX Corrente de descarga que flui pelo pára-raios, em ampères.
IC Corrente de coordenação do pára-raios
UCF0 Tensão disruptiva crítica de polaridade negativa da linha , em volts
Vr Tensão residual do pára-raios para impulso atmosférico (para o valor
estimado da corrente de coordenação), em volts.
Z0 Impedância de surto monofásica da linha, em ohms.
Esta relação assume que a descarga disruptiva da linha ocorre à uma distância
considerável da subestação, ou que os condutores fase são atingidos sem que
isso resulte em uma descarga disruptiva pelas cadeias de isoladores. De outra
forma, a porção da corrente de descarga total descarregada através do pára-raios
pode variar consideravelmente em função de todos os parâmetros envolvidos.
Quando a blindagem não abrange toda a extensão da linha, torna-se provável
uma maior corrente de descarga nos pára-raios. Neste caso deve-se considerar:
(1) A densidade de descargas para terra da região;
(2) A probabilidade de descargas na linha que excedem um valor determinado;
(3) O percentual da corrente de descarga total que descarrega através do PR’s.
A Tabela V.1 apresenta, de modo conservativo, o percentual da corrente de
descarga total que descarrega através do pára-raios no caso de uma linha
blindada.
Tabela V.1 – Percentual das correntes descarregadas pelos pára-raios
Extensão da blindagem da linha
a partir da subestação
Percentual da corrente de descarga
atmosférica descarregada através do
pára-raios
0,8 km 50
1,6 km 35
2,4 km 25
( )
0
rCFO
CMAX Z
VU4,2
II
−⋅==
104
Linhas sem qualquer blindagem são geralmente limitadas a linhas com tensões
nominais mais baixas (69 kV e abaixo), e/ou linhas localizadas em áreas de baixa
densidade de descargas atmosféricas para a terra.
A probabilidade dos pára-raios instalados em subestações de baixa tensão
estarem sujeitos a altas correntes e taxas de crescimento pode ser elevada em
áreas da alta densidade de descarga atmosférica para a terra. Nestes casos, a
corrente de coordenação não deve ser inferior a 20.000 A.
Para linhas localizadas em áreas de baixa densidade de descarga atmosférica
para terra, as correntes de coordenação podem ser similares àquelas para linhas
completamente blindadas em áreas de alta densidade de descargas para terra.
A experiência prática tem demonstrado que pára-raios com corrente de descarga
nominal de 10 kA têm sido freqüentemente utilizados pelas empresas
concessionárias de energia em sistemas com tensão operativa até 362 kV. Acima
desse nível de tensão, tem-se utilizado somente pára-raios de 20 kA.
No caso de sobretensões de manobra, a corrente conduzida por um pára-raios é
uma função complexa das características do pára-raios e do sistema. A
impedância efetiva vista pelo pára-raios durante um surto de manobra pode variar
desde algumas centenas de ohms para uma linha aérea, até dezenas de ohms
para pára-raios conectados próximos a cabos isolados e grandes bancos de
capacitores. Nestes dois casos, a corrente do pára-raios e a energia resultante
variam significativamente para uma dada amplitude e duração de surto de
manobra.
No caso de pára-raios de ZnO conectados a linhas aéreas, as correntes de
coordenação para sobretensões de manobra recomendadas estão apresentadas
na Tabela V.2.
Tabela V.2 - Correntes de coordenação para sobretensões de manobra
Máxima tensão do
sistema (kVef)
PR Classe Estação
(Acrista)
PR Classe Intermediária
(ACrista)
3 - 150 500 500
151-325 1000 ---
326-900 2000 ---
(3) Determinação da capacidade de absorção de energia dos pára-raios
Além de suportarem as energias provenientes das sobretensões temporárias, os
pára-raios instalados nos sistemas elétricos devem ser capazes de absorver as
energias provenientes das sobretensões transitórias que ocorrem nos sistemas,
causadas por :
105
- Energização ou religamento de linhas longas;
- Abertura de bancos de capacitores ou cabos, através de disjuntores que
permitam o reacendimento (restrike);
- Descargas atmosféricas diretas sobre os condutores fase das linhas aéreas de
transmissão ou de descargas sobre as estruturas próximas às subestações ou
sobre os cabos pára-raios, provocando descargas de retorno ”backflashover”
nas cadeias de isoladores.
Para uma especificação adequada dos pára-raios, ou em casos de sistemas mais
críticos, estudos específicos envolvendo simulações computacionais devem ser
realizados, de modo a se obter as máximas energias a serem absorvidas pelos
pára-raios. A partir desses estudos, é definida a capacidade mínima de absorção
de energia dos pára-raios, que deve ser maior do que as energias máximas
obtidas nos estudos. No caso de pára-raios aplicados a sistemas de Extra Alta
Tensões deve-se avaliar principalmente as energias absorvidas devido aos surtos
de manobra.
Um fator importante que deve ser considerado quando do estudo da absorção de
energia devido a manobras de bancos de capacitores, é a relação entre a
capacidade de absorção de energia e a corrente de descarga que flui pelo pára-
raios, pois a partir de uma dada corrente de descarga (definida pelos fabricantes)
há uma redução na capacidade de absorção de energia dos pára-raios.
Em muitas das vezes, a realização de estudos computacionais mais específicos
não é de fácil implementação. Neste caso, conhecidos os níveis de proteção dos
pára-raios, as energias absorvidas por esses podem ser estimadas pelas
equações apresentadas na Seção III.5 – Capítulo III. Utilizando-se as equações
propostas e conhecendo-se a tensão nominal do pára-raios, é possível estimar, de
uma forma conservativa, as energias absorvidas pelos pára-raios em kJ/kV da
tensão nominal. No entanto, deve-se ressaltar que as informações obtidas são
para fins orientativos.
Na Tabela V.3 são apresentados os valores sugeridos pela referência /1/ para
serem aplicados na equação descrita no item 4.2 – Seção III.5 – Capítulo III,
quando da realização de estudos para energização e religamentos de linha.
Tabela V.3 – Valores utili zados para estudos de energização
e religamentos de linha /1/
Tensão máxima operativa
do sistema (kV)
Impedância de surto da
linha (Ω)
Sobretensão prospectiva
sem o pára-raios UL (kV)
Um < 145 450 3,0
145 ≤ Um ≤ 345 400 3,0
362 ≤ Um ≤ 525 350 2,6
Um = 765 3002,2
106
Pára-raios instalados na entrada das subestações podem ser submetidos a
maiores níveis de energia quando do aumento da isolação das linhas.
De um modo geral, as empresas concessionárias de energia vêm adotando no
Brasil pára-raios classe 2 ou 3 de descarga de linhas de transmissão (DLT) para
sistemas com máxima tensão operativa até 145 kV; pára-raios classe 3 para
sistemas de 145 kV a 242 kV; pára-raios classes 3 ou 4 para sistemas de 362 kV e
pára-raios classe 5 para sistemas com tensões operativas acima de 460 kV.
Tem sido observado que, em muitas das aplicações, os níveis de energia
requeridos pelos usuários encontram-se acima dos níveis realmente necessários
para uma dada condição de sistema, havendo a necessidade de se reavaliar os
critérios atualmente utilizados.
Por outro lado, a maioria dos usuários vêm definindo em suas especificações
técnicas a classe de descarga de linhas de transmissão requerida pela norma
IEC 60.099-4. Tal critério pode levar a erros consideráveis em relação e energia
requerida, devido a existência, para uma mesma classe de descarga de linhas, de
uma faixa considerável de energias para os diferentes fabricantes.
Por exemplo para a classe 2, segundo a IEC, existe uma faixa de variação na
capacidade de absorção de energia para os pára-raios de 2,9 a 4,5 kJ / kV
nominal. Da mesma forma, para a classe 3 a faixa está entre 4,2 a 8,0 kJ / kV
nominal.
De forma a se obter os valores de energia desejáveis, as especificações técnicas
devem conter a capacidade mínima de absorção de energia requerida para os
sistemas, associada ou não à classe de descarga de linhas de transmissão.
De uma forma geral, a experiência de campo tem demonstrado que pára-raios
com capacidade de absorção de energia mínima de 3,5 kJ / kV nominal são
adequados para a maioria dos sistemas com tensões nominais até 138 kV,
mesmo considerando a presença de bancos de capacitores. Para sistemas com
tensões nominais de 230 kV, pára-raios com uma capacidade de absorção de
energia mínima de 7,0 kJ / kV nominal atendem à maioria dos sistemas.
Cabe ressaltar, no entanto, que as informações acima são orientativas e com base
em experiências de campo. Energias menores podem ser adequadas para alguns
sistemas. Da mesma forma, maiores energias podem ser necessárias para
sistemas mais críticos.
A seguir são apresentados os resultados de um estudo realizado para estimar as
energias absorvidas pelos pára-raios para sobretensões atmosféricas e de
manobra em um sistema de 145 kV. Os resultados apresentados foram obtidos a
partir das equações apresentadas na Seção III.5 – Capítulo III, para as faixas
máximas para os valores de tensão residual sugeridos pela norma técnica
IEC 60.099-4. Foram consideradas as seguintes condições para o sistema:
107
- Tensão disruptiva crítica da linha, polaridade negativa: 760 kV
- Impedância transitória da linha de transmissão: 450 Ω
- Número de linhas conectadas: N = 1
- Tempo total de duração da descarga atmosférica: 300 µs
- Sobretensão esperada para a energização da linha: 3,2 pu = 379 kV
- Comprimento da linha de transmissão: 300 kms
- Características do pára-raios utilizado no estudo:
Tensão nominal: 120 kV
Máxima tensão contínua de operação: 96 kV
Corrente de descarga nominal: 10 kA
Capacidade de absorção de energia: 4,5 kJ/kV - IA ≤ 950 A
Tensão residual para impulso íngreme: 339 kV – 10 kA
Tensão residual para impulso atmosférico: 312 kV – 10 kA
Tensão residual para impulso de manobra: 239 kV – 0,5 kA
Uma síntese dos resultados obtidos está apresentada nas Tabelas V.4 a V.6.
Tabela V.4 – Resultados do estudo p ara sobretensões atmosféricas
Tensão Tensão Relação Energia Energia
nominal (kV) residual (kV) Un / Ures (kJ) (kJ / kV)
276 (1) 2,30 142,3 1,19
120 312 2,60 148,5 1,24
396 (2) 3,30 156,1 1,30
(1) Valor mínimo de tensão residual dentro da faixa de valores máximos
sugeridos pela IEC 60.099-4;
(2) Valor máximo de tensão residual dentro da faixa de valores máximos
sugeridos pela IEC 60.099-4.
Tabela V.5 – Resultados do estudo p ara sobretensões devido a energização
e religamento de linhas de transmissão
Tensão Tensão Relação Energia Energia
Nominal (kV) residual (kV) Un / Ures (kJ) (kJ / kV)
240,0 (1) 2,00 148,1 1,23
120 239,0 1,99 148,6 1,24
312,0 (2) 2,60 92,7 0,77
(1) Valor mínimo de tensão residual dentro da faixa de valores máximos
sugeridos pela IEC 60.099-4;
(2) Valor máximo de tensão residual dentro da faixa de valores máximos
sugeridos pela IEC 60.099-4.
108
Tabela V.6 – Resultados do estudo p ara sobretensões devido
a manobras de bancos de capacitores
Corrente de Potência do Energia Corrente pelo kJ/kV corrigida
curto (kAef) Banco (MVAr) Absorvida (kJ) PR’s (kA)
10,0 0,56 1,49 3,91
15 15,0 0,85 1,83 3,58
20,0 1,13 2,11 3,30
10,0 0,56 2,11 3,30
20 15,0 0,85 2,59 2,83
20,0 1,13 2,99 2,43
10,0 0,56 2,59 2,83
30 15,0 0,85 3,17 2,25
20,0 1,13 3,66 1,77
Dos resultados apresentados nas tabelas pode-se verificar que:
- No caso da incidência de descargas atmosféricas (Tabela V.4) verifica-se um
aumento da energia absorvida pelos pára-raios com o aumento da tensão
residual.
- Descargas atmosféricas incidindo ao longo de uma linha de transmissão em
um ponto distante da subestação conectada a linha, não são significativas para
a definição da capacidade de absorção de energia dos pára-raios instalados
nas subestações.
- Para manobras devido ao religamento ou energização da linha (Tabela V.5)
verifica-se a redução da energia absorvida pelos pára-raios com o aumento da
tensão residual. Portanto, pára-raios de menor tensão nominal geralmente
absorvem uma maior quantidade de energia.
- Considerando-se a possibilidade de rejeição de carga durante a primeira
operação de energização da linha de transmissão, com uma segunda
energização ocorrendo em um pequeno intervalo de tempo devido ao
religamento automático, a energia total absorvida pelo pára-raios durante as
operações de manobra pode ser considerada como a soma das energias
absorvidas durante cada operação: neste caso, 297,2 kJ, correspondente a
uma energia total de 2,48 kJ / kV nominal do pára-raios. Mesmo sendo
bastante conservativo ao se considerar a energia absorvida pelo pára-raios
devido a sobretensão temporária proveniente da rejeição de carga como sendo
equivalente a energia absorvida durante a energização da linha, tem-se uma
energia total de 445,8 kJ, equivalente a 3,72 kJ / kV da tensão nominal do
pára-raios.
- Para manobras de banco de capacitores (Tabela V.6) a corrente que circula
pelos pára-raios quando da manobra dos bancos aumenta com o aumento da
109
corrente de curto-circuito do sistema e com o aumento da potência do banco
de capacitores. O valor de corrente obtido é fundamental para a verificação da
capacidade de absorção de energia e deve ser comparado com o valor
máximo declarado pelo fabricante, para a condição de máxima capacidade de
absorção de energia. A relação entre a corrente obtida e a corrente máxima
declarada pelo fabricante deve ser considerada para a obtenção da
capacidade de absorção de energia corrigida em função do aumento da
corrente (Ver Figura III.9, Capítulo III – Seção III.5).
(4) Requerimentos de suportabilidade a correntes de falta:
Havendo a falha do pára-raios circulará por esse uma corrente de falta,
correspondente a corrente de curto-circuito do sistema.
De modo a evitar riscos às pessoas e aos demais equipamentos instalados nas
suas proximidades, os pára-raios devem ser projetados para suportar
mecanicamente os efeitos das correntes de curto-circuito. No caso de pára-raios
com invólucro de porcelana ou poliméricos que apresentem o dispositivo de alívio
de sobrepressão esse dispositivo deve atuar, de modo a evitar a fragmentação ou
explosão do invólucro. No caso de pára-raios poliméricos sem espaçamentos
internos de ar, esses devem suportar mecanicamente os esforços da corrente de
curto-circuito sem liberação ou desprendimento de sua parte ativa.
No caso de falha do pára-raios flui através desse uma corrente correspondente a
correntede curto-circuito do sistema, que pode ser determinada por:
IFALTA Corrente de curto-circuito do sistema no ponto de instalação do PR’s, (kAef)
PCC Potência de curto-circuito do sistema no ponto de instalação do PR’s (MVA)
Vn Tensão nominal do sistema (kV).
Desta forma, os pára-raios devem ser dimensionados em função da máxima
corrente de curto-circuito do sistema, no ponto de instalação do pára-raios.
Pára-raios com correntes suportáveis de 25 kA e 40 kA têm sido mais
freqüentemente utilizados por empresas concessionárias de energia elétrica no
Brasil. Em alguns casos, correntes de 63 kA são requeridas.
Geralmente tem sido constatado na prática, valores especificados geralmente
muito acima dos níveis de curto-circuito dos sistemas onde os equipamentos estão
instalados. Tal situação eleva os custos dos pára-raios, sendo mais crítica quando
da utilização de pára-raios de porcelana, visto que em muitas das vezes, a
( )
n
CC
FALTA
V3
MVAP
I
⋅
=
110
operação correta do projeto do dispositivo de alívio de sobrepressão está
diretamente relacionada com a corrente de curto-circuito que poderá fluir através
do pára-raios.
(5) Condições de serviço (ambientais)
Quando da especificação de um pára-raios para aplicação em subestações, deve-
se levar em consideração as condições ambientais.
Os níveis de poluição, aplicados a invólucros de porcelana, são definidos pela
norma técnica IEC 60.815, abrangendo 4 níveis:
- Nível de poluição leve: distância de escoamento de 16 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição moderado: distância de escoamento de 20 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição alto: distância de escoamento de 25 mm / kVfase-fase
- Nível de poluição muito alto: distância de escoamento de 31 mm / kVfase-fase
Pára-raios com invólucros de porcelana apresentam, geralmente, uma distância
de escoamento da ordem de 20 mm / kVfase-fase . Pára-raios com invólucros
poliméricos apresentam valores de distância de escoamento normalmente
superiores a 25 mm / kVfase-fase.
(6) Características de proteção do s pára-raios para sobretensões
transitórias de frente rápida e de frente lenta:
As características de proteção dos pára-raios dependem do tipo de pára-raios
utilizado e devem ser definidas em função dos níveis de suportabilidade dos
equipamentos a serem protegidos; do grau de importância dos equipamentos e
das linhas onde os pára-raios serão aplicados; e do tipo de instalação do pára-
raios em relação ao equipamento a ser protegido.
As características de proteção dos pára-raios para surtos atmosféricos e de
manobra são apresentados pelos fabricantes em seus catálogos técnicos. No
entanto, na ausência de tais informações, podem ser utilizados os valores
apresentados nas Tabelas III.1 a III.3 – Seção III.3.2, dependendo do tipo de pára-
raios considerado.
A tensão residual dos pára-raios aumenta com o aumento da amplitude da
corrente de descarga e apresenta uma pequena dependência com a temperatura.
Um aspecto importante que deve ser destacado, é a sua dependência com a
freqüência, ou seja, para uma mesma amplitude de corrente a tensão residual
aumenta com a diminuição do tempo de frente do surto (aumento da freqüência).
111
A Figura V.7 apresenta a curva de um fabricante considerando a tensão residual
para impulsos com frente íngreme, atmosférico e de manobra, para pára-raios
com tensões nominais de 54 a 360 kV.
Figura V.7 – Curva da tensão residual versus corrente de descarga
O efeito da dependência da tensão residual com a freqüência, onde para uma
mesma amplitude de corrente de descarga a tensão residual aumenta com a
redução do tempo de frente do impulso é apresentado na Figura V.8.
Figura V.8 - Variação da tensão residual em função do
tempo d e frente da corrente de impulso
0.50
0.75
1.00
1.25
1.50
0.1 1 10 100 1000 10000 100000
Corrente de descarga (Acr)
T
en
sã
o 
re
si
du
al
 (
p.
u.
 V
10
kA
)
Frente íngreme impulso atmosférico Impulso de manobra
112
V.3.2 Seleção ou determinação da suportabil idade da isolação;
Procedimentos para a determinação da suportabilidade da isolação são
apresentados no Capítulo I.
V.3.3 Avaliação da coordenação do isolamento
A efetiva proteção dos equipamentos dentro de uma subestação é alcançada
através do correto posicionamento dos dispositivos de proteção. Geralmente se
utilizam pára-raios e as subestações são protegidas por cabos de blindagem para
evitar a incidência de descargas atmosféricas diretas sobre os barramentos e os
equipamentos da subestação.
Os pára-raios geralmente são utilizados na entrada da subestação e próximos aos
equipamentos principais. A necessidade de pára-raios próximos aos
equipamentos principais está associada a eventual elevação da sobretensão em
relação a tensão no terminal do pára-raios, em virtude das características de
propagação do surto no interior da subestação (frente de onda de poucos µs e
velocidade de propagação próxima a da luz no vácuo). As reflexões nos diversos
pontos de descontinuidade dos barramentos (conexões com outros barramentos,
terminações e conexões com equipamentos) e as distâncias entre os pára-raios e
os equipamentos podem fazer com que a tensão alcance níveis perigosos em
alguns pontos da subestação.
Este fato deve ser evitado localizando-se os pára-raios em locais apropriados,
inclusive aumentando a sua quantidade, caso necessário.
Nesta seção, será apresentado o efeito da distância de separação entre o pára-
raios e o equipamento protegido, conforme mostrado na Figura V.9.
Os níveis de proteção dos pára-raios acrescidos da tensão a ser adicionada
devido aos efeitos dos cabos de conexão e da distância de separação entre o
pára-raios e o equipamento protegido, estabelecem as tensões impulsivas nos
terminais dos equipamentos protegidos.
Existem diferentes metodologias para a determinação dessas tensões:
(1) Método simplificado;
(2) Método sugerido pelo Guia de Aplicação de pára-raios;
(3) Através de simulação computacional, utilizando-se programas digitais.
113
D Distância de separação entre a "Junção J" e o terminal do
transformador ( m );
J Ponto comum entre as conexões do equipamento protegido, do pára-raios e
a linha sob surto;
S Taxa de crescimento do surto equivalente incidente na "Junção J" ( kV/µs )
UT Tensão nos terminais do equipamento protegido ( kV )
UPR Tensão residual do pára-raios ( kV )
Figura V.9 – Representação esquemática da distância entre
o pára-raios e o equipamento a ser protegido.
De acordo com o método simpli ficado, a tensão nos terminais do equipamento
protegido pode ser estimada por:
v
DS2UU PRT ⋅⋅+=
UT Tensão nos terminais do equipamento protegido ( kV )
UPR Tensão residual do pára-raios ( kV )
S Taxa de crescimento do surto de tensão ( kV / µs )
D Distância entre o pára-raios e o equipamento a ser protegido ( m )
v velocidade de propagação da onda de tensão ( v = 300 m/µs )
É aconselhável adicionar à tensão residual do pára-raios o efeito dos cabos de
conexão. Neste caso, pode-se considerar a seguinte equação:
114
v
DS2UU PRT ⋅⋅+∗=
U*PR Tensão residual do pára-raios ( kV ) acrescida do efeito das conexões
( ) mdtdiLUU RESPR ⋅⋅+=∗
L Indutância dos cabos de conexão – valor típico de 1,3 µH / m
di/dt Taxa de crescimento da corrente ( kA / µs ) ≈ 2 . S / Z0
m Comprimento total dos cabos de conexão ( metros )
Para a determinação da taxa de crescimento da tensão em linhas providas com
cabos pára-raios, pode-se considerar a ocorrência de uma descarga de retorno
“ backflashover” nas últimas estruturas antes da chegada a subestação. Neste
caso, a taxa de crescimento é obtida pela equação abaixo:
t
3U
S
)(50 δ⋅+= −
S Taxa de crescimento da tensão incidindo na subestação ( kV/µs );
U50(-) Tensão crítica de descarga para a cadeia de isoladores, para a
polaridade negativa ( kV );
δ Desvio padrão, considerado como sendo igual a 3% da tensão crítica de
descarga;
t Tempo considerado no estudo (µs).
O procedimento adotado pelo Guia de Aplicação de pára-raios foi desenvolvido
pela Comissão CE 37-4 do COBEI , a partir do Guiade Aplicação de Pára-raios da
ANSI referência ANSI C62.22 – Apêndice C. Os procedimentos para utilização
desse método, bem como exemplos de aplicação encontram-se no Anexo desse
Capítulo. Maiores informações poderão ser obtidas junto a CE 37-4 do COBEI.
Este estudo será inserido no Guia de Aplicação de Pára-raios que deverá entrar
em votação ainda este ano.
A análise do comportamento das tensões impulsivas nos terminais dos
equipamentos através da utili zação de programas digitais permite, via de regra,
uma maior precisão nas informações obtidas. No entanto, cuidados devem ser
tomados quando da modelagem do sistema a ser avaliado, de modo a se obter os
resultados desejados.
Maiores informações quanto a aplicação do programa ATP e a modelagem do
sistema para se avaliar as tensões impulsivas nos terminais dos equipamentos
das subestações, podem ser obtidas no Capítulo X – Injeção de Surtos em
Subestações e no Capítulo XII – Modelagem de Pára-raios de ZnO em Estudos de
Sobretensões da referência /2/.
115
De acordo com a referência, a simulação dos componentes envolvidos em
estudos de propagação de surtos em subestações inclui os seguintes modelos:
• Modelo do surto a ser injetado:
• Modelo da linha de transmissão;
• Modelo dos barramentos;
• Modelos dos equipamentos da subestação.
Nos estudos de injeção de surtos em subestações, atenção especial deve ser
dada a modelagem do pára-raios, cujas as características devem ser corrigidas
para as frentes de onda mais rápidas, com base nas informações apresentadas na
Figura V.8 e que permitem a correção da característica da tensão x corrente dos
impulsos de corrente 8 / 20 µs para frentes de onda mais rápidas. Uma outra
possibilidade consiste na utilização do modelo de ZnO para surtos rápidos
desenvolvido pelo IEEE Working Group 3.4.11 /3/
Exemplo 2 – Considere um sistema de 145 kV, cujo transformador e o pára-raios
estejam eletricamente conectados, apresentando as seguintes características:
- Tensão suportável nominal para impulso atmosférico do trafo: 550 kV
- Tensão suportável de impulso cortado na frente para o trafo: 633 kV
- Taxa de crescimento do surto de tensão: 1028 kV/µs
- Impedância transitória na entrada da subestação: 450 ohms
- Impedância transitória do barramento onde está sendo 350 ohms
 analisado o efeito da distância:
- Comprimento dos cabos de conexão do pára-raios: 6 metros
- Características do pára-raios:
Tensão nominal: 120 kV
Tensão residual para impulso de corrente íngreme 10 kA: 339 kV
Tensão residual para impulso atmosférico – 10 kA: 312 kV
Tensão residual para surto de manobra – 0,5 kA: 239 kV
De forma a avaliar os métodos apresentados, bem como o efeito da tensão
residual dos pára-raios e o seu posicionamento na coordenação do isolamento do
sistema, foi realizado um estudo considerando-se os métodos descritos, bem
como a simulação computacional utilizando-se o programa ATP Draw.
Para os dois primeiros métodos utilizados, foi considerada a tensão residual para
impulso de corrente íngreme do pára-raios (339 kV) acrescida do efeito dos cabos
de conexão ( L . di/dt ). A taxa de crescimento considerada para a corrente é de
4,6 kA / µs.
116
A simulação computacional foi realizada considerando-se uma fonte de tensão tipo
rampa com forma de onda 1 / 50 µs e amplitude de 2056 kV, correspondente a
duas vezes o valor do surto de tensão desejado. A fonte de tensão foi conectada
em série com uma impedância de surto monofásica de 450 Ω, correspondente a
impedância de surto do barramento da subestação. Esse modelo garante a
injeção de uma tensão com amplitude de 1028 kV incidindo na subestação.
De forma a considerar a dependência da tensão residual com a freqüência, a
curva “tensão residual x corrente de descarga do pára-raios” foi obtida a partir do
modelo de ZnO para surtos rápidos proposto pelo “IEEE Surge Protective Devices
Committee Working Group”, baseado nos valores de tensão residual para
impulsos atmosférico (10 kA) e de manobra (0,5 kA), e considerando-se as
características e dimensões físicas dos pára-raios. Os erros entre os valores
medidos e simulados com o modelo ficaram na faixa de ± 2%. O transformador foi
representado no estudo por uma capacitância de 3.000 pF.
A variação da tensão nos terminais do transformador devido a distância de
separação entre o pára-raios e o transformador é apresentado na Figura V.10.
Figura V.10 - Variação da tensão nos terminais do transformador devido a
distância entre o pára-raios e o transformador
Da Figura acima é possível verificar que no caso da incidência de uma onda de
tensão com uma taxa de crescimento de 1.028 kV/µs, resultante de uma descarga
disruptiva nas últimas torres antes da chegada à subestação, o pára-raios
considerado oferecerá uma proteção adequada ao transformador ou outro
equipamento protegido pelo pára-raios, para distâncias de separação em relação
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Distância (m)
T
en
sã
o 
de
 Im
pu
ls
o 
(k
V
cr
)
Usup. Trafo Utrafo simplicado Utrafo simulação ATP
Utrafo Guia Usup/1,20
117
ao equipamento considerado de aproximadamente 12 metros, considerando-se o
comprimento dos cabos de conexão de 6 m. Estudos adicionais considerando o
comprimento dos cabos de conexão de 3 m, mostrou uma proteção adequada dos
pára-raios aos equipamentos protegidos para distâncias de separação em torno
de 20 metros.
Considerando-se a distância entre o pára-raios e o transformador de 12 metros e o
comprimento dos cabos de conexão entre os terminais do pára-raios e o
barramento de AT / base aterrada da subestação de 6 metros, tem-se as
seguintes relações de proteção para sobretensões de frente rápida e lenta
(distância total de conexão da ordem 18 m):
• Determinação da Margem de Proteção 1 (ondas rápidas):
TSIACF = 1,15.TSNIA → TSIACF = 1,15 . 550 → TSIACF = 633 kV
NPFO + ∆V = 519 kV – Valor obtido durante a simulação computacional.
• Determinação da Margem de Proteção 3 (impulsos de manobra):
TSNIM = 0,83 . TSNIA → TSNIM = 457 kV
NPIM = 239 kV
Dos resultados obtidos na simulação pode-se constatar a importância das
características de proteção dos pára-raios e do seu posicionamento em relação
ao(s) equipamento(s) protegido(s). Maiores valores de tensão residual dos pára-
raios, bem como maiores distâncias dos pára-raios em relação aos equipamentos
protegidos reduzem as margens do proteção.
VNPFO
TSIACF
MP1 ∆+
=
519
633
MP1 = %2222,1MP1 ==
NPIM
TSNIM
MP3 =
NPIM
TSNIM
MP3 = 239
457
MP3 =
%9191,1MP3 ==
VNPFO
TSIACF
MP1 ∆+
=
118
A simulação considerou uma situação de tensão incidente na subestação bastante
crítica, como por exemplo, a ocorrência de “ backflashover” nas cadeias de
isoladores situadas nas últimas torres próximas a subestação. Esta situação
provoca surtos de tensão com taxas de crescimento bastante íngremes. Para
surtos incidentes na subestação com menores taxas de crescimento, a proteção
oferecida pelo pára-raios será ainda maior.
A Tabela V.7 apresenta uma síntese das tensões resultantes obtidas no terminal
do transformador em função da distância entre o pára-raios e o transformador (ou
outro equipamento qualquer a ser protegido), e as respectivas margens de
proteção obtidas:
Tabela V.7 - Síntese dos resultados obtidos na simulação
Distância (m) TSNIACF (kV) Tensão resultante
nos terminais (kV)
Margem de
segurança (%)
0,11 632,5 441,2 43,4 %
7,0 632,5 491,8 28,6 %
9,0 632,5 503,1 25,7 %
12,0 632,5 518,6 22,0 %
15,0 632,5 532,5 19,0 %
20,0 632,5 553,5 14,3 %
35,0 632,5 570,6 10,9 %
30,0 632,5 586,5 7,8 %
40,0 632,5 609,7 3,7 %
50,0 632,5 624,5 1,1 %
1 Considera-se a instalação do pára-raios junto a bucha do transformador,
eliminando o efeito da distância de separação. Neste caso, foi considerado
somente o efeito dos cabos de conexão de 6 metros.
Da tabela verifica-se que o pára-raios avaliado oferece uma proteção adequada
aos equipamentos protegidos para distâncias de separação até aproximadamente
12 metros (considerando os cabos de conexão com comprimentode 6 metros).
O estudo apresentado considera a instalação do pára-raios próximo a um
transformador. No caso da instalação de outro pára-raios na entrada de linha, esta
proteção será garantida para maiores distâncias, conforme pode ser verificado na
Tabela V.8, que apresenta os resultados obtidos para as tensões resultantes no
ponto de instalação do pára-raios e nos terminais do transformador estando o
pára-raios a uma distância de 20 metros, com outro pára-raios do mesmo tipo
instalado na entrada da subestação:
119
Tabela V.8 – Tensões nos terminais dos transformadores
Distância entre PR’s na entrada Tensão PR’s Tensão no
PR’s e trafo (m) da Subestação mais conexão (kV) Transformador (kV)
20 NÃO 391,4 553,5
20 SIM 358,0 492,0
Considerando-se o pára-raios na entrada da subestação, tensão nos terminais do
transformador para uma distância entre o pára-raios de proteção do transformador
e o transformador de 20 metros, é reduzida de 553,5 kV para 492,0 kV,
aumentando a margem de proteção de 14,3% para 28,6%.
V.4 Referências bibliográficas
/1/ ABB, “Selection Guide for ABB HV Surge Arresters”, Technical
Information Publ. SESWG/A 2300 E, Edition 2, 1991.
/2/ Pereira, M. P. & Amon Filho, J., “ATP Alternative Transient Program”,
Curso básico sobre a utilização do ATP, Novembro 1996.
/3/ Velasco, J. A. M., “Computer Analysis of Electric Power systems Transients
– Selected Readings”, IEEE, 1997, pp 287-294.
/4/ Ohio Brass, “Application Guide – DynaVar Metal-Oxide Surge Arresters”,
Ohio Brass Technical Bulletin EU1091-HR, 1990.
/5/ CE 37-4, “Guia de Aplicação de Pára-raios” - Draft
120
Método sugerido p elo Guia de Aplicação de Pára-raios – Texto original
desenvolvido e proposto pela Comissão CE 37-4 do COBEI / ABNT.
ANEXO D
Cálculo das Distâncias de Separação de Pára-Raios a Óxido
Metálico sem Centelhadores
D1. Objetivo
O objetivo deste anexo é prover um método relativamente simples para o cálculo das máximas distâncias de
separação permissíveis entre os pára-raios a óxido metálico sem centelhadores e os equipamentos a serem
protegidos.
D2. Introdução
A localização mais eficaz de um pára-raios é junto aos terminais do equipamento a ser protegido. Por várias
razões, os pára-raios tem que ser instalados, algumas vezes, a uma distância do equipamento a ser
protegido, ou em outras vezes um conjunto de pára-raios pode ser utilizado para proteger mais de um
equipamento.
Ao se instalar pára-raios distantes do equipamento a ser protegido a margem de proteção oferecida é
reduzida. Dependendo de uma série de fatores, o transitório de tensão no equipamento a ser protegido pode
atingir níveis superiores a duas vezes o nível de proteção do pára-raios. Uma análise deve ser feita para
determinar o quanto distante um pára-raios pode ser instalado do equipamento e ainda prover uma proteção
adequada.
D3. Método de Estudo
Esse anexo detalha um procedimento simplificado para o cálculo das distâncias de separação aceitáveis para
configurações operativas de subestações que resultam em arranjo em barra simples. Sua aplicabilidade é
demonstrada através de dois exemplos:
(1) Uma subestação constituída de uma única linha aérea terminada em um único transformador.
(2) Uma subestação com várias linhas e dois transformadores.
Um processo de redução é utilizado no segundo exemplo, de modo a transformar uma configuração complexa
em configuração equivalente a uma subestação de uma única linha e um único transformador, que pode ser
analisada como mostrado no primeiro exemplo.
O procedimento de coordenação de isolamento proposto utiliza a curva mostrada na Figura D8, gerada a
partir de estudos utilizando Programas de Transitórios Eletromagnéticos, em específico, o Eletromagnetic
Transients Program – EMTP. A Equação D1 representa a curva mostrada na Figura D8.
Todos os estudos por computador, para definição desta equação e correspondente figura foram realizados em
subestações com uma única linha e transformador, com tensões de sistema variando de 69 kV até
765 kV. É conveniente ressaltar que a curva na Figura D8 é uma curva média utilizando os resultados
provenientes de estudos. Para a sua definição foi incluído o efeito da tensão de freqüência fundamental. Esta
curva é considerada como válida para distâncias de separação não superiores a 100 m. Valores de
capacitância de surto do transformador entre 1000 pF e 5000 pF não afetam materialmente os efeitos da
separação.
Estudos utilizando ferramentas analíticas tais como o EMPT - ATP são recomendados para subestações com
arranjos mais complexos. Não é a intenção deste anexo prover a orientação na seleção de casos para estudo
ou na interpretação de resultados obtidos a partir da utilização do Programa EMTP - ATP ou qualquer outra
ferramenta analítica.
121
D4. Definição dos Símbolos
Os símbolos usados para cálculo da distância de separação em pára-raios são definidos como a
seguir:
Fig. D1 – Definição de Símbolos
TSNIA - Tensão suportável nominal de impulso atmosférico do transformador (kV)
c - Velocidade de propagação do surto em condutores aéreos ( m/µs )
TSNIAC - Tensão suportável nominal de impulso atmosférico cortado na frente do transformador (kV)
TSNIAC = 1,15 x TSNIA
d’ - Comprimento do condutor entre a "Junção - J" e o "Terminal do pára-raios" (m)
d” - Comprimento do condutor entre o "Terminal de aterramento do pára-raios e o ponto de
terra" (m)
d - Comprimento total das conexões do pára-raios - d’+d” ( m )
D - Distância máxima de separação entre a "Junção J" e o "Terminal do transformador" (m)
di/dt - Taxa de crescimento do surto de corrente incidente (kA/µs)
di/dt= 2(S)/Z
J - Ponto comum entre as conexões do transformador, do pára-raios e a linha sob surto
L - Indutância dos cabos de conexão do pára-raios (µH) ( 1,3 µH/m )
N - Número de linhas efetivamente conectadas a subestação, incluindo a linha sob surto
S’- Taxa de crescimento do surto incidente na linha de transmissão (kV/µs)
(Adotar 11kV/µs por kV de MCOV até um máximo de 2000 kV/µs )
S - Taxa de crescimento do surto equivalente incidente na "Junção J" (kV/µs)
NPROTFO - Nível de proteção do pára-raios para impulsos de frente íngreme a 1,0µs (kV)
Na ausência de dados de fabricantes é possível utili zar o valor mostrado na Tabela 3.
UPR - Tensão através do pára-raios, incluindo a queda de tensão nos condutores de conexão (kV)
UT - Máxima solicitação de tensão suportável pelo transformador (kV)
UT = TSNIAC/1,15 - Para impulsos com tempo de frente inferior a 3µs
UT = TSNIA/1,15 - Para impulsos com tempo de frente superior a 3µs
Nota:- Estas definições assumem uma margem de proteção de 15%.
Z - Impedância de surto das linhas de transmissão conectadas a subestação (Ω) (Ver Tabela 1)
122
D5. Exemplo 1 - Subestação com uma única Linha Transformador
O Exemplo 1 refere-se à Figura D1. Os parâmetros utilizados neste exemplo, relativos a um sistema em
145 kV, protegido por pára-raios com MCOV de 98 kV, estão apresentados a seguir:
TSNIA = 550 kV
MCOV = 98 kV
c = 300 m/µs
D = d’+d” = 7,6 m
S’ = 11 x MCOV Nominal = 11 x 98 = 1078 kV/µs
S = S’(Uma única linha incidente)
NPROTFO = 269 kV Para: MCOV = 98 kV e Tempo de Frente = 1,0 µs.
 Tempo de crista da tensão: (269/1078) = 0,25 µs < 3 µs
 Logo:- UT = TSNIAC/1.15
Z = 450 Ω
A partir destes dados procede-se aos seguintes cálculos:
TSNIAC = 1.15 x TSNIA = 1.15 x 550 = 632.5 kV
di/dt = 2.S/Z = 2.(1078)/450 = 4,79 kA/µs
L = (d’+d”) 1.3 µH/m = 7.6 x 1.3 = 10 µH
UPR = UR + L.(di/dt) = 269 + 10.(4,79) = 317 kV
UT = TSNIAC/1.15 = 632.5/1.15 = 550 kV
UT/UPR = 550/317 = 1.73
O valor da abscissa correspondente a UT/UPR = 1.73 na Figura D8 é D(S)/(C x UPR) = 0.25
Resolvendo para: D = 0.25 (c x UPR) / (S) = 0.25.(300 x 317)/1078 = 22.1 m.
Esta é a distância máxima aceitável entre o pára-raios e o transformador.
D5.1 Distâncias de Separação Aceitáveis Calculadas.
Para tensões de sistema de 72.5 kV até 800 kV, foram calculadas distâncias de separação aceitáveis usando
o procedimento acima, baseando-se nas seguintes considerações:- Valores típicos de TSNIA.
- Pára-raios classe estação.
- MCOV nominais mínimas.
- Valores máximos para níveis de proteção para frente de impulso de 0.,5 µs, conforme Tabela 3.
Deste modo, as distâncias de separação aceitável são dadas na Tabela 9, conforme Item 6.2.7 deste Guia.
NOTA:
Conforme mostrado no exemplo, para valores de frente de impulso superiores a 0,5 µs, por exemplo
1,0 µs, as distâncias de separação são superiores às mostradas na Tabela 9.
D6. Subestação com Várias Linhas e Dois Transformadores.
A Figura D2 mostra uma subestação com três linhas, dois transformadores e um conjunto de pára-raios. Para
determinar a proteção contra surtos, adequada a ambos os transformadores com um único conjunto de pára-
raios, a máxima distância de separação entre pára-raios e transformadores deve ser calculada considerando-
se o surto incidente sobre cada uma das linhas.
Para usar o método deste anexo, a subestação multi-linhas com dois transformadores da Figura D2 deve ser
reduzida a uma subestação de uma única linha e transformador similar à mostrada na Figura D1. O seguinte
123
procedimento detalha o método de redução. O procedimento deve ser repetido para cada transformador,
enquanto se considera o surto incidente sobre cada linha separadamente. Hipóteses considerando
desconexões de uma ou mais linhas devem ser investigadas a fim de se identificar os casos mais severos.
D6.1 Procedimento Passo a Passo para o Processo para a Redução da
Subestação.
1°° Passo:
Remover o transformador não considerado e identificar a linha sob surto.
Fig. D2 – Um Exemplo de Subestação Multi-linha com dois Transformadores.
2°°Passo:
a)- Identificar a "Junção J", ou seja, o ponto comum entre a conexão do transformador, a
conexão do pára-raios e a linha sob surto.
b)- Identificar a "Conexão do pára-raios - d’ ", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do pára-raios que também pode incluir trechos do barramento.
c)- Identificar a "Distância de Separação - D", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do transformador que pode incluir trechos do barramento.
3°°Passo:
Remover todas as linhas conectadas à "Conexão do pára-raios - d’ "
4°°Passo:
Determinar a "Taxa de Crescimento Equivalente da Tensão Incidente na "Junção J” - S"
S
S
N
=
+
3
2
'
onde:
N - Equivale ao número total de linhas (incluindo a linha sob surto) remanescente após a aplicação do
3°° Passo.
124
Deste modo, a subestação multi-linha com dois transformadores foi reduzida. Logo a Distância de
Separação Máxima Permissível - D, pode ser calculada utilizando-se do procedimento mostrado no
Item D5 - Exemplo - 1.
D6.2 Exemplo 2 – Subestação Multi-linha com dois Transformadores.
As Figuras D2 - D7 são aplicadas para o desenvolvimento deste exemplo. Os parâmetros utilizados são
relativos a um sistema de 145 kV, conforme apresentados a seguir:
TSNIA = 550 kV
MCOV = 98 kV
c = 300 m/µs
d'' = 3 m
S’ = 11 x MCOV Nominal = 11 x 98 = 1078 kV/µs
NPROTFO = 269 kV Para: MCOV = 98 kV e Tempo de Frente = 1,0 µs.
 Tempo de crista da tensão: (269/1078) = 0,25 µs < 3 µs
 Logo: UT = TSNIAC/1,15
Z = 450 Ω
D6.2.1 Redução da Subestação da Figura D2 - para um Surto Incidente na
Linha A
1°° Passo:
Remover o transformador não considerado - no caso o Transformador T2 - e identificar a linha
sob surto, ou seja, a Linha A, conforme mostra a Figura D3.
Fig. D3 – Subestação Multi-linhas com Dois Transformadores com Surto Incidente à Linha A.
O Transformador T2 não Considerado foi Removido.
125
2°° Passo:
a)- Identificar a "Junção J", ou seja, o ponto comum entre a conexão do transformador, a
conexão do pára-raios e a linha sob surto. Na Figura D3 o ponto onde as linhas se encontram.
b)- Identificar a "Conexão do pára-raios - d’ ", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do pára-raios que também pode incluir trechos do barramento.
Neste exemplo, para condição analisada, d' = 12 m
c)- Identificar a "Distância de Separação - D", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do transformador que pode incluir trechos do barramento.
3°° Passo:
Remover todas as linhas conectadas à "Conexão do pára-raios - d’ ". Neste caso a Linha C o
que resulta em número equivalente de linhas N = 2, conforme Figura D4.
4°° Passo:
Determinar a "Taxa de Crescimento Equivalente da Tensão Incidente na "Junção J” - S
S
S
N
x=
+
=
+
=3
2
3 1078
2 2
809
'
 kV/µs
Fig. D4 – Subestação Multi-Linhas Dois Transformadores com Surto Incidente à Linha A,
com Todas as Linhas Conectadas ao Condutor “ d’ “ Removidas.
Deste modo, a subestação multi-linhas é reduzida a uma subestação com uma única linha e transformador
conforme mostra a Figura D5.
A partir dos dados originais e da subestação reduzida procede-se aos seguintes cálculos:
TSNIAC = 1.15 x TNSIA = 1.15 x 550 = 632.5 kV
di/dt = 2.S/Z = 2.(809)/450 = 3.59 kA/µs
L = (d’+d”) 1.3 µH/m = 15 x 1.3 = 20 µH
UPR = UR + L.(di/dt) = 269 + 20.(3.59) = 341 kV
UT = TSNIAC/1.15 = 632.5/1.15 = 550 kV
UT/UPR = 550/341 = 1.61
O valor da abscissa correspondente a UT/UPR = 1.61 na Figura D8 é D(S)/(C x UPR) = 0.17
126
Resolvendo para: D = 0.17 .(c x UPR) / (S) = 0.17 x (300 x 341)/809 = 21.5 m.
Esta é a máxima distância aceitável entre a "Junção J" - Ponto da Barra - e o Transformador T1 estando a
Linha A sob surto.
Fig. D5 – Subestação Multi-linhas Dois Transformadores com Surto Incidente à Linha A,
Simpli ficada para uma Subestação com uma Única Linha e Transformador
1°° Passo:
Remover o transformador não considerado - no caso o Transformador T2 - e identificar a linha
sob surto, ou seja, a Linha C, conforme mostra a Figura D6.
Fig. D6 – Subestação Multi-linhas com Dois Transformadores estando a Linha C sob surto. O
Transformador T2 não Considerado foi Removido.
127
2°° Passo:
a)- Identificar a "Junção J", ou seja, o ponto comum entre a conexão do transformador, a
conexão do pára-raios e a linha sob surto. Na Figura D6 o ponto onde as linhas se encontram.
b)- Identificar a "Conexão do pára-raios - d’ ", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do pára-raios que também pode incluir trechos do barramento.
Neste exemplo, para condição analisada, d' = 6 m
c)- Identificar a "Distância de Separação - D", ou seja, a conexão entre a "Junção J" e o terminal
do transformador que pode e inclui, neste caso, trechos do barramento.
3°° Passo:
Remover todas as linhas conectadas à "Conexão do pára-raios - d’ ". Neste caso, nenhuma
linha pode ser removida o que resulta em número de linhas equivalente N= 3.
4°° Passo:
Determinar a "Taxa de Crescimento Equivalente da Tensão Incidente na "Junção J” - S"
S
S
N
x=
+
=
+
=3
2
3 1078
3 2
647
'
 kV/µs
Deste modo, a subestação multi-linhas é reduzida à uma subestação com
uma única linha e transformador conforme mostra a Figura D7.
Fig. D7 – Subestação Multi-linhas Dois Transformadores com Surto Incidente à Linha C,
Simpli ficada para uma Subestação com uma Única Linha e Transformador
A partir dos dados originais e da subestação reduzida, procede-se aos seguintes cálculos:
TSNIAC = 1.15 x BIL = 1,10 x 550 = 632.5 kV
di/dt = 2.S/Z = 2.(647)/450 = 2,88 kA/µs
L = (d’+d”) 1.3 µH/m = 9 x 1.3 = 12 µH
UPR = UR + L.(di/dt) = 269 + 12.(2,88) = 304 kV
UT = TSNIAC/1.15 = 6032.5/1.15 = 550 kV
UT/UPR = 550/304 = 1,81
O valor da abscissa correspondente a UT/UPR = 1.81 na Figura D8 é D(S)/(C x UPR) = 0.28
128
Resolvendo para: D = 0.28 .(c x UPR) / (S) = 0.28 x (300 x 304)/647 = 39.5 m.
Esta é a máxima distância aceitável entre a "Junção J" - Ponto da Barra - e o Transformador T1 estando a
Linha C sob surto.
Ao se comparar este exemplo com o anterior é necessário observar que a distância agora calculada incorpora
um trecho de 6 metros de barramento – Verificar posição da “Junção J” nas Figuras D.4 e D.7. Logo, em
relação ao ponto de conexão do transformador a distância efetiva a ser considerada é de 33.5 metros. Isto
implica que um surto incidindo na Linha A é mais severo que um surto incidindo na Linha C pois, neste caso o
transformador sobestudo - T1 necessita estar instalado a uma distância inferior.
O procedimento completo implica em repitir a análise acima para a Linha B e para o Transformador T2.
D7. Modelo Matemático para a Curva da Figura D8
A Equação D1 pode ser utilizada para calcular a Máxima Distância de Separação Aceitável (D), pois
representa um bom modelo para a curva apresentada na Figura D8.
( )






−
−
×≤
BILV
VBIL
S
VC
D
sa
sasa
.957,0.92,2
.957,0.385,0
(D1)
0.01 0.10 1.00
1.10
1.30
1.50
1.70
1.90
2.10
2.30 U T / U PR
D(S) / c U PR
Fig D8 - Curva para Determinação Gráfica da Máxima Distância de Separação
129
VI. Descargas atmosféricas em linhas de transmissão
Descargas atmosféricas são a principal causa de desligamentos não
programados verificados no sistema elétrico brasileiro, sendo responsáveis por
aproximadamente 65% dos desligamentos ocorridos em linhas de transmissão
com tensões nominais até 230 kV. Tais índices podem ser mais críticos em
regiões de altas atividades ceráunicas e elevados valores de resistividade do
solo.
São apresentadas neste capítulo informações referentes aos aspectos e
parâmetros a serem considerados no estudo de desempenho das linhas de
transmissão frente a descargas atmosféricas, bem como efeito da incidência de
descargas atmosféricas sobre linhas de transmissão com e sem cabos pára-
raios.
Apesar deste Capítulo estar direcionado a aplicação de pára-raios em linhas
de transmissão, os conceitos aqui apresentados também são válidos para a
análise de desempenho de redes elétricas de distribuição.
VI.1 Aspectos a serem considerados no estudo d a incidência de
descargas atmosféricas em linhas de transmissão
VI.1.1 Características das descargas e freqüência de ocorrência
Fenômenos de danosas conseqüências, as descargas atmosféricas resultam
do acúmulo de cargas elétricas nas nuvens e a conseqüente descarga sobre o
solo terrestre ou sobre qualquer estrutura que ofereça condições favoráveis à
descarga. A descarga atmosférica é um fenômeno complexo, podendo existir
em uma descarga várias ramificações e vários pontos de contato com a terra.
Em linhas gerais, uma descarga atmosférica pode ser definida como uma
descarga elétrica transitória de curta duração e com uma elevada corrente
associada, que usualmente atinge quilômetros de extensão. Tal descarga
ocorre quando nuvens em uma região da atmosfera atingem uma quantidade
suficiente de cargas elétricas para dar origem a campos elétricos cuja
intensidade supere a rigidez dielétrica do ar, causando assim a disrupção do
meio (ar). Para que tal processo possa acontecer é necessário que as
condições ambientais sejam favoráveis, situação que pode ser encontrada no
interior de grandes tempestades de neve e de areia, nas nuvens sobre vulcões
em erupção e, na maior parte das vezes, na nuvem de tempestade (cúmulo-
nimbus) /1/.
Com relação às descargas originadas nas nuvens de tempestade, quatro tipos
de descargas podem ser identificados: descargas dentro da nuvem
(intranuvem), descargas entre nuvens, descargas entre nuvem e solo e entre
nuvem e estratosfera. Dentre os tipos de descargas existentes, a de interesse
para análise de desempenho dos sistemas elétricos corresponde as descargas
entre nuvem e solo, as quais podem ser classificadas como:
130
- Descargas ascendentes e descendentes, segundo a direção da evolução do
canal que faz o fechamento do percurso ionizado.
- Descargas positivas e negativas, segundo a polaridade da carga na região
da nuvem conectada ao solo por esse percurso.
De uma maneira geral, em regiões planas é mais freqüente a ocorrência de
descargas negativas e descendentes. Descargas ascendentes são menos
freqüentes, e ocorrem geralmente a partir de estruturas elevadas
(principalmente quando situadas no topo de regiões montanhosas), como
torres de telecomunicações, edificações, mastros entre outras.
Estudos realizados pelo CIGRÉ e observações efetuadas em várias estações
de pesquisas atmosféricas em todo o mundo, mostraram que
aproximadamente 80% a 90% das descargas descendentes são de polaridade
negativa, razão pela qual a maioria das informações disponíveis se refere a
esse tipo de descarga.
Registros de 79 descargas atmosféricas realizados pelo "Lightning Research
Center" - LRC - em conjunto com a CEMIG na Estação do Cachimbo em Minas
Gerais, confirmaram 64 descargas (81%) como sendo de polaridade negativa e
13 descargas (16,5%) positivas. Dentre as 33 descargas descendentes
confirmadas através de registros de vídeo, 31 são negativas, correspondendo a
93,9% das descargas descendentes. Dessas, 15 descargas apresentaram
somente uma única descarga de retorno (48,4%), enquanto que 16 descargas
(51,6%) apresentaram descargas de retorno subseqüentes (descargas
atmosféricas múltiplas) com um número médio de 5,8 descargas de retorno por
descarga atmosférica /2, 3/. Maiores informações referentes às estatísticas das
descargas atmosféricas no Morro do Cachimbo e em outras estações podem
ser obtidas em /2/.
Todas as estruturas existentes sob ou sobre o solo estão submetidas aos
efeitos das descargas descendentes (nuvem-terra). A necessidade e o tipo de
proteção de um sistema dependem da maior ou menor probabilidade desse
sistema ser atingido pelas descargas diretas ou pelos efeitos das descargas
em suas proximidades (sobretensões induzidas - críticas para sistemas com
tensões nominais até 44 kV). A probabilidade de incidência de descargas
apresenta uma relação direta com a freqüência com que as descargas ocorrem
por unidade de área, em um determinado local ou região. Daí a necessidade de
se conhecer a densidade de descargas à terra. Assim, a incidência de
descargas atmosféricas sobre uma região pode ser caracterizada pela
densidade de descargas à terra, expressa em termos do número de descargas
atmosféricas para a terra por quilômetro quadrado ao ano.
Para a determinação da densidade de descargas à terra há a necessidade da
utilização de sistemas específicos para a captação das descargas, tais como
Sistemas de Localização de Tempestades, redes de contadores de descargas
atmosféricas, entre outros.
Atualmente, várias técnicas têm sido amplamente utilizadas para localização
das descargas atmosféricas, as quais podem ser classificadas em dois grupos:
131
um primeiro grupo emprega medições remotas de campos elétrico e magnético
e um segundo grupo utiliza detectores ópticos /4/.
Sistemas do tipo LLP ("Lightning Location and Protection System"), LPATS
("Lightning Positioning and Tracking System") e um terceiro sistema,
denominado IMPACT ("Improved Accuracy from Combined Technology") que
utiliza a combinação dos dois primeiros, estão incluídos no primeiro grupo. O
sistema IMPACT vem sendo largamente utilizado em todo o mundo, inclusive
no Brasil.
Tais sistemas fornecem informações da localização da descarga atmosférica,
da amplitude e polaridade da corrente de descarga, do instante de ocorrência,
da diferenciação entre descargas nuvem-solo e outros tipos de descargas,
dentre outros parâmetros associados, possibilitando um melhor conhecimento
dos parâmetros característicos das descargas. Mais informações sobre os
aspectos básicos dos Sistemas de Localização de Tempestades podem ser
obtidas a partir da referência /4/.
A Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG e o Sistema Meteorológico
do Paraná – SIMEPAR possuem sistemas com tecnologia LPATS e IMPACT.
Recentemente, com o sistema instalado por FURNAS Centrais Elétricas S.A. -
tecnologia IMPACT e LPATS, tornou-se possível a interligação desses três
sistemas, constituindo a Rede Integrada de Detecção de Descargas
Atmosféricas (RIDAT) no Brasil /4/. A interligação dos sistemas permite um
melhor índice de detecção das descargas, maior precisão na localização e,
principalmente, uma ampliação da área de cobertura do sistema, que passou a
abranger as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do país.
Apesar do grande avanço tecnológico nas pesquisas sobre descargas
atmosféricas verificado no Brasil ao longo dos últimos anos, ainda existe no
paísuma grande dificuldade na disponibilidade de informações referentes a
densidade de descargas à terra, principalmente nas regiões fora da área de
cobertura da RIDAT. Nestes casos, são ainda utilizados os dados referentes
aos níveis ceráunicos, que correspondem ao número de dias de trovoada por
ano em uma dada região. Embora o nível ceráunico não seja o parâmetro mais
adequado para a determinação da densidade de descargas à terra, não deixa
de ser um indicador do nível de atividade atmosférica, possuindo a vantagem
de ser facilmente determinado.
É importante ressaltar, no entanto, que para um dado nível ceráunico, a
densidade de descargas à terra correspondente pode ser severamente afetada
pelo tipo e topografia do terreno. Também deve ser considerado o fato de que
em muitos dos casos a determinação do nível ceráunico pode conter erros
devido a trovoadas referentes a descargas atmosféricas entre nuvens, que a
rigor não interessam sob o ponto de vista de proteção dos sistemas elétricos.
Uma correlação entre a densidade de descargas à terra (Ng) e o nível
ceráunico (NC), para diferentes condições de terreno, e suas comparações com
curvas tradicionalmente utilizadas é apresentada na Tabela VI.1 /2, 5/. Estas
informações são apenas para fins informativos.
132
Tabela VI.1 - Correlação ob servada entre a densidade de
descargas à terra e o nível ceráunico.
Local Relação entre DDT e NC Ng (NC = 60) (*)
África do Sul Ng = 0,04 . NC 
1,25 6,7
Minas Gerais Ng = 0,028 . NC 
1,20 3,8
México – Região Plana Ng = 0,044 . NC 
1,24 7,1
México – Região Costeira Ng = 0,026 . NC 
1,33 6,0
México – Região Montanhosa Ng = 0,024 . NC 
1,12 2,4
Itália Ng = 0,00625 . NC 
1,55 3,6
 (*) Valores obtidos para Ng através da expressão indicada, considerando
um nível ceráunico de 60. 
No Brasil, utiliza-se geralmente a relação apresentada pelo CIGRÉ.
As Figuras VI.1 e VI.2 mostram os mapas de curvas ceráunicas e de densidade
de descargas nuvem-terra para o Brasil, apresentadas pelo INPE /6/.
Figura VI.1 - Mapa do número de dias com trovoadas por ano no Brasil
Figura VI.2 - Mapa de densidade de descargas atmosféricas para a terra
(descargas / km2 - ano) no Brasil – período de 1998 a 2001
133
O mapa de nível ceráunico apresentado na Figura VI.1 foi obtido com base em
duas décadas de observação, a partir do início dos anos 60. Com base nas
informações apresentadas na figura, pode ser constatado que na maior parte
do território brasileiro o número de dias de trovoadas por ano ultrapassa a 50.
O mapa de densidade de descargas nuvem-terra apresentado na Figura VI.2
foi obtido considerando-se uma relação de descargas entre nuvens / descargas
nuvem-terra constante e igual a 1,5. As densidades de descargas para o solo
foram obtidas comparando-se os dados de satélite que registram todas as
descargas com os dados do sistema de detecção de superfície no sudeste e
norte do Brasil.
Uma análise dos dados apresentados na Figura VI.2 indica como principal
diferença em relação à Figura VI.1 uma maior atividade atmosférica nas
regiões Sul e Centro-Oeste do país /6/. Devido ao curto período de
observação, ainda é difícil atribuir com relativa precisão uma incerteza aos
resultados apresentados na Figura VI.2. Entretanto, essas informações
representam a realidade brasileira de uma forma mais adequada que os dados
ceráunicos obtidos nas décadas de 60 e 70.
VI.1.2 Parâmetros característicos das correntes de descarga
Para estudos de avaliação de desempenho dos sistemas elétricos devido às
descargas atmosféricas, além do número de descargas que podem incidir
sobre uma determinada região, torna-se necessário um maior entendimento
sobre as características das descargas atmosféricas.
Para a avaliação da suportabilidade da isolação de equipamentos e
componentes de um sistema frente às descargas atmosféricas é necessário
conhecer as formas de onda de correntes características das descargas
atmosféricas, bem como os parâmetros relacionados às correntes de descarga,
tais como a amplitude da corrente de descarga, a taxa de crescimento da
corrente, tempo de subida, tempo de meia onda, etc.
Para a obtenção desses parâmetros, estações de medição de descargas
atmosféricas foram construídas em diversas partes do mundo. As primeiras
medições de corrente de descarga direta foram realizadas no Monte San
Salvatore na Suíça. Posteriormente, essas informações foram obtidas em
outras partes do mundo: África do Sul, Canadá, Itália, Alemanha,
Checoslováquia, Japão e Brasil /2/. Procedimentos para a obtenção das
amplitudes das correntes de descarga, através da instalação de elos
magnéticos em cabos pára-raios e torres de linhas de transmissão, em torres
de igreja, chaminés, entre outras estruturas, também têm sido utilizados /2/.
A necessidade de se avaliar a forma de onda da corrente de descarga, em
especial o tempo de frente e a derivada máxima da corrente, de forma a se
obter estudos mais consistentes para a proteção dos sistemas elétricos frente
às descargas atmosféricas, determinou a introdução de parâmetros adicionais
definidos por Anderson e Eriksson /7/, conforme apresentado na Figura VI.3.
134
Figura VI.3 - Onda de corrente registrada no Morro do Cachimbo
correspondente à primeira corrente de retorno de uma descarga
atmosférica negativa descendente /2/
A Figura VI.3 corresponde a uma forma de onda de corrente real medida na
Estação do Morro do Cachimbo em Minas Gerais /2/, com base nos parâmetros
característicos definidos e apresentados abaixo:
- Pico da corrente: corresponde ao maior valor de pico da descarga de
retorno. De um modo geral, as ondas de corrente relativas às primeiras
descargas de retorno apresentam dois picos de corrente, sendo o segundo
(IP2) geralmente maior do que o primeiro (IP1).
Os parâmetros T10, T30, S10, S30 e Sm são definidos com base em IP1.
O parâmetro T50 é definido em função de IP2.
- T10 Intervalo de tempo entre as amplitudes de 10% e 90% em relação
ao primeiro pico (IP1) da corrente na frente da onda;
- T30 Intervalo de tempo entre as amplitudes de 10% e 90% em relação
ao primeiro pico (IP1) da corrente na frente da onda;
- Td10 Tempo de frente equivalente (Td10 = T10 / 0,8);
- Td30 Tempo de frente equivalente (Td30 = T30 / 0,6);
- T50 Intervalo de tempo entre o ponto definido pela corrente de 2 kA na
frente da onda e o ponto de meia onda relativo ao valor de 50%
do pico de corrente (segundo pico);
- TAN10 Taxa de crescimento da corrente, correspondente à tangente, na
frente da onda, na amplitude de 10%.
- S10 Taxa de crescimento médio da corrente entre as amplitudes de
10% e 90% em relação ao primeiro pico (IP1) da corrente na frente
de onda;
- S30 Taxa de crescimento médio da corrente entre as amplitudes de
30% e 90% em relação ao primeiro pico (IP1) da corrente na frente
de onda;
- TANG (ou Sm) Máxima taxa de crescimento da corrente na frente da onda,
correspondente ao maior valor di/dt sobre a frente da onda
de uma descarga de retorno.
135
Diferentes funções para a definição dos parâmetros característicos das
descargas atmosféricas têm sido apresentadas em diversas referências, sendo
a função distribuição de probabilidade log-normal a mais adotada pela maioria
das publicações referentes ao tema para representar a distribuição de
probabilidade cumulativa dos picos de corrente medidos e dos demais
parâmetros característicos das formas de ondas impulsivas de corrente de
descargas atmosféricas /2/.
A equação matemática que descreve a função distribuição de probabilidade
log-normal para um determinado parâmetro X (variável aleatória) da onda de
corrente é definida por:
 . dx�
xx
x
. 
. �. �
 (x) Fx)P(X
x
x
x
X 










 −
⋅−⋅==≤ ∫
2
ln0ln
lnln
2
11
2
1
Na equação acima, (x)FX corresponde a probabilidade da variável aleatória X
assumir um valor menor ou igual a um valor específico x; xln corresponde ao
valor médio do logaritmo neperiano da variável aleatória lnx� ao desvio-padrão
logarítmico (base e-ln). Desta forma, a distribuição de probabilidadeda variável
aleatória pode ser totalmente caracterizada por dois parâmetros: xln e lnx� .
Dentre os parâmetros mais utilizados em estudos de desempenho de sistemas
elétricos frente às descargas atmosféricas, as amplitudes das correntes de
descarga e a taxa de crescimento das correntes têm sido os mais
considerados, visto que esses parâmetros, em especial o primeiro, são
fundamentais para a estimativa da probabilidade de desligamentos de linhas de
transmissão e de redes de distribuição, bem como para a definição dos critérios
a serem utilizados para melhoria de desempenho desses sistemas.
Informações sobre os parâmetros xln e lnx� das descargas atmosféricas
descendentes negativas, para a amplitude máxima da primeira descarga de
corrente e da máxima taxa de crescimento da corrente na frente da onda,
apresentadas pelo grupo de estudos do CIGRÉ /7, 8/ e obtidas a partir de
medições realizadas na estação de pesquisas do Morro do Cachimbo /2/, estão
apresentadas na Tabela VI.2.
Tabela VI.2 - Parâmetros característicos das descargas atmosféricas
Parâmetro Dados CIGRÉ Dados CEMIG
Média σln Média σln
IP2 (kA) 61,1 (*) 1,330 (*) 45,3 0,39
33,3 (**) 0,605 (**) ----- -----
Sm (kA/µs) 24,3 0,599 19,4 0,290
(*) Parâmetros para Idescarga < 20 kA;
(**) Parâmetros para Idescarga > 20 kA;
136
As curvas de probabilidade de ocorrência das correntes de descarga
descendentes negativas com valores de pico acima de uma determinada
amplitude, obtidas para as medições efetuadas pelo CIGRÉ e pela CEMIG com
base nos valores médios e nos desvios-padrão logarítmicos da Tabela VI.2,
estão apresentadas na Figura VI.4.
Na mesma figura são apresentadas as curvas com a probabilidade P(I ≥ I0) da
amplitude máxima da corrente de descarga exceder a uma corrente I0,
baseadas nas equações simplificadas propostas por Anderson - Eriksson (para
os dados do CIGRÉ) e pela referência /9/ (para os dados da CEMIG):
P(I ≥ I0) Probabilidade da ocorrência de correntes com amplitudes maiores
do que a corrente I0 considerada.
Figura VI.4 - Curvas de probabilidade de amplitude de correntes para
descargas descendentes negativas
Verifica-se da figura uma boa concordância entre as curvas obtidas
considerando a função distribuição de probabilidade log-normal e as equações
simplificadas para correntes com amplitudes da ordem de até 85 kA (dados
CIGRÉ) e 110 kA (dados CEMIG), o que valida a utilização dessas equações
para estudos de avaliação de desempenho de linhas de transmissão, tornando
os estudos mais simplificados. No entanto, para estudos mais detalhados,
sugere-se a utilização da função distribuição de probabilidade log-normal.
As informações sobre a distribuição de probabilidade para as correntes de
descarga apresentadas referem-se a descargas atmosféricas descendentes
com polaridade negativa. No caso das descargas positivas, que ocorrem em
menor número, estes valores são geralmente bem maiores.
( ) ( )2,600 31I1
1
IIP
+
=≥ CIGRE ( ) ( )4,700 45I1
1
IIP
+
=≥ CEMIG
0,01
0,10
1,00
10,00
100,00
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Corrente de descarga (kA)
P
ro
b
ab
ili
d
ad
e 
d
a 
co
rr
en
te
 s
er
 e
xc
ed
id
a 
(%
)
Dados CEMIG Dados CIGRÉ
Equação simplificada - CEMIG Equação simplificada - CIGRÉ
137
Para a taxa de crescimento das correntes o CIGRÉ sugere a seguinte equação
para a determinação da probabilidade da ocorrência de taxas de crescimento
de corrente superiores à taxa considerada:
VI.2 Descargas atmosféricas em linhas de transmissão
As linhas de transmissão assim como as redes de distribuição tendem a ser um
coletor de descargas. Duas diferentes abordagens devem ser consideradas na
avaliação do desempenho dos sistemas elétricos frente às sobretensões
resultantes das descargas atmosféricas: os efeitos originados por descargas
atmosféricas incidindo diretamente sobre os condutores fase ou sobre os cabos
pára-raios (em caso de sua existência) e os efeitos originados pelas descargas
atmosféricas incidindo nas proximidades das redes de distribuição ou linhas
com tensões não superiores a 44 kV (descargas indiretas), gerando
sobretensões induzidas.
Embora as sobretensões causadas por descargas atmosféricas diretas possam
atingir maiores amplitudes do que as sobretensões induzidas por descargas
atmosféricas nas proximidades das redes de distribuição e linhas de
transmissão, as sobretensões induzidas geralmente representam maiores
problemas para empresas distribuidoras de energia elétrica devido à sua maior
freqüência de ocorrência, associada a baixa resistência oferecida pela isolação
das redes de distribuição às sobretensões atmosféricas.
No caso de linhas de transmissão com tensões nominais iguais ou superiores a
69 kV as sobretensões induzidas, originadas por descargas atmosféricas nas
proximidades das linhas, apresentam amplitudes inferiores às características
disruptivas da isolação, não acarretando em desligamentos dessas linhas. Por
esta razão, em estudos de desempenho de linhas de transmissão se considera
somente os efeitos das descargas incidindo diretamente sobre as linhas.
VI.2.1 Incidência das descargas atmosféricas diretas em linhas de
transmissão
Considerando que as descargas atmosféricas diretas possam geralmente
afetar o desempenho das linhas de transmissão, gerando sobretensões
transitórias resultantes acima da suportabilidade da isolação das linhas, o
número de descargas diretas coletadas pelo sistema é um dos fatores
determinantes para a avaliação do seu desempenho.
A freqüência com que as descargas atmosféricas descendentes incidem
diretamente sobre as estruturas das linhas de transmissão, nos cabos pára-
raios ou nos condutores fase, depende de uma série de fatores: as densidades
( )
4
0
0
24
dtdI1
1
dt
dI
dt
dIP


+
=≥
138
de descargas atmosféricas à terra nas regiões atravessadas pela linha;
características físicas da linha, em especial a sua altura em relação ao solo e o
espaçamento entre os condutores mais externos; a existência de objetos
próximos a linha que constituem blindagens naturais, tais como árvores altas,
estruturas metálicas, edificações nas proximidades da linha e existência de
outras linhas de transmissão. Além disso, a incidência de descargas sobre uma
dada linha de transmissão pode variar a cada ano, em função da maior ou
menor incidência das descargas atmosféricas na região.
Para uma linha de transmissão localizada em uma região onde a densidade de
descargas médias à terra por km2 por ano é Ng e apresentando uma área de
atração equivalente A (m2), o número médio de descargas diretas Nd coletadas
por esta linha por 100 km por ano é:
Nd Número esperado de descargas atmosféricas que incidem diretamente
sobre uma linha de transmissão ( descargas / (100 km . ano) );
Ng Densidade de descargas à terra ( descargas / (km
2 . ano) );
A Área de atração equivalente (m2).
Vários trabalhos abordam diferentes procedimentos para a determinação do
raio de atração equivalente médio. Uma expressão bastante utilizada em
estudos de desempenho de linhas de transmissão foi proposta por Eriksson /1/.
Ra Raio de atração equivalente (m);
H Altura da estrutura (m);
I Amplitude da corrente de descarga (kA).
Para uma corrente de descarga com amplitude média de 45 kA, o raio de
atração equivalente pode ser expresso por:
Deve ser ressaltado que a expressão acima representa o raio de atração
equivalente médio para estruturas isoladas e para um valor médio de corrente
de descarga considerado. Na realidade, o raio de atração de uma estrutura
varia em função da intensidade da corrente de descarga.
De acordo com a referência /7/, as descargas atmosféricas podem atingir uma
linha de transmissão dentro da sua faixa de exposição, segundo a expressão
abaixo:
10010 3 ⋅⋅⋅= −ANN gd
74,06,084,0 IHRa ⋅⋅=
6,014 HRa ⋅=
( ) 1102 −⋅+⋅⋅= bRNN agd
( ) 16,0 1028 −⋅+⋅⋅= bHNN gd
139
Nd Número esperado de descargas atmosféricas que incidem diretamente
sobre uma linha de transmissão ( descargas / (100 km . ano) );
Ng Densidade de descargas à terra ( descargas / (km
2 .ano) );
H Altura média do condutor mais elevado em relação ao solo ou dos cabos
pára-raios em relação ao solo, em caso da existência desses (m);
b Espaçamento horizontal entre cabos pára-raios (m).
A altura média equivalente (H) do condutor mais elevado em relação ao solo é
determinada por:
- Para um perfil plano: H = hg – 2/3 . (hg – hgw)
- Para um perfil ondulado: H = hg
- Para um perfil montanhoso: H = 2 . hg
hg É a altura do cabo pára-raios ou do condutor mais elevado na torre;
hgw É a altura mínima do cabo pára-raios ou do condutor mais elevado no
meio do vão.
É importante ressaltar que o número calculado de descargas que incidem
sobre uma dada linha de transmissão é apenas um valor aproximado e
orientativo, devido a natureza estatística da densidade de descargas à terra, a
qual varia de ano para ano, além de outros fatores, tais como a presença de
objetos que podem ajudar na blindagem do sistema e interceptar algumas das
descargas que poderiam atingir as linhas.
O número de descargas diretas que incidem sobre uma linha de transmissão
localizada nas proximidades de outras estruturas é influenciado pela área de
captação de descargas dessas estruturas /10/. Desta forma, uma vez
conhecidas as características da linha, a altura dos objetos próximos e a
distância entre a linha de transmissão e esses objetos (outras linhas de
transmissão, por exemplo), podem ser estabelecidos os fatores de blindagem.
Considerando o efeito de objetos elevados próximos à linha de transmissão, o
número estimado de descargas diretas que incidem sobre a linha a cada ano
por 100 km é dado por /10/:
Ndrd Número de descargas atmosféricas que incidem diretamente sobre a
linha de transmissão, considerando a presença de objetos próximos
(descargas / (100 km - ano) );
Nd Número de descargas atmosféricas que incidem diretamente sobre a
linha, em caso da não existência de objetos próximos a linha;
Sfc Fator de blindagem combinado (Sfc = 0) → Ndrd = Nd.
O fator de blindagem a ser considerado consiste na soma dos fatores obtidos
para cada lado da linha de transmissão. Nos casos em que o fator de
blindagem combinado se apresentar igual ou maior do que 100%, o número de
descargas diretas incidindo sobre a linha será nulo.
( )fcddrd SNN −⋅= 1
140
Um fator de blindagem igual a zero significa que a linha de transmissão
atravessa uma região onde a proximidade de objetos não afeta o número de
descargas por ela coletadas. Por outro lado, um fator de blindagem igual a 1,0,
indica que a linha se encontra totalmente protegida das descargas diretas em
função dos objetos em suas proximidades.
VI.2.2 Desempenho das linhas de transmissão devido a descargas
atmosféricas
O desempenho das linhas de transmissão ou redes de distribuição submetidas
ao efeito de uma descarga atmosférica varia significativamente em função das
características de projeto das linhas e das condições do solo e ambientais das
regiões atravessadas pela linhas.
O efeito de uma descarga atmosférica sobre uma linha de transmissão
depende basicamente: do projeto e das características construtivas da linha; da
impedância do sistema de aterramento para surtos; da amplitude e da forma de
onda da corrente de descarga; do ponto de incidência da descarga (se
diretamente sobre a rede ou em suas proximidades); das características de
isolação das linhas; do grau de proteção oferecido pelos cabos pára-raios (no
caso de sua existência), etc. Todos esses fatores devem ser levados em
consideração quando da análise do desempenho das linhas de transmissão
frente às descargas atmosféricas.
O comportamento transitório das ondas resultantes de tensão e de corrente
para a análise das descargas atmosféricas incidindo sobre as redes elétricas
ou em suas proximidades é altamente complexo, podendo ser efetivamente
avaliado através de uma modelagem mais complexa através da utilização de
ferramentas computacionais.
Três aspectos principais estão envolvidos no cálculo de desempenho de linhas
de transmissão devido ao efeito das descargas atmosféricas: os aspectos
relativos às características das correntes de descarga (valor de pico, duração
de frente e taxa de crescimento da onda de corrente); os aspectos relativos ao
processo de conexão entre o canal de descarga e os componentes da linha de
transmissão; e por fim, os aspectos relacionados a resposta eletromagnética da
linha atingida pela descarga atmosférica.
As linhas de transmissão podem apresentar várias configurações para as
torres, condutores aéreos e para o aterramento das estruturas. Diferentes
configurações para esses elementos estabelecem diferentes respostas
transitórias sob solicitações de descargas atmosféricas, as quais refletem sobre
os valores calculados para as sobretensões resultantes.
O comportamento transitório de uma linha de transmissão após a incidência de
uma descarga atmosférica sobre o topo da estrutura ou sobre os cabos pára-
raios, em caso de sua existência, depende de alguns fatores que necessitam
ser cuidadosamente considerados para a avaliação de desempenho de linhas
de transmissão: o ponto de incidência da descarga, a impedância equivalente
141
para surtos dos cabos pára-raios, o acoplamento eletromagnético entre os
cabos pára-raios e os condutores fase, a resposta transitória da torre, o efeito
das torres adjacentes, a resposta do sistema de aterramento, etc.
Vários modelos têm sido apresentados em publicações técnicas para o
estudar e avaliar a resposta dos componentes das linhas de transmissão
quando submetidos a incidência de uma descarga atmosférica. Alguns desses
modelos individuais apresentam um elevado grau de elaboração e
complexidade.
Modelos mais recentes foram desenvolvidos para levar em consideração a
interação de todos os componentes presentes na linha /11/. Dentre esses
modelos, um modelo bastante complexo e elaborado denominado “Modelo
Eletromagnético Híbrido” – HEM – foi desenvolvido pelo Lightning Research
Center /1/, /11/.
Apesar da complexidade do fenômeno, é possível obter-se através de
conceitos básicos, uma análise estimativa e simplificada do efeito das
descargas atmosféricas sobre os sistemas elétricos. A seguir, serão abordados
aspectos referentes às descargas diretas e seus efeitos sobre as linhas de
transmissão.
VI.2.2.1 Descargas incidindo d iretamente sobre linhas de transmissão
sem cabos pára-raios
As descargas atmosféricas ao incidirem diretamente sobre linhas de
transmissão não providas de cabos pára-raios atingem, invariavelmente, os
condutores fase. Considerando que não ocorra uma disrupção no ponto
atingido, a corrente de descarga i(t) ao incidir sobre o condutor se divide
(considerando a impedância do canal de descarga infinita) e se propaga como
um surto de corrente em ambas as direções da linha, gerando o
desenvolvimento de sobretensões v(t) na linha em ambas as direções.
Considerando em uma primeira aproximação uma linha de transmissão sem
perdas e sem distorções, as sobretensões resultantes podem ser calculadas
pelo produto do surto de corrente variável no tempo com a impedância de
surto monofásica da linha, ou seja:
Z0 Impedância de surto monofásica da linha (Ω), definida por:
Considerando um condutor infinito acima de um solo de condutividade perfeita:
( ) ( )
2
0 tiZtV
⋅=
C
LZ =0
( )rhL R ⋅⋅⋅
⋅= 2ln
2
0
π
µµ
( )
r
h
C R
⋅
⋅⋅⋅=
2ln
2 0 εεπ
142
Substituindo L e C na expressão geral e considerando a linha aérea (µR = 1 e
εR = 1), tem-se a seguinte expressão para a impedância de surto da fase
atingida pela descarga:
h é a altura do condutor em relação ao solo (m) e r o raio do condutor (m).
Considerando o efeito corona, a impedância de surto do condutor pode ser
definida por:
Z0C Impedância de surto da linha (Ω), considerando o efeito corona;
Rc Raio do condutor sob efeito corona a um gradiente de tensão de
1500 kV / m /8/.
Devido ao acoplamento capacitivo entre os condutores, ocorre uma indução
nos condutores adjacentes, gerando ondas de tensão com amplitudes de
aproximadamente 25 a 30% da amplitude da sobretensão geradano condutor
atingido pela descarga podendo ocorrer, desta forma, uma descarga disruptiva
entre fases se o espaçamento entre os condutores fases não for suficiente para
suportar a diferença de tensão estabelecida entre as fases.
A ilustração de uma descarga atmosférica incidindo diretamente sobre os
condutores fase de uma linha de transmissão sem cabos pára-raios é
apresentada na Figura VI.5.
Figura VI.5 - Descarga atmosférica sobre uma rede sem cabos pára-raios
Assumindo que não ocorra disrupção entre fases, a amplitude e forma de onda
da tensão incidente se modificam durante a sua propagação ao longo das
redes de distribuição: pelo efeito das reflexões sucessivas nas estruturas
adjacentes; pela redução na inclinação da frente de onda devido ao efeito
corona; e pelas atenuações devido às perdas na linha. Se a amplitude da
tensão resultante excede, em um dado instante, a tensão de descarga das
cadeias de isoladores, ocorre a descarga disruptiva de impulso (“ flashover” )
( )rhZ ⋅⋅= 2ln600
( ) ( )Rch2lnrh2ln60Z C0 ⋅⋅⋅⋅=
143
através da(s) cadeia(s). Se o gradiente de campo elétrico for suficiente para
manter o arco, a descarga disruptiva de impulso será seguida pelo arco de
potência de freqüência industrial, com a passagem da corrente de curto-circuito
do sistema. Esta corrente pode provocar um desligamento transitório (caso não
ocorra falhas elétricas ou mecânicas na isolação ou nos componentes da linha)
ou permanente (em caso de falha da isolação ou dos componentes da rede).
A partir da equação para a tensão resultante, pode-se definir uma corrente
crítica, que resulta em 50% de probabilidade de falha da isolação. Esta
corrente pode ser estimada a partir da equação abaixo:
U50(t) Tensão crítica de descarga da cadeira de isoladores no tempo t (kV);
De uma maneira mais realista, conhecendo-se a característica disruptiva da
isolação, é possível definir a corrente que provoca a descarga disruptiva:
Udis(t) Tensão disruptiva assegurada da isolação para impulso no tempo t (kV).
Conhecendo-se as características disruptivas da isolação, é possível estimar a
amplitude de corrente que provoca a descarga disruptiva de impulso da
isolação. A partir deste valor de corrente, pode-se estimar a probabilidade da
incidência de correntes com amplitudes superiores a corrente obtida, conforme
apresentado na Figura VI.4.
Uma análise simplificada indica que praticamente todas as descargas
atmosféricas incidindo diretamente sobre os condutores fase das linhas de
transmissão provocam uma descarga disruptiva da isolação, independente da
resposta transitória do sistema de aterramento.
Desta forma, o número de desligamentos de uma linha de transmissão devido
a incidência de descargas diretas sobre os condutores fase pode ser estimado
por:
Ndesl Número estimado de desligamentos da linha de transmissão
(desligamentos por 100 km por ano);
Nd Número estimado de descargas que incidem diretamente sobre os
condutores fase (descargas por 100 km por ano);
Pdisrup Probabilidade da ocorrência de descarga disruptiva da isolação;
Parco Probabilidade da descarga disruptiva ser seguida pelo arco de
potência.
( ) ( )
C0
50
cr Z
tU2
tI
⋅
=
( ) ( )
C0
dis
dis Z
tU2
tI
⋅
=
arcodisrupddesl PPNN ⋅⋅=
144
Alguns estudos apresentam informações sobre a probabilidade da disrupção
ser seguida pelo arco de potência /12-13/. De acordo com estudos realizados,
a probabilidade de uma disrupção ser seguida pelo arco de potência depende
das características da isolação da estrutura: 85% para cadeias de isoladores
utilizadas em linhas de transmissão (isolação do ar), independente do gradiente
de campo elétrico estabelecido após a disrupção /13/; no caso da utilização de
isolação adicional através da utilização de cruzetas e estruturas de madeira, a
referência /12/ indica uma forte influência do gradiente de campo elétrico
estabelecido na isolação após a ocorrência da disrupção, sobre a probabilidade
da disrupção ser seguida pelo arco de potência. Neste caso, o gradiente de
campo elétrico estabelecido na isolação após a ocorrência da descarga
disruptiva, pode ser estabelecido pela seguinte equação:
E Gradiente de campo elétrico após a disrupção (kV / m);
Vft Valor eficaz da tensão fase-terra de freqüência industrial (kV);
Lisolação Comprimento da isolação adicional (m).
Uma síntese das informações apresentadas nas referências /12-13/ para
cruzetas de madeira e isolação no ar é ilustrada na Figura VI.6.
Com base nas informações acima, pode ser constatado que a probabilidade de
uma descarga atmosférica, incidindo sobre os condutores fase de uma linha de
transmissão provocar o desligamento da linha, está associada à probabilidade
da descarga disruptiva ser seguida por um arco de potência, fator que depende
do tipo de isolação considerada e, no caso da utilização de uma isolação
adicional (madeira ou polímero), das características do material e da distância
da isolação até o ponto de aterramento.
Figura VI.6 - Curvas de probabil idade das descargas disruptivas
serem seguidas pelo arco de potência, em função do
gradiente de campo elétrico /11-12/
isolação
ft
L
V
E =
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Gradiente de campo elétrico (kVef/m)
P
ro
ba
bi
lid
ad
e 
da
 o
co
rr
ên
ci
a 
do
 
ar
co
 d
e 
60
 H
z 
ap
ós
 a
 d
es
ca
rg
a
Cruzeta de madeira Isolação em ar
145
VI.2.2.2 Descargas incidindo d iretamente sobre linhas de transmissão
providas de cabos pára-raios
A grande maioria das descargas atmosféricas que incidem em linhas de
transmissão protegidas por cabos pára-raios adequadamente posicionados irão
incidir sobre esses ou sobre a estrutura. De uma maneira geral, o sistema é
considerado adequadamente protegido pelos cabos pára-raios quando o
ângulo de blindagem entre o(s) cabo(s) pára-raios e os condutores fase é
inferior a 30o, conforme ilustrado na Figura VI.7. Metodologias bastante
detalhadas para uma blindagem efetiva das redes / linhas aéreas através da
utilização de cabos pára-raios, podem ser encontradas nas referências /14-16/.
Figura VI.7 – Ilustração da determinação simpli ficada do ângulo de
blindagem entre os condutores fase e o cabo pára-raios
As descargas atmosféricas, ao incidirem nos topos das estruturas ou sobre os
cabos pára-raios geram ondas incidentes de corrente que se propagam pelos
cabos pára-raios e através das estruturas. Quando a descarga atinge uma
estrutura, grande parte da corrente se propaga através da estrutura atingida,
sendo esta corrente dependente das características da forma de onda da
corrente de descarga incidente e do comportamento do sistema de aterramento
da estrutura atingida pela descarga. Estas ondas de corrente se refletem,
inicialmente, no topo da torre e no sistema de aterramento e geram
sobretensões resultantes nas estruturas e ao longo dos cabos pára-raios,
elevando a tensão das estruturas acima do potencial de terra. A Figura VI.8
ilustra o comportamento das ondas viajantes quando da incidência de uma
descarga atmosférica sobre uma estrutura de uma linha de transmissão.
Vários aspectos têm influência significativa na resposta transitória das linhas de
transmissão com cabos pára-raios quando submetidas às descargas
atmosféricas diretas: a amplitude e a forma de onda da corrente de descarga; o
ponto de incidência das descargas; a impedância transitória equivalente dos
cabos pára-raios; o acoplamento eletromagnético entre os condutores fase e os
cabos pára-raios; a resposta transitória da estrutura; o efeito das estruturas
146
adjacentes; e, principalmente, a resposta transitória do sistema de aterramento.
Figura VI.8 – Representação de uma descarga atmosférica
incidindo sobre uma estrutura de uma linha de transmissão
A tensão resultante no topo de uma estrutura atingida por uma descarga
atmosférica no instante de tempo t em µs pode ser estimada, com base no
modelo simplificado apresentado na referência /16/:
VT(t) Tensão resultante na estrutura atingida pela descargano instante t (kV);
t Instante de tempo considerado (µs);
I(t) Corrente de descarga (kA) no instante de tempo t considerado (µs);
τT Tempo de propagação da onda desde o topo da torre atingida pela
descarga até a sua base, correspondente a relação entre altura da torre
e a velocidade de propagação da luz no vácuo (µs);
ZI Impedância equivalente do circuito vista pela corrente de descarga, no
instante da sua incidência (Ω);
Zw Impedância de onda constante, na qual todas as componentes das
ondas viajantes de corrente atuam para estabelecer as componentes de
tensão no topo da estrutura (Ω);
ψ Constante de amortecimento, que reduz as contribuições das reflexões
sucessivas para a tensão resultante no topo da estrutura;
N O maior valor que o número de ondas n pode atingir, correspondente ao
maior número inteiro ≤ t / 2.τT.
( ) ( )[ ]∑
=
−⋅⋅⋅−⋅−⋅=
N
1n
1n
TWIT
��n2 tIZI(t)ZtV
( ) ( )
( ) ( )RZZ2Z
RZZZ2
Z
T
2
TS
TT
2
S
W +⋅⋅+
−⋅⋅⋅
=
TS
TS
I Z2Z
ZZ
Z
⋅+
⋅
=
( ) ( )
( ) ( )RZZZ2
RZZZ2
TST
TST
+⋅+⋅
−⋅−⋅
=ψ
147
O parâmetro Zs corresponde a impedância equivalente para surtos dos cabos
pára-raios que saem da estrutura atingida para as estruturas adjacentes; ZT
corresponde a impedância de surto das estruturas e R o comportamento do
sistema de aterramento da estrutura atingida pela descarga.
Considerando a forma de onda da corrente de descarga tipo rampa I = A . t, a
tensão resultante sobre a estrutura atingida pela descarga atmosférica pode
ser obtida no instante de tempo t em µs, pela seguinte equação /16/:
A Taxa de crescimento da onda de corrente de descarga (kA/µs);
Ao se analisar com um maior grau de profundidade o comportamento
transitório de uma linha de transmissão atingida por uma descarga atmosférica,
é importante considerar o efeito das torres adjacentes. A influência das torres
adjacentes nas tensões resultantes ao longo da linha é maior para menores
distâncias entre vãos. Este fato pode ser explicado pelo tempo de propagação
das ondas de tensão e de corrente ao longo da linha, sendo fortemente
influenciado pelo tempo de frente da onda de corrente. Considerando, por
exemplo, uma distância entre vãos de 600 m para uma onda de corrente com
tempo de frente de 2,0 µs, uma onda viajante de tensão se propagando ao
longo da linha a uma velocidade de 300 m/µs necessita de um tempo de 4,0 µs
para se propagar da torre atingida pela descarga à torre adjacente e retornar.
Como o tempo de frente da onda de corrente é 2,0 µs, o efeito da reflexão
devido à torre adjacente na torre atingida pela descarga ocorre após a onda de
tensão atingir a sua amplitude máxima, não afetando a amplitude máxima da
tensão. Por outro lado, para um vão de 250 m, a mesma onda de tensão se
propaga da torre atingida às torres adjacentes e retorna em 1,67 µs, antes da
corrente atingir o seu valor máximo.
Alguns modelos simplificados para análise do comportamento transitório de
linhas de transmissão e outros modelos, bastante complexos, não consideram
o efeito das estruturas adjacentes, pelo fato do tempo necessário para a onda
de corrente atingir o seu valor máximo ser menor do que duas vezes o tempo
de propagação das ondas viajantes de tensão e de corrente entre a estrutura
atingida pela descarga e as torres adjacentes. Esta simplificação pode ser
razoável para estudos de linhas de transmissão, onde o espaçamento entre as
estruturas de linhas de transmissão é geralmente maior do que 300 metros
(considerando uma onda de corrente com tempo de frente de até 2 µs). No
entanto, para linhas com menores vãos médios, a não consideração do efeito
das torres adjacentes acarreta em erros significativos no resultado final.
Deste modo, o efeito das torres adjacentes deve ser considerado quando
tempo de duração da frente da descarga for menor do que duas vezes o tempo
de propagação das ondas de tensão e corrente entre a torre atingida e as
torres adjacentes.
( ) ( ) ( )
( ) ( ) 





−
⋅−
−
−⋅⋅⋅⋅+



−
−⋅
−⋅⋅= �
1
�
N
�
1
�
1
Z�A2�
1
�
1Z
ZtAtV
N
2
N
WT
N
W
IT
148
Outro ponto que deve ser destacado, é que a maioria dos estudos de
desempenho de linhas realizados consideram a linha com um vão médio
constante ao longo de toda a sua extensão. Em muitas situações esta
consideração simplificada pode acarretar em erros significativos na resposta
final das tensões resultantes ao longo da linha.
No instante em que uma descarga incide sobre a estrutura ou sobre os cabos
pára-raios, tensões são induzidas nos condutores fase, resultantes do
acoplamento capacitivo entre esses condutores e o(s) cabo(s) pára-raios. Em
uma análise simplificada, as tensões induzidas nos condutores fase
apresentam uma relação linear com a sobretensão desenvolvida no topo da
estrutura e podem ser obtidas pela equação indicada a seguir:
Vind (t) Tensão induzida sobre os condutores fase;
Ci Fator de acoplamento entre condutores fase e cabos pára-raios.
O fator de acoplamento é função dos espaçamentos relativos dos condutores
fase para a terra e dos condutores fase para o cabo pára-raios, e varia para as
diferentes fases. Para uma linha de transmissão com um cabo pára-raios:
b Distância do condutor fase para a imagem do cabo pára-raios;
a Distância do condutor fase considerado para o cabo pára-raios;
h, r Altura do cabo pára-raios;
r Raio do condutor utilizado no cabo pára-raios.
Para o caso de dois cabos pára-raios, deve-se levar em consideração o efeito
da influência mútua entre os cabos pára-raios. A referência /14/ apresenta o
procedimento para a determinação do fator de acoplamento quando da
existência de dois cabos pára-raios.
Desprezando o efeito dos braços das estruturas, as tensões resultantes sobre
as cadeias de isoladores (ou sobre a isolação, em caso da utilização de
cruzetas de madeira ou poliméricas), consistem na diferença de potencial que
se estabelece entre a estrutura e as respectivas tensões induzidas nos
condutores fase, podendo ser estimada, de forma simplificada, por:
V60Hz Valor instantâneo da tensão de freqüência industrial.
De modo mais conservativo, considera-se que a descarga atmosférica atinge a
estrutura ou os cabos pára-raios no instante em que a tensão de freqüência
( ) ( )tVCtV Tiind ⋅=
( )
( )rh
ab
Ci ⋅
=
2log
log
( ) ( ) ( ) HzTiTCI VtVCtVtV 60±⋅−=
( ) ( ) ( ) HziTCI VCtVtV 601 ±−⋅=
149
industrial atinge o seu valor máximo na polaridade inversa a polaridade da
descarga. Para esta condição, o valor de crista da tensão de freqüência
industrial é adicionado à tensão transitória que se estabelece na isolação.
A equação acima mostra em uma análise mais simplificada, que a amplitude
das sobretensões sobre as cadeias de isoladores (ou sobre a isolação, em
caso da utilização de cruzetas de madeira ou poliméricas), devido a uma
corrente de descarga, apresenta uma relação quase que linear com a
sobretensão desenvolvida no topo da estrutura. Para estudos mais precisos e
detalhados, as influências do efeito do acoplamento entre estruturas, cabos
pára-raios e condutores fase, bem como o efeito dos braços das estruturas
devem ser consideradas e melhor avaliadas.
A referência /14/ apresenta a seguinte expressão para a determinação das
tensões resultantes sobre as cadeias de isoladores, considerando o efeito dos
braços das torres. A equação abaixo é baseada no modelo simplificado, que
não considera o efeito das torres adjacentes.
Vsn (t + τpn) Tensão resultante nas cadeias de isoladores no instante t + τpn;
Vpn (t + τpn) Tensão resultante no braço da estrutura considerado;
VT (t + τpn) Tensão resultante no topo da estrutura no instante t + τpn;
Cn Fator de acoplamento entre condutores fase e cabos pára-raios.
τpn Tempo de propagação da onda do topo da estrutura até o braço
 da estrutura considerado (µs);
τT Tempo de propagação da onda desde o topo da torre atingida
pela descarga até a sua base, correspondente a relação entre
altura da torre e a velocidade de propagação da luz no vácuo (µs);
VT(t) Tensão resultante na estrutura atingida no instante t (kV);
t Instantede tempo considerado (µs);
VR (t + τT) Tensão resultante no sistema de aterramento no instante t + τT;
h Altura da estrutura (m);
Yn Distância do topo da estrutura ao ponto do braço da estrutura
considerado (m);
( ) ( ) ( )pnTnpnpnpnsn tVCtVtV τ+⋅−τ+=τ+
( ) ( ) ( ) ( )[ ] ( )tVCtVtVtVtV TnTRT
T
pnT
TRpnsn ⋅−τ+−⋅τ
τ−τ
+τ+=τ+
( ) ( )
( ) ( ) 







τ⋅



−
⋅−
−
−⋅ψ⋅−⋅



−
−⋅⋅⋅α=τ+
+
T
N
2
N1N
IRTR �1
�N
�1
�1
2t�1
�1
ZAtV
( ) ( ) ( ) ( )[ ]TRTnTRpnpn tVtVh
Yh
tVtV τ+−⋅
−
+τ+=τ+
RZ
R2
T
R +
⋅=α
150
Este modelo tem sido considerado em vários programas computacionais
utilizados para avaliar o desempenho de linhas de transmissão.
As informações acima se referem à incidência de descargas sobre o topo das
estruturas. Em caso de incidência sobre os cabos pára-raios, a corrente de
descarga se divide e se propaga ao longo desses, gerando tensões incidentes
em ambas as direções da linha de transmissão definidas por:
Vs(t) Tensão que se propaga pelos cabos pára-raios (kV);
Zs Impedância de surto do cabo pára-raios (Ω).
A amplitude dessas tensões será tanto maior quanto maior for a distância do
ponto de incidência das descargas em relação as torres, sendo portanto o meio
do vão, o ponto de incidência da descarga que produz a maior tensão
incidente. A Figura VI.9 ilustra o comportamento das ondas viajantes quando
da incidência de uma descarga atmosférica sobre o cabo pára-raios /17/.
Figura VI.9 – Representação de uma descarga atmosférica
incidindo sobre o cabo pára-raios
A tensão (1 - Ci).Vs a qual o isolamento entre os cabos pára-raios e os
condutores fase ficará submetido é significativamente maior do que a tensão a
qual a cadeia de isoladores ficaria submetida se uma descarga de mesma
intensidade atingisse a torre. Desta forma, é importante que os cabos
condutores e pára-raios se encontrem suficientemente afastados para impedir
a ocorrência de desligamentos devido à ruptura do isolamento entre os
condutores fase e os cabos pára-raios ao longo dos vãos.
Assumindo que não ocorreu a falha da isolação no meio do vão, a tensão Vs se
propaga pelos cabos pára-raios em direção às estruturas mais próximas,
( ) ( )
2
tiZ
tV ss
⋅
=
151
alcançando a estrutura em um tempo τ1, correspondente ao tempo para a onda
de tensão se propagar do ponto de incidência da descarga à estrutura
considerada. Desprezando os efeitos de atenuação e distorção, que modificam
respectivamente a amplitude e a taxa de crescimento da onda de tensão
incidente, a tensão no topo da estrutura atingida, a partir do instante τ1 até a
ocorrência da próxima reflexão (tempo τ + τ1) devido as estruturas adjacentes,
pode ser estimada por:
VT(t) Tensão no topo da estrutura no instante t (kV) no intervalo τ1 ≤ t < τ+τ1;
A Taxa de crescimento da corrente de descarga (kA/µs);
Zs Impedância de surto do cabo pára-raios (Ω);
R Impedância do sistema de aterramento da estrutura no instante τ1 (Ω)
(dependendo do tipo de aterramento considerado e da corrente
impulsiva que se propaga pelo aterramento, pode ocorrer o efeito de
ionização do solo);
Após atingirem a estrutura, as ondas de tensão e de corrente se propagam em
direção às estruturas adjacentes, onde são refletidas e retornam à estrutura
sob análise em tempos (τ+τ1) – efeito da outra estrutura conectada ao cabo
pára-raios atingido pela descarga; (2τ+τ1) – onde 2.τ corresponde ao tempo de
propagação entre a estrutura considerada e as estruturas adjacentes e retorno
à estrutura considerada; e assim por diante. Neste instante, novas reflexões
ocorrem devido à diferença entre as impedâncias de surto do cabo pára-raios e
a impedância equivalente vista pelo cabo pára-raios no ponto da estrutura, que
corresponde ao paralelo entre a impedância do cabo pára-raios a frente da
estrutura e a impedância de aterramento da estrutura. Essas reflexões
modificam a forma de onda da tensão resultante na estrutura. Este fenômeno
se repete durante a ocorrência do transitório.
Desprezando o efeito dos braços das estruturas, as tensões resultantes sobre
a isolação da linha consistem na diferença de potencial que se estabelece, ao
longo do tempo, entre a estrutura e as respectivas tensões induzidas nos
condutores fase:
Sob o ponto de vista prático, as tensões resultantes sobre a isolação são
geralmente maiores quando da incidência das descargas diretamente sobre as
estruturas. Em razão disso, os estudos de desempenho de linhas de
transmissão com cabos pára-raios, são realizados considerando-se geralmente
a incidência das descargas sobre as estruturas.
Em muito dos casos, as sobretensões resultantes que aparecem sobre a
isolação quando da incidência de descargas atmosféricas sobre as estruturas
ou sobre os cabos pára-raios podem ser elevadas o suficiente para provocar a
( ) ( )



 τ−⋅⋅⋅







+⋅⋅
⋅⋅
=
2
tA
Z
ZRZ2
RZ2
tV 1s2
ss
s
T
( ) ( ) ( ) HzTiTCI VtVCtVtV 60±⋅−=
152
disrupção da isolação, acarretando em uma descarga disruptiva de retorno
(“ backflashover”) nas cadeias de isoladores. Neste caso, há a disrupção da
isolação da estrutura para o condutor.
Condutores fase mais afastados do(s) cabo(s) pára-raios apresentam menores
amplitudes de tensões induzidas. Portanto, a isolação dessas fases são
geralmente solicitadas por uma maior amplitude de tensão.
Estudos de desempenho de linhas de transmissão são realizados de modo a
se determinar, para a condição atual da linha de transmissão, a corrente de
disrupção que acarreta no desenvolvimento de sobretensões resultantes
suficientemente elevadas através das cadeias de isoladores, provocando a sua
descarga disruptiva de impulso.
Desta forma, o número de desligamentos de uma linha de transmissão com
cabos pára-raios, devido à incidência de descargas atmosféricas sobre as
estruturas ou nos cabos pára-raios, pode ser estimado de forma idêntica ao
caso de linhas sem cabos pára-raios, ou seja:
Ndesl Número de desligamentos da linha de transmissão devido a
descargas atmosféricas (desligamentos por 100 km por ano);
Nd Número de descargas que incidem sobre as estruturas ou nos
cabos pára-raios (descargas por 100 km por ano);
Pdisrupção Probabilidade da ocorrência de descarga disruptiva da isolação;
Parco Probabilidade da descarga disruptiva de retorno ser seguida pelo
arco de potência.
De modo análogo ao estudo de linhas de transmissão sem cabos pára-raios, se
após a disrupção da isolação o gradiente de campo elétrico for suficiente para
manter o arco, a descarga disruptiva de retorno será seguida pelo arco de
potência de freqüência industrial e pela corrente de curto-circuito do sistema,
provocando um desligamento não programado da linha de transmissão.
Geralmente, este fenômeno está associado a desligamentos transitórios, sendo
pouco provável a ocorrência de danos permanentes nas estruturas ou falhas na
isolação e/ou nos componentes da linha que possam acarretar em um
desligamento permanente.
Conforme mencionado anteriormente, vários aspectos têm influência na
resposta transitória das linhas de transmissão com cabos pára-raios atingidas
pelas descargas: o ponto de incidência das descargas, as características das
correntes de descarga, a impedância equivalente dos cabos pára-raios para
surtos, o acoplamento eletromagnético entre os condutores fase e os cabos
pára-raios, a resposta transitória da torre, o efeito das torres adjacentes, a
modelagem utilizada para a disrupção da isolação e, principalmente, a resposta
transitória do sistema de aterramento.
arcodisrupçãoddesl PPNN ⋅⋅=
153
Dos vários aspectos que influenciam no comportamento transitório das linhas
de transmissão com cabos pára-raios devido ao efeito das descargas
atmosféricas, a resposta transitória do sistema de aterramento para as ondas
trafegantes de tensão e corrente é o parâmetro de maior importância no
resultado final.
De forma a avaliar a influência do sistema de aterramento nas sobretensões
resultantes estabelecidas nos terminais das cadeias de isoladores quando da
incidência de uma descarga, foi realizadoum estudo comparativo considerando
um modelo simplificado para diferentes configurações de aterramento,
usualmente utilizadas em estudos de desempenho de linhas de transmissão, e
um modelo complexo, denominado Modelo Eletromagnético Híbrido /1, 11/.
O estudo foi realizado considerando uma linha de transmissão com tensão
nominal de 138 kV, apresentando configuração dos condutores na vertical, em
circuito duplo. Os diâmetros para os condutores fase e para os cabos pára-
raios são de 31,90 mm e 9,52 mm, respectivamente. A altura dos cabos pára-
raios em relação ao solo é de 65,3 m e as alturas consideradas para os
condutores ao solo são de 52,1 m, 56,7m e 61,3 m. As distâncias do centro da
torre para os condutores fase e cabos pára-raios são de 3,5 m para cada lado.
A torre tipo metálica é representada pelo circuito equivalente mostrado na
Figura VI.10.
Figura VI.10 – Características das torres utili zadas no estudo /18/
O sistema de aterramento da torre é constituído por quatro eletrodos com
comprimento de 3 metros e diâmetro de 19 mm e um sistema de contrapeso
disposto em uma configuração radial, apresentando quatro pernas com
comprimento de 20 metros cada. O condutor utilizado no contrapeso tem um
diâmetro de 9,52 mm. A resistividade do solo considerada no estudo foi de
1000 Ω.m.
A resposta transitória da linha foi obtida por simulação computacional
utilizando-se um modelo bastante complexo baseado no Modelo
Eletromagnético Híbrido e em modelos simplificados utilizando o programa ATP
Draw. Para ambos modelos foi considerada uma descarga de corrente tipo
rampa com forma de onda 2,6 / 62 µs e valor de pico de 42 kA, incidindo no
154
topo da estrutura. Os efeitos da tensão de freqüência industrial e das torres
adjacentes sobre as tensões resultantes não foram considerados neste estudo.
Para evitar as reflexões nas ondas de tensão e de corrente, as extremidades
dos cabos pára-raios foram conectadas a resistências com valores
correspondentes a impedância de surto dos cabos.
As tensões transitórias resultantes no topo da torre atingida pela descarga, nos
terminais da cadeia de isoladores da fase inferior (condutor mais próximo do
solo) e no sistema de aterramento, obtidas com os Modelos Eletromagnético
Híbrido e simplificado, são apresentadas na Figura VI.11 /18/.
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
1400.00
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00
Tempo (microsegundos)
T
e
ns
ão
 (
kV
)
Tensão no topo d a torr e - HEM
Tensão n a cadeia de is olado res infer ior - HEM
Tensão no s is tem a de aterr am ento - HEM
Tensão no topo d a torr e - MS
Tensão n a cadeia de is olado res infer ior - MS
Tensão no s is tem a de aterr am ento - MS
Figura VI.11- Tensões transitórias no topo da estrutura, através da cadeia
de isoladores inferior e através do sistema de aterramento:
Modelos HEM e simplificado.
Como pode ser visto na Figura VI.11, a tensão no topo da torre obtida com
modelo simplificado apresentou uma boa concordância com o valor obtido pelo
Modelo HEM. No entanto, a tensão na fase inferior apresentou uma
característica superior àquela obtida com o modelo HEM. O valor de pico
obtido com o modelo simplificado foi aproximadamente 13% maior do que o
valor obtido com o Modelo HEM. Esta diferença significativa está associada a
resposta transitória dos modelos utilizados para o sistema de aterramento.
A característica da tensão resultante através do sistema de aterramento obtida
com o modelo simplificado apresentou valores de tensão maiores do que os
valores obtidos com o modelo HEM para tempos mais rápidos. Para tempos
mais longos, onde a resposta do sistema de aterramento é governada
praticamente pela resistência de baixa freqüência, as tensões resultantes no
sistema de aterramento apresentaram uma boa concordância para ambos os
modelos. A resposta transitória da impedância de aterramento equivalente para
os modelos HEM e simplificado é apresentada na Figura VI.12.
155
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00
Tempo (microsegundos)
Im
p
e
d
ân
c
ia
 d
e
 A
te
rr
am
e
n
to
 (
o
h
m
s)
Modelo Eletromagnético Híbrido
Modelo simpli ficado
Figura VI.12- Resposta transitória da impedância de aterramento:
Modelos HEM e simplificado
Ao se analisar essa figura é possível observar uma boa concordância entre os
resultados obtidos com os diferentes modelos para tempos mais longos, onde o
efeito transitório do sistema de aterramento é menor. No entanto, para tempos
mais rápidos, a resposta do sistema de aterramento não apresentou uma
concordância satisfatória para os dois modelos.
É importante destacar que alguns dos programas / modelos utilizados para
avaliar o desempenho das linhas de transmissão devido às descargas
atmosféricas consideram o modelo para o sistema de aterramento semelhante
ao modelo simplificado considerado neste estudo.
Simulações adicionais foram realizadas, considerando diferentes configurações
bastante simplificadas para o sistema de aterramento. Esses modelos têm sido
aplicados a programas atualmente utilizados para avaliar o desempenho de
linhas de transmissão. Cinco diferentes modelos foram considerados: (1)
Modelo Eletromagnético Híbrido; (2) Modelo simplificado utilizando o programa
ATP Draw com o modelo de aterramento baseado no método proposto por
Bewley; (3) Modelo considerando uma resistência de aterramento concentrada
com valor constante de 53,3 Ω; (4) Resistência concentrada com o valor
equivalente a impedância transitória de aterramento obtida com o Modelo HEM
(R = Vmax / Imax = 14 Ω); (5) Resistência concentrada igual a resistência
equivalente de baixa freqüência - R = 20 Ω.
As máximas tensões obtidas na torre e através das cadeias de isoladores são
apresentadas na Tabela VI.3.
A partir das informações apresentadas na Tabela VI.3, é possível observar uma
forte influência do modelo utilizado para o sistema de aterramento nas tensões
transitórias resultantes que se estabelecem ao longo da linha.
156
Tabela VI.3 - Tensões máximas: Efeito do sistema de aterramento
Modelo Tensões máximas (valores de pico) kV
Tipo VT VA VB VC
1 1200 574 618 626
2 1200 601 671 706
3 1305 659 739 784
4 1114 557 620 652
5 1293 652 732 776
VT – Tensão no topo da torre
VA – Tensão através da cadeia de isoladores superior
VB – Tensão através da cadeia de isoladores intermediária
VC – Tensão através da cadeia de isoladores inferior
Um fato importante a ser destacado é que os modelos tipos 3 e 5 são aplicados
em vários programas computacionais utilizados para a avaliação do
desempenho de linhas de transmissão frente às descargas atmosféricas.
Nesses programas, as tensões no topo da torre e através das cadeias de
isoladores são consideradas para a obtenção das correntes críticas, utilizadas
para definir as probabilidades de desligamento das linhas para um dado
sistema sob estudo.
A resistividade do solo e a impedância do sistema de aterramento são
parâmetros relevantes na obtenção do índice de desligamento de linhas de
transmissão com cabos pára-raios. Quanto maiores forem os valores de
impedância de aterramento considerados para as estruturas, maiores serão as
tensões resultantes no topo das estruturas e nos terminais das cadeias de
isoladores, aumentando a probabilidade de desligamento dos sistemas.
A Figura VI.13 apresenta um estudo realizado para a estimativa do número de
desligamentos de uma linha de transmissão de 220 kV em função da
impedância do sistema de aterramento (Ng = 1 descarga / (km
2 . ano)).
Outro fator importante e que influencia no desempenho de linhas de
transmissão e redes de distribuição com cabos pára-raios consiste na
localização dos pontos de aterramento e nos valores de resistência das
estruturas adjacentes. A Figura VI.14 apresenta os resultados de um estudo
referente ao efeito do aterramento sobre a probabilidade de disrupção da
isolação, realizado para uma linha de 34,5 kV. A estrutura considerada no
estudo é a tipo N1 e o vão médioentre estruturas é de 62 metros.
Verifica-se na figura que para uma resistência constante RAT ao longo de toda
a rede, a probabilidade de ocorrência de uma descarga disruptiva de retorno
aumenta com o aumento dessa resistência. Por outro lado, no caso da
existência de resistências RAT na estrutura atingida pela descarga (neste caso
157
considera-se a impedância de aterramento) e Radj nas estruturas adjacentes
verifica-se, para um valor RAT constante, um aumento na probabilidade de
ocorrência de descargas disruptivas de retorno para maiores valores de Radj.
Para valores de resistência superiores a 120 Ω, a probabilidade de disrupção
está em torno de 100%.
As informações obtidas na figura indica a necessidade de se considerar para
linhas com cabos pára-raios e com tensões nominais até 69 kV a instalação de
pontos de aterramento em todas as estruturas.
Figura VI.13- Número de desligamentos de uma linha de transmissão em
função da impedância de aterramento (vão médio de 420 m)
Figura VI.14 - Efeito do sistema de aterramento na
probabili dade de disrupção da isolação
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 50 100 150 200 250
Resistência de aterr amento 
P
ro
ba
bi
lid
ad
e 
de
 
de
sl
ig
am
en
to
RAT constante
Radj = 70
Radj = 200
Radj = 10
Radj = 30
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Impedância de aterramento (ohms)
D
es
lig
am
en
to
s 
/ (
10
0 
km
.a
no
) -
 N
g 
= 
1
158
VI.2.2.3 Efeito das descargas atmosféricas em caso de falha de
blindagem de linhas protegidas com cabos pára-raios
Neste caso o condutor fase será atingido diretamente pela descarga
atmosférica, sendo o efeito idêntico ao de uma descarga direta incidindo sobre
um sistema sem cabo pára-raios. A probabilidade de falha da blindagem
depende do ângulo de blindagem entre o cabo pára-raios e os condutores fase
e da intensidade da corrente de descarga atmosférica. Falhas na blindagem
são mais prováveis para maiores ângulos de blindagem e correntes de
descarga de baixa intensidade.
No caso de linhas de transmissão, falhas indesejáveis ocorrem normalmente
no meio de vãos de grande extensão entre torres, como no caso de travessias
de vales, rios e estradas, quando o afastamento do plano do solo em relação
aos condutores deixam esses menos protegidos em relação às descargas
atmosféricas laterais /15/. Neste caso, o condutor fase poderá ser atingido
diretamente pela descarga atmosférica, sendo o efeito idêntico ao verificado
sobre uma linha não blindada.
Já as falhas nas proximidades das torres, devido a correntes de descarga de
baixa intensidade são previstas no dimensionamento da blindagem, onde os
cabos pára-raios são posicionados de forma tal que essas correntes, ao
atingirem os condutores, não gerem tensões incidentes suficientes para
produzir descarga externa pelas cadeias de isoladores.
VI.2.2.4 Tensões induzidas por descargas atmosféricas incidindo nas
proximidades das linhas de transmissão e redes de
distribuição
As descargas atmosféricas, ao incidirem nas proximidades de redes aéreas,
induzem tensões nos condutores, cujas amplitudes dependem principalmente
das características da descarga (amplitude, forma de onda e velocidade de
propagação da corrente de retorno), da altura da rede em relação ao solo e da
distância do ponto de incidência da descarga em relação à rede, além da
configuração da linha (comprimento, geometria, presença de pára-raios,
condutor neutro, cabo pára-raios , valor da resistência e distância entre pontos
de aterramento, etc.).
As descargas indiretas interagem com o sistema através do acoplamento
eletromagnético entre o canal de descarga e os componentes da rede,
induzindo sobretensões que podem exceder o nível de suportabilidade da
isolação, acarretando em uma descarga disruptiva. Este tipo de efeito, a
despeito de sua menor intensidade em relação às descargas diretas, é de
fundamental importância para sistemas de média e baixa tensão, podendo ser
desprezado para linhas de transmissão com tensões nominais de 69 kV e
acima.
A determinação das tensões induzidas envolve os seguintes estágios /19/:
159
- Modelagem da corrente de descarga de retorno, ou seja, a definição da
distribuição espacial e temporal da corrente ao longo do canal;
- Determinação do campo eletromagnético resultante, a partir do modelo da
corrente de descarga;
- Obtenção das tensões resultantes da interação eletromagnética entre o
campo eletromagnético e os condutores da rede, através do modelo de
acoplamento.
Devido à importância desse fenômeno, vários estudos têm sido realizados com
o objetivo de desenvolver um modelo teórico apropriado para a análise
computacional das tensões induzidas devido à ocorrência de descargas
indiretas. Entre esses podem ser citados os modelos de Chowdhuri – Gross,
Liew – Mar e Rusck, analisados em /20, 21/, Agrawal, utilizado em /22/, e o
modelo de Rusck Estendido, proposto por Piantini em /21, 23/.
Apesar da complexidade observada nos modelos para o cálculo das tensões
induzidas em situações de interesse prático, é possível estimar a ordem de
grandeza das tensões induzidas em redes de distribuição e linhas de
transmissão a partir de algumas simplificações. Dentro desse contexto, a
referência /10/ apresenta a seguinte equação simplificada, deduzida do modelo
de Rusck, para a estimativa da amplitude máxima das tensões induzidas em
condutores aéreos:
Vmax Amplitude da máxima tensão induzida sobre a rede ou linha (kVcr);
I0 Amplitude da corrente de descarga (kA);
Z0 Impedância do canal de ar condutor do arco (Z0 ≈ 30 Ω);
h Altura média dos condutores da rede em relação ao nível do solo (m);
y Distância perpendicular entre o ponto de incidência da descarga no solo
com a rede (m);
v Velocidade da descarga de retorno (m/s);
v0 Velocidade da luz no vácuo ( ≈ 3.108 m/s).
A equação acima é válida para o cálculo das tensões induzidas em uma linha
monofásica de comprimento infinito, estendida sobre um solo de condutividade
perfeita, devido à ação de uma descarga atmosférica vertical à superfície da
terra, com canal de comprimento infinito. Ela é em geral conservativa e não se
aplica ao caso de redes aéreas providas de cabos pára-raios, de pára-raios, de
transformadores, etc., devendo ser utilizada apenas para fins estimativos.
















⋅−
⋅⋅+⋅
⋅⋅
=
2
0
0
00
max
5,01
1
2
1
1
v
v
v
v
y
hIZ
V
160
De modo idêntico ao caso das descargas diretas, se a amplitude de uma
sobretensão induzida exceder, em um dado instante, o nível de suportabilidade
da isolação, ocorre uma descarga disruptiva através da isolação. A
probabilidade dessa sobretensão provocar o desligamento da rede está
associada à probabilidade da sobretensão provocar a descarga disruptiva na
isolação e a probabilidade dessa disrupção ser seguida pelo arco de potência.
A experiência de campo tem mostrado que as sobretensões induzidas são
mais críticas para redes ou linhas de distribuição aéreas com tensões nominais
de até 44 kV, sendo geralmente uma das causas principais de desligamentos
não-programados verificados nestes sistemas. Para redes com tensões
nominais superiores a esse valor, a probabilidade de desligamentos por
descargas indiretas é geralmente baixa, sendo esse efeito desconsiderado
para sistemas com máxima tensão operativa igual ou superior a 72,5 kV
(tensão nominal de 69 kV).
VI.3 Referências bibliográficas:
/1/ Soares Junior, A., “Modelagem de Linhas de Transmissão para
Avaliação de Desempenho Frente a Descargas Atmosféricas”, Tese de
Doutorado, UFMG - Programa de Pós-Graduação em Engenharia
Elétrica - PPGEE , 2001.
/2/ Schroeder, M.A.O., “Modelo Eletromagnético para Descontaminação de
Ondas de Corrente de Descargas Atmosféricas: Aplicação às Medições
da Estação do Morro do Cachimbo”, Tese de Doutorado, UFMG -
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica - PPGEE , 2001.
/3/ Schroeder, M.A.O. Et alii, “Evaluation of Directely Measured Lightning
Parameters”, V International Symposiumon Lightning Protection –
SIPDA, São Paulo – Brazil, 17 – 21 May, 1999.
/4/ De Mesquita, C.R. Et alii, “Monitoramento de Descargas Atmosféricas:
Análise dos sistemas Existentes e Aferição do SLT de Minas Gerais”,
XVI SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e Transmissão de
Energia Elétrica, Campinas, 21 a 26 Outubro de 2001.
/5/ De la Rosa, F. Et alii, “Evaluation of Surge Arresters Protection of electric
Power Lines in Mexico”, CIGRE International Workshop on Line Surge
Arresters and Lightning, Rio de Janeiro, Brazil – April 24-26 1996.
/6/ Pinto, I.R.C.A. & Pinto Jr. O, “Lightning Distribution in Brazil from 1998 to
2001 Based on LIS Data”, International Conference on Grounding and
Earthing & 3rd Brazilian Workshop on Atmospherric Electricity, Rio de
Janeiro – Brazil, November 4-7, 2002.
/7/ CIGRÉ Working Group 33.01, “Guide to Procedures for Estimating the
Lightning Performance of Transmission Lines”, Cigre Publication no 63,
October 1991.
/8/ IEEE Std 1243, “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of
Transmission Lines”, IEEE Power Engineering Society, June 1997.
/9/ De Franco, J. L. & Piantini, A., "Estudo de Avaliação do Desempenho de
Redes de Distribuição frente a Descargas Atmosféricas", Relatório
Técnico PFE-001/03, Franco Engenharia Ltda, Março 2003.
161
/10/ IEEE Std 1410, “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of
Electric Power Overhead Distribution Lines”, IEEE Power Engineering
Society, June 1997.
/11/ Soares Jr. A., Schroeder M.A.O., Visacro S.F., "Calculation of Transient
Voltages in Transmission Lines Caused by Lightning – Combined
Electromagnetic Modeling for Tower, Ground and Aerial Cables”
Proceedings of IEEE/PES T&D 2002 Latin America, March 2002.
/12/ Darveniza, M. et alii, “Line Design and electrical Properties of Wood”,
IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol PAS 86, No
11, November 1967. 
/13/ Hurley, J. J., et alii, “Design of Overhead Transmission Lines for Better
Lightning Performance”, CIGRÉ Paper 33-04.
/14/ “Transmission Line Reference Book – 345 kV and above”, Second
Edition, EPRI, Palo Alto, 1982.
/15/ Dájuz, Ari. Et alii, “Transitórios Elétricos e Coordenação de Isolamento –
Aplicação em Sistemas de Potência de Alta Tensão”, Furnas Centrais
Elétricas, Univ. Federal Fluminense/EDUFF, pp. 245-271, 1987
/16/ Harper, G. E., “Técnicas Computacionales en Ingenieria de Alta tensión”,
Editora Limusa, 1987.
/17/ Melo, M. O. B. C. et alli, “Simulação e modelagem de descargas
atmosféricas em linhas de transmissão compactas de Alta Tensão”, III
Encontro Nacional de Engenharia de Alta Tensão – ENEAT, 2000.
/18/ De Franco J. L., Soares Jr. A., Visacro S.F., “Studies for the
Improvement of Transmission Lines Performance”, International
Conference on Grounding and Earthing & 3rd Brazilian Workshop on
Atmospheric Electricity, Rio de Janeiro – Brasil, 2002.
/19/ Nucci, C. A. & Rachidi, F., ”Lightning-Induced Overvoltages”, IEEE
Transmission and Distribution Conference, Panel Session “Distribution
Lightning Protection”, New Orleans, April, 1999.
/20/ Piantini, A. & Janiszewski, J. M., ”Analysis of Three Different Theories for
Calculation of Induced Voltages on distribution Lines due to Nearby
Strikes”, International Conference on Electricity Distribution – CIRED
Argentina'96: Proceedings. Buenos Aires:CIER / ADEERA, Dez. 1996.
/21/ Piantini, A., “Contribuição ao estudo das tensões induzidas em linhas de
distribuição por descargas atmosféricas indiretas”, 205 p., Dissertação
de Mestrado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 1991.
/22/ Nucci, C. A.; Borghetti, A.; Piantini, A.; Janiszewski, J. M. "Lightning-
induced voltages on distribution overhead lines: comparison between
experimental results from a reduced-scale model and most recent
approaches". In: 24th International Conference on Lightning Protection
(24th ICLP), 1998, Birmingham. ICLP: Proceedings. Stafford:
Staffordshire University, 1998. v. 1, pp. 314-320.
162
VII Métodos empregados para a melhoria do desempenho
das linhas de transmissão
As descargas atmosféricas contribuem significativamente no número de
desligamentos não programados ocorridos em linhas de transmissão com tensões
nominais até 230 kV. De uma maneira geral, os índices de desligamentos de
linhas de transmissão devido às descargas atmosféricas correspondem a uma
faixa de 30 a 70% do total de desligamentos não programados, dependendo das
características do solo e das atividades elétricas das regiões atravessadas pelas
redes.
Apesar da maioria desses desligamentos serem de natureza transitória (não
acarretando em prejuízos para as empresas transmissoras de energia e na
redução dos índices de qualidade e de continuidade das linhas), as perturbações
no sistema, oriundas desses desligamentos, têm se apresentado como bastante
críticas.
Este fato é mais acentuado para linhas de transmissão que alimentam
consumidores industriais que possuem sofisticados equipamentos eletrônicos com
processos industriais sensíveis às perturbações momentâneas, nos quais uma
pequena interrupção no fornecimento de tensão em um curto intervalo de tempo
provoca uma “interrupção” nos processos produtivos, cujo tempo médio de
restabelecimento, dependendo do tipo de processo, pode ser de 1 até 6 horas.
Perdas de grandes blocos de cargas também têm sido verificadas nas empresas
concessionárias de energia elétrica, provenientes de variações de tensão
decorrentes dos desligamentos transitórios causados pelas descargas.
O EPRI (Electric Power Research Institute) apresenta em seu site informações
estimativas de prejuízos anuais decorrentes de danos causados pelas descargas
atmosféricas nos sistemas elétricos e de interrupções nos processos produtivos
dos consumidores superiores a U$ 1,000,000,000.
Em adição, interrupções transitórias de linhas consideradas vitais podem
ocasionar distúrbios em toda rede de uma região.
No caso de linhas de transmissão, um trabalho publicado pelo antigo SubComitê
de manutenção do GCOI /1/ mostrou que as descargas atmosféricas são
responsáveis por aproximadamente 20% dos desligamentos permanentes que
ocorrem em linhas de transmissão com tensões nominais até 138 kV, podendo
chegar a um tempo médio de reparo de até 8 horas.
Estes fatos têm levado empresas concessionárias de energia e consumidores
industriais a atuar, muitas das vezes em conjunto, no sentido de estabelecer
programas e estudos com objetivo básico de reduzir os desligamentos não
programados de suas linhas de transmissão devido às descargas atmosféricas.
163
A partir desses estudos, empresas concessionárias de energia e consumidores
industriais vêm promovendo melhorias ao longo das linhas de transmissão ou em
suas seções mais críticas. Estas melhorias têm reduzido significativamente os
índices de desligamentos das linhas e aumentado a confiabilidade das linhas em
relação às cargas dos grandes consumidores industriais.
Existem diferentes métodos para se reduzir os desligamentos não programados
das linhas de transmissão devido a ação das descargas atmosféricas, os quais
podem ser utilizados individualmente ou em conjunto:
(1) aumentar a distância de isolamento das cadeias de isoladores;
(2) instalação de cabos pára-raios em linhas não providas dessa proteção;
(3) melhoria da eficiência de blindagem dos cabos pára-raios;
(4) melhoria do desempenho do sistema de transitório de aterramento,
através da melhoria da resistência de aterramento, da instalação de cabos
contrapesos ou através da melhoria das características dos cabos
contrapesos;
(5) a instalação de pára-raios de linha.
A efetividade de cada método depende diretamente das características da linha:
topografia e resistividade do solo da região atravessada pela linha; importância da
linha e os efeitos de um desligamento sobre as cargas alimentadas pela linha;
índice de desligamento desejado, etc.
VII.1 Aumento da isolação das linhas de transmissão
Aumentar o isolamento de uma linha de transmissão significa, via de regra,
aumentar a distância de arco a seco dascadeias de isoladores. No caso de linhas
com tensões nominais de até 44 kV e redes de distribuição, além do aumento da
distância de arco a seco dos isoladores é possível aumentar o seu isolamento
fazendo uso da isolação de partes da estrutura. Para uma mesma configuração de
rede e mesmo tipo de isolador, as características disruptivas das estruturas variam
em função das características isolantes dos componentes da estrutura e da
distância dos isoladores em relação aos elementos aterrados.
A isolação das estruturas das redes e linhas de distribuição pode ser interpretada
pela combinação das isolações proporcionadas pelo isolador propriamente dito;
pelo tipo e comprimento da cruzeta utilizada; pelo tipo e posicionamento da mão
francesa; pelo tipo de estrutura utilizada (madeira ou concreto) e pelo desenho da
estrutura completa, pois a probabilidade da disrupção ser seguida pela passagem
de uma corrente de freqüência fundamental (corrente de curto-circuito) está
relacionada com o gradiente da tensão eficaz (kV/m) em que a estrutura está
operando.
164
Empresas distribuidoras de energia vêm utilizando com mais freqüência para as
redes de distribuição brasileiras estruturas (ou postes) de concreto. Quanto ao tipo
de cruzeta, verifica-se a utilização tanto de cruzetas de concreto quanto de
madeira, com uma predominância futura para as cruzetas de concreto, devido a
questões ambientais. Cruzetas isolantes constituídas por outros materiais vêm
sendo desenvolvidas e aplicadas em redes piloto, para fins de avaliação de
campo. Com relação à mão francesa, verifica-se uma grande predominância pela
utilização em material de ferro. Da mesma forma que para as cruzetas, mãos
francesas isolantes, constituídas por materiais poliméricos em geral (polietileno,
fibra de vidro, etc.), estão sendo avaliadas em redes piloto.
Diversas literaturas têm apresentado informações sobre as propriedades dos
materiais isolantes no aumento das características disruptivas das redes de
distribuição, sendo que a maioria das referências apresenta informações sobre as
propriedades das madeiras.
Uma análise geral mostra que a resistência da madeira às sobretensões de
origem atmosférica depende basicamente do comprimento da madeira e da
umidade presente, sendo sensivelmente influenciada pelo tratamento e tipo de
madeira empregada.
Considerando a estrutura da madeira, é comum uma variação considerável entre
as suas propriedades elétricas; variações na faixa de 10% a 20% são comuns
mesmo sob condições especiais e controle da umidade presente.
De acordo com informações apresentadas em /2/, o nível de isolamento da
madeira não é significativamente afetado pelo número de solicitações, uma vez
que dificilmente o caminho da descarga, quer seja interno ou externo, se repete.
No entanto, em caso de penetração de umidade, esforços repetitivos podem
ocasionar uma redução da suportabilidade da madeira para impulsos, devido à
possibilidade de ocorrência de fendas, rachaduras, ou outras danificações
mecânicas no material. Estudos realizados mostraram que a madeira seca pode
adicionar de 30 kV/m a 430 kV/m à suportabilidade do isolador de porcelana,
sendo este valor reduzido a 0 a 20 kV/m em condições sob chuva.
A referência /3/ apresenta um estudo comparativo entre as propriedades isolantes
das estruturas de madeira e de fibra de vidro, com melhores resultados obtidos
para as estruturas de fibra de vidro sob as mesmas condições de ensaio. Ensaios
realizados com impulsos de polaridade positiva sob chuva apresentaram os
menores resultados de suportabilidade. Este estudo apresenta também
informações bastante interessantes quanto ao caminho da descarga disruptiva em
relação ao comprimento e às características das estruturas de fibra de vidro
quando submetidas a ensaios de envelhecimento acelerado.
Várias empresas concessionárias de energia elétrica vêm utilizando o
procedimento de aumentar a isolação de forma a obter uma melhoria do
desempenho de redes de distribuição e linhas com tensões nominais até 44 kV,
165
através da utilização de postes e cruzetas de madeira; cruzetas de madeira com
mãos francesas isoladas (no caso de postes de concreto); entre outros. O objetivo
é sempre o de aumentar a tensão de descarga crítica da isolação.
Outro procedimento prático bastante utilizado e que tem trazido bons resultados,
consiste em aplicar isoladores com uma classe de tensão superior à tensão
máxima de operação do sistema. Neste caso, geralmente aplicam-se isoladores
do tipo pilar. Em casos típicos de estruturas com os isoladores dispostos de forma
que a fase central fique mais próxima do aterramento da estrutura (mão francesa),
algumas empresas vêm adotando o procedimento de aplicação de cruzetas de
madeira isoladas e instalação de isoladores de classe de tensão superior somente
na fase central, que é a de menor suportabilidade elétrica.
Existe uma limitação técnica e econômica para esse método, o qual pode ser
adequado para redução das descargas disruptivas verificadas em redes de
distribuição e linhas com tensões nominais até 44 kV por tensões induzidas, além
de reduzir a probabilidade das descargas disruptivas evoluírem para um arco de
potência (com o aumento da distância de isolação) e provocar o desligamento do
sistema. Um aumento da tensão crítica de descarga de uma isolação para valores
da ordem de 300 kV ou maiores, praticamente elimina a probabilidade de
desligamentos das redes de distribuição e linhas de transmissão pelo efeito das
descargas indiretas.
No caso das descargas diretas, apesar do aumento da isolação da estrutura não
ser um método eficiente para redução das descargas disruptivas na isolação, o
aumento da isolação das estruturas resulta no aumento do comprimento do arco
elétrico que se estabelece quando da ocorrência da descarga disruptiva, fato que
reduz a probabilidade da descarga disruptiva evoluir para um arco de potência,
com o estabelecimento da corrente de curto-circuito e o desligamento da rede.
Já para linhas de transmissão, o aumento do isolamento das linhas traz algum
benefício no caso de linhas de transmissão com cabos pára-raios. No entanto, via
de regra, a relação entre benefício e custo tem se mostrado muito pequena
quando comparada aos demais métodos.
Outro ponto que deve ser considerado quando do aumento do nível da isolação da
linha, está relacionado à necessidade de se aumentar o nível de suportabilidade
dos equipamentos a ela conectados (em especial os transformadores, religadores
e chaves seccionadoras), ou instalar pára-raios próximos a esses equipamentos.
VII.2 Melhoria do sistema de aterramento
De uma forma em geral, a redução dos valores de impedância de aterramento dos
pés das estruturas leva a uma redução significativa dos índices de desligamentos
de redes de distribuição e de linhas de transmissão providas de cabos pára-raios.
166
Dentre as configurações de aterramento mais utilizadas pelas empresas
concessionárias de energia em redes de distribuição e linhas de transmissão com
tensões nominais de até 69 kV, destaca-se a utilização de eletrodos (hastes) de
aterramento, que consistem de eletrodos rígidos, normalmente de seção circular, e
cravados verticalmente no solo atingindo, desta forma, camadas mais profundas
que são, na maioria dos casos, de menor resistividade. Os aterramentos utilizando
hastes podem conter uma única haste; ou conter mais de uma haste, dispostas de
forma alinhada, em triângulo, em círculo, etc.
No caso de linhas de transmissão com tensões nominais de 138 kV e acima,
utiliza-se geralmente a configuração de cabos contrapesos.
Sob condições transitórias, a impedância de aterramento das estruturas (ZAT) pode
ser definida pela relação entre a tensão através do aterramento e a corrente
impulsiva que se propaga pelo aterramento ao longo do tempo, ou seja:
eAT(t) Tensão resultante no aterramento, devido a corrente impulsiva;
iAT(t) Corrente impulsiva que se propaga pelo aterramento.
A relação entre a impedância de aterramento para impulsos e a resistência de
aterramentomedida em baixa freqüência é denominada de coeficiente de impulso,
e depende basicamente do tipo e da configuração do aterramento considerado.
A melhoria nos valores de resistência de aterramento medidos em baixa
freqüência, através do aumento da quantidade de hastes ou modificação em sua
configuração; do aumento do comprimento e de novos arranjos dos cabos
contrapesos nas bases das torres; bem como, em alguns tipos de configurações
de aterramentos, da utilização de métodos de tratamento do solo, acarreta uma
redução nos valores de impedância de aterramento das estruturas quando
submetidas a condições transitórias.
Além de reduzir os índices de desligamentos, a melhoria do sistema de
aterramento reduz significativamente o índice de queima de equipamentos
instalados ao longo das redes de distribuição.
Experiências de campo têm mostrado que esse método apresenta melhorias
significativas no desempenho de redes e linhas de transmissão providas de cabos
pára-raios quando da incidência de descargas diretas, bem como tem reduzido o
número de desligamentos de redes com ou sem pára-raios devido às descargas
indiretas.
( ) ( )( )ti
te
tZ
AT
AT
AT =
167
Este método apresenta melhorias significativas no desempenho de linhas de
transmissão e de redes de distribuição providas de cabos pára-raios e altas
impedâncias de aterramento. No entanto, em muitas das vezes, somente a
melhoria da impedância de aterramento e/ou instalação de cabos contrapesos nas
bases das estruturas, torna-se inviável sob os pontos de vista técnico e/ou
econômico.
VII.3 Instalação de cabos pára-raios e/ou melhoria do ângulo de blindagem
A instalação de cabos pára-raios em redes de distribuição e linhas de transmissão
aéreas sem blindagem tem por finalidade evitar a incidência de descargas diretas
sobre os condutores. No entanto, descargas disruptivas de retorno ou descargas
externas podem ocorrer nas cadeias de isoladores em função das impedâncias de
aterramento das estruturas e falhas de blindagem, respectivamente.
A redução no índice de desligamentos em redes de distribuição e linhas de
transmissão pode ser conseguida através da composição instalação de cabos
pára-raios e melhoria do sistema de aterramento. No entanto, tal solução pode ser
inviável sob o ponto de vista econômico, principalmente se considerarmos que em
muitos dos casos os projetos das estruturas não suportam os esforços mecânicos
adicionais que seriam produzidos pela adição do(s) cabo(s) pára-raios, sendo
necessários reforços nas estruturas. Além disso, nem sempre é possível
tecnicamente ou viável economicamente a obtenção de valores de impedância de
aterramento a níveis considerados aceitáveis.
A instalação do cabo pára-raios reduz de modo considerável o número de
descargas diretas sobre os condutores fase. No entanto, a sua instalação eleva a
altura do condutor em relação ao solo, aumentando a área de exposição das
redes e linhas de transmissão ás descargas atmosféricas, com o conseqüente
aumento da incidência de descargas diretas sobre os sistemas.
A instalação de cabos pára-raios para a proteção de descargas diretas nas redes
elétricas tem sido amplamente utilizada em linhas de transmissão. No entanto, a
sua aplicação em redes com tensões nominais até 44 kV é limitada devido a
alguns fatores, comentados a seguir:
- Normalmente as estruturas das redes têm de ser modificadas a fim de permitir a
instalação do cabo pára-raios no topo do poste e manter um ângulo de
blindagem mínimo adequado;
- Em muitos dos casos os projetos das estruturas não suportam os esforços
mecânicos adicionais que seriam produzidos pela adição do(s) cabo(s) pára-
raios, sendo necessários reforços nas estruturas que inviabilizam essa
aplicação;
168
- A efetividade da utilização de cabos pára-raios na melhoria do desempenho das
redes de distribuição devido às descargas diretas, está diretamente
relacionada às características da impedância de aterramento da estrutura e da
resistividade do solo.
Estudos teóricos têm mostrado que a efetividade deste método para a melhoria
de desempenho face a descargas diretas é bastante baixa em redes de
distribuição com tensões nominais até 34,5 kV, devido a baixa isolação das
redes, associada às configurações de aterramento geralmente existentes;
- A maior causa de desligamentos de redes de distribuição aéreas urbanas são
as tensões induzidas, provenientes das descargas indiretas. Embora o cabo
pára-raios reduza a tensão induzida nas fases, devido a sua proximidade com
essas, a sua efetividade para esse tipo de proteção nem sempre justifica
economicamente a sua aplicação.
VII.4 Pára-raios
Dentre os procedimentos atualmente existentes e acima descritos para a
eliminação ou redução dos índices de desligamentos transitórios e permanentes
de redes de distribuição e linhas de transmissão, bem como para a redução do
índice de queima de equipamentos instalados ao longo dos sistemas elétricos
devido a ação das descargas atmosféricas, a aplicação de pára-raios de linha,
muitas vezes associada a melhoria do sistema de aterramento, tem sido
considerado como o método atualmente mais efetivo e eficiente e, geralmente,
apresenta a melhor relação entre benefício e custo.
A efetividade na aplicação dos pára-raios de linha torna-se maior para piores
condições topográficas e de resistividade do solo da região atravessada pela linha
de transmissão.
Experiências de campo têm demonstrado a grande efetividade dos pára-raios para
a redução dos desligamentos não programados verificados em linhas de
transmissão com ou sem pára-raios, para tensões nominais de até 500 kV.
No entanto, para redes de distribuição e linhas com tensões nominais abaixo de
69 kV, a eficiência da utilização de pára-raios para a redução dos índices de
desligamentos está diretamente associada ao conhecimento do principal
fenômeno responsável pelos desligamentos, ou seja, se a principal causa de
desligamento é a descarga direta ou indireta.
A utilização de pára-raios para redução de desligamentos de redes de distribuição
e linhas com tensões nominais de até 44 kV por descargas diretas geralmente não
se apresenta como uma alternativa técnica e economicamente viável. Isto se deve
ao fato da necessidade de se instalar pára-raios em todas as estruturas
(geralmente nas três fases, dependendo da configuração da rede) ao longo da
169
rede de distribuição, ou ao longo do trecho crítico da rede, caso se conheça a
distribuição das descargas.
Ao se avaliar a viabilidade técnica e econômica da aplicação de pára-raios para a
proteção das redes por descargas diretas, deve-se analisar as seguintes
situações: (1) a incidência de descargas no meio do vão entre duas estruturas
não protegidas por pára-raios; (2) a incidência de descargas no meio do vão,
estando uma das estruturas protegidas por pára-raios; (3) incidência de descargas
diretamente sobre a estrutura sem pára-raios; (4) incidência de descargas
diretamente sobre a estrutura com pára-raios e a probabilidade da ocorrência de
descargas disruptivas nas estruturas adjacentes.
No próximo capítulo serão abordados os diversos aspectos referentes a aplicação
de pára-raios.
VII.5 Referências bibliográficas
/1/ GCOI – SubComitê de manutenção, “Análise estatística do desempenho de
linhas de transmissào aéreas”, Relatório Técnico RT.SCM.CDE.028, 1998.
/2/ Darveniza, M. et alii, “Line Design and electrical Properties of Wood”, IEEE
Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol PAS 86, No 11,
November 1967. 
/3/ Grzybowski, S., “Added CFO Voltage by the Fiberglass Distribution Line
Pole”.
/4/ Lewis, W. W., “The Protection of Transmission Systems Against Lightning”.
/5/ IEEE Std 1410, “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of
Electric Power Overhead Distribution Lines”, 1997.
/6/ IEEE Std 1243, “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of
Transmission Lines”, 1997.
170
VIII Pára-raios para aplicação em linhas de transmissão
Nos Capítulos anteriores foram apresentadas informações referentes aos
aspectos a serem consideradosno estudo de desempenho das linhas de
transmissão e redes de distribuição frente a descargas atmosféricas. Informações
referentes ao efeito das incidências de descargas atmosféricas diretas e indiretas
sobre linhas de transmissão e redes de distribuição, bem como os métodos
empregados para melhoria do desempenho das linhas e redes.
Neste capítulo são apresentadas informações referentes ao princípio de
funcionamento dos pára-raios de linhas; os critérios de dimensionamento e
localização dos pára-raios, considerando novos projetos e linhas existentes; os
aspectos importantes a serem considerados na especificação dos
pára-raios de linha; a experiência de aplicação e análise do desempenho de linhas
com pára-raios instalados e, por fim, será apresentado um exemplo de estudo
enfocando análise técnica e econômica da aplicação de pára-raios de linha.
Apesar deste Capítulo estar direcionado a aplicação de pára-raios em linhas de
transmissão, os conceitos aqui apresentados também são válidos para a análise
de desempenho de redes elétricas de distribuição.
VIII.1 Histórico
De forma a reduzir o número de desligamentos transitórios não programados nos
sistemas elétricos, empresas de energia elétrica e consumidores industriais vêm
promovendo melhorias ao longo de suas linhas de transmissão ou seções dessas.
Na maioria dos casos, os pára-raios têm sido considerados como o método mais
efetivo para a melhoria do desempenho de linhas de transmissão devido as
descargas atmosféricas e tem apresentado uma boa relação entre benefício e
custo. A efetividade na aplicação dos pára-raios de linha torna-se maior para
piores condições topográficas e de resistividade do solo da região atravessada
pela linha de transmissão analisada.
A aplicação de pára-raios em redes de distribuição e linhas de transmissão tem
como objetivo principal a redução do número de desligamentos não programados
tendo como causa as descargas atmosféricas, seja descargas diretas quanto
indiretas (sobretensões induzidas). O desempenho das linhas é traduzido pelo
parâmetro denominado "Número de desligamentos / ( 100 km . ano)". O número
de desligamentos de uma linha e sua importância no sistema elétrico são fatores
determinantes para a decisão pela instalação ou não de pára-raios.
A técnica de instalação de pára-raios em linhas remonta da década de 30, onde
são reportadas tentativas de eliminação de falhas nas linhas por meio de pára-
raios. Dificuldades na eliminação das correntes subsequentes de freqüência
fundamental tornaram esta técnica inviável na época. Outro fator limitante, ao
longo dos anos, foi o peso dos pára-raios com invólucro de porcelana /1/.
171
A primeira aplicação efetiva de pára-raios para melhoria do desempenho de linhas
de transmissão se deu no Japão em 1980, em linhas de 66 kV e 77 kV. Nos
Estados Unidos há registro da primeira aplicação em 1982 /2/. No entanto, a
utilização de pára-raios em linhas tornou-se mais difundida a partir do fim da
década de 80, sendo esse método atualmente utilizado com sucesso comprovado
em vários países, tais como Estados Unidos, Canadá, Japão, França, Alemanha,
México, Colômbia, Brasil, entre outros..
No Brasil, a CEMIG foi a empresa pioneira na aplicação de pára-raios de linha e
os resultados comprovados de melhoria de desempenho obtidos pela empresa em
suas linhas de transmissão tem levado àquela empresa a realizar novos estudos
para a aplicação de pára-raios em suas linhas críticas e em novos projetos de
linhas que atravessam regiões com elevados valores de resistividade do solo e
atividades elétricas (elevada densidade de descargas à terra).
Existem atualmente no Brasil mais de 2.000 pára-raios de linha sem centelhadores
instalados em linhas de 34,5 a 138 kV da CEMIG, LIGHT, FURNAS, CERJ,
CFLCL, ESCELSA e RGE, sendo que pelo menos 80% desses pára-raios
encontram-se instalados nas linhas de transmissão sob concessão da CEMIG.
Várias empresas no Brasil e em outros países da América Latina vêm estudando e
avaliando a implementação de pára-raios em suas linhas de transmissão
consideradas críticas.
Pára-raios de linha podem ser aplicados em linhas novas ou na melhoria do
desempenho de linhas antigas, com ou sem cabos pára-raios.
VIII.2 Princípio de funcionamento dos pára-raios de linha
Tal como na proteção dos equipamentos nas subestações, os pára-raios de linha
são conectados eletricamente em paralelo com as cadeias de isoladores e seu
princípio de operação consiste na redução das sobretensões transitórias
resultantes que se estabelecem nos terminais das cadeias de isoladores, evitando
que os níveis de isolamento das cadeias de isoladores sejam excedidos.
Ao ocorrer uma descarga atmosférica na estrutura, nos cabos pára-raios ou nos
condutores de fase, uma parcela da corrente de surto fluirá através do pára-raios,
originando uma tensão residual entre os seus terminais que limitará a tensão
resultante na cadeia de isoladores. Daí a necessidade de se coordenar os níveis
de proteção do pára-raios com os níveis de descarga das cadeias a serem
protegidas.
O pára-raios conduzirá a corrente de surto cuja amplitude depende basicamente
da amplitude e da forma da corrente de descarga, da impedância transitória do
sistema aterramento e da impedância dos cabos pára-raios (caso esses estejam
presentes), retornando às condições normais de operação após a passagem do
surto, cuja duração máxima é da ordem de centenas de microsegundos.
172
Devido às características não-lineares dos elementos de Óxido de Zinco (ZnO)
utilizados na montagem dos pára-raios de linha, a corrente que flui pelo pára-raios
após a passagem da corrente de descarga apresenta baixas amplitudes, não
superiores a algumas dezenas de mA não sendo, portanto, suficientes para
provocar a atuação do dispositivo de proteção contra sobrecorrentes. Portanto, o
dispositivo de proteção de sobrecorrente não “ enxerga” a operação do pára-raios
Desta forma, não havendo a disrupção da isolação e devido a baixa corrente que
flui pelos pára-raios após a passagem da corrente de descarga, não há a atuação
do dispositivo de proteção contra sobrecorrentes na fase protegida pelo pára-raios
não ocorrendo, portanto, uma variação momentânea de tensão devido a
descargas atmosféricas nesta fase.
Se uma determinada estrutura é composta por pára-raios instalados nas suas três
fases não haverá, portanto, variação momentânea de tensão devido a incidência
de uma descarga atmosférica sobre essa estrutura. No entanto, descargas
disruptivas podem ocorrer nas estruturas adjacentes, dependendo das
características de aterramento dessas estruturas.
Existem duas filosofias para aplicação de pára-raios de linha:
- Pára-raios de Óxido de Zinco (ZnO) sem centelhadores
- Pára-raios de ZnO com centelhador série externo.
A Tabela VIII.1 apresenta uma comparação entre os dois tipos construtivos.
Tabela VIII.1 - Comparação de tipos construtivos de pára-raios para Linhas
Característica Sem Centelhadores Com centelhador externo em série
Manufatura Simplificada Necessidade de Estudos Elaborados
MCOV Valor mais alto Valor mais baixo (1)
Corrente de Descarga Nominal Idêntica Idêntica
Distância de Escoamento
(Comportamento sob Poluição)
Importante e deve ser
adequada aos níveis de
contaminação do sistema
Menos Importante, uma vez que o
conjunto de resistores, encapsulado em
invólucro polimérico, não está submetido
ao valor pleno da tensão entre fase e terra
Acessórios Simples Necessitam estudos detalhados
Instalação e Manutenção Mais fácil Mais trabalhosa
Desempenho sob Surto de
Manobra
Permite o controle das
Sobretensões de manobra ao
longo das linhas
Projetado, a princípio, para não operar
frente a estas solicitações
Desconexão em Caso de Falha
do Pára-raios
Desconector indispensável Garantido pelo centelhador externo
Sinalização da Falha do Pára-
raios
Garantida pelo desconector Indicador de defeitos desejável
Possíveis Problemas
Risco de atuação indevida do
desconector e degradação do
pára-raios que está
continuamente sob tensão
Atuação indevida docentelhador sob
tensões em freqüência industrial e de
manobra o que pode comprometer a
integridade do pára-raios
173
(1) No caso de pára-raios com centelhador série a MCOV - Máxima Tensão de Operação
Contínua é relativa à parte que contém os resistores não lineares a óxido metálico.
Sob o ponto de vista de concepção e instalação, o pára-raios com centelhador
externo em série requer um melhor detalhamento no que diz respeito ao
dimensionamento do centelhador e a fixação do pára-raios em paralelo com a
cadeia de isoladores. Isto só é possível à partir do conhecimento dos projetos das
cadeias e das características da linha, o que exige uma estreita interação entre o
fabricante e o comprador.
Neste capítulo será abordado somente a aplicação de pára-raios sem
centelhadores externos, por ser esta a filosofia aplicada no Brasil e na maioria dos
países que utilizam este conceito de proteção de linhas. Informações sobre a
aplicação de pára-raios com centelhador série externo e aspectos comparativos
entre as duas filosofias podem ser obtidas nas referências /1/, /3/, /4/ e /5/.
A utilização do invólucro polimérico melhora o desempenho dos pára-raios em
ambientes contaminados, além de praticamente eliminar riscos de falha dos pára-
raios devido a penetração de umidade por perda de estanqueidade (projetos de
pára-raios sem espaçamentos internos de ar) aumentando,desta forma, a sua
confiabilidade. Os efeitos da fragmentação ou explosão do invólucro que podem
causar riscos às pessoas próximas ou provocar danos acentuados aos
equipamentos adjacentes também são praticamente eliminados. Este fato é
importante na definição dos procedimentos de instalação e manutenção de pára-
raios sem centelhadores externos em linha viva.
Desligadores automáticos de linha são instalados em série com o pára-raios, para
desconectar o pára-raios do sistema, em caso de sua eventual falha.
Em adição, projetos de pára-raios poliméricos sem espaçamentos internos de ar
apresentam menor peso em relação aos de porcelana (em geral menos de 50%
do peso), acarretando em menores esforços mecânicos sobre as estruturas e
proporcionando uma maior versatilidade na montagem dos arranjos. Pára-raios
com invólucro polimérico podem, invariavelmente, ser instalados sobre as linhas
existentes sem a necessidade de reforço das estruturas.
O desempenho adequado dos pára-raios nas linhas está condicionado ao correto
dimensionamento de suas características em relação ao sistema:
- Tensão nominal e máxima tensão contínua de operação, definidas pela
máxima tensão fase-terra de operação do sistema e pela máxima sobretensão
temporária no ponto de aplicação dos pára-raios e sua respectiva duração;
- Tensões residuais para impulsos de corrente íngreme e atmosféricos, os quais
devem estar coordenados com os níveis de suportabilidade das cadeias de
isoladores;
174
- Capacidade de absorção de energia, definida pela amplitude, forma de onda e
duração das descargas, pela impedância transitória do sistema de
aterramento, e pelo efeito das descargas múltiplas;
- Capacidade de suportabilidade mecânica a fragmentação e ao desprendimento
da parte ativa, em função das máximas correntes de falta na linha em estudo;
O efeito da poluição também deve ser levado em consideração durante a fase de
estudo. No caso dos pára-raios sem centelhadores externos, esse deve ser
dimensionado com uma distância de escoamento suficiente para que seu
comportamento sob poluição seja equivalente ou superior ao da cadeia de
isoladores instalada em paralelo.
Baixos índices de falhas em pára-raios tem sido reportados, sendo a maioria das
falhas elétricas atribuídas a solicitações excessivas de energia por descargas
atmosféricas e sobretensões temporárias.
A eficiência desse dispositivo na redução do número de interrupções não
programadas de linhas de transmissão está relacionada a estudos para definição
da seleção dos pára-raios, bem como da quantidade e do correto posicionamento
dos pára-raios ao longo da linha, informações estas obtidas com base na
estimativa de desempenho desejada para a linha sob análise.
Os pára-raios de linha apresentam geralmente vantagens adicionais, quando
comparados aos outros métodos de melhoria de desempenho de linhas de
transmissão, tais como maior flexibilidade; possibilidade de concepções de
projetos de linhas otimizados; além de reduzir os níveis das sobretensões de
manobra ao longo das linhas.
VIII.3 Aplicação e localização dos pára-raios
A definição quanto aos pontos de aplicação e o número de pára-raios a serem
instalados ao longo de uma linha de transmissão ou em seus trechos críticos, está
diretamente relacionada ao índice de melhoria de desempenho desejado, e
depende de vários fatores tais como: o histórico de desligamento das linhas, as
suas características construtivas, o conhecimento da topografia e da densidade de
descargas a terra (ou do nível ceráunico) das regiões por onde passam as linhas,
índice de queima de isoladores instalados, grau de importância das linhas e das
cargas alimentadas por essas linhas, entre outros.
O critério de dimensionamento, a quantidade e a localização dos pára-raios devem
ser obtidos através de estudos. Devido à complexidade dos fenômenos envolvidos
na análise do comportamento transitório de uma linha atingida por uma descarga,
o desempenho das linhas frente a descargas atmosféricas tem sido estudado e
avaliado através de simulações computacionais. Para a obtenção de resultados
satisfatórios, dois estudos distintos necessitam ser realizados:
175
(1) Estudo de desempenho da linha de transmissão, onde para as
características e configuração atuais da linha e para cada situação
particular de melhoria proposta (melhoria das características transitórias do
sistema de aterramento, aumento da isolação, aplicação de pára-raios,
etc.), são definidas as correntes críticas que provocam a disrupção da
isolação da linha e, a partir dessas correntes, é possível estimar a
probabilidade de desligamentos para a linha de transmissão analisada.
(2) Estudo para determinação das máximas energias a serem absorvidas pelos
pára-raios de linha, em função da amplitude da corrente de descarga, sua
forma de impulso e duração, da impedância transitória do sistema de
aterramento considerado e da possibilidade da ocorrência de descargas
múltiplas.
Os estudos visando a melhoria de desempenho das linhas de transmissão estão,
portanto, baseados na determinação das correntes críticas e das probabilidades
de desligamentos das linhas de transmissão para essas correntes. Desta forma,
os programas de melhoria têm como objetivo o aumento da corrente crítica que
provoca a disrupção da isolação da linha. Já os estudos de energia permitem
estimar o risco de falha esperado para os pára-raios.
Para a melhor definição dos pontos de instalação dos pára-raios em função da
melhoria de desempenho a ser obtida, a análise técnica deve ser acompanhada
por uma análise econômica, permitindo ao usuário analisar qual a opção que
melhor viabilize a sua instalação.
Na maioria dos casos, a instalação de pára-raios em trechos críticos das linhas
(como por exemplo em estruturas localizadas em regiões montanhosas
apresentando solos de elevada resistividade) tem reduzido significativamente o
índice de desligamento transitório das linhas.
No entanto, em alguns casos, torna-se necessária a aplicação dos pára-raios ao
longo de toda a linha, especialmente quando essa se encontra em regiões
apresentando solos de elevada resistividade e altas atividades elétricas.
Várias literaturas têm reportado a experiência positiva na aplicação de pára-raios
ao longo de trechos críticos de linhas de transmissão com tensões nominais de
34,5 kV até 500 kV, em especial a sua operação e critérios utilizados para a sua
especificação, dimensionamento e aplicação /2/, /4/, /6 - 13/. Em casos
particulares, onde desligamentos na linha não são permitidos (índice desejado de
zero interrupções por 100 km por ano), pára-raios têm sido instalados nas três
fases ao longo de toda a linha detransmissão.
176
VIII.3.1 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas em regiões
com solos de elevada resistividade
A resistividade do solo e a impedância de aterramento influenciam no índice de
desligamento de linhas providas de cabos pára-raios devido as descargas de
retorno. Melhoria das condições de aterramento, podem ser inviável técnica e/ou
economicamente, sendo necessária a instalação de pára-raios. Considerando uma
região de mesma topografia e densidade de descargas a terra, deve ser
considerada uma probabilidade igual de ocorrência de descargas atmosféricas ao
longo de todas as estruturas localizadas nesta região.
VIII.3.2 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas em regiões
montanhosas
Estruturas localizadas no topo de regiões montanhosas apresentam uma maior
probabilidade de incidência de descargas atmosféricas. Em adição, estas regiões
geralmente apresentam solos de elevada resistividade, propiciando valores de
impedância de aterramento elevados. Descargas de retorno pelas cadeias de
isoladores em linhas providas de cabos pára-raios são comuns neste caso.
Cuidados devem ser tomados com relação as torres adjacentes com baixas
impedâncias de aterramento.
VIII.3.3 Aplicação de pára-raios em estruturas localizadas próximas às
subestações
A ocorrência de uma descarga disruptiva de retorno (“ backflashover” ) nas
cadeias de isoladores situadas nas últimas torres próximas a subestação, acarreta
na incidência de ondas viajantes de tensão chegando a subestação com taxas de
crescimento bastante íngremes, e que podem acarretar em tensões impulsivas
elevadas nos terminais dos equipamentos da subestação, devido ao efeito da
distância entre os pára-raios e esses equipamentos. Para se evitar essa situação,
as estruturas próximas a subestação devem apresentar baixos valores de
impedância de aterramento.
Em alguns casos de linhas não protegidas por cabos pára-raios têm sido prática
das empresas instalar cabos pára-raios nas últimas estruturas antes da chegada
das subestações.
A aplicação de pára-raios nas últimas estrutruras antes da chegada a subestação
elimina o risco da ocorrência de “ backflashover” em linhas providas por cabos
pára-raios e evita a necessidade da instalação de cabos pára-raios em linhas não
providas por esses elementos.
177
VIII.3.4 Aplicação de pára-raios em linhas novas
Estudos de aplicação de pára-raios em novos projetos de linha vêm sendo
realizados por algumas empresas concessionárias de energia, especialmente
quando as linhas ou trechos da linha atravessam regiões com valores elevados de
resistivdade do solo e alta densidade de descargas à terra /7/. Para essas
situações, em muitas vezes, a estimativa de desempenho da linha, obtida durante
a fase de projeto, apresenta níveis acima dos desejados. Estudos de aplicação de
pára-raios são realizados visando reduzir o índice de desligamento das linhas.
Outra situação que envolve estudos de aplicação de pára-raios durante a fase de
projeto ocorre quando os índices de desempenho para a linha exigidos em
contrato, são superiores aos índices estimados obtidos para a configuração
normal da linha.
Algumas empresas vêm também avaliando durante a fase de projeto de uma linha
a aplicação de pára-raios em substituição aos cabos pára-raios, especialmente em
linhas com tensões nominais até 138 kV. Essa possibilidade permite a utilização
de estruturas menores e mais leves, reduzindo significativamente o custo da linha.
Estudos realizados para análise de desempenho de linhas têm mostrado que a
não utilização de cabos pára-raios pode ser técnica e economicamente atrativa,
principalmente em regiões de baixo nível ceráunico apresentando solos de baixa
resistivdade.
Neste tipo de aplicação, é imprescindível a instalação de pára-raios em todas as
estruturas. A definição quanto a quantidade e localização dos pára-raios depende
da importância da linha e do índice de desempenho desejado; da configuração da
estrutura utilizada e da disposição dos condutores; da densidade de descargas a
terra da região; e das características transitórias do sistema de aterramento das
estruturas.
A Figura VIII.1 apresenta algumas possíveis configurações de estruturas.
Comentários sobre a aplicação de pára-raios nestas configurações são
apresentados abaixo:
• Em estruturas de configuração vertical - o condutor superior oferece uma
blindagem efetiva em relação aos demais condutores. Neste caso, a instalação
de um pára-raios por estrutura na fase apresentando o condutor mais afastado
em relação ao solo apresenta, geralmente, um desempenho similar àquele
obtido com a instalação de cabo pára-raios, sendo esse desempenho função
direta do comportamento transitório do sistema de aterramento.
A eficiência da proteção aumenta com dois pára-raios por estrutura, instalados
nas fases superior e intermediária. Uma proteção total é obtida com a
instalação de pára-raios nas três fases em todas as estruturas.
178
• Para estruturas triangulares - se o condutor superior oferecer uma blindagem
efetiva em relação aos demais condutores (Figura VIII.1.d), o procedimento a
ser adotado deve ser o mesmo utilizado para configurações verticais. No caso
do condutor mais alto não oferecer uma blindagem efetiva a pelo menos um
dos condutores, devem ser instalados pelo menos dois pára-raios, quando as
fases estão intercaladas em relação ao ponto central da torre (Figura VIII.1.c),
e três pára-raios quando as fases mais baixas encontram-se dispostas
simetricamente em relação a fase superior (Figura VIII.1.a).
• Em estruturas com os condutores dispostos horizontalmente (Figura VIII.1.b) -
é recomendável a instalação de três pára-raios. No entanto, a instalação de
pára-raios nas duas fases mais expostas poderá assegurar níveis de
confiabilidade aceitáveis, em função do comportamento transitório do sistema
de aterramento. e do índice de desempenho desejado para a linha.
Figura VIII.1 – Arranjos de configurações de linhas
e disposição de condutores
VIII.3.5 Aplicação de pára-raios em linhas ex istentes
A instalação de pára-raios tem possibilitado a melhoria do desempenho de linhas
existentes, providas ou não de cabos pára-raios. Estudos criteriosos devem ser
realizados de modo a definir a quantidade e a correta localização dos pára-raios a
serem instalados ao longo das linhas analisadas.
Para linhas de transmissão sem cabos pára-raios, aplicam-se as mesmas
considerações descritas na seção VIII.3.4. Para linhas providas de cabos pára-
raios, a definição quanto ao número e localização dos pára-raios depende do
comportamento transitório do sistema de aterramento das estruturas e da
 (a) (b) (c) (d)
179
atividade elétrica da atmosfera na região ao longo da linha, ou do(s) trecho(s) da
linha. O tipo de configuração da estrutura e a disposição dos condutores também
podem auxiliar na definição do número de pára-raios a serem instalados.
De modo geral, em estruturas com configuração vertical ou triangular com as
fases intercaladas em relação ao ponto central da torre (Figuras VIII.1.c e VIII.1.d),
a instalação de um pára-raios por estrutura, na fase inferior (condutor mais
próximo em relação ao solo), pode acarretar em melhorias no desempenho da
linha, sendo esta melhoria função direta dos valores das impedâncias transitórias
de aterramento das estruturas. Para valores de impedância de aterramento
elevados torna-se necessária, na maioria dos casos, a instalação de dois ou até
três pára-raios por estrutura.
Para estruturas com configuração horizontal (Figura VIII.1.b), ou triangular onde as
fases mais baixas estão dispostas simetricamente em relação a fase superior
(Figura VIII.1.a), as três fases estão praticamente submetidas a mesma amplitude
de tensão. Neste caso, recomenda-se a instalação de pelo menos dois pára-raios,
nas fases mais expostas.
Outro aspecto importante diz respeito a instalação de pára-raios em trechos
críticos de linhas de transmissão: nestecaso, as estruturas localizadas nas
extremidades do(s) trecho(s) protegido(s) devem apresentar baixos valores de
impedância de aterramento, de modo a evitar descargas sobre os trechos não
protegidos, independente da configuração da linha.
A possibilidade de instalação de pára-raios em estruturas intercaladas dependerá
basicamente do comportamento transitório do sistema de aterramento das
estruturas. No entanto, por não ser na maioria dos casos uma prática viável
técnica e economicamente, este procedimento tem sido pouco adotado pelas
empresas de energia e consumidores industriais.
VIII.4. Experiência das empresas brasileiras na instalação e no desempenho
de pára-raios de linha
A CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais, foi a empresa brasileira
pioneira na realização de estudos e na implementação da tecnologia de instalação
de pára-raios em suas linhas de transmissão. Os resultados comprovados de
redução dos índices de desligamentos não programados obtidos, com o
conseqüente aumento na confiabilidade das linhas consideradas, tem levado a
empresa a realizar novos estudos para a aplicação de pára-raios em suas linhas
de transmissão consideradas como mais críticas.
O desempenho das linhas de transmissão da CEMIG com pára-raios instalados
tem sido reportado em diversas publicações técnicas. As informações disponíveis
referentes a aplicação de pára-raios na CEMIG, bem como os desempenhos
obtidos, são apresentadas abaixo /8/:
180
- CEMIG: 1.735 pára-raios instalados em sete de suas linhas de transmissão,
com tensões nominais de 34,5 kV até 138 kV. A grande maioria desses pára-
raios instalados (1.725) são pára-raios sem centelhadores série. Somente dez
pára-raios possuem centelhadores externos em série e foram instalados com o
objetivo de avaliação de desempenho do pára-raios.
O desempenho reportado pela CEMIG é apresentado na Tabela VIII.2.
Tabela VIII.2 – Desempenho das LT’s da CEMIG /8/
Nome da linha / Tensão Quantidade pára-raios Índice de desl./100 km/ano
nominal (kvef) instalados Antes Após
Diamantina-Gouveia - 34,5 kV 417 62 24
Ouro Preto-Mariana - 138 kV 324 41 0
OuroPreto-Ponte Nova - 138 kV 264 31 9
Itutinga – Minduri - 138 kV 132 19 6
Peti – Sabará - 69 kV 444 40 13
Itutinga – Três Corações (*) –
138 kV
144 --- ---
(*) Esta linha foi projetada considerando-se a instalação de pára-raios /7/.
É importante destacar a aplicação de pára-raios na linha “Ouro Preto – Mariana”
com tensão nominal de 138 kV: esta linha alimenta uma grande quantidade de
consumidores industriais de grande porte e apresenta uma alta densidade de
descargas à terra. O índice médio de saídas desta linha antes da instalação de
pára-raios era de 41 desligamentos / (100 km . ano), todos de natureza transitória.
Apesar dos desligamentos serem de natureza transitória, a variação momentânea
de tensão ao longo da linha, decorrente dos desligamentos devido às descargas
atmosféricas, provocavam uma grande quantidade de interrupções nos processos
produtivos das indústrias alimentadas pela linha. Além disso, esta linha atravessa
uma região montanhosa apresentando uma elevada resistividade de solo, o que
tornava difícil a melhoria de desempenho pelos métodos tradicionais.
Após um estudo criterioso, realizado pelas indústrias interessadas em parceria
com a CEMIG, optou-se pela instalação de pára-raios em toda a linha, nas três
fases. Desde então (informações disponíveis até março de 2003), não ocorreram
mais desligamentos nesta linha proveniente das descargas atmosféricas.
Em função dos resultados até aqui obtidos, a CEMIG pretende continuar o
programa para instalação de pára-raios em suas linhas críticas, de forma a
melhorar o desempenho de seus sistemas de transmissão e oferecer aos seus
consumidores uma energia de melhor qualidade e maior confiabilidade.
181
Detalhes da instalação de pára-raios em linhas de transmissão da CEMIG são
apresentados na Figura VIII.2, a seguir /8/.
(a) (b)
(a) Linha de transmissão Diamantina - Gouveia – 34,5 kV
(b) Linha de transmissão Ouro Preto - Ponte Nova – 138 kV
Figura VIII.2 - Detalhes da instalação de pára-raios em LT´s da CEMIG
- LIGHT: A LIGHT possuía até dezembro de 2002, 75 pára-raios de linha
instalados em seções de quatro de suas linhas de transmissão de
138 kV. O desempenho médio dessas linhas informado pela LIGHT
encontra-se na Tabela VIII.3.
Tabela VIII.3 – Desempenho das LT’s da LIGHT
Nome da linha / Tensão Quantidade pára-raios Índice de desl./100 km/ano
Nominal (kvef) Instalados Antes Após
Saudade – Funil 25 27,9 4,3
Ilha – São José 23 7,4 3,7
Ilha - Rio da Cidade 15 9,4 4,3
Itapeba – Jacarepaguá 12 41,5 20,7
- CERJ: A CERJ vem instalando desde 1999 pára-raios sem centelhadores
em seções de suas linhas de 34,5 kV e neste ano tem a previsão da
instalação de pára-raios em trechos de linhas críticas de 69 kV.
182
Apesar do pouco tempo de instalação, os pára-raios instalados nas
linhas de 34,5 kV têm apresentado desempenho satisfatório.
- FURNAS: Em 1996 FURNAS instalou experimentalmente 6 pára-raios
sem centelhadores em seções de duas de suas linhas de
transmissão de 138 kV. Uma síntese do desempenho das
linhas com pára-raios instalados encontra-se na Tabela VIII.4.
Tabela VIII.4 – Desempenho das LT’s de FURNAS
Nome da linha / Tensão Quantidade pára-raios Índice de desl./100 km/ano
Nominal (kvef) Instalados Antes Após
Jacarepaguá-Cosmo -138 kV 3 5,83 (90/94) 1,67 (96/98)
Angra – Santa Cruz - 138 kV 3 1,04 (77/94) 0 (96/98)
FURNAS está programando a instalação de pára-raios em algumas de suas linhas
consideradas críticas.
Em adição, existem pára-raios instalados nas linhas de transmissão das empresas
ESCELSA, CFLCL e RGE. No entanto, informações sobre o desempenho das
linhas ainda não encontram-se disponíveis.
VIII.5 Estudo d e caso: Análise de uma Linha de transmissão de 230 kV /9/
Este estudo consiste de um estudo teórico, realizado em conjunto com a CEMIG,
para avaliar o desempenho de uma linha de transmissão de 230 kV. Esta linha
apresenta as seguintes características principais:
• Tensão nominal: 230 kV;
• Potência média transmitida: 120 MW
• Comprimento da LT: 51 km
• Espaçamento médio entre vãos: 550 metros (valor médio informado)
• Número de estruturas: 92
• Densidade média de descargas a terra da região atravessada pela linha:
6 descargas / km2 / ano.
• Tensão crítica de descarga da LT: 1275 kV (-)
• Número médio de desligamentos por 100 km . ano: 10 (dado referente a 2000)
Detalhes da estrutura da LT e da disposição dos condutores fase e dos cabos
pára-raios estão apresentados na Figura VIII.3.
183
Figura VIII.3 – Detalhes da estrutura de uma LT 230 kV
A distância entre fases é de 7,2 metros e entre os cabos pára-raios de 9,0 metros.
Esta linha está localizada em uma região com elevada concentração de
consumidores industriais em Alta Tensão. Desligamentos transitórios da linha por
“backflashover” provocam variações momentâneas de tensão na região,
ocasionando em muitos casos a saída de grandes blocos de carga com um tempo
de recomposição total de aproximadamente 2 horas. A quantidade de energia não
atendida é função do tipo e localização da falta na linha
O registro de um evento de perda de carga na linha, devido a um desligamento
transitório é apresentado na Figura VIII.4.
Figura VIII.4 – Registro de uma perda de carga na linha
184
Para a análise do desempenho da linha foram realizados dois estudos: (1) - o
estudo de desempenho da linha de transmissão, onde para a configuração atual
da linha e alguns dos possíveis arranjos de aplicação e localização dos pára-raios
e impedância de aterramento foram definidas as correntes críticas que provocam o
desligamento da linha e suas probabilidades de ocorrência; (2) - estudos visando
determinar as máximas energias a serem absorvidas pelos pára-raios, em função
da amplitude das correntes de descarga e sua duração, das impedâncias de
aterramento consideradas e da possibilidade de ocorrência de descargas
múltiplas.
VIII.5.1 Estudo d e desempenho da linha
O estudode desempenho da linha foi realizado através de simulação
computacional, considerando-se uma corrente de descarga atmosférica tipo rampa
com forma de impulso 2,6 / 62 µs e amplitude de 42 kA, correspondente a 50%
das amplitudes observadas pelos programas de pesquisa de descargas
atmosféricas da CEMIG (dados no ano de 2000). Foi considerada a incidência dos
impulsos de corrente sobre as estruturas, os quais representam a pior condição.
Deforma a simplificar a análise da LT, as impedâncias de aterramento foram
representadas por resistências concentradas. O número de descargas incidindo
sobre a linha, obtido através de simulação, foi de 57,4 descargas / ( 100 km . ano),
considerando-se uma região acidentada.
O estudo de desempenho da LT considerou a configuração atual, a melhoria do
sistema de aterramento para as torres com valores de resistências medidas em
baixa freqüência acima de 30 ohms e a instalação de dois ou três pára-raios por
estrutura, sem alterações no sistema de aterramento.
• Verificação do d esempenho atual
Para uma avaliação mais correta do desempenho atual da linha devido às
descargas atmosféricas, foi efetuada a medição dos valores de resistências de
aterramento em baixa freqüência de todas as estruturas da linha. Um resumo dos
valores medidos encontram-se na Tabela VIII.5.
Tabela VIII.5 – medição da resistência de aterramento
Faixa de
valores
medidos (ohms)
Média das
medições e
desvio-padrão
Número de
medições
obtidas
Prob. de
ocorrência
(%)
Prob.
acumulada
(%)
0 a 30 17,9 / 3,8 30 32,61 32,61
30 a 60 44,3 / 8,9 17 18,48 51,09
60 a 90 71,4 / 8,3 13 14,13 65,22
90 a 150 116,5/ 13,8 9 9,78 75,00
150 a 210 184,5/ 13,3 8 8,70 83,70
210 a 300 254,2 /23,2 8 (*) 8,70 92,40
> 300 300,0 / -- 7 (*) 7,61 100,00
185
(*) Não foi possível realizar a medição em 4 das 92 estruturas da LT,
sendo considerados va lores superiores a 270 ohms.
O estudo foi realizado considerando-se diferentes trechos de linha, onde para
cada trecho foi utilizado um número mínimo de 8 de estruturas com valores de
impedância de aterramento correspondentes aos valores médios obtidos para
cada faixa apresentada na Tabela VIII.5. Os valores considerados para a
impedância de aterramento em cada trecho estudado, bem como as correntes
críticas obtidas para cada trecho analisado são apresentados na Tabela VIII.6.
Tabela VIII.6 - Valores de resistência de aterramento
e correntes críticas obtidas.
Trecho Número de
estruturas
Resistência média
(Ω
Corrente crítica (kA)
0 a 30 Ω 30 18,0 150,0
30 a 60 Ω 17 44,0 70,3
60 a 90 Ω 13 71,0 50,8
90 a 150 Ω 9 117,0 39,1
150 a 210 Ω 8 185,0 32,0
210 a 300 Ω 8 254,0 28,1
> 300 Ω 7 300,0 26,6
A análise de desempenho da linha apresentou um índice de desligamento de
15,4 desligamentos / ( 100 km . ano). Esse índice corresponde a uma taxa de
falha da linha de 27,1%. Conforme reportado anteriormente, a taxa média de
desligamentos considerada é de 10 desligamentos / (100 km . ano).
Um fato importante a ser ressaltado quando do estudo de desempenho, é que do
índice total desligamentos obtido, aproximadamente 73,3 % dos desligamentos
ocorrem em trechos com valores de impedâncias de aterramento de 117 Ω e
acima, trechos esses correspondentes a 35% do comprimento total da linha.
• Desempenho da linha considerando a melhoria do aterramento
Conforme anteriormente mencionado, a melhoria do sistema de aterramento
acarreta na redução da tensão resultante no topo das estruturas, com a
conseqüente redução da tensão ao longo das cadeias de isoladores.
Algumas empresas concessionárias de energia como a CEMIG vêm trabalhando
no sentido de reduzir a impedância de aterramento das estruturas, através da
utilização de novas configurações de aterramento e da disposição dos cabos
contra peso nas estruturas de suas linhas de transmissão.
186
No presente estudo foi considerada a melhoria do sistema de aterramento de
todas as estruturas da linha que apresentassem valores medidos em baixa
freqüência acima de 30 Ω. Desta forma, a análise de desempenho foi realizada
para dois trechos de linha, com impedâncias médias de 18 ohms e 30 ohms. Os
resultados são apresentados na Tabela VIII.7.
Tabela VIII.7 – Valores de corrente crítica obtidos
Trecho Número de
estruturas
Resistência média
(Ω
Corrente crítica (kA)
0 a 30 Ω 30 18,0 150,0
Melhorado 62 30,0 95,3
Para essa configuração, a análise de desempenho da linha apresentou um índice
de 3,3 desligamentos / (100 km . ano), com uma taxa de falha da linha de 5,7 %.
Com base nos resultados pode ser verificado que a melhoria do sistema de
aterramento proporcionou uma redução em aproximadamente 80% no índice de
desligamento relativo da linha.
• Aplicação de pára-raios de linha
De modo a se verificar possíveis melhorias na linha sob estudo foi analisada a
aplicação de pára-raios para as seguintes condições:
• Aplicação de dois pára-raios por estrutura, em todas as estruturas da linha com
valores de impedância de aterramento superiores a 30 ohms;
• Dois pára-raios em todas as estruturas;
• Aplicação de três pára-raios por estrutura, em todas as estruturas da linha com
valores de impedância de aterramento superiores a 30 ohms;
• Três pára-raios em todas as estruturas;
• Dois pára-raios por estrutura, em estruturas com impedância de aterramento
de até 71 ohms e três pára-raios por estrutura, nas demais estruturas.
Uma síntese dos resultados encontra-se na Tabela VIII.8.
Com base nos índices de desempenho apresentados na Tabela VIII.8 pode-se
verificar que as análises considerando dois pára-raios por estrutura (arranjos (1) e
(2)) apresentam índices de desligamento teóricos maiores do que o índice teórico
obtido considerando a melhoria do sistema de aterramento. Já o arranjo (3)
apresenta uma melhoria relativa no índice de desempenho de aproximadamente
90%, quando comparado ao método de melhoria do sistema de aterramento. No
caso da aplicação de três pára-raios por estrutura em todas as estruturas, a taxa
de desligamento é muito baixa e está associada à taxa de falha dos pára-raios.
187
Tabela VIII.8 – Aplicação de pára-raios de linha
Arranjo Icrítica (kA) Desl./ano Deslig. por 100
km por ano
Taxa de falha
 (%)
(1) 57,0 (*) 3,2 6,3 11,1
(2) 57,0 (*) 3,0 5,9 10,5
(3) ≥ 200,0 0,2 0,4 0,6
(4) ≥ 200,0 0,0 0,0 0,0
(5) 96,9 (**) 0,7 1,4 2,2
(*) Corrente crítica que provoca backflashover na cadeia de isoladores
central para uma impedância de aterramento igual ou superior a 300
ohms.
(**) Corrente crítica que provoca backflashover na cadeia de isoladores
central para uma impedância de aterramento igual ou superior a 71 ohms.
O efeito dos pára-raios no desempenho de uma LT pode ser melhor visualizado a
partir da Figura VIII.5, que apresenta a tensão ao longo da cadeia de isoladores
central com e sem pára-raios, considerando valores de impedância de
aterramento de 44 Ω e 71 Ω, quando da incidência de uma onda de corrente com
amplitude de 100 kA sobre a estrutura.
Figura VIII.5 – Perfil de tensão na cadeia central
A instalação de pára-raios na estrutura reduz a tensão resultante ao longo da
cadeia (no caso de uma impedância de 44 Ω) e evita a ocorrência da descarga
disruptiva de retorno em estruturas com impedâncias superiores a 71 Ω.
-500,0
0,0
500,0
1000,0
1500,0
2000,0
2500,0
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00
Tempo (us)
T
en
sã
o 
na
 c
ad
ei
a 
de
 is
ol
ad
or
es
 
(k
V
) 
44 ohms - S/ PR's
44 ohms - C/ PR's
71 ohms - S/ PR's
71 ohms - C/ PR's
188
VIII.5.2 Estudo d e capacidade de absorção de energia pelos pára-raios
O estudo de capacidade de absorção de energia tem por objetivo determinar as
energias máximas a serem absorvidas pelos pára-raios, quando da sua atuação.
No presente estudo foram consideradas duas situações:
- a incidência de uma descarga com amplitude de 200 kA sobre a estrutura, para
valores de impedâncias de aterramento médias de 18, 71 e 300 Ω.
- uma falha de blindagem com a incidência de uma corrente de descarga de
6,5 kA, para valores de impedâncias de aterramento de 18 e 300 Ω.
A análisedas energias a serem absorvidas pelos pára-raios foi realizada
utilizando-se o programa ATP (Alternative Transient Program). Foram simuladas 7
torres ao longo da linha.
Os parâmetros da linha de transmissão foram calculados utilizando-se a rotina
JMARTI. As torres foram modeladas por suas impedâncias de surto, consideradas
igual a 150 Ω e o tempo de propagação das ondas calculados em função da altura
das torres. A impedância de aterramento foi modelada como uma resistência
concentrada. O surto de corrente incidente foi simulado por uma fonte de corrente,
tipo rampa com tempo de frente de 2,6 µs e um tempo de meia onda de 65 µs e
injetado na torre número 4. O pára-raios utilizado foi o tipo 99, considerando a
tensão nominal do pára-raios é de 192 kV e sua MCOV de 156 kV.
Uma síntese das energias absorvidas pelos pára-raios está na Tabela VIII.9.
Tabela VIII.9 – Energia nos pára-raios
Impedância Energia absorvida pelos pára-raios (kJ)
Aterramento Descarga na estrutura Falha de
(ohms) 2 PR’s 3 PR’s blindagem
18,0 82,0 72,0 13,0
71,0 291,0 237,0 -----
300,0 494,0 398,0 10,0
Dos resultados obtidos, verifica-se para a condição de descarga sobre a estrutura
uma energia máxima de 398 kJ quando da utilização de 3 pára-raios por estrutura
e de 494 kJ para dois pára-raios por estrutura (300 Ω). Em caso de falha de
blindagem a energia máxima obtida foi de 13 kJ (18 Ω). Considerando um pára-
raios com tensão nominal de 192 kV, as máximas energias a serem absorvidas
pelo pára-raios serão de 2,6 kJ / kV e 2,07 kJ / kV, para 2 e 3 pára-raios,
respectivamente.
189
VIII.5.3 Estudo simplificado d e análise de investimento
Uma análise econômica foi realizada para se avaliar o método de melhoria mais
adequado, considerando-se um prazo de análise de 10 anos. . Foi considerada a
instalação dos pára-raios em linha viva e um custo de energia não fornecida de
R$ 582,00 / MWh, que corresponde a 10 vezes o valor médio da tarifa
considerada.
Para simplicidade de cálculo, assumiu-se um número de desligamentos constante
ao longo dos 10 anos, e que cada desligamento acarreta em uma energia média
não fornecida de 336 MWh, obtida de forma aproximada da Figura VIII.5.
Cabe ressaltar, que a quantidade de energia não atendida é função do tipo e
localização da falta na linha. Neste caso específico, foi decorrente de um curto-
circuito trifásico próximo à barra da subestação.
Para a configuração atual considerou-se o número médio de 10 desligamentos /
(100 km . ano), informado pela CEMIG.
De forma bastante conservativa, foi considerada uma taxa média constante de
falha para os pára-raios de 3% ao ano (os índices de falha encontram-se abaixo
de 0,5 % ao ano).
O critério adotado para a escolha do melhor método foi o do Valor Presente
Líquido (VLP). Para a determinação do tempo de retorno do investimento foi
utilizado o método do “Payback” descontado, com um custo de capital de 14% ao
ano.
Os procedimentos de análise são apresentados na referência /14/. As Tabelas
VIII.10 e VIII.11, apresentam uma síntese da análise realizada.
TABELA VIII.10 – Custos para melhoria do desempenho
da Linha de transmissão
Arranjo da Custos de instalação (R$) Perda por
linha Material Instalação ano (k R$)
Atual ----- ----- 997,315
Aterramento 155,000 ----- 332,438
(1) 669,600 18,870 647,975
(2) 993,600 28,000 619,969
(3) 1.004,400 28,300 72,423
(4) 1.490,400 42,000 44,417
(5) 1.166,400 32,870 175,751
190
Tabela VIII.11 - Avaliação dos métodos propostos
Arranjo nO desligamentos /
100 km /ano
Tempo de retorno
do investimento
VPL
(R$ x 1000)
Aterramento 3,3 0,3 3.313,075
(1) 6,3 1,8 1.623,178
(2) 5,9 3,7 946,680
(3) 0,4 1,3 3.791,643
(4) 0,0 2,0 3.438,026
(5) 1,4 1,8 3.086,103
Apesar da melhoria do sistema de aterramento apresentar o menor prazo de
retorno de investimento e o menor investimento inicial, a melhor opção, sob os
pontos de vista técnico e econômico ao longo dos 10 anos, consiste na melhoria
proposta no arranjo (3) - (maior VPL após os 10 anos de análise).
No entanto, outras alternativas de aplicação de pára-raios em conjunto com a
melhoria do sistema de aterramento poderiam vir a ser analisadas e poderiam
trazer um melhor retorno sob os pontos de vista técnico e econômico.
VIII.6 Referência bibliográficas
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transmissão”, CPAR, CEPEL / ELETROBRÁS, Outubro, 1996
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Lines”, ELECTRA no 186, pp. 83-112, Outubro 1999.
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surge Arresters and Lightning, Rio de Janeiro, Abril 1996.
/5/ Patiño, R. I. & Henao, E. L., “Protección de la Línea Guatapé-Rio Claro a
110 kV com Pararrayos de ZnO”, XII SNPTEE, Recife – Brasil, 1993.
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/7/ Bezerra, A. C. G, “Diagnóstico de Desempenho de Descargas Atmosféricas
de LT em Projeto com Aplicação de Pára-raios de ZnO”, XV
SNPTEE, Foz do Iguaçu, Outubro, 1999.
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Relatório de Viagem - Bienal 2000 e Reuniões dos Grupos de Trabalho.
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Desempenho de Linhas de Transmissão de 230 kV”, XVI SNPTEE,
Campinas, Outubro - 2001.
/10/ De Franco, F. L. & Lira, E. A., “Pára-raios de linha: A Solução para a
Melhoria da Performance de Linhas de Transmissão de 69 kV a 230 kV
frente a Descargas Atmosféricas”, VIII ERLAC, Paraguai, 1998.
/11/ De Franco, J. L. et alli, “Aplicação de Pára-raios – Uma Solução para a
Melhoria Do Desempenho de Linhas de Transmissão”, IV Congresso Latino
Americano de Generación y Transporte de Energia Elétrica, Viña del Mar,
Chile, 2000
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Improvement of Transmission Line Performance, VI SIPDA - Seminário
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/17/ Brewer, H. S., “Reduction of Lightning Caused Interruptions on Electric
Power Systems”, Ohio Brass technical Bulletin EU1292-H.
192
IX Ensaios em pára-raios
Os pára-raios ao serem instalados nos sistemas elétricos, estarão submetidos
durante a sua vida útil a condições climáticas e a fenômenos transitórios adversos
ao seu princípio de funcionamento, quando em condição de regime permanente.
Os ensaios realizados nos pára-raios têm por objetivo principal simular em
laboratório os fenômenos que possam vir a ocorrer nos sistemas, bem como
verificar se o projeto do pára-raios satisfaz às condições mínimas exigidas de
modo a garantir uma proteção adequada aos equipamentos e sistemas, dentro
dos limites da classe dos pára-raios.
IX.1 Class ificação dos ensaios
De acordo com as normas técnicas, ensaios em pára-raios são classificados em
ensaios de tipo, ensaios de rotina e ensaios de recebimento.
IX.1.1 Ensaios de tipo:
Consiste