Subestação de Alta Tensão

Prévia do material em texto

■
■
■
■
■
■
■
■
■
O autor deste livro e a editora empenharam seus melhores esforços para assegurar que as informações e os procedimentos apresentados no texto estejam em acordo com os padrões aceitos à
época da publicação, e todos os dados foram atualizados pelo autor até a data de fechamento do livro. Entretanto, tendo em conta a evolução das ciências, as atualizações legislativas, as
mudanças regulamentares governamentais e o constante fluxo de novas informações sobre os temas que constam do livro, recomendamos enfaticamente que os leitores consultem sempre
outras fontes fidedignas, de modo a se certificarem de que as informações contidas no texto estão corretas e de que não houve alterações nas recomendações ou na legislação regulamentadora.
Data do fechamento do livro: 16/04/2021
O autor e a editora se empenharam para citar adequadamente e dar o devido crédito a todos os detentores de direitos autorais de qualquer material utilizado neste livro, dispondo­se a possíveis
acertos posteriores caso, inadvertida e involuntariamente, a identificação de algum deles tenha sido omitida.
Atendimento ao cliente: (11) 5080­0751 | faleconosco@grupogen.com.br
Direitos exclusivos para a língua portuguesa
Copyright © 2021 by
LTC | Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda.
Uma editora integrante do GEN | Grupo Editorial Nacional
Travessa do Ouvidor, 11
Rio de Janeiro – RJ – 20040­040
www.grupogen.com.br
Reservados  todos os direitos. É proibida  a duplicação ou  reprodução deste volume, no  todo ou  em parte,  em quaisquer  formas ou por quaisquer meios  (eletrônico, mecânico,  gravação,
fotocópia, distribuição pela Internet ou outros), sem permissão, por escrito, da LTC | Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda.
Capa: Leônidas Leite
Imagem de capa: Acervo do autor
Ficha catalográfica
CIP­BRASIL. CATALOGAÇÃO NA PUBLICAÇÃO
SINDICATO NACIONAL DOS EDITORES DE LIVROS, RJ
M23ls
Mamede Filho, João
Subestações de alta tensão / João Mamede Filho. ­ 1 ed. ­ Rio de Janeiro : LTC, 2021.
p.
Inclui bibliografia e índice
ISBN 978­85­21­63754­7
1. Engenharia elétrica. 2. Subestações elétricas. 3. Alta voltagen. I. Título.
21­69593
CDD: 621.3191
CDU: 621.3.027.3
Meri Gleice Rodrigues de Souza – Bibliotecária – CRB­7/6439
 
 
 
Este trabalho é dedicado à memória de meu pai, João Mamede de Souza,
à memória de minha mãe, Maria Nair Cysne Mamede, à minha esposa,
Maria Elizabeth Ribeiro Mamede, à minha filha Aline Ribeiro Mamede
(graduada em administração de empresas e mestrado em direito
constitucional), ao meu filho Daniel Ribeiro Mamede (engenheiro eletricista
e diretor presidente da CPE – Estudos e Projetos Elétricos),
aos meus queridos netos Heitor Mamede Costa (8 anos), Lucas Mamede
Costa (5 anos) e, finalmente, Davi Holanda Mamede (3 anos).
Prefácio
O objetivo deste  livro é  levar aos estudantes de Engenharia Elétrica e professores, bem como aos profissionais da área que atuam nesse segmento, os conhecimentos necessários ao
desenvolvimento de projetos executivos de subestações de alta tensão, um assunto ainda pouco explorado no mercado editorial brasileiro.
Para desenvolver este  trabalho, de uma forma muito objetiva e prática, nos valemos da experiência da empresa CPE – Estudos e Projetos Elétricos na elaboração de projetos de
subestações nas  tensões de 13,80 kV a 230 kV. Assim, foi um desafio converter alguns dos projetos executivos de subestações que elaboramos em capítulos deste  livro,  fazendo as
alterações necessárias para adequá­los à estrutura de uma obra didática. No entanto, ressalte­se que sempre buscamos manter, o mais próximo possível, a originalidade desses projetos.
A  título de  informação, um projeto  executivo de uma  subestação de 230 kV/34,5 kV, de médio porte,  por  exemplo,  pode  consumir  cerca de 1200 páginas destinadas  somente  à
elaboração  das  especificações  técnicas, memoriais  de  cálculos  e memoriais  descritivos  diversos.  Já  nos  desenhos  desse mesmo  projeto,  seriam  consumidas  cerca  de  5  plantas  em
tamanho A0, adicionadas aproximadamente a 20 plantas em  tamanho A1, mais 80 plantas em  tamanho A2 e,  finalmente, cerca de 60 plantas em  tamanho A3. Todo esse volume de
documentos diz respeito somente ao desenvolvimento dos projetos elétrico, eletromecânico e civil. Outros documentos deveriam ser  incorporados ao projeto,  tais como o sistema de
comunicação de dados e voz, o sistema de automação e os estudos de proteção, coordenação e controle. O livro Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, de autoria compartilhada
com o engenheiro Daniel Ribeiro Mamede, pode auxiliar o leitor nessa tarefa.
Este  livro possui oito capítulos. Os quatro primeiros são dedicados a conceitos, cálculos e especificações  técnicas. Os capítulos subsequentes apresentam o desenvolvimento dos
projetos executivos das subestações para as tensões de 13,80 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV. Cada projeto está acompanhado de um breve memorial descritivo das especificações técnicas
dos equipamentos utilizados e, por fim, das plantas detalhadas e ordenadas na sequência usual.
Dado o grande volume de folhas que demandariam as especificações  técnicas, se  fossem todas elas  integralmente  reproduzidas no  livro, optamos por apresentar somente o  texto
referente às características técnicas fundamentais de cada equipamento especificado, omitindo as condições comerciais, prazos, validades, realização dos ensaios elétricos e mecânicos,
aprovação dos desenhos do fabricante antes de iniciar a fabricação do equipamento e multas por descumprimento do prazo de entrega etc. No entanto, algumas especificações técnicas
de menor volume de material foram reproduzidas integralmente, visando familiarizar o leitor com essas questões não propriamente técnicas, mas que devem fazer parte da aquisição do
equipamento para garantir ao comprador um produto de alta qualidade técnica adequado às necessidades do projeto.
João Mamede Filho
•
•
•
•
•
Agradecimentos
Para que este trabalho fosse possível, contamos com a colaboração de parte da equipe de profissionais que trabalham na CPE – Estudos e Projetos Elétricos, que, com suas capacidades
e esforços individuais, muito nos ajudaram a atingir os resultados esperados.
Os projetos das subestações de alta tensão aqui desenvolvidos têm origem em projetos executivos reais e em operação, com as devidas adequações ao contexto de um livro didático,
cujo  objetivo  é  fornecer  os  necessários  conhecimentos  aos  alunos,  professores  e  profissionais  que  se  dedicam  a  esse  segmento  da  Engenharia  Elétrica.  Portanto,  é  nosso  dever
agradecer a esses profissionais pela colaboração prestada:
Sandro Magalhães: estudante de Engenharia Civil, eletrotécnico e cadista, que elaborou grande parte dos desenhos dos projetos eletromecânicos originais das subestações, os quais
foram, posteriormente, adequados para uso neste livro.
Eládio dos Santos Filho: cadista responsável pela elaboração de todos os desenhos inseridos nos textos e parte dos desenhos dos projetos das subestações.
Valéria Linduína: secretária responsável pela digitação de alguns capítulos e muitas tabelas.
Isabele Araujo: engenheira graduada e mestre em telecomunicação, colaborou na formatação inicial dos originais e na conferência dos cálculos dos exemplos de aplicação.
José Amilton de Souza Silva Filho: engenheiro civil responsável por todos os projetos de construção civil das subestações e linhas de distribuição/transmissão da CPE, incluindo
os projetos de drenagem, hidrossanitário e de incêndio. Várias plantas desses projetos foram adequadas à composição deste livro.
■
■
Material
Suplementar
Este livro conta com os seguintes materiais suplementares:
Para todos os leitores:
Plantas  de  Projeto  dos Capítulos  6,  7  e  8  com  o  ícone  :  disponibilizadas  em  formato  (.pdf)  para  serem  visualizadas  de  forma  ampliada.  Todas  as  plantas  foram  feitas
originalmente em papel A1 e A0 e reduzidas a nível de uma página de livro (requer PIN).
Para docentes:
Ilustraçõesda obra em formato de apresentação em (.pdf) (restrito a docentes cadastrados).
Os professores terão acesso a todos os materiais relacionados acima (para leitores e restritos a docentes). Basta estarem cadastrados no GEN.
O acesso ao material suplementar é gratuito. Basta que o leitor se cadastre e faça seu login em nosso site (www.grupogen.com.br), clique no menu superior do lado direito e, após, em
GEN­IO. Em seguida, clique no menu retrátil   e insira o código (PIN) de acesso localizado na orelha deste livro.
O acesso ao material suplementar online fica disponível até seis meses após a edição do livro ser retirada do mercado.
Caso haja alguma mudança no sistema ou dificuldade de acesso, entre em contato conosco (gendigital@grupogen.com.br).
 
1
1.1
1.2
1.2.1
1.3
1.3.1
1.3.2
1.3.3
1.3.4
1.3.5
1.3.6
1.3.7
2
2.1
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
2.2.5
2.2.6
2.2.7
2.2.8
2.2.9
2.2.10
2.2.11
2.2.12
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.4
3
3.1
3.1.1
3.1.2
4
4.1
4.2
4.2.1
4.2.2
4.3
4.4
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.4.4
4.4.5
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
4.5.5
4.5.6
4.5.7
Sumário
CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DE PROJETO
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Sistema de distribuição
CARACTERÍSTICAS GERAIS
Nível de tensão
Categoria de utilização
Forma de operação
Funções das subestações
Tipos construtivos
Material das estruturas
Meios de isolação
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTOS
INTRODUÇÃO
TIPOS DE ARRANJO DE BARRAMENTO
Barramento simples no secundário e/ou no primário
Barramento principal e de transferência
Barramento simples seccionado
Barramento simples com geração auxiliar
Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves
Barramento duplo e disjuntor e meio
Barramento em anel seccionado
Barramento em anel contínuo
Barramento em anel modificado
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTO DE SUBESTAÇÕES
Barramentos flexíveis
Barramentos rígidos nus
Barramentos rígidos isolados
Dimensionamento dos barramentos
ESPAÇAMENTOS ELÉTRICOS
SERVIÇOS AUXILIARES
INTRODUÇÃO
Subestações simples de média tensão
Subestações de alta tensão
ELEMENTOS DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO
INTRODUÇÃO
PLANEJAMENTO
Planejamento de subestações de empreendimentos industriais
Planejamento de subestações para empreendimentos de geração
TIPOS DE SUBESTAÇÕES
CLASSIFICAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES – ARRANJO/CAPACIDADE
Subestação de média tensão i
Subestação de média tensão ii
Subestação de média tensão iii
Subestação de alta tensão i
Subestação de alta tensão ii
LEVANTAMENTO DE DADOS – PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO
Levantamentos preliminares
Projeto eletromecânico
Projeto de arquitetura e de obras civis
Projeto elétrico e eletromecânico
Projeto de proteção
Estudos elétricos de conexão
Sistema de controle digital (sCd) da subestação
5
5.1
5.2
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.4
5.4.1
5.5
5.6
5.6.1
5.6.2
5.7
5.8
5.8.1
5.8.2
5.8.3
5.8.4
5.8.5
6
6.1
6.2
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
6.3.4
6.3.5
7
7.1
7.2
7.2.1
7.2.2
7.2.3
7.3
7.3.1
7.3.2
7.3.3
7.3.4
7.3.5
8
8.1
8.2
8.3
8.3.1
8.3.2
8.3.3
8.3.4
8.3.5
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (13,80 kV)
INTRODUÇÃO
CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS DE UMA SUBESTAÇÃO
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO ABRIGADA
Cabine de medição primária
Cabine de proteção primária
Cabine de transformação
SUBESTAÇÃO DE INSTALAÇÃO EXTERIOR
Classificação
SUBESTAÇÃO E GERAÇÃO ASSOCIADA
DIMENSIONAMENTO FÍSICO DAS SUBESTAÇÕES
Subestações abrigadas
Subestações de instalação ao tempo
DIMENSIONAMENTO DOS BARRAMENTOS PRIMáRIOS
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE MÉDIA TENSÃO (13,8 kV)
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (69 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 69 kV
Setor de alta tensão
Setor de média tensão
Casa de comando e controle
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE 69 kV
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (138 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 138 kV
Setor de alta tensão
Setor de média tensão
Casa de comando e controle
DESENVOLVIMENTO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 138 kV
Diagramas: unifilares de proteção, serviços auxiliares, funcionais e interligação
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE ALTA TENSÃO (230 kV)
INTRODUÇÃO
COMPOSIÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO DE 230 kV
DESENVOLVIMENTO DE PROJETO DE SUBESTAÇÃO DE 230 kV
Projeto elétrico
Projeto eletromecânico
Projeto civil
Especificações técnicas
Plantas
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1.1
1.2
1.2.1
1.2.1.1
1.2.1.2
INTRODUÇÃO
Todo sistema de potência é constituído de três diferentes segmentos: geração, transmissão e distribuição. Para que a energia gerada no primeiro segmento chegue ao seu destino final,
que é o consumidor que está ligado no sistema de distribuição, é necessário também que exista em cada um desses segmentos uma subestação que possa elevar e reduzir a tensão em
diferentes  níveis. Assim,  as  usinas  elétricas,  sejam elas  hidráulicas,  térmicas,  eólicas  ou  fotovoltaicas,  geram energia  em baixos  níveis  de  tensão. As  usinas  hidráulicas  e  térmicas
normalmente geram em tensões que variam entre 6 kV e 25 kV. Já as usinas eólicas geram em tensões que variam entre 600 V e 800 V, para turbinas de pequeno e médio portes, e 12
kV para turbinas de grande porte, enquanto nas usinas fotovoltaicas o nível de tensão de geração é da ordem de 320 V a 1000 V. É fácil compreender que um grande bloco de energia
gerada em tensões tão baixas não pode ser transportado por dezenas a várias centenas de quilômetros aos pontos de consumo.
Logo, a energia gerada nesses níveis de tensão alimenta inicialmente um transformador que tem a função de elevar a tensão de geração para níveis compatíveis com o valor do bloco
de energia gerada e com a distância a ser percorrida através de um sistema de transmissão. Como os equipamentos de consumo são fabricados, por motivos econômicos e de segurança,
com baixos níveis  de  tensão,  agora  é  necessário  que  a  tensão do bloco de  carga  transportada  seja  reduzida  a  níveis  compatíveis  com os  equipamentos  consumidores,  normalmente,
variando entre 220 V e 440 V, entre fases.
A elevação da tensão na geração reduz a corrente elétrica que circula nas linhas de transmissão que transportarão os blocos de potência gerada, reduzindo dessa forma, as perdas
elétricas que fazem parte de qualquer sistema de transporte da energia.
A Figura 1.1 mostra simplificadamente o que acabamos de descrever.
Sistemas mais complexos de energia sofrem duas ou mais elevações de tensão no ponto onde a energia é gerada, como por exemplo, a energia eólica e a energia solar, depois de
transportadas para perto dos centros de consumo, sofrem reduções de tensão em dois ou mais níveis até o consumidor final.
Nos  sistemas  eólicos  em que  a  tensão  de  geração  é  cerca  de  700 V  é  necessário  que  se  eleve  essa  tensão  para  13,80  kV  (pequenos  parques  eólicos)  e  para  34,5  kV  (médios  e
grandes empreendimentos). Para que a potência gerada seja injetada na rede de distribuição ou na Rede Básica, novamente a tensão é elevada para 69 kV (pequenos parques eólicos) ou
para 138 kV (para parques eólicos de médio e de grande porte) ou ainda para 230 kV (para parques eólicos de grande porte). Já próximo à carga consumidora, essa tensão é reduzida
sucessivamente nos terminais das cargas consumidoras para níveis de 220 V ou 380 V trifásicos, a depender da região do Brasil.
Sempre que necessitamos elevar ou reduzir a tensão de um sistema de potência faz­se necessária a utilização do que denominamos subestação elevadora ou subestação abaixadora.
Já as tensões normalmente utilizadas em redes de distribuição variam entre 13,2 V e 34,5 kV.
COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Podemos conceituar um sistema elétrico de potência classificando­o da seguinte forma comoé usualmente feito.
Sistema de distribuição
Pode ser dividido em dois segmentos:
Sistema secundário ou de baixa tensão
É aquele no qual estão conectados os consumidores com cargas normalmente iguais ou inferiores a 50 kW. Esse sistema atende a residências, pequeno comércio,  iluminação pública
etc. Em geral o transformador é considerado no sistema secundário, apesar de ser um elemento do sistema elétrico intermediário entre os sistemas secundário e primário.
Sistema primário ou de média tensão
É aquele que  interliga, em geral, o sistema secundário ao sistema de subtransmissão através dos  transformadores de distribuição. Os sistemas entre 1 kV e 69 kV são considerados
sistemas de média  tensão. No entanto, as concessionárias que possuem redes elétricas em 69 kV costumam considerá­lo sistema de subtransmissão, conceito este que  iremos adotar
neste trabalho. São conectadas a esse sistema (13.800 V a 25.000 V) cargas comerciais de médio porte e cargas industriais de pequeno porte.
Figura 1.1
1.2.1.3
1.2.1.4
1.2.1.5
1.3
1.3.1
Sistema de geração, transmissão e distribuição de energia.
Sistema de subtransmissão
É  aquele  que  interliga  os  sistemas  primários  aos  sistemas  de  transmissão  através  das  subestações  de  potência.  Esse  sistema  opera  em  tensões  de  69  kV,  88  kV  e  138  kV.  São
conectadas a esse sistema cargas comerciais de grande porte e cargas industriais de médio porte.
Sistema de transmissão
É aquele que interliga os sistemas de subtransmissão aos sistemas de geração através de subestações denominadas elevadoras, podendo também se interligar ao sistema de extra­alta
tensão. São conectadas a esse sistema cargas industriais de grande porte.
As tensões usuais no Brasil em corrente alternada para os sistemas de transmissão variam entre 230 kV e 765 kV, ou seja: 230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV e 765 kV. Essas tensões
fazem parte da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, operado pelo ONS – Operador Nacional do Sistema. É comum considerar também sistemas de extra­alta tensão aqueles
em que as tensões são iguais e superiores a 500 kV.
Sistema de transmissão em corrente contínua
Atualmente no Brasil somente estão em operação dois sistemas de corrente contínua nas tensões de ±600 kV e ±800 kV para atender respectivamente à necessidade de aproveitamento
dos hidrogeradores da usina hidroelétrica de Itaipu localizados no lado paraguaio, cuja frequência daquele país é de 50 Hz, e ao aproveitamento da energia gerada pela hidroelétrica de
Belo Monte com extensão de 2087 km interceptando os estados do Pará, Tocantins, Goiás e Minas Gerais.
As linhas de transmissão em corrente contínua têm custos inferiores aos das linhas de corrente alternada. Porém devido ao elevado custo das estações conversoras, uma no ponto de
conversão de corrente alternada para contínua, localizada normalmente na geração ou muito próxima dela, e uma ou mais estações conversoras de corrente contínua para alternada nos
pontos de  conexão  com os  sistemas de  transmissão  em corrente  alternada  tornam a  solução dos  sistemas de  corrente  contínua desvantajosa  e  apenas utilizada  em empreendimentos
específicos  como  no  caso  das  usinas  hidroelétricas  de  Itaipu  e  de Belo Monte. Os  sistemas  de  corrente  contínua  apresentam menores  perdas  elétricas  sendo  competitivos  com  os
sistemas de corrente alternada para longas distâncias.
CARACTERÍSTICAS GERAIS
A seguir faremos uma abordagem geral sobre as principais características das subestações, procurando classificá­las de diferentes formas em função do nível de tensão, sua função no
sistema, tipos construtivos etc.
Nível de tensão
O tipo mais frequente de subestação é aquela que eleva ou reduz o nível de tensão aplicada no barramento de entrada do fluxo de potência.
Para determinar o nível de tensão que deve ser indicado para uma subestação pode­se simplificadamente utilizar a Equação (1.1).
Vse  – tensão nominal do sistema, em kV;
Pc  – potência da carga, em MW.
Assim,  uma  indústria  com  carga  instalada  de  12,6  MW  deve  ser  suprida  por  um  sistema  de  tensão  igual  a    Como  a  tensão  mais  próxima
normalmente  encontrada  nas  concessionárias  é  de  69  kV,  será  considerado  esse  nível  de  tensão  para  esse  montante  de  carga.  No  entanto,  é  necessário  que  exista  um  sistema  de
distribuição  com  esse  nível  de  tensão  na  área  de  localização  da  subestação  do  empreendimento.  No  caso  em  que  exista  rede  de  distribuição  com  diferentes  níveis  de  tensão,  a
concessionária local pode estabelecer para aquela subestação a tensão de seu sistema distribuidor que está em condições operacionais adequadas com um mínimo de investimento para
atendimento à carga solicitada pela indústria.
Já para as usinas de geração termelétrica, eólica e fotovoltaica o nível de tensão normalmente é estabelecido tanto pela tensão do sistema mais próximo, mas que seja tecnicamente
possível  a  conexão,  quanto  pelo  custo  do  uso  do  sistema de  distribuição/subtransmissão  (13,80  kV –  69  kV –  138  kV)  ou  de  transmissão  (230  kV)  a  que  esses  geradores  irão  se
1.3.1.1
1.3.1.2
1.3.1.3
1.3.1.4
conectar e cujo custo do uso desses sistemas é estabelecido pelos parâmetros fornecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Muitas vezes, o custo para transportar a
energia gerada pelo sistema define a tensão desses geradores.
Dependendo da sua importância e confiabilidade requerida, as subestações podem ser concebidas de diferentes arranjos físicos, com diferentes níveis de tensão de operação. Dessa
forma, podemos classificar as subestações, no que se refere a sua tensão de transformação, em diferentes níveis, sendo essa classificação meramente didática.
Subestação de média tensão nível I
É aquela cujo nível de  tensão está compreendido entre 2,3 kV e 25 kV,  sendo as de maior predominância as  subestações na  tensão de 13,8 kV utilizadas na maioria das  regiões do
Norte, Nordeste e Sudeste do Brasil e as subestações de 13,2 kV utilizadas em algumas áreas das regiões do Nordeste do Brasil e também em poucos locais das regiões Sul, Sudeste e
Centro­Oeste.
Essas subestações, notadamente as de 13,2 kV e 13,8 kV, são utilizadas nas indústrias de pequeno e médio portes. Também são utilizadas em condomínios residenciais de grande
porte e em estabelecimentos comerciais de consumo elevado.
Nas  instalações  industriais  de  pequeno  porte,  as  potências  variam  entre  300  kVA  e  5000  kVA.  Pela  legislação,  Resolução  Normativa  414/2010  da  ANEEL,  atualizada  pela
Resolução  Normativa  725/2016,  a  concessionária  se  obriga  a  atender  a  unidade  consumidora  até  a  potência  demandada  ou  contratada  de  2500  kW.  Acima  desse  valor  cabe  à
concessionária a decisão de atender ao empreendimento industrial através do seu sistema de distribuição local, em 13,20 kV ou 13,80 kV, ou através do seu sistema de subtransmissão
nas tensões de 69 kV, 88 kV ou 138 kV.
Esse mesmo procedimento é aplicado em edificações comerciais e em residências.
A Figura 1.2 mostra a vista frontal de uma subestação industrial de 13,80 kV, muito comum nos empreendimentos industriais brasileiros.
Subestação de média tensão nível II
É aquela cujo nível de  tensão está compreendido entre 34,5 kV e 46 kV, sendo as de maior predominância as subestações na tensão de 34,5 kV, utilizadas com muita frequência nas
redes  coletoras  aéreas  ou  subterrâneas  de  parques  eólicos  e  fotovoltaicos.  Como  esses  níveis  de  tensão  não  são  normalmente  disponíveis  nos  sistema  de  distribuição  das
concessionárias brasileiras,  as  subestações de média  tensão nível  II  são encontradas  também em empreendimentos  industriais de grande porte na  função de  subestações  secundárias
atendendo a determinados tipos específicos de carga.
Subestação de alta tensão nível III
São  subestações  utilizadas  praticamente  por  todas  as  companhias  distribuidoras  de  energia  elétrica  do  Brasil.  Seunível  de  tensão  está  compreendido  entre  69  kV  e  145  kV.  As
subestações  de  69  kV  são  predominantes  nessa  faixa  de  tensão.  Já  as  subestações  de  138  kV  têm  seu  uso  restrito  a  poucos  estados  da  Federação. No Nordeste,  por  exemplo,  são
empregadas pela Eletrobras Companhia Energética do Piauí (CEPISA), Companhia Energética de Pernambuco (CELPE) e Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA).
Na região Sudeste existe o sistema de 88 kV, no qual um grande número de indústrias está conectado.
As  indústrias brasileiras de médio porte possuem subestações próprias, em sua grande maioria, na  tensão de 69 kV. A Figura 1.3 mostra uma subestação de 69 kV, com arranjo
simples típico utilizado tanto nas instalações industriais como em parques eólicos de pequeno e médio portes na função de subestação elevadora.
Subestação de alta tensão nível IV
São subestações utilizadas predominantemente na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Seu nível de tensão está compreendido entre 230 kV e 440 kV. As subestações
de 230 kV  são utilizadas praticamente  em  todas  as  áreas das  concessionárias do Brasil. As  subestações  industriais  de 230 kV são  operadas  normalmente  pelas  equipes  técnicas  do
próprio empreendimento, porém o arranjo de barramento de 230 kV deve obedecer aos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema (ONS), responsável pela operação da
Rede Básica. Já as subestações de 345 kV pertencem em sua grande maioria a FURNAS Centrais Elétricas e a algumas concessionárias que operam no estado de São Paulo. A tensão
de 230 kV é o menor nível de tensão do Sistema Interligado Nacional, operado pelo ONS.
Figura 1.2
1.3.1.5
Vista frontal da subestação.
As grandes indústrias brasileiras, principalmente as de eletrointensivas, possuem subestações próprias de 230 kV. A Figura 1.4 mostra uma subestação de 230 kV, com arranjo de
barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves e cuja funcionalidade será discutida no Capítulo 2.
Subestação de alta tensão nível V
Classificadas como de Extra­Alta Tensão, são subestações utilizadas predominantemente na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Seu nível de tensão está compreendido
entre 500 kVca e ±800 kVcc. No Brasil a tensão máxima das subestações existentes em corrente alternada é de 765 kV (Furnas). No Norte e Nordeste predominam as subestações de
230 kV nos sistemas elétricos da Eletrobras Companhia Hidroelétrica do São Francisco S/A (CHESF) e da Eletrobras Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A (ELETRONORTE),
sendo de 550 kV a tensão mais elevada dos sistemas elétricos das mencionadas geradoras. A Figura 1.5 mostra uma subestação de 500 kV.
Figura 1.3 Subestação em estrutura de concreto armado – vista lateral.
Figura 1.4
1.3.2
1.3.2.1
1.3.2.2
1.3.2.3
Subestação de 230 kV.
Categoria de utilização
As subestações podem ser planejadas e projetadas para exercer diferentes funções no sistema no qual irão operar.
Subestação elevadora
É aquela que eleva o nível de tensão gerado por uma fonte de energia elétrica e distribui a potência associada para as linhas de transmissão com tensão mais elevada do que a de origem.
Assim, são as subestações de usinas hidráulicas, térmicas, eólicas, fotovoltaicas etc.
Subestação abaixadora
É  aquela  que  reduz  o  nível  de  tensão  gerado  por  uma  fonte  de  energia  elétrica  e  distribui  a  potência  associada  para  as  redes  de  distribuição  aéreas  e  subterrâneas  alimentando
subestações com menor nível de tensão.
É normalmente instalada na periferia dos centros urbanos com a finalidade de evitar que as linhas de transmissão de tensões elevadas sejam construídas no espaço urbano levando
transtornos à população e limitando o uso do solo. Normalmente, essas subestações são alimentadas por linhas de transmissão de 230 kV e 550 kV as quais estão conectadas às redes
de subtransmissão ou simplesmente de distribuição, denominação oficial dos Procedimentos de Rede, com tensões entre 69 kV e 138 kV.
Subestação de distribuição
É aquela destinada a reduzir o nível de tensão de forma a atender às necessidades das áreas de concessão de determinada região ou estado da Federação. Essas subestações normalmente
pertencem às empresas de distribuição de energia elétrica e aos consumidores de médio porte. Normalmente, são subestações do tipo aérea instaladas em poste de concreto armado ou
de ferro e são conectadas às redes de distribuição aéreas, ou do tipo padmounted, ou ainda do tipo subterrâneo, quando conectadas a redes subterrâneas. As tensões frequentes são 13,2
kV e 13,8 kV.
Figura 1.5
1.3.2.4
1.3.2.5
1.3.2.6
1.3.2.7
Subestação de extra­alta tensão de 500 kV.
Subestação de manobra
É aquela que se destina ao chaveamento de linhas de transmissão de 230 kV a 750 kV. Em geral, são subestações pertencentes à Rede Básica. Também existem subestações de manobra
que operam em sistemas de tensões de 138 kV, 88 kV ou 69 kV.
Subestação conversora
É uma subestação normalmente pertencente ao sistema de corrente contínua e que pode ser retificadora ou inversora.
Subestação industrial
É  aquela  que  é  suprida  por  um  ou mais  alimentadores  de  uma  rede  de  distribuição  pública  ou  por  uma  ou mais  linhas  de  subtransmissão  ou  transmissão,  reduzindo  a  tensão  de
alimentação a valores compatíveis com as tensões de utilização da indústria.
Subestação móvel
É aquela montada sobre um veículo motorizado ou não e tem por objetivo atender a situações emergenciais. Na sua grande maioria utiliza equipamentos compactos e é composta pelos
seguintes elementos:  (i) chave seccionadora  tripolar do  lado primário;  (ii) disjuntor no  lado primário;  (iii)  transformador de potência com capacidade nominal definida pela empresa
utilizadora para atender a maior demanda que o sistema vai requerer em situação emergencial; (iv) disjuntor no lado secundário; (v) chave seccionadora do lado secundário; (vi) painel
de  relés  de  proteção;  (vii)  chave  seccionadora  do  transformador  de  serviços  auxiliares;  e  (viii)  transformador  de  serviços  auxiliares. Outros  equipamentos  podem  ser  utilizados  em
função das necessidades de uso da subestação móvel.
Em geral, esse tipo de subestação é adquirido pelas empresas concessionárias de energia elétrica para usar em suas subestações fixas quando da perda do transformador de potência.
Pode ser utilizada também em eventos realizados em locais onde não há centros de transformação com capacidade necessária para atender à demanda esperada.
Existem subestações móveis em média e alta tensão, ou seja, (i) 13.800/380­220 V; (ii) 69/13,8 kV e (iii) 230/69 kV.
Essas subestações são quase sempre alimentadas pelo sistema de distribuição ou transmissão presente no local de utilização. Raramente, são alimentadas por geradores móveis.
Existem também empresas privadas que adquirem esse tipo de subestação para prestação de serviços tanto às concessionárias de serviço público como ao setor industrial.
As subestações móveis podem ser fabricadas do tipo aberto ou do tipo fechado (enclausurado). Esse último tipo de subestação, em geral, é transportado até o local de utilização e
instalado em uma base fixa de forma temporária.
1.3.3
1.3.3.1
1.3.3.2
1.3.4
1.3.4.1
1.3.4.2
1.3.4.3
1.3.4.4
•
•
•
•
Figura 1.6
a)
•
•
•
•
Forma de operação
Há três formas distintas de operação de uma subestação.
Subestações com operação presencial
São aquelas que exigem a presença constante de um operador, em geral, com revezamento por turno. Para pequenas subestações com tensões iguais ou superiores a 69 kV é necessário
apenas 1 (um) operador por turno. Para subestações mais complexas há exigência de 2 (dois) ou mais operadores. Esse tipo de subestação está aos poucos migrando para sistemas com
tecnologias mais avançadas e são denominadas subestações de operação assistida ou supervisionadas.
Subestações supervisionadas
São aquelas dotadas de um sistema supervisório digital que permite que se controle e supervisione a partirde locais remotos todos os pontos de importância operacional da subestação.
Para operar essas subestações não há necessidade da presença de um operador.
Essas  subestações  possuem  um  sistema  digital  capaz  de  acionar  equipamentos,  registrar  as  informações  de  corrente,  tensão,  potência  etc.,  em  tempo  real,  enviando  essas
informações ao Centro de Operação do Sistema que comanda, controla e supervisiona toda a subestação.
Além disso, as subestações possuem um sistema de câmeras com visão noturna  instalado em pontos estratégicos  (entradas, barramentos, casa do comando e controle) que estão
integradas ao sistema supervisório. São utilizados também sensores de presença do tipo térmico que enviam sinal de alarme de intrusão para o Centro de Operação do Sistema.
Funções das subestações
Em termos gerais, as subestações podem ser classificadas como a seguir.
Subestação central de transmissão
É aquela normalmente construída ao  lado das usinas produtoras de energia elétrica, cuja finalidade é elevar os níveis de  tensão fornecidos pelos geradores para  transmitir a potência
gerada aos grandes centros de consumo.
Subestação receptora de transmissão
É aquela construída próxima aos grandes blocos de carga e que está conectada, através de linhas de transmissão, à subestação central de transmissão ou a outra subestação receptora
intermediária.
Subestação de subtransmissão
É aquela construída, em geral, no centro de um grande bloco de carga, alimentada pela subestação receptora e de onde se originam os alimentadores de distribuição primários, suprindo
diretamente os transformadores de distribuição e/ou as subestações de consumidor.
Subestação de consumidor
É aquela construída em propriedade particular suprida através de alimentadores de distribuição primários, originados das subestações de subtransmissão e que suprem os pontos finais
de consumo. As subestações de consumidor podem ser do tipo industrial, quando implantada dentro de uma instalação industrial, comercial, quando implantada em empreendimentos
comerciais, tais como shopping center, edifícios para escritórios etc., e residencial, quando instaladas em edificações para uso de moradia.
A Figura 1.6 mostra, esquematicamente, a posição de cada tipo de subestação dentro do contexto de um sistema de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
As  concessionárias  de  serviço  público  de  energia  elétrica  geralmente  possuem  normas  próprias  que  disciplinam  a  construção  das  subestações  de  consumidor,  estabelecendo
critérios, condições gerais de projeto, proteção, aterramento etc. Todas as companhias concessionárias de distribuição de energia elétrica disponibilizam aos interessados as normas de
fornecimento em tensões primária e secundária que, no seu todo, está compatível com as normas brasileiras, notadamente as normas Instalações Elétricas de Baixa Tensão (NBR 5410)
e Instalações Elétricas de Alta Tensão (NBR 14039).
A escolha do número de subestações dentro de uma planta  industrial depende da  localização e concentração das cargas, bem como do fator econômico que envolve essa decisão,
cujas linhas de orientação são:
Quanto menor a capacidade da subestação, maior o custo por kVA.
Quanto maior o número de subestações unitárias, maior será o emprego de cabos de média tensão.
Desde que convenientemente localizadas, quanto maior o número de subestações unitárias, menor será o emprego de cabos de baixa tensão.
Quanto menor o número de subestações unitárias de capacidade elevada, menor será o emprego de cabos de média tensão e maior o uso de cabos de baixa tensão.
Funções das subestações inseridas em um sistema elétrico.
Como se pode observar, o projetista deve assumir um compromisso técnico­econômico que melhor favoreça tanto a qualidade da instalação como o custo resultante.
É comum o projetista receber do interessado a planta baixa com o arranjo físico das máquinas e com o espaço reservado para a subestação.
Um projeto de subestação deve conter os seguintes elementos:
Memorial descritivo
Visa a fornecer aos interessados (inclusive à concessionária que aprovará o projeto) os seguintes dados:
Finalidade do projeto.
Local onde vai ser construída a subestação.
Carga prevista e tipo de subestação (abrigada, ao tempo, blindada etc.).
Memorial de cálculo da demanda prevista.
•
•
1.3.5
1.3.5.1
Descrição sumária de todos os elementos de proteção utilizados, baseada no fluxo de carga e no cálculo do curto­circuito.
Características completas de todos os equipamentos utilizados.
No caso de empreendimentos fabris, o valor das cargas elétricas de uma indústria define a capacidade nominal da subestação que será adotada. Essa subestação pode ser localizada
em um único ponto da indústria ou ser distribuída em vários pontos normalmente próximos aos centros de carga. Como já comentamos, a legislação estabelece que a concessionária de
serviço público de eletricidade se obriga a suprir os seus consumidores em média tensão até uma demanda máxima contratada de 2500 kW. A partir desse valor, o suprimento deve ser
em alta tensão, ou seja, nas tensões de 69 kV, 88 kV, 138 kV ou 230 kV, de acordo com o sistema disponível no local do empreendimento, considerando ainda: (i) o valor da carga a ser
suprida e o cálculo econômico; (ii) o custo da rede de alimentação externa; (iii) o custo da subestação; e (iv) o valor da tarifa média da energia a ser consumida em cada uma das opções
mencionadas. No entanto, a concessionária poderá, a seu critério, suprir o consumidor em média tensão com demanda superior a 2500 kW, em função da disponibilidade do seu sistema
de distribuição.
As subestações de média tensão (15 kV) constituem a grande maioria das aplicações industriais. No entanto, com a utilização crescente de cargas que demandam grande consumo de
energia elétrica é necessário que sejam utilizadas subestações com maior capacidade nominal, sendo as de maior aplicação as subestações na tensão de 69 kV (utilizadas genericamente
na maioria das regiões brasileiras), na tensão de 88 kV (utilizadas em parte da região Sudeste) e na tensão de 230 kV (utilizadas genericamente em todas as regiões brasileiras).
Tipos construtivos
Os principais tipos construtivos das subestações são os seguintes.
Instalação abrigada
São aquelas cujos equipamentos são  instalados no  interior de uma edificação normalmente feita com estrutura de concreto armado. Tem seu aspecto construtivo visto na Figura  1.7.
Esse galpão contém uma subestação abrigada de 2 × 15 MVA – 69/13,8 kV construído em uma zona com elevada poluição salina.
Nesse  tipo  de  subestação  todos  os  equipamentos  de  alta  tensão  são  instalados  no  interior  de  uma  construção  que  pode  ser  totalmente  fechada  com  ventilação  ou  parcialmente
fechada. Em subestações sujeitas a altos índices de poluição, seja por concentração de contaminantes salinos (muito próximas ao litoral) ou contaminantes industriais, são normalmente
instaladas abrigadas. Apresentam um custo mais elevado. Não são raras subestações abrigadas em 69 kV ou 88 kV. Somente em casos muitos especiais são construídas subestações
abrigadas  em  230  kV. Nesse  nível  de  tensão,  em  geral,  quando  se  faz  necessária  a  instalação  de  uma  subestação  abrigada  utiliza­se  o  tipo  de  subestação  compacta Gas  Insulation
Switchgear (GIS), em que todos os equipamentos de alta  tensão, TCs, TPs, disjuntores e chaves seccionadoras, são instalados no interior de robustos cilindros metálicos, cheios do
gás SF6, sob pressão.
Figura 1.7
1.3.5.2
1.3.5.3
Subestação de 69/13,8 kV abrigada para dois transformadores e uma LT.
Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional
São aquelas cujos equipamentos devem ser próprios para instalação ao tempo, sujeitos à chuva e a outras intempéries. Seu aspecto construtivo é visto na Figura 1.8.
É o tipo mais comum e de menor custo. Nesse caso, são utilizados equipamentos convencionais de alta tensão, TCs, TPs, para­raios, disjuntores e chaves seccionadorasfabricadas
para operação ao tempo, sujeitos a intempéries. A grande maioria dos projetos de subestações de alta tensão, iguais e superiores a 69 kV, são de construção ao tempo.
Instalação ao tempo em barramentos isolados compactos
São  aquelas  construídas  ao  tempo  utilizando  equipamentos  convencionais  e  equipamentos  compactos,  porém  com  os  barramentos  cobertos  com  material  isolante  sem  blindagem
eletrostática. Dessa  forma,  podem­se  arranjar  os  barramentos  com distâncias  inferiores  aos  valores  necessários  quando  se  trata  de  subestações  constituídas  de  barramentos  rígidos.
Esse  tipo  de  subestação  permite  ser  construído  em  uma  área  com  dimensões  inferiores  às  dimensões  necessárias  à  construção  de  subestações  convencionais  ao  tempo.  Em  áreas
urbanas, em que o preço do terreno é muito elevado, pode ser conveniente optar por essa solução.
Figura 1.8
1.3.5.4
1.3.6
1.3.6.1
1.3.6.2
1.3.7
1.3.7.1
Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional.
Instalação blindada
São  as  subestações  cujos  equipamentos  de  potência  convencionais  estão  instalados  no  interior  de  cubículos  metálicos.  Dependendo  do  grau  de  proteção  do  cubículo,  podem  ser
instaladas  ao  tempo  ou  somente  em  ambientes  abrigados.  Têm  seu  aspecto  construtivo  visto  na Figura 1.9.  Esse  tipo  de  subestação  é  normalmente  empregado  em  locais  onde  há
restrição de área, ou para alimentação de uma carga elevada junto à qual se instala essa subestação. Nesse caso, deve­se adotar o grau de proteção contra penetração de objetos sólidos,
partículas ou penetração de água quando se tratar de subestação de instalação ao tempo.
Normalmente, as subestações blindadas são construídas para sistemas de média tensão até 34,5 kV.
Material das estruturas
As subestações de instalação ao tempo podem ser construídas utilizando diferentes tipos de estruturas.
Estrutura de concreto armado
A estrutura de concreto armado é utilizada normalmente nos projetos de subestações de construção ao tempo, em tensão igual ou superior a 13,8 kV, em que são utilizados postes duplo
T ou postes de concreto armado de seção retangular, normalmente construídos para aquela subestação em particular. É pouco o número de subestações construídas na faixa de tensão
entre  6,6  kV  e  46  kV,  ou  seja,  subestações  de  níveis  de  tensões  I  e  II,  utilizando  estruturas  de  concreto  armado.  Normalmente,  essas  subestações  são  de  instalação  abrigada  em
construções de alvenaria ou blindadas.
A Figura 1.10 mostra uma subestação de 230 kV de construção em estrutura de concreto armado.
Estrutura metálica
É utilizada em geral nos projetos de subestações de construção ao tempo, em tensão igual ou superior a 69 kV. Esse tipo de subestação normalmente tem seu custo superior ao custo
das subestações construídas com estruturas de concreto armado. A vantagem das subestações de estruturas metálicas é quanto à facilidade de deslocamento das mesmas para o local da
obra. Essas estruturas são montadas em pequenas seções quando comparadas com as estruturas de concreto armado, o que facilita o seu transporte para subestações em locais de difícil
acesso.
A Figura 1.11 mostra uma subestação de 230 kV de construção em estrutura metálica.
Meios de isolação
As subestações podem ser isoladas por diferentes meios isolantes.
Isolação a ar
São as subestações de maior uso devido ao seu baixo custo quando comparadas com outros tipos de subestações isoladas por outros meios isolantes. Essas subestações normalmente
ocupam espaços maiores do que os demais tipos de subestação. A Figura 1.11 mostra uma subestação de 230 kV com isolação a ar utilizando estruturas metálicas.
Figura 1.9
Figura 1.10
Subestação blindada – vista frontal externa e interna.
Subestação em estrutura de concreto armado – vista lateral.
Figura 1.11
1.3.7.2
1.3.7.3
Figura 1.12
1.3.7.4
Subestação em estrutura metálica (230 kV).
Conjunto de componentes compactos a SF6
Também denominado Compact Air Insulated Switchgear (CAIS), esse é o tipo de subestação muito compacta. A tecnologia é de domínio de somente alguns fabricantes. São utilizadas
apenas em  locais onde há séria  restrição de área,  tal como ocorre em centros comerciais urbanos muito densos, em que o custo do  terreno é muito elevado, ou a carga necessita de
elevado  grau  de  confiabilidade  e  continuidade  do  serviço.  A  área  ocupada  por  esse  tipo  de  subestação  é  de  aproximadamente  50 %  da  área  ocupada  por  uma  subestação  do  tipo
convencional, instalação ao tempo. A Figura 1.12 mostra um conjunto compacto onde estão integrados três transformadores de corrente, três transformadores de potencial, um disjuntor
de potência e duas chaves seccionadoras.
Isolação total a SF6
Também denominada Gas Insulation Switchgear  (GIS),  esse  é o  tipo de  subestação mais  compacta que atualmente  é  fabricada. A  tecnologia  é de domínio de poucos  fabricantes. É
utilizada  somente  em  locais  onde  o  espaço  para  construção  é  muito  restrito,  tal  como  ocorre  em  centros  comerciais  de  alta  concentração  de  carga,  em  que  o  custo  do  terreno  é
extremamente elevado, ou a carga necessita de elevadíssimo grau de confiabilidade e continuidade do serviço. A área ocupada por esse tipo de subestação é de aproximadamente 15 %
da área ocupada por uma subestação do tipo convencional, instalação ao tempo, e ocupa um volume de apenas 20 %.
Conjunto compacto isolado a SF6 (TCs­TPs­chave­disjuntor).
Nesse tipo de subestação todos os componentes de potência, incluindo os barramentos, estão instalados nos cilindros e compartimentos metálicos cheios do gás SF6, sob pressão,
constituindo­se um bloco metálico muito compacto. Essas subestações são normalmente instaladas abrigadas.
Isolação híbrida
É o tipo de subestação que agrega a  tecnologia das subestações de isolação a ar e a  tecnologia das subestações isoladas a SF6. A tecnologia relativa à seção de SF6 é de domínio de
poucos fabricantes. Já a tecnologia da seção de isolação a ar é de conhecimento geral. É utilizada somente em locais onde há alguma restrição de espaço, ou a carga necessita de um
razoável  grau  de  confiabilidade  e  continuidade  do  serviço.  A  área  ocupada  por  esse  tipo  de  subestação  é  de  aproximadamente  65 %  da  área  ocupada  por  uma  subestação  do  tipo
convencional, instalação ao tempo.
2.1
2.2
•
–
–
•
2.2.1
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
2.2.2
INTRODUÇÃO
As subestações são dotadas de barramentos nos quais são conectados tanto os circuitos alimentadores como os circuitos de distribuição, incluindo­se os transformadores de potência,
banco de capacitores etc.
A  configuração  do  barramento  de  uma  subestação  influi  significativamente  no  custo  do  empreendimento,  na  flexibilidade  de  recursos  operacionais,  na  perda  de  carga  durante  a
manutenção da subestação etc.
As  concessionárias  de  serviços  públicos  de  eletricidade  normalmente  adotam  padrões  de  estruturas,  denominados  bays  ou  vãos,  que  podem  ser  definidos  como  a  parte  da
subestação,  correspondente  a  uma  entrada  (vão  de  entrada  de  linha)  ou  à  saída  de  linha  (vão  de  saída  de  linha),  a  um  transformador  (vão  de  transformador)  ou  a  um  equipamento
qualquer utilizado na subestação, como, por exemplo, banco de capacitores, banco de reguladores etc.
TIPOS DE ARRANJO DE BARRAMENTO
Existem vários  tipos de arranjo de barramentos primários e secundários como a seguir analisados. Cada um desses arranjos deverá ser selecionado em função das características da
carga, do nível de confiabilidade e continuidade desejado, do nível de flexibilidade de manobra e recomposição da subestação.
De forma geral, os barramentos podem ser classificados como:
Barramentos de condutores nus
Condutores flexíveis: devido às oscilações decorrentes do vento e dos esforços eletromecânicos associados, necessitam de distâncias maiores entre fases e entrefase e terra.
Condutores rígidos: não oferecem os inconvenientes técnicos dos condutores flexíveis.
Barramentos de condutores isolados
Normalmente são fabricados com condutores rígidos. Seu uso é restrito, em virtude de seu custo ser mais elevado.
A seguir será feita uma análise dos vários arranjos de barramento que podem ser utilizados em projeto de subestações.
Barramento simples no secundário e/ou no primário
Esse  tipo de barramento é empregado praticamente em  todas as  subestações de níveis de  tensões  I  e  II, ou  seja, de 2,3 a 46 kV. Pode  também ser aplicado  tanto no barramento de
tensão superior como no barramento de tensão inferior. Quando utilizado no barramento de tensão inferior com mais de um transformador de potência permite colocar em operação em
paralelo esses  transformadores. Nesse caso,  é preciso atentar para o  fato de que a corrente de curto­circuito deve aumentar consideravelmente a cada  transformador que é posto em
paralelo, podendo inviabilizar o projeto por não ser possível encontrar no mercado os equipamentos com capacidade de interrupção adequada ao nível de curto­circuito resultante. Essa
configuração, barramento simples, está mostrada na Figura 2.1.
Vantagens
Baixo nível de investimento.
Operação extremamente simples.
Desvantagens
Defeito no barramento ou no disjuntor geral obriga o desligamento da subestação.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários desliga a carga correspondente.
Trabalhos de manutenção e ampliação no barramento implicam o desligamento da subestação.
Trabalhos de manutenção no disjuntor geral ou chave seccionadora implicam o desligamento da subestação.
Trabalhos em qualquer disjuntor ou chave seccionadora dos circuitos secundários implicam o desligamento das cargas correspondentes.
Aplicação
Alimentação de cargas que podem sofrer interrupções de tensão demoradas, sem custos sociais e financeiros relevantes.
Barramento principal e de transferência
Esse tipo de arranjo pode ser aplicado tanto no barramento de tensão inferior [Figura 2.2(a)] como no barramento de tensão superior [Figura 2.2(b)].
Figura 2.1
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
•
–
2.2.3
Barramento simples.
Quando  utilizado  no  nível  de  tensão  inferior  se  ganha muito  com  a  flexibilidade  operativa  da  carga,  de  acordo  com  a Figura 2.2(a),  podendo­se  ter,  entre  outras,  as  seguintes
configurações:
Posição normal de operação
Chaves abertas: (C), (C1), (F)... (F4).
Chaves fechadas: (A), (A1), (B), (B1), (D)... (D4), (E)... (E4).
Perda do transformador (1)
Admite­se que o transformador (2) suportará toda a carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (F)... (F4).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (D1)... (D4), (E1)... (E4).
Manutenção ou defeito no disjuntor associado uma das chaves (D) e (E)
Chaves abertas: (D), (E), (C), (C1).
Chaves fechadas: (G), (H), (F), (D1)... (D4), (E1)... (E4). Observar que o disjuntor de transferência substitui o disjuntor associado às chaves (D) e (E) que estão abertas.
Vantagens
Aumento da continuidade do fornecimento.
Médio nível de investimento.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe apenas momentaneamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído sem interrupção do fornecimento.
Desvantagens
Defeito no barramento principal obriga o desligamento da subestação.
Aplicação
Alimentação de indústrias de médio e grande portes.
Deixa­se para o leitor descobrir as configurações possíveis do barramento de tensão superior.
Barramento simples seccionado
Esse sistema é  indicado para a condição de não se desejar a operação contínua em paralelo de dois ou mais  transformadores e quando  também não for desejável por em paralelo os
alimentadores de alta tensão, conforme mostramos na Figura 2.3.
Poderemos ter, entre outros, as seguintes configurações:
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
–
•
–
Operação normal
Chaves abertas: (E), (F).
Chaves fechadas: todas as demais.
Operação com a perda do alimentador (1)
Supõe­se que o alimentador e o transformador (2) possam atender a toda carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (D).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (C1), (D1) e as demais chaves, excluídas as chaves definidas como abertas.
Operação em paralelo dos transformadores
Chaves abertas: nenhuma.
Chaves fechadas: todas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento regular.
Baixo nível de investimento.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário ou de média tensão.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada.
Capacidade de transferência da carga de uma barra para outra com a perda de uma das fontes de tensão, desde que cada fonte tenha capacidade para suprimento de toda a carga.
Alternativa de operar ou não com os dois transformadores em paralelo.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído com interrupção do fornecimento somente da carga associada.
A perda de um barramento afeta somente as cargas a ele conectadas.
Desvantagens
Perda da metade da carga da subestação quando ocorrer um defeito em qualquer um dos barramentos.
Figura 2.2 (a) Barramento principal e de transferência: somente no secundário.
Figura 2.2 (b) Barramento principal e de transferência: no primário e no secundário.
Figura 2.3
•
–
2.2.4
Barramento simples seccionado.
Aplicação
Alimentação de cargas cujos transformadores não devam ser postos a operar em paralelo e quando não se deseja também colocar em paralelo os alimentadores de alta tensão,
através dos secundários dos transformadores de potência.
Barramento simples com geração auxiliar
Esse sistema é indicado quando se necessita operar uma usina de geração termelétrica para funcionamento em emergência, na ponta de carga ou no controle da demanda por injeção de
geração. Esse arranjo está mostrado na Figura 2.4.
Figura 2.4
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
Duplo barramento simples com geração auxiliar.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (C), (D), (G), (H).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F) e demais chaves.
Operação em emergência ou na ponta de carga
Chaves abertas: (E), (F).
Chaves fechadas: (A), (B), (C), (D), (G), (H) e demais chaves, excluídas as chaves anteriores.
Operação em paralelo entre o sistema principal e gerador auxiliar
Pode ser utilizada para cortar os picos de demanda e evitar acréscimo na fatura mensal.
Chaves abertas: nenhuma.
Chaves fechadas: todas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Custo de investimento baixo, excluindo a aquisição da central de geração.
Facilidade operacional de manobra no circuito secundário.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe somente a carga associada.
Capacidade de transferência da carga de uma barra para outra com a perda de uma das fontes de energia, desde que a fonte de geração auxiliar tenha capacidade para suprimento
de toda a carga.
–
–
•
–
–
•
–
2.2.5
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.6
•
–
–
•
–
–
•
–
–
Alternativa de operar na ponta, em situação de emergência com a perda da fonte principal ou ainda poder controlar a demanda máxima para fins tarifários, injetando a geração
auxiliar.
A perda de um barramento afeta somente as cargas a ele conectadas.
Desvantagens
Perda da carga da subestação associada ao barramento em que ocorrer um defeito.
Qualquer equipamento conectado ao barramento ao ser retirado e substituído forçará a interrupção do fornecimento somente das cargas associadas ao barramento que deve ser
desligado.
Aplicação
Nas indústrias e grandes consumidores comerciais que necessitam de geração auxiliar, como garantia de continuidade de fornecimento de energia elétrica.
Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves
É um arranjo que envolve poucos disjuntores e muitas chaves seccionadoras e possibilita vários arranjos quando da perda de disjuntores de carga.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações, de conformidadecom a Figura 2.5:
Operação normal
Chaves abertas: (C), (D), (H), (J), (L).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (I), (K), (M) e as chaves associadas aos disjuntores de carga.
Operação com a perda do barramento (1)
Chaves abertas: (C), (D), (H), (J), (L), (F), (G).
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (I), (K), (M) mantendo fechadas as chaves dos disjuntores de carga.
Operação com perda do disjuntor de média tensão, associado às chaves (A) e (B)
Neste caso, o disjuntor de transferência substitui o disjuntor geral de média tensão associado às chaves (A) e (B).
Chaves abertas: (A), (B), (H), (J), (L).
Chaves fechadas: (C), (D), (G), (F), (I), (K), (M) mantendo fechadas as chaves dos disjuntores de carga.
Vantagens
Boa continuidade de fornecimento.
Investimento moderadamente baixo.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Qualquer um dos barramentos pode ser retirado de operação para manutenção, sem afetar a carga.
A perda de um barramento não afeta a carga a ele conectada, já que pode ser transferida para o outro barramento.
O disjuntor de transferência pode substituir o disjuntor geral de média tensão.
Desvantagens
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe a carga associada.
Elevada exposição a falhas no barramento, em função da grande quantidade de chaves.
Aplicação
Nas indústrias que necessitam de um bom grau de continuidade e confiabilidade de fornecimento em média tensão.
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves
Esse arranjo é um dos mais utilizados em subestações de 230 kV, notadamente naquelas que são conectadas à Rede Básica. O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) estabelece,
para qualquer consumidor, ou gerador de 230 kV, que seja adotado esse arranjo na configuração final do projeto, flexibilizando, na sua implantação, a ausência de alguns equipamentos,
tais como chaves e disjuntores.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações, conforme Figura 2.6:
Operação normal
Chaves abertas: (E), (F), (C), (D), (G), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (H), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Operação com a perda do barramento (1)
Chaves abertas: (B), (B1), (C), (C1), (E), (F), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (D), (G), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de alta tensão da linha de transmissão (1)
Chaves abertas: (A), (B), (D), (G), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (C), (F), (E), (H), (J) e as chaves numericamente correspondentes.
Figura 2.5 Barramento duplo, 1 disjuntor a 2 chaves.
Figura 2.6
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 1 disjuntor a 4 chaves.
Perda do disjuntor associado a uma das chaves (H), (J)
Chaves abertas: (C), (D), (G), (H), (J) e as demais chaves permanecem na posição normal.
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F), (I) e as demais chaves permanecem na posição normal.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem a interrupção do fornecimento da carga associada.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Maior exposição a falhas devido à grande quantidade de chaves e conexões.
Investimento elevado.
Aplicação
Nas indústrias e nas unidades de geração de grande porte que necessitam de alto grau de continuidade e confiabilidade de fornecimento.
2.2.7
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.8
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
•
–
•
–
2.2.9
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves
O  arranjo  do  barramento  duplo,  1  disjuntor  a  5  chaves  pode  ser  aplicado  tanto  para  o  lado  de  alta  tensão  como  para  o  lado  de  média  tensão.  Esse  é  um  dos  arranjos  de  maior
confiabilidade e continuidade e é utilizado em subestações de grande porte em tensão igual ou superior a 230 kV.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações, conforme está indicado na Figura 2.7:
Operação normal
Chaves abertas: todas as chaves excluindo­se aquelas que se seguem.
Chaves fechadas: (A), (B), (D), (G), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (B), (E), (G), (J), (C1), (D1), (G1), (J1) e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (C), (D), (M), (N), (F), (H), (I), (A1), (B1), (E1), (F1), (H1), (I1) e as chaves numericamente correspondentes. Neste caso o disjuntor associado às chaves
(M), (N) substituirá o disjuntor de média tensão do transformador (1).
Perda do barramento (1)
Chaves abertas: (C), (D), (M), (N), (G), (J), e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (E), (F), (H), (I) e as chaves numericamente correspondentes.
Vantagens
Continuidade do fornecimento muito elevada.
A seleção do barramento pode ser feita sob condição de carga.
Defeito em qualquer disjuntor dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
A perda do barramento (1) não afeta o fornecimento à carga.
A perda do barramento (2) não afeta o fornecimento à carga.
Qualquer barramento pode ser utilizado como barramento de transferência.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem a interrupção do fornecimento da carga associada.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Maior exposição a falhas em razão da grande quantidade de chaves e conexões.
Investimento muito elevado.
Aplicação
Nos sistemas de suprimento altamente interconectados.
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves
O arranjo do barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves, mostrado na Figura 2.8, pode ser aplicado também para o lado de alta tensão. Esse é um arranjo de grande confiabilidade e
continuidade e é utilizado em subestações em tensão de 69 a 230 kV.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: todas as chaves excluindo­se aquelas que se seguem.
Chaves fechadas: (A), (B), (D), (E) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador
Chaves abertas: (A), (B), (D), (E) e as chaves numericamente sequenciadas.
Chaves fechadas: (H), (I), (G), (F) e as chaves numericamente sequenciadas.
Vantagens
Continuidade do fornecimento aumentada.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Investimento elevado.
Aplicação
Nas indústrias e unidades de geração de grande porte e na alimentação de subestações de centros urbanos de grande importância.
Barramento duplo e disjuntor e meio
O arranjo de barramento duplo e disjuntor e meio, mostrado na Figura 2.9, pode ser aplicado tanto para o lado de alta tensão como para o lado de média tensão. Esse é um dos arranjos
de maior confiabilidade, continuidade e flexibilidade e é utilizado em subestações de grande porte em tensão superior a 230 kV.
Figura 2.7
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 1 disjuntor a 5 chaves.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações:
Operação normal
Chaves abertas: (G) e (H), e as chaves numericamente correspondentes.
Chaves fechadas: (A), (B), (C), (D), (E), (F) e as chaves numericamente correspondentes.
Perda do disjuntor de média tensão do transformador (1)
Supõe­se, neste caso, que o transformador (2) possa atender a todas as cargas (1a opção).
Chaves abertas: (A) e (B).
Chaves fechadas: (A1), (B1), (C3), (D3), (E3), (F3) e as chaves numericamente sequenciadas.
VantagensContinuidade e confiabilidade do fornecimento muito elevadas.
Facilidade operacional de transferência de circuitos de um barramento para o outro.
Curto tempo de recomposição do sistema após uma falha.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave dos circuitos secundários interrompe temporariamente a carga associada.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento.
Qualquer barramento pode ser retirado de serviço para manutenção, sem interrupção da carga.
A perda de um barramento não afeta as cargas a ele conectadas, já que podem ser transferidas para o outro barramento.
Desvantagens
Investimento muitíssimo elevado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas subestações de grande porte alimentando cargas de alta relevância.
Figura 2.8
2.2.10
•
–
–
•
–
Barramento duplo, 2 disjuntores a 4 chaves.
Barramento em anel seccionado
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.10.
Podemos ter, entre outras, as seguintes situações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do disjuntor de tensão inferior do transformador (1)
Chaves abertas: (A) e (C).
Figura 2.9 Barramento duplo disjuntor e meio.
Figura 2.10
–
•
–
–
•
–
–
–
–
–
•
–
–
•
–
2.2.11
Barramento em anel seccionado.
Chaves  fechadas:  (B)  e  todas  as  demais,  excluindo­se  as  chaves  abertas  anteriormente;  o  disjuntor  de  tensão  inferior  do  transformador  (1)  será  substituído  pelo  disjuntor
associado às chaves (D), (E).
Perda do transformador (1)
Chaves abertas: (A) e (C).
Chaves  fechadas:  todas  as  demais  chaves  estarão  fechadas,  excluindo­se  as  chaves  abertas  anteriormente.  Supõe­se,  neste  caso,  que  o  transformador  (2)  tenha  capacidade
suficiente para atender a carga.
Vantagens
Médio nível de investimento.
Cada circuito secundário é alimentado mediante dois disjuntores.
Facilidade de manutenção dos disjuntores.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave do anel não interrompe o fornecimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, com interrupção do fornecimento somente da carga associada ao referido equipamento.
Desvantagens
A falha em qualquer disjuntor instalado no anel transforma o mesmo em barramento simples seccionado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas usinas de geração de energia de grande porte.
Barramento em anel contínuo
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.11.
Figura 2.11
•
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
•
–
2.2.12
•
–
–
•
Barramento em anel contínuo.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1), (D), (D1), (D2).
Chaves fechadas: (A), (A1), (C), (C1), (E), (F) e as demais chaves numericamente correspondentes.
Perda do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (B), (B1), (C), (D), (D1), (D2).
Chaves fechadas: (A1), (C1) e todas as demais, exceto as citadas anteriormente.
Vantagens
Médio­baixo investimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento, exceto os disjuntores e chaves dos circuitos secundários.
Desvantagens
Cada circuito secundário é alimentado através de somente um disjuntor, sem alternativa de alimentação por outro disjuntor.
A falha em qualquer ponto do barramento interrompe todas as cargas conectadas.
Simplicidade operacional no esquema de proteção.
Aplicação
Nas instalações industriais e de geração de médio porte.
Barramento em anel modificado
Esse arranjo está mostrado na Figura 2.12.
Podemos ter, entre outras, as seguintes configurações:
Operação normal
Chaves abertas: (B), (B1), (E4), (D4).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do transformador (1)
–
–
•
–
–
•
–
–
•
–
–
–
–
•
–
–
–
–
•
–
2.3
2.3.1
2.3.2
Neste caso, supõe­se que o transformador (2) tenha capacidade nominal para atender à totalidade da carga.
Chaves abertas: (A), (B), (C), (B1), (E4) e (D4)
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do barramento entre as chaves (D1), (D3)
Chaves abertas: (E1), (D1), (E2), (D2), (E3), (D3), (B), (B1).
Chaves fechadas: todas as demais chaves estão fechadas.
Perda do disjuntor de tensão inferior do transformador (1)
Chaves abertas: (A), (C), (E), (D), (E1), (D1).
Chaves fechadas: (B), (E4), (D4), cujo disjuntor associado substitui o disjuntor de tensão inferior do transformador; todas as demais chaves estão fechadas.
Vantagens
Cada circuito secundário é alimentado por dois disjuntores.
Facilidade de manutenção dos disjuntores, exceto dos disjuntores dos circuitos secundários.
Defeito em qualquer disjuntor ou chave do anel não interrompe o fornecimento.
Qualquer equipamento pode ser retirado e substituído, sem interrupção do fornecimento, exceto os disjuntores de carga.
Desvantagens
Alto nível de investimento.
A falha em qualquer disjuntor do anel transforma o mesmo em barramento simples seccionado.
Complexidade operacional no esquema de proteção.
Dependendo da posição da falha, é necessário manobrar até três disjuntores para ilhar o ponto de defeito.
Aplicação
Nas usinas de geração de energia de grande porte.
DIMENSIONAMENTO DE BARRAMENTO DE SUBESTAÇÕES
Entende­se por barramento de uma subestação um conjunto de condutores de cobre ou alumínio ao qual se conectam tanto os circuitos de entrada injetando potência na subestação como
os circuitos que escoam essa potência no sentido da carga, de conformidade com o que vimos na Seção 2.2.
Os barramentos podem ser classificados como a seguir.
Barramentos flexíveis
São constituídos de cabos, normalmente de alumínio, com capacidade definida pela corrente nominal do circuito, pela transferência de calor, pelos esforços mecânicos de tração etc.
Os barramentos flexíveis são normalmente utilizados em sistema de potência, subestações com tensão igual ou inferior a 230 kV, e são constituídos de cabo de alumínio­liga (CAL)
e cabos de alumínio sem alma de aço, ou seja, CA. O cabo CA tem a vantagem de possuir maior capacidade de corrente e são menos pesados do que o equivalente em capacidade de
corrente ao cabo CAA (cabo de alumínio com alma de aço, normalmente utilizado em linhas de transmissão). Podem ser utilizados também cabos de cobre ou ainda o cabo de alumínio­
liga.
Barramentos rígidos nus
São constituídos de barras retangulares de cobre, normalmente utilizadas em cubículos de baixa e média tensões, de barras circulares de cobre, normalmente utilizadas em barramento
de subestações de média tensão, e de tubos de alumínio, normalmente utilizados em subestações de alta tensão.
A capacidade de corrente dos barramentos  rígidos depende se os mesmos são pintados ou nus. Quando pintados, os barramentos são capazes de conduzir corrente superior à do
mesmo barramento sem pintura. Os barramentos são pintados quando operam em áreas cobertas. Quando instalados ao tempo os barramentos são instalados sem pintura. Isso se deve
ao fato de que os barramentos pintados instalados ao tempo vão perdendo a sua capacidade de corrente em razão da ação do tempo que os torna mais escuros; portanto, armazenam mais
energia calorífica decorrente dos raios solares incidentes.
Figura 2.12
2.3.3
2.3.4
2.3.4.1
Barramento em anel modificado.
Barramentos rígidos isolados
Os barramentos rígidos isolados são constituídos de barras circulares, normalmente de cobre, com nível de isolação adequado às necessidades do projeto, o qual, para atender a várias
situações a serem solucionadas por barramentos convencionais ou pela utilização de cabos isolados, seria extremamente complicado e oneroso.
Vejamos a aplicação de barramentos rígidos isolados na sala de comando da Figura 2.13, em que houve necessidade de interligação entre os barramentos dos quadros de comando
instalados frente a frente em lados opostos do ambiente. Outra aplicação desse tipo de barramento pode ser visto na Figura 2.14, no qual é conduzida uma elevada corrente de carga
entre dois diferentes pontos de uma subestação de construção ao tempo, de forma a não interferirna mesma.
Uma das principais funções dos barramentos rígidos isolados é permitir a redução das distâncias entre fases. Também podem ser utilizados em ambientes fechados e abertos pelos
quais podem circular somente pessoas autorizadas.
Esse tipo de barramento é aplicado em situações especiais ou quando a sua utilização simplifica o projeto de forma a torná­lo econômico.
Dimensionamento dos barramentos
Antes de iniciarmos os cálculos para determinação da seção dos barramentos devemos conhecer seus principais tipos, suas características mecânicas bem como a natureza dos materiais
de que são constituídos.
Tipos de barramentos e suas seções transversais
Podem  ser  caracterizados  inicialmente  pelo  formato  de  suas  seções  transversais.  Independentemente  do  formato,  esses  barramentos  podem  ser  fabricados  tanto  em  cobre  como  em
alumínio,  sendo  este  último  o  mais  empregado  nas  subestações  iguais  e  superiores  a  69  kV.  Para  subestações  ditas  de  distribuição  empregadas  em  indústrias,  grandes  unidades
comerciais e até residenciais é mais comum o uso de barramentos em cobre.
Figura 2.13
2.3.4.1.1
2.3.4.1.2
Figura 2.14
2.3.4.1.3
Barramento isolado: instalação interna.
Seção transversal de um perfil circular maciço e de cabos condutores
Também conhecida como barras circulares, a seção transversal em mm2 pode ser dada pela Equação (2.1).
Sb – seção do barramento, em mm2;
Db – diâmetro do perfil circular, em mm.
Seção de um perfil retangular maciço
Também conhecida como barras chatas, a seção transversal em mm2 pode ser dada pela Equação (2.2).
Sb– seção do barramento, em mm2;
B – base da barra chata, em mm;
H – altura da barra chata, em mm.
Barramento isolado: instalação ao tempo.
Seção de um perfil tubular
Tratando­se de um barramento em perfil tubular de cobre ou alumínio, a seção em mm2 pode ser dada pela Equação (2.3).
Deb – diâmetro externo do condutor do barramento, em mm;
Dib – diâmetro interno do condutor do barramento, em mm.
Para outros perfis, o leitor deve procurar literatura específica para determinar a seção transversal do barramento.
Para facilitar o dimensionamento dos barramentos apresentamos as tabelas de capacidade de corrente e outros dados complementares de cabos, barras e tubos circulares. A Tabela
2.1 mostra  as  características  das  barras  tubulares  de  cobre,  empregadas  principalmente  em  subestações  construídas  em  áreas  extremamente  poluentes,  como  determinados  distritos
industriais, ou próximas à orla marítima. Já a Tabela 2.2 mostra as características das barras  retangulares de alumínio que são as mais utilizadas em barramentos de subestações de
potência de grande porte em tensões iguais ou superiores a 69 kV.
Nos  projetos  de  subestação  abrigada  é  comum  a  aplicação  das  barras  de  seção  tubular  de  alumínio,  cujas  características  são  mostradas  na  Tabela  2.3.  Já  nas  subestações  de
construção ao tempo nas  tensões 69 a 230 kV é mais comum o uso do cabo alumínio­liga (Norma ASTM B399M), denominado cabo CAL, cujas características  técnicas podem ser
Tabela 2.1
conhecidas na Tabela 2.7. Minoritariamente, os cabos de alumínio CA e CAA (cabos de alumínio com alma de aço) são utilizados nas subestações construídas ao tempo e localizadas
longe  de  áreas  poluentes.  Suas  características  técnicas  podem  ser  tomadas,  respectivamente,  nas Tabelas 2.4 e 2.5. Os  cabos  de  cobre  têm  aplicação  residual  como  barramentos  de
subestações ao tempo e somente são aplicados em áreas de elevada poluição. Suas características técnicas estão mostradas na Tabela 2.6.
Capacidade de corrente para barras tubulares de cobre
Barras tubulares de cobre
Diâmetro externo Espessura da parede Seção Peso Resistência Reatância Capacidade decorrente permanente
mm mm mm2 kg/m mOhm/m mOhm/m
Barra pintada Barra nua
A A
20
2 113 1,01 0,1933 0,2267 384 329
3 160 1,43 0,1365 0,2136 457 392
4 201 1,79 0,1086 0,2050 512 438
5 236 2,10 0,9257 0,1990 554 475
6 264 2,35 0,0827 0,1947 591 506
32
2 188 1,68 0,1162 0,2075 602 508
3 273 2,44 0,0800 0,1935 725 611
4 352 3,14 0,0620 0,1839 821 693
5 424 3,78 0,0515 0,1769 900 760
6 490 4,37 0,0455 0,1714 973 821
40
2 239 2,13 0,0914 0,1985 744 624
3 349 3,11 0,0625 0,1842 899 753
4 452 4,04 0,0483 0,1745 1020 857
5 550 4,90 0,0397 0,1671 1130 944
6 641 5,72 0,0340 0,1613 1220 1020
50
3 443 3,95 0,0493 0,1752 1120 928
4 578 5,16 0,0377 0,1652 1270 1060
5 707 6,31 0,0309 0,1576 1410 1170
6 829 7,40 0,0263 0,1516 1530 1270
8 1060 9,42 0,0206 0,1423 1700 1420
63
3 565 5,04 0,0386 0,1661 1390 1150
4 741 6,61 0,0294 0,1558 1590 1320
5 911 8,13 0,0239 0,1480 1760 1460
6 1070 9,58 0,0204 0,1420 1920 1590
8 1380 12,30 0,0158 0,1324 2150 1780
80
3 726 6,47 0,0300 0,1566 1750 1440
4 955 8,52 0,0280 0,1463 2010 1650
5 1180 10,50 0,0185 0,1383 2230 1820
6 1400 12,40 0,0156 0,1318 2430 1990
8 1810 16,10 0,0120 0,1222 2730 2240
100
3 914 8,15 0,0239 0,1479 2170 1770
4 1210 10,80 0,0180 0,1373 2490 2030
5 1490 13,30 0,0146 0,1295 2760 2250
Tabela 2.2
6 1770 15,80 0,0123 0,1230 3020 2460
8 2310 20,60 0,0094 0,1130 3410 2780
120
4 1460 13,00 0,0149 0,1303 2970 2400
5 1810 16,10 0,0120 0,1222 3300 2670
6 2150 19,20 0,0101 0,1157 3610 2930
8 2820 25,10 0,0077 0,1054 4070 3300
10 3460 30,80 0,0063 0,0977 4400 3560
160
4 1960 17,50 0,0011 0,1192 3910 3510
5 2440 21,70 0,0089 0,1109 4350 3500
6 2900 25,90 0,0075 0,1044 4770 3840
8 3820 34,10 0,0057 0,0940 5400 4340
10 4710 42,00 0,0046 0,0861 5830 4690
200
5 3060 27,30 0,0071 0,1024 5440 4350
6 3660 32,60 0,0059 0,0956 5920 4730
8 4830 43,00 0,0045 0,0852 6700 5360
10 5970 53,20 0,0036 0,0772 7250 5800
12 7090 63,20 0,0030 0,0707 7610 6080
250
5 3850 34,30 0,0056 0,0937 6740 5360
6 4600 41,00 0,0047 0,0870 7350 5830
8 6080 54,30 0,0035 0,0765 8330 6610
10 7540 67,30 0,0028 0,0684 9010 7160
12 8970 80,00 0,0024 0,0618 9470 7520
Condições de instalação:
Temperatura da barra: 65 °C
Temperatura ambiente: 35 °C
Distâncias entre as barras: 7,5 cm
Distâncias entre os centros de fases: igual ou superior a 2,5 vezes o diâmetro externo.
Capacidade de corrente para barras retangulares de alumínio
Barras retangulares de alumínio no interior de painéis
Largura Espessura Seção Peso Resistência Reatância Capacidade de corrente permanente (A)
mm mm mm2 kg/m mOhm/m mOhm/m
Barra pintada Barra nua
Número de barras por fase
1 2 3 1 2 3
12 2 23,5 0,0633 1,4777 0,2859 97 160 178 84 142 168
15
2 29,5 0,0795 1,1771 0,2774 118 190 204 100 166 193
3 44,5 0,1200 0,7803 0,2619 148 252 300 126 222 283
20
2 39,5 0,1070 0,8791 0,2664 150 240 245 127 206 232
3 59,5 0,1610 0,5836 0,2509 188 312 357 159 272 337
5 99,1 0,2680 0,3504 0,2317 254 446 570 214 392 537
10 199,0 0,5380 0,1745 0,2054 393 730 1060 331 643 942
Tabela 2.3
25
3 74,5 0,2010 0,4661 0,2424 228 372 412 190 322 390
5 124,0 0,3350 0,2800 0,2232 305 526 656 255 460 619
30
3 89,5 0,2420 0,3880 0,2355 267 432 465 222 372 441
5 149,0 0,4030 0,2331 0,2163 356 606 739 295 526 699
10 299,0 0,8080 0,1161 0,1900 536 956 1340 445 832 1200
40
3 119,0 0,3230 0,2918 0,2248 346 550 569 285 470 540
5 199,0 0,5380 0,1745 0,2054 456 762 898 376 658 851
10 399,0 1,0800 0,0870 0,1792 677 1180 1650 557 1030 1460
50
5 249,0 0,6730 0,1395 0,1969 566 916 1050 455 786 995
10 499,0 1,3500 0,0696 0,1707 815 1400 1940 667 1210 1710
60
5 299,0 0,8080 0,1161 0,1900 655 1070 1190 533 910 1130
10 599,0 1,6200 0,0580 0,1639 951 1610 2200 774 1390 1940
80
5 399,0 1,0800 0,0870 0,1792 851 1360 1460 688 1150 1400
10 799,0 2,1600 0,0435 0,1530 1220 2000 2660 983 1720 2380
100
5 499,0 1,3500 0,0696 0,1707 1050 1650 1730 846 1390 1660
10 999,0 2,700 0,0348 0,1446 1480 2390 3110 1190 2050 2790
15 1500,0 4,0400 0,0232 0,1292 1800 2910 3730 1450 2500 3220
120
10 1200,0 3,2400 0,0289 0,1377 1730 2750 3540 1390 2360 3200
15 1800,0 4,8600 0,0193 0,1224 2090 3320 4240 1680 2850 3650
160
10 1600,0 4,3200 0,0217 0,1268 2220 3470 4390 1780