CTEEP - Principais Equipamentos e Sistemas das SEs - 07 03 14

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TREINAMENTO TÉCNICO BÁSICO DE OPERAÇÃO DE 
SUBESTAÇÕES 
 
Principais Equipamentos e Sistemas das Subestações 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Principais Equipamentos e Sistemas das Subestações 
 
Treinamento 2014 2/33 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
 
1. EQUIPAMENTOS .................................................................................................................................................... 3 
1.1. DISJUNTORES ....................................................................................................................................................... 3 
1.2. SECCIONADORES .................................................................................................................................................. 6 
1.3. TRANSFORMADORES ............................................................................................................................................ 7 
1.3.1. TAPES ................................................................................................................................................................ 11 
1.3.2. RESFRIAMENTO DE TRANSFORMADORES ............................................................................................................. 12 
1.4. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS ............................................................................................................. 13 
1.4.1. TRANSFORMADORES DE CORRENTE .................................................................................................................... 13 
1.4.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ................................................................................................................... 14 
1.5. REATORES ......................................................................................................................................................... 15 
1.6. COMPENSADORES SÍNCRONOS ............................................................................................................................ 16 
1.7. BANCO DE CAPACITORES .................................................................................................................................... 17 
1.8. PARA-RAIOS ....................................................................................................................................................... 18 
1.9. BOBINAS DE BLOQUEIO ....................................................................................................................................... 19 
1.10. SERVIÇOS AUXILIARES ........................................................................................................................................ 19 
1.10.1. SERVIÇOS AUXILIARES DE CORRENTE CONTÍNUA ................................................................................................. 21 
1.10.2. SERVIÇOS AUXILIARES EM CORRENTE ALTERNADA .............................................................................................. 24 
1.10.3. REQUISITOS DOS PROCEDIMENTOS DE REDE ........................................................................................................ 26 
1.11. SISTEMA DE AR COMPRIMIDO .............................................................................................................................. 27 
1.12. FUSÍVEIS ............................................................................................................................................................ 29 
 
 
 
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1. EQUIPAMENTOS 
 
1.1. Disjuntores 
 
O disjuntor tem por função interromper a circulação de corrente no sistema, seja em condições normais ou 
anormais de operação. Entre as condições normais estão as operações rotineiras de manobra, desligamento ou 
religamento de um equipamento do sistema (gerador, transformador, linha de transmissão, reator, etc.). Por outro 
lado, as condições anormais geralmente significam a ocorrência de um curto circuito. 
 
Para atender adequadamente aos requisitos de sua função, os disjuntores devem ser projetados para que tanto o 
fechamento como a abertura seja efetuado de forma o mais rápido possível, com um meio de extinção de arco 
eficiente e contatos imersos num ambiente altamente isolante. 
 
Segundo o meio utilizado para o acionamento, os disjuntores podem ser do tipo pneumático, mola ou hidráulico. 
 
A figura 1, a seguir, ilustra o circuito de acionamento de um disjuntor. O relé detecta a condição de anormalidade, 
usando para tanto os transformadores de instrumentos. Na Figura 47 o relé é ligado ao secundário de um TC. O 
primário do TC conduz a corrente de linha da fase protegida. Quando a corrente de linha excede um valor pré- 
ajustado os contatos do relé são fechados. Neste instante, a bobina de abertura do disjuntor (tripping coil), 
alimentada por uma fonte auxiliar é energizada abrindo os contatos principais do disjuntor. 
 
 
 
Figura 1- Circuito de Acionamento de um Disjuntor 
 
 
Quando um disjuntor se abre interrompendo uma carga, aparece em seus contatos um arco elétrico que precisa ser 
extinto o mais rápido possível, pois enquanto este não for extinto não haverá interrupção de corrente. A operação 
bem sucedida do disjuntor depende da capacidade do meio interruptor de extinguir o arco e suportar a tensão de 
restabelecimento, para que não haja reignição. 
 
Assim sendo os contatos do disjuntor são montados em ambiente especial chamado câmara de extinção. O meio 
de extinção do arco elétrico formado na câmara de extinção pode ser por óleo isolante, sopro de ar ou gás SF6 
(hexafluoreto de enxofre). Em função do meio de extinção utilizado, o disjuntor pode ser classificado em: 
 
 Disjuntores a sopro magnético 
 
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Usados em média tensão até 24kV, principalmente montados em cubículos. 
 
 Disjuntores a vácuo 
 
Ausência de meio extintor gasoso ou líquido. O vácuo apresenta excelentes propriedades dielétricas, portanto a 
extinção do arco será de forma mais rápida. A erosão de contato é mínima devido à curta duração do arco. 
Podem fazer religamentos automáticos múltiplos. Grande relação de capacidade de ruptura / volume tornando-
os apropriados para uso em cubículos. 
 
 
Figura 3 – Disjuntor a vácuo 
 
 Disjuntores a óleo 
 
Podem se subdivididos em Grande Volume de Óleo - GVO e em Pequeno Volume de Óleo – PVO. Possuem 
câmaras de extinção onde se força o fluxo de óleo sobre o arco. Os disjuntores GVO são empregados em 
média e alta tensão até 230kV e possuem grande capacidade de ruptura em curto-circuito. Os disjuntores PVO 
cobrem, em média tensão, praticamente toda a gama de capacidade de ruptura de 63kA. 
 
 
Figura 4 – Disjuntor tipo GVO 
 
 
 
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Foto 5 – Disjuntores tipo PVO 
 
 
 Disjuntores a ar comprimido 
 
As suas características de rapidez de operação (abertura e fecho) aliadas às boas propriedades extintoras e 
isolantes do ar comprimido, bem como a segurança de um meio extintor não inflamável, quando comparado ao 
óleo, garantem uma posição de destaque a estes disjuntores nos níveis de alta tensão. 
 
Tem como desvantagem o alto custo do sistema de geração de ar comprimido e uso de silenciadores quando 
instalados próximos a residências. 
 
 
Foto 6 – Disjuntor a ar comprimido 
 
 Disjuntor a SF6 
 
O gás SF6 é um gás incolor, inodoro, não inflamável, estável e inerte até cerca de 5.000 oC, comportando-se 
como um gás nobre. 
 
Durante o movimento de abertura forma-se umarco elétrico que deve ser extinto através de sopro do gás. A 
força de separação dos contatos simultaneamente aciona o pistão que produz o sopro sobre o arco. 
 
 
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Os disjuntores possuem valores nominais de corrente para a condição normal de operação, que corresponde à 
corrente normal da carga que os mesmos estariam submetidos na posição fechada. Por outro lado também 
possuem valores nominais de curto-circuito, os quais representam a quantidade de corrente que eles são 
capazes de interromper em condições de falha. 
 
 
Figura 7 – Disjuntor a SF6 
 
1.2. Seccionadores 
 
É um dispositivo de manobra em que normalmente não é permitida abertura em carga, em função do aspecto 
construtivo. Não se destinam a interromper corrente. A finalidade do seccionador é isolar equipamentos para 
manutenção e dar uma percepção visual da interrupção do circuito. 
 
Nas subestações, normalmente, os seccionadores estão localizados em ambos os lados de cada disjuntor, sendo 
também utilizados para isolar outros equipamentos. Em algumas configurações de subestações, os seccionadores 
também são usados para conectar os equipamentos em uma ou outra barra e mesmo para interligação das barras. 
 
Geralmente, os seccionadores são dotados de mecanismos de acionamento motorizados ou manuais. A utilização 
de acionamentos a ar comprido (pneumáticos) ou a óleo sob pressão (hidráulico) para seccionadores é menos 
frequente. 
 
Quando o acionamento é manual, a abertura e fechamento são feitos pelo operador por meio de manivela acoplada 
ao mecanismo de transmissão e caixa redutora. 
 
No caso de acionamento motorizado, o mecanismo de abertura e fechamento é acionado por motor de corrente 
contínua ou alternada e o seccionador pode ser comandado do local ou remotamente. 
 
 
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Figura 8 – Seccionador 
 
 
O seccionador de aterramento ou chave de aterramento é uma chave de lâmina, geralmente solidária ao 
seccionador de isolamento, e se destina ao aterramento de linhas de transmissão e/ou equipamentos das 
subestações, após desenergização dos mesmos. 
 
Tem a finalidade de garantir a segurança pessoal quando da realização de manutenções nas linhas de transmissão 
e/ou equipamentos das subestações. 
 
 
 
 Figura 9 – Chave de aterramento 
 
 
1.3. Transformadores 
 
O transformador é um dispositivo destinado a transmitir energia elétrica ou potência elétrica de um circuito a outro, 
transformando tensões, correntes e ou de modificar os valores das impedâncias elétricas de um circuito elétrico. 
Trata-se de um dispositivo de corrente alternada que opera baseado nos princípios eletromagnéticos da Lei de 
Faraday e da Lei de Lenz. 
 
 
 
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Figura 10 – Transformador 
 
Um transformador consiste em um núcleo fechado sobre si mesmo, formado por lâminas de ferro doce (para 
diminuir as perdas devidas às correntes de Foucault), no qual há um enrolamento primário (A) e outro secundário 
(B), conforme ilustrado na figura a seguir. 
 
 
Figura 11 – Transformador 
 
A aplicação de uma corrente variável com o tempo em uma das bobinas gera um fluxo magnético que, por sua vez, 
induz uma tensão na outra bobina conforme lei de Faraday. 
 
A bobina que recebe a corrente é denominada bobina ou enrolamento primário. Na bobina ou enrolamento 
secundário, está presente a tensão induzida. 
 
Considerando um transformador ideal, isto é, um transformador no qual não ocorrem perdas, a tensão é 
transformada na proporção da relação entre o número de espiras dos enrolamentos: 
 
 V1/V2 = N1/N2 
 
Onde N1 é o número de espiras do enrolamento primário e N2 é o número de espiras do enrolamento secundário. 
 
Já a corrente é transformada na proporção do inverso dessa relação: 
 
 I1/I2 = N2/N1 
 
 
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Como a potência é o produto entre tensão e corrente, a potência primária P1 e secundária são representadas por: 
 P1 = V1 x I1 
 P2 = V2 x I2 
 
Mas, como V2 = V1 x (N2/N1) e I2 = I1 x (N1/N2), tem-se 
 P2 = V2 x I2 = V1 x (N2/N1) x I1 x (N1/N2), 
 
Como os dois fatores (N2/N1) e (N1/N2) se cancelam mutuamente, temos: 
 
 P2 = V1 x I1 = P1 
 
Desta forma, num transformador ideal, a potência que entra no equipamento é igual à potência que sai do 
equipamento, com um rendimento de 100%. 
 
Na prática, mesmo levando em conta as perdas que naturalmente ocorrem no núcleo e nas bobinas, o 
transformador é um dispositivo de alto rendimento, com níveis de rendimento geralmente superiores a 98%. 
 
Nos diagramas de sistemas, representa-se um transformador como uma reatância indutiva ligada em série entre os 
terminais onde o transformador é localizado, como mostrado na figura 12. 
 
 
Figura 12 – Representação da reatância do transformador em p.u 
 
Essa reatância indutiva, a qual representa as perdas que ocorrem no transformador em decorrência de “dispersão” 
do fluxo que circula em torno de cada enrolamento, é dada no sistema por unidade à base da capacidade nominal 
de KV e MVA do transformador. Usa-se a reatância por unidade do transformador porque o seu valor é o mesmo no 
lado de alta e no lado de baixa, ao passo que o valor ôhmico real é diferente nos dois lados. 
 
Os transformadores utilizados nas empresas de energia elétrica, em sua maioria, são trifásicos. Desta forma, os 
enrolamentos primário e secundário têm, na verdade, cada um, três enrolamentos separados. Estes enrolamentos 
são ligados de várias maneiras no sistema, como mostrado na figura 13, a seguir. 
 
 
 
 
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Figura 13 – Tipos de conexões de transformadores 
 
 
É importante salientar que os transformadores trifásicos também podem ser unidades monofásicas ligadas entre si 
ou sob a forma bancos especificamente projetadas para a operação trifásica. Cada transformador monofásico tem 
seu núcleo, bobinas e tanques próprios, ao passo que as unidades trifásicas possuem enrolamentos em torno do 
núcleo único e um tanque comum. Em alguns casos a unidade trifásica pode simplesmente ser grande demais para 
o transporte até o local onde vais ser instalada, tornando-se necessário projetar unidades monofásicas, que serão 
remetidas separadamente ao local de destino, onde serão ligadas de modo a constituir um banco único. 
 
Em geral uma unidade trifásica custa menos do que três unidades monofásicas com a mesma potencia em MVA. 
Entretanto, essa vantagem de custo é em parte anulada por certa perda de confiabilidade. No caso de uma unidade 
trifásica, uma falha de isolamento que envolva qualquer uma das três fases pode levar a perda de todo o 
transformador. Quando a confiabilidade do sistema em determinado local é a prioridade número um, uma 
alternativa válida é a aquisição de quatro unidades monofásicas, ficando uma delas instalada no local como 
unidade reserva não energizada. Neste caso, se uma unidade falhar, torna-se possível restaurar mais rapidamente 
a plena potência do banco. 
 
Em algumas aplicações os transformadores têm um terceiro enrolamento, chamado enrolamento terciário. Os 
enrolamentos terciários são utilizados para compensação de correntes de 3º harmônico, bem como podem 
alimentar cargas adicionais àquelas supridas pelos enrolamentos secundários, tais como o suprimento dossistemas 
auxiliares de uma subestação usina geradora. 
 
Quanto à função desempenhada no sistema os transformadores de potência podem ser classificados como: 
 
 Transformador Elevador 
Geralmente instalado nas usinas e tem a função de elevar a tensão de geração para transferência de energia 
com menor perda por efeito Joule. 
 
 Transformador Abaixador 
São transformadores instalados nas subestações terminais ou nas subestações próximas aos centros de 
cargas. 
 
 
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 Transformador Defasador 
São transformadores também conhecidos como trafos de acoplamento magnético. Muitas vezes para 
interligação de dois sistemas elétricos com defasamento angular de 30º entre as tensões, faz-se necessário a 
instalação de um transformador para correção desse defasamento para possibilitar o fechamento da 
interligação. 
 
 Transformador de Aterramento 
São transformadores de uso específico para sistema de proteção de falta à terra, nas instalações onde o 
Transformador de Potência possui conexão ∆ / ∆. 
 
 Autotransformadores 
O autotransformador é um tipo especial de transformador largamente utilizado. Nele, as bobinas têm também 
um núcleo de aço, mas são fisicamente interligadas de modo que os circuitos primário e secundário possuem 
um enrolamento em comum, como mostrado na figura a seguir. 
 
A vantagem do tipo de conexão adotada no autotransformador é que a corrente secundária circula através de 
uma conexão física (indutiva) real entre os enrolamentos, e não apenas por indução magnética. Isto torna 
possível transferir-se mais potência através de um autotransformador do que através de um transformador 
convencional de dois enrolamentos e do mesmo tamanho físico. Esse maior fluxo de potência permite maior 
rendimento, custo mais baixo e dimensões físicas menores. 
 
 
Figura 14 – Conexão do Autotransformador 
 
Quanto menor é a diferença entre a tensão primária e a tensão secundária, mais vantajoso se torna o uso do 
autotransformador, tendo em vista que uma parte maior do enrolamento comum é utilizada por ambas as 
correntes. 
 
1.3.1. Tapes 
 
A grande maioria dos transformadores é equipada com tapes destinada a alterar o número de espiras de um 
enrolamento. A figura mostra um enrolamento equipado com tape. Como a tensão é transformada na proporção do 
número de espiras, pode-se fazer variar a tensão alterando-se esse número de espiras. 
 
Existem dois motivos básicos para o uso de tapes nos transformadores. Um deles é a compensação da tensão em 
função de mudanças que ocorrem nas condições do sistema, na carga leve, média e pesada. Muda-se 
frequentemente o tape com o transformador em carga, ou seja, o mesmo é dotado de comutação sob carga. O 
segundo motivo ocorre quando é necessário alterar o tape do transformador em função de uma mudança na 
topologia do sistema, como a entrada de uma nova subestação ou mesmo de uma linha de transmissão. Neste 
caso, o transformador é desligado e os tapes são trocados manualmente. 
 
 
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1.3.2. Resfriamento de transformadores 
 
Todos os transformadores, especialmente transformadores de potência de grande porte, geram calor em virtude de 
perdas na bobina e no núcleo, e esse calor tem de ser removido do tanque de alguma forma. A refrigeração dos 
transformadores é um fator de projeto muito importante. A área do tanque dos pequenos transformadores 
geralmente é suficiente para dissipar todo o calor gerado. Entretanto, os transformadores de grande porte 
necessitam de um veículo de refrigeração mais eficaz, sendo que a maioria deles contém óleo que atua não só 
como meio refrigerante, mas também como isolamento para os enrolamentos e núcleo. 
 
Quanto ao sistema de resfriamento, os transformadores podem ser classificados como: 
 
 Transformador seco com resfriamento natural (AN) 
 
O resfriamento se faz por radiação. 
 
 Transformador em líquido isolante com resfriamento natural (ONAN) 
 
Parte ativa do transformador imerso em um tanque com ou sem aletas (radiador) para circulação de óleo de 
refrigeração/isolante. O resfriamento se faz pela circulação do óleo por convecção. Normalmente são dotados 
de radiadores desmontáveis localizados junto ao tanque, sendo cada um deles equipado com válvulas 
separadoras que permitem a remoção de cada radiador sem abaixar o nível de óleo no tanque. 
 
 Transformador em líquido isolante com ventilação forçada (ONAF). 
 
São usados ventiladores para promover um fluxo de ar sobre os radiadores. 
 
 Transformador em líquido isolante com resfriamento natural e ventilação forçada (ONAN/ONAF). 
 
Os transformadores classe ONAN/ONAF apresentam ventiladores justapostos aos radiadores, soprando ar 
horizontalmente em grupos de radiadores paralelos. Os ventiladores são postos em serviço somente quando o 
resfriamento natural tornar-se insuficiente para manter a temperatura no topo do óleo dentro de limites 
especificados. A potência no estágio de ventilação forçada alcança normalmente até 30% daquela 
correspondente ao estágio de resfriamento natural. 
 
 Transformador com circulação forçada do líquido isolante (OFAF). 
 
São transformadores cujo resfriamento é acelerado pela circulação mais rápida do óleo isolante através dos 
trocadores de calor, por meio de bomba de óleo. 
 
 Transformador com resfriamento natural, ventilação forçada e circulação forçada do líquido isolante 
(ONAN / ONAF / OFAF). 
 
São transformadores com resfriamento acelerado pela circulação mais rápida do óleo pelos trocadores de calor 
complementados com ventiladores. 
 
No tocante ao sistema de proteção, os transformadores de potência elevada são protegidos, basicamente, por 
relés diferenciais percentuais de corrente e relé Buchholz. A sobrecarga é protegida por relés térmicos ou 
imagens térmicas, com os relés de sobrecorrente constituindo-se em proteção de retaguarda. Observa-se que o 
detalhamento do sistema de proteção dos transformadores está apresentado no módulo de Proteções do 
Sistema Elétrico. 
 
 
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1.4. Transformadores de instrumentos 
 
Os transformadores de instrumentos ou medição destinam-se a medir a corrente ou tensão de um sistema para fins 
de proteção, medição e controle, não transmitem carga. 
 
1.4.1. Transformadores de Corrente 
 
O transformador de corrente (TC) tem as seguintes finalidades: 
 
 Adaptar a corrente que passa pela linha de transmissão, barramento, etc., normalmente ao valor nominal 
de 5 A, permitindo a normalização de instrumentos de medição, controle e proteção; 
 Isolar os circuitos de medição, controle e proteção do sistema de alta tensão, protegendo os respectivos 
instrumentos, bem como os profissionais que lidam com os mesmos. 
 
Um transformador de corrente, em linhas gerais, é constituído de enrolamento primário, núcleo magnético e 
enrolamento secundário. Os terminais do enrolamento primário são ligados em série com o circuito de uma fase do 
sistema elétrico. 
 
O TC é projetado para suportar as correntes de curto circuito que podem ser várias vezes superiores a sua corrente 
nominal. 
 
O TC é caracterizado pelos seguintes parâmetros: 
 Corrente nominal; 
 Relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Frequência nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Fator de sobrecorrente nominal (para TC de proteção); 
 Fator térmico nominal; 
 Classe de impedância (para TC de proteção). 
 
O TC é um transformador que opera praticamente em curto. Se o seu secundário ficar aberto, não circula corrente 
naquele enrolamento e,assim, a corrente de excitação é a própria corrente do primário. Isto leva o TC à saturação 
completa e a tensão nos terminais secundários torna-se muito elevada, atingindo vários kilovolts. 
 
 
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Figura 15 – Transformador de corrente 
 
 
1.4.2. Transformadores de Potencial 
 
O transformador de potencial (TP) tem as seguintes finalidades: 
 
 Reduzir a tensão da linha de transmissão, barramento, etc. a valores mais baixos, geralmente ao valor 
nominal de 115 V ou 66,4 V, permitindo a normalização de instrumentos de medição, proteção e controle; 
 isolar os circuitos de medição, proteção e controle do sistema de alta tensão, protegendo os respectivos 
instrumentos, bem como os profissionais que trabalham com os mesmos. 
 
O transformador de potencial, analogamente a outros transformadores, é constituído de enrolamento primário, 
núcleo magnético e enrolamento secundário. O enrolamento primário é ligado em paralelo com o circuito de alta 
tensão do sistema elétrico, entre duas fases ou, mais geralmente, entre uma fase e terra. 
 
As condições de funcionamento do TP são diferentes das condições dos transformadores convencionais. Como é 
empregado para alimentar circuitos de alta impedância, o TP é um transformador que opera praticamente a vazio. 
 
Para medição de tensão é utilizado também o Divisor Capacitivo de Potencial, ou DCP. Trata-se de um conjunto de 
capacitores empilhados e ligados em série para formar um divisor de tensão. 
 
O TP é caracterizado pelos seguintes parâmetros: 
 Tensão nominal; 
 Relação nominal; 
 Nível de isolamento; 
 Frequência nominal; 
 Carga nominal; 
 Classe de exatidão; 
 Potência térmica nominal. 
 
http://pt.wikipedia.org/wiki/Ficheiro:TC-138kV.jpg
 
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O transformador de potencial, analogamente a outros transformadores, é constituído de enrolamento primário, 
núcleo magnético e enrolamento secundário. O enrolamento primário é ligado em paralelo com o circuito de alta 
tensão do sistema elétrico, entre duas fases ou, mais geralmente, entre uma fase e terra. 
 
As condições de funcionamento do TP são diferentes das condições dos transformadores convencionais. Como é 
empregado para alimentar circuitos de alta impedância, o TP é um transformador que opera praticamente a vazio. 
 
 
 
Figura 16 – Transformador de potencial 
 
 
1.5. Reatores 
 
Os reatores são cargas indutivas ligadas nas barras e extremidades de linhas de transmissão, com a finalidade de 
absorver a potência reativa capacitiva, reduzindo desta forma a tensão no sistema. 
 
A redução da tensão provocada pela inserção do reator ou o aumento da mesma pela sua desinserção, é 
aproximadamente: 
 
ΔV = Qr/Ncc [kV] 
 
Qr = Yr * V2 [KVAr] 
 
Onde: 
Qr = Potência reativa absorvida RE 
V = Tensão na barra 
Yr = Admitância do RE 
Ncc = Potência de CC da barra 
ΔV = Variação de tensão associada ao reator. 
 
As características construtivas dos reatores são muito semelhantes às características dos transformadores, 
portanto, a filosofia de proteção empregada também é semelhante a dos transformadores. O sistema de proteção 
dos reatores de alta e extra alta tensão é composto basicamente por relés diferenciais e relés de sobrecorrente, 
 
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sendo estes últimos utilizados como proteção de retaguarda. Como proteções intrínsecas têm-se o relé Buchholz e 
os relés térmicos ou imagens térmicas (temperatura do óleo e enrolamento). O detalhamento do sistema de 
proteção dos reatores está apresentado no módulo de Proteção de Sistemas Elétricos. 
 
Observação: 
Alguns reatores possuem um esquema denominado MIAR – Módulo de Inserção Automática do Reator, que faz 
com que o reator seja inserido automaticamente quando a tensão no barramento atinge um valor pré-determinado 
durante certo período de tempo. 
 
 
 
Figura 17 - Reator 
 
 
1.6. Compensadores Síncronos 
 
Uma das grandes dificuldades encontradas para a operação do sistema eletroenergético consiste na obtenção de 
valores nominais de tensão nas extremidades de linhas de transmissão muito longas, devido ao efeito capacitivo 
que elas apresentam. A tensão tende a aumentar ao longo da LT, quando sua carga está reduzida ou a vazio. Por 
outro lado, a tensão tende a abaixar ao longo da LT quando sua carga está elevada, devido ao efeito indutivo e 
resistivo da carga e linha de transmissão. 
 
O compensador síncrono igualmente aos alternadores, também podem fornecer ou absorver potência reativa do 
sistema, bastando para isso, atuar na corrente de excitação dos mesmos. Desta forma, funcionam como capacitor e 
indutor variável. 
Outra grande vantagem do compensador síncrono é a possibilidade de se conseguir pequenas variações de 
reativo, o que não ocorre no caso de banco de capacitores ou reatores, que ao serem inseridos ou retirados do 
sistema elétrico ocasionam variações de grandes blocos de reativo. 
 
 
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Figura 18 – Compensador Síncrono 
 
 
1.7. Banco de Capacitores 
 
Os bancos de capacitores são equipamentos destinados ao controle de tensão do sistema elétrico, injetando 
potência reativa para prover elevação da tensão e reduzir as perdas das linhas de transmissão. Como cargas 
capacitivas, os citados bancos são conectadas nas barras das subestações próximas aos centros de carga. 
 
Nos sistemas elétricos de potência, em muitos casos, a conexão e a desconexão dos capacitores são efetuadas 
automaticamente, por um sistema composto por relés de tempo ou de tensão, denominado MIDAC – Módulo de 
Inserção e Desinserção Automático de Capacitor. 
 
O aumento da tensão provocada pela conexão do banco de capacitor ou a diminuição da mesma pela sua 
desconexão, é aproximadamente: 
 
ΔV = Qc/Ncc [kV] 
 
Qc = Yc * V2 [KVAr] 
 
Onde: 
Qc = Potência reativa gerada pelo banco de capacitor. 
V = Tensão na barra 
Yc = Admitância do Capacitor 
Ncc = Potência de CC da barra 
ΔV = Variação de tensão associada ao capacitor 
 
 
 
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Figura 19 – Banco de capacitores 
 
1.8. Para-raios 
 
A finalidade dos para-raios é proteger os principais equipamentos de um sistema elétrico contra tensões excessivas 
que podem ser provocadas por descargas atmosféricas e/ou impulsos de manobras. 
 
Os para-raios convencionais consistem basicamente de um gap (espaço interno de ar) em série com um resistor 
não linear, sendo o conjunto contido em um caixilho de porcelana. O valor da resistência do resistor não linear não 
é constante, possuindo baixa resistência a altas tensões e alta resistência a baixas tensões. 
 
 
 
 Figura 20 – Para-raios convencional de porcelana 
 
O elemento resistivo não linear pode ser de carbureto de silício, ou mais recentemente, de óxido de zinco. A 
característica de tensão versus corrente do óxido de zinco é extremamente não linear, de modo que muitas vezes 
não há necessidade de gap (espaçamento). 
 
Atualmente se utiliza também materiais poliméricos nos invólucros dos pára-raios. 
 
 Principais Equipamentos e Sistemas das Subestações 
 
Treinamento 2013 19/33 
 
 
A figura 21, a seguir, apresenta um desenho esquemático de um pára-raios de óxido de zinco, sem espaços 
internos de ar.Figura 21 – Para-raios poliméricos sem espaços internos de ar 
 
Os para-raios, em tensões normais de operação, atuam como um circuito aberto, tendo em vista que a resistência 
não linear nestes casos é muito grande. Entretanto, quando de elevados surtos de tensão, a resistência se torna 
suficiente pequena para que a corrente passe através do para-raio como se este fosse um curto-circuito, e o surto 
seja dissipado em segurança, protegendo assim o equipamento/instalação. 
 
Os para-raios são comumente aplicados em terminais de linhas de transmissão e de equipamentos, tais como, 
geradores, transformadores, reatores, etc. Nas subestações de grande porte é comum também a instalação de 
para-raios nos barramentos. 
 
 
1.9. Bobinas de Bloqueio 
 
De forma simplificada, pode-se dizer que a bobina de bloqueio é uma indutância em série com a linha de 
transmissão, possuindo um capacitor em paralelo para efeito de sintonização, cuja finalidade é reduzir a perda de 
energia da onda portadora que está sendo transmitida. 
 
 
Figura 22 – Bobina de bloqueio 
 
 
1.10. Serviços Auxiliares 
 
 
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Os serviços auxiliares de uma instalação elétrica são compostos por todos os dispositivos e cargas necessários à 
operação dos equipamentos principais da referida instalação. Geralmente, são dotados de subsistemas em corrente 
alternada e corrente contínua. 
 
Para se ter uma instalação confiável, primeiramente os serviços auxiliares devem ser confiáveis. Em geral, se 
obtém confiabilidade com esquemas simples e seguros, e com automatismos que propiciem flexibilidade operativa 
para a instalação. 
 
As principais questões a serem analisadas para definição do grau de confiabilidade dos serviços auxiliares são as 
seguintes: 
- Fontes principais; 
- Classificação das cargas; 
- Fontes de Emergência; 
- Automatismo de transferência de fontes e/ou de cargas 
 
 Fontes 
 
Para subestações que requeiram um grau de confiabilidade mais elevado, geralmente adotam-se (no mínimo) 
duas fontes confiáveis e independentes. Porém, de maneira genérica, a fonte de alimentação dos serviços 
auxiliares deve ser obtida a partir da rede mais confiável que esteja presente, geralmente associada ao maior 
nível de tensão no local ou a partir de fontes independentes confiáveis. 
 
Duas fontes são consideradas independentes se não existe a possibilidade de que uma determinada falta/ 
defeito as desligue simultaneamente. 
 
 
 Cargas 
 
As cargas abrangidas por um sistema de Serviços Auxiliares são geralmente agrupadas de acordo com o grau 
de continuidade que as mesmas exigem das fontes, conforme descrito a seguir. 
 
a) Cargas Permanentes 
Não podem sofrer interrupções e estão relacionadas à continuidade operacional do sistema principal e a 
segurança de pessoas e instalações. Nesses casos, é usual adotar-se a alimentação em corrente continua 
e/ou através de nobreak (associado ao barramento de cargas essenciais) com autonomia suficiente para 
aguardar a ativação de sistema de geração própria da instalação. 
 
Exemplos: sistemas de proteção, controle, comando, sinalização e alarme da instalação. 
 
b) Cargas Essenciais 
Admitem interrupções de curta duração. Geralmente são alimentadas em corrente alternada e exigem 
fontes de alimentação confiável. Em caso de alimentação por fontes de emergência, estas cargas são 
prioritárias. A interrupção de tais cargas pode afetar a confiabilidade da subestação. 
 
As cargas necessárias para iniciar o processo de recomposição da subestação, em caso de desligamento 
total ou parcial, são consideradas cargas essenciais. 
 
Exemplos: carregadores de baterias, os motores de carregamento de molas de disjuntores, etc. 
 
c) Cargas Não Essenciais 
Admitem interrupções por tempo mais prolongado. Geralmente são alimentadas em corrente alternada. 
 
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Exemplos: tomadas de uso geral, aquecimento de equipamentos, iluminação normal, condicionamento de 
ar e outros. 
 
d) Cargas de Emergência 
Esse grupo abrange a iluminação de segurança, para a situação de perda do sistema de serviços auxiliares 
em corrente alternada. Geralmente compõe-se de grupos autônomos ou centrais de iluminação de 
emergência, que proporcionam uma iluminação baixa e não uniforme, porém, suficiente para que se possa 
circular no local e visualizar a instrumentação de painel. 
 
 Fontes de Emergência 
 
De modo geral, as subestações estão dotadas de grupo motor-gerador Diesel, GAE- Grupo Auxiliar de 
Emergência, que alimenta os serviços auxiliares quando da ocorrência de falta de tensão proveniente das 
fontes principais. 
 
 Automatismos 
 
A maioria das subestações possuem automatismos para transferência de fontes quando da ocorrência de falta 
de tensão em uma delas, sendo que no caso de falta total de tensão prevêem a partida do GAE e alimentação 
das cargas essenciais. 
 
1.10.1. Serviços Auxiliares de Corrente Contínua 
 
Os sistemas em corrente continua, que independem das condições do sistema de potência principal, são mais 
aplicáveis aos circuitos de proteção e controle. 
 
Tais circuitos requerem fontes de alimentação confiáveis, normalmente constituídas por conjuntos de baterias de 
acumuladores operando em regime de flutuação e associados em paralelo a retificadores-carregadores de baterias. 
Em regime de flutuação, os carregadores alimentam as cargas dos serviços auxiliares de corrente contínua e o 
próprio conjunto de baterias, mantendo as baterias sempre carregadas. Quando de eventual perda da fonte de 
alimentação dos carregadores, os bancos de baterias suprem as cargas automaticamente. 
 
Normalmente, em corrente contínua, os níveis de tensão disponíveis são de 24, 48, 125, 220 e 250 Vcc. 
Usualmente se utiliza o nível de 48 Vcc para alimentação das cargas de telecomunicações/teleproteção, e o nível 
de 125 Vcc para proteção, comando, controle e demais aplicações. 
 
A título de exemplo, a figura 23, a seguir, apresenta um trecho do diagrama unifilar de correntes continua de uma 
subestação, onde pode-se observar os retificadores e as baterias do sistema de 125 Vcc. 
 
 
 Principais Equipamentos e Sistemas das Subestações 
 
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Figura 23 – Diagrama unifilar de parte dos serviços auxiliares de CC de uma subestação 
 
 
 Baterias 
 
As baterias (acumuladores) normalmente utilizadas nos serviços auxiliares das subestações são do tipo 
estacionárias e de média intensidade de descarga. Quanto ao tipo construtivo, podem ser ácidas, como as de 
Chumbo-Ácido, ou alcalinas, como por exemplo as de Níquel-Cádmio. Nas baterias ácidas, o eletrólito utilizado 
é o ácido sulfúrico. 
 
A capacidade dos acumuladores é dada em Ah e geralmente com regime de descarga de 10 horas. Desta 
forma, um acumulador com 200 Ah e regime de descarga de 10 horas, pode fornecer uma corrente 20 A (obtido 
da divisão 200Ah/10h) por um período de 10 horas. 
 
A temperatura nominal da bateria é 25ºC e normalmente a máxima temperatura que a bateria pode atingir sem 
se danificar é em torno de 45ºC. 
 
A figura 24, a seguir, apresenta um conjunto de baterias ácidas, da Lorica Nife, tipo 10 TM 75, de 750 Ah e 
regime de descarga de 10 horas, instalada em uma subestação da Rede Básica. 
 
. 
Figura 24 – Conjunto de baterias ácidas 
 
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A figura 25, a seguir, apresenta o detalhe construtivo de um elemento tipo TM da Lórica Nife.Figura 25 – Detalhe construtivo de um elemento tipo TM da Lórica Nife 
 
 
 Retificadores 
 
Conforme já citado anteriormente, em condições normais de operação (regime de flutuação) os retificadores-
carregadores alimentam as cargas dos serviços auxiliares de corrente contínua e o próprio conjunto de 
baterias, mantendo as baterias sempre carregadas. Quando de eventual perda da fonte de alimentação dos 
carregadores, os bancos de baterias suprem as cargas automaticamente. 
 
Atualmente , os retificadores são modulares possibilitanto a ampliação da corrente de saída e mantendo-se o 
mesmo gabinete. Possibilitam também comunicação remota com centro de supervisão. 
 
A título de exemplo, a figura 26, a seguir, apresenta os paineis dos retificadores ELTEC, Modelo 
3RCI125VB160ND de 125 Vcc, de uma subestação da Rede Básica . Cada sistema é composto por seis 
retificadores Flatpacks 2500 ligados em paralelo formando um conversor CA-CC/retificador-carregador de 
bateria controlado por uma unidade de monitoramento/controle (Flatpack MCU ou AK 175NT). 
 
 
 
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Figura 26 – Painel de um retificador 
 
 
A tabela 1, a seguir, apresenta as principais características do retificador citado anteriormente. 
 
 
Retificador ELTEC – modelo 3RCI125VB160ND – 
Principais Características 
Características Entrada Saída 
Tensão 220 V 125 Vcc 
Potência 22 kVA 20 kW 
Corrente 58 A 160 A 
Frequência 60 Hz ------- 
Fator de potência 0,99 ------- 
Flutuação 132 Vcc 
Consumo máximo 137,5 Vcc 
Consumo mínimo 105 Vcc 
Corrente da bateria 75 A 
Tabela 1 – Retificador ELTEC – principais características 
 
 
1.10.2. Serviços Auxiliares em Corrente Alternada 
 
Geralmente os sistemas em corrente alternada são responsáveis pela alimentação das cargas essenciais e não 
essenciais. 
 
Basicamente um sistema de serviços auxiliares é composto por dois barramentos, sendo que em um dos 
barramentos estão conectadas as cargas essenciais da subestação. Em condições normais de operação esses 
barramentos operam interligados e alimentados pelas fontes de alimentação principais e alternativas dos serviços 
auxiliares da subestação. 
 
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Para as situações de falta de alimentação das fontes principais e/ou alternativas, geralmente os serviços auxiliares 
das subestações contam com um grupo motor-gerador Diesel, GAE- Grupo Auxiliar de Emergência, que alimenta as 
cargas essenciais da subestação. 
 
As principais fontes de alimentação dos serviços auxiliares de corrente alternada das subestações são provenientes 
de terciários dos transformadores e autotransformadores e/ou de transformadores abaixadores de 138 e 88 kV/13,8 
kV, se existentes nas referidas subestações. Como alternativa para alimentação dos serviços auxiliares das 
subestações são utilizadas fontes externas em 13,8 kV, normalmente provenientes das empresas distribuidoras 
locais. 
 
Nos sistemas de serviços auxiliares de corrente alternada, os níveis de tensão usualmente utilizados são de 440 e 
220/127 V. 
 
A título de exemplo, a figura 27, a seguir, apresenta um trecho do diagrama unifilar dos serviços auxiliares de 
corrente alternada de uma subestação. 
 
 
 
Figura 27 – Diagrama de parte dos serviços auxiliares de uma subestação 
 
 GAE 
 
Conforme já citado anteriormente, a maioria das subestações são dotadas de grupo motor-gerador Diesel, 
GAE- Grupo Auxiliar de Emergência, para alimentação das cargas essenciais da subestação, quando de falta 
total de tensão nas fontes de alimentação dos serviços auxiliares. 
 
De modo geral, o GAE é dotado de partida automática quando de falta de tensão nas barras dos serviços 
auxiliares de corrente alternada. Em algumas subestações de porte podem inclusive assumir carga 
automaticamente. Desta forma, o motor do GAE permanece pré-aquecido através de uma resistência elétrica 
controlada por termostato, que o mantém sempre em condições de partida imediata e de operar em plena 
carga. 
 
 
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Normalmente os GAEs das subestações são dotados de reservatórios de combustível (óleo Diesel) de grande 
capacidade, o que possibilita uma operação contínua pelo menos por 10 horas. 
 
O GAE deve ser testado regularmente para se verificar as suas reais condições de operação. Antes de partir o 
GAE, as seguintes verificações devem ser efetuadas: 
- Nível de água do radiador; 
- Nível de óleo lubrificante; 
- Nível de combustível; 
- Existência de eventuais vazamentos (água, óleo, etc.); 
- Lâmpadas de sinalização; 
- Carregador e baterias. 
 
A figura 28, a seguir, apresenta um grupo motor-gerador típico de uma subestação, com potência de 240 kVA. 
 
 
 
Figura 28 – Grupo motor- gerador típico de uma subestação 
 
 
1.10.3. Requisitos dos Procedimentos de Rede 
 
Dada a importância dos serviços auxiliares para a confiabilidade das instalações, os Procedimentos de Rede 
elaborados pelo ONS e aprovados pela ANEEL estabelecem os requisitos mínimos desses sistemas para as 
instalações da Rede de Operação do Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
O submódulo 2.3 – Requisitos Mínimos para Transformadores e para Subestações e seus Equipamentos – revisão 
2.0 dos Procedimentos de Rede estabelece, em seu item 7.9, os seguintes requisitos: 
 
“7.9.1 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de proteção, supervisão e controle. 
(a) Os serviços auxiliares de corrente contínua (CC) para alimentação dos sistemas de proteção, controle 
e supervisão devem ter dois conjuntos de bancos de baterias com retificadores independentes, 
alimentando cargas independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para suprir toda a carga 
prevista em regime contínuo. 
(b) Os serviços auxiliares CC não podem, para o sistema de proteção, em nenhuma condição, prever o 
paralelismo entre os conjuntos formados por banco de baterias e retificador, ou seja, os circuitos e 
cargas de cada conjunto devem ser completamente independentes. 
 
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(c) Em caso de falta de alimentação de corrente alternada (CA), os bancos de baterias devem ter 
autonomia para realizar as manobras de recomposição da subestação. Cada conjunto bateria-retificador 
deve atender a toda a carga prevista para regime contínuo pelo período mínimo de 5 (cinco) horas. 
(d) As unidades terminais remotas (UTR) ou unidades de aquisição e controle (UAC) dos sistemas de 
supervisão e controle devem ser equipadas com dupla alimentação CC, devendo ser alimentadas por 
circuitos independentes de cada um dos bancos de baterias. Na falta de uma das alimentações CC o 
automatismo de transferência se dará internamente sem que haja paralelismo dos bancos de baterias. 
(e) Além disso, os serviços auxiliares CC devem atender aos critérios para alimentação dos sistemas de 
proteção estabelecidos no Submódulo 2.6 e suprir os circuitos de iluminação de emergência das 
subestações atendidas por operadores. 
 
7.9.2 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de telecomunicações 
(a) Os serviços auxiliares CC para alimentação dos sistemas de telecomunicação devem ter dois 
conjuntos de bancos de baterias com retificadores independentes, alimentando cargas independentes, e 
cada conjunto deve ser dimensionado para suprir a carga total imposta pelos equipamentos de 
telecomunicação da subestação (SE). 
(b) Em caso de falta de alimentação CA, cadabanco de bateria deve ter autonomia de no mínimo 10 
(dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de telecomunicação da SE. 
(c) Os equipamentos de telecomunicação devem ser alimentados por circuitos independentes de cada 
um dos bancos de baterias, para que, na falta de tensão em um dos circuitos, a alimentação seja 
transferida automaticamente para o outro circuito, sem ocorrer o paralelismo dos bancos de baterias. 
(d) Os conjuntos de baterias/retificadores mencionados no item 7.9.1 deste submódulo devem ser 
independentes dos conjuntos mencionados neste item 7.9.2. 
 
7.9.3 Alimentação em corrente alternada 
(a) Os serviços auxiliares CA devem ter duas fontes de alimentação, sendo uma fonte externa local e 
outra do terciário da transformação da subestação. Caso a subestação não tenha transformação, as 
duas fontes de alimentação devem ser externas de subestações distintas. Casos excepcionais deverão 
ser submetidos pela TRANSMISSORA para análise e aprovação do ONS e da ANEEL. 
(b) Em caso de falta de tensão na fonte de alimentação em operação, deve ser previsto um sistema para 
realizar a transferência automática das cargas para a outra fonte, que deve estar operando normalmente. 
(c) Os serviços auxiliares CA devem ter – para casos de falta de tensão nas duas fontes de alimentação 
CA preferenciais – grupo motor-gerador com partida automática e capacidade para alimentação das 
cargas essenciais da SE. Cargas essenciais são aquelas necessárias para iniciar o processo de 
recomposição da SE em caso de desligamento total ou parcial.” 
 
 
1.11. Sistema de ar comprimido 
 
Uma subestação típica de alta tensão com disjuntores operando com extinção de arco e com mecanismo de 
operação a ar comprimido necessita de um sistema de ar comprimido dotado de Estação de Ar Comprimido – EAC 
que forneça este ar com pressão, qualidade e confiabilidade adequadas. 
 
A título de exemplo, a figura 29, apresenta o esquema pneumático de uma EAC de uma subestação típica, com 
compressores e reservatórios tipo esfera com ar comprimido a uma pressão de 250 Kgf/cm2 alimentando uma rede 
de 90 Kgf/cm2, que por sua vez suprem os pulmões dos disjuntores. 
 
 
 
 
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Figura 29 – Esquema pneumático de uma EAC típica de uma subestação 
 
Tomando por base o exemplo citado, a seguir será explorada a filosofia normalmente adotada para a operação do 
sistema de ar comprimido típico de uma subestação da Rede Básica. 
 
No caso em pauta, os três compressores A, B e C operam com prioridades definidas por um esquema de seleção 
de prioridade manual através de uma chave de pré-seleção, e comandadas por uma central digitalizada. 
 
A finalidade do rodízio destas máquinas é a programação adequada da manutenção, bem como a operação por 
igual dos compressores. 
 
O esquema de entrada dos compressores a ser adotado pode ser conforme apresentado na tabela 2, a seguir. 
 
 
 
 
 
 
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Priorização dos Compressores 
Posição da 
Chave de seleção 
Operação 
compressor 1 
Operação 
compressor 1 
Operação 
compressor 1 
1 225 Kgf/cm2 215 Kgf/cm2 210 Kgf/cm2 
2 220 Kgf/cm2 225 Kgf/cm2 210 Kgf/cm2 
3 220 Kgf/cm2 215 Kgf/cm2 225 Kgf/cm2 
Tabela 2 – Priorização de entrada dos compressores 
 
 
A prioridade de entrada dos compressores é coordenada por pressostatos instalados nos compressores. 
 
Cada compressor deve ser dotado de uma chave de comando manual/automático, de contator de partida, contador 
de horas de funcionamento e contador de partidas. 
 
Normalmente os compressores possuem relés para bloqueio por excesso de horas de funcionamento, ou seja, oito 
horas. O tempo cíclico de purga dos compressores também é controlado por relés normalmente ajustados para 
promover um purga de 20 segundos a cada 20 minutos de operação do compressor. . 
 
Os compressores são desligados automaticamente nas situações de: 
- Baixa pressão do óleo; 
- Relé térmico; 
- Excesso de trabalho. 
 
Observa-se que através de válvulas redutoras a pressão é reduzida para 90 Kgf/cm2, alimentando duas redes de ar 
comprimido, que podem operar interligadas ou separadas, de acordo com a conveniência operativa. 
 
 
1.12. Fusíveis 
 
Os fusíveis são dispositivos de proteção contra sobrecorrente e/ou corrente de curto circuito. A norma brasileira que 
prevê a utilização de fusíveis é a NB-1. 
 
Os fusíveis são utilizados para proteção dos mais diversos equipamentos e circuitos, desde equipamentos 
eletrônicos até equipamentos e circuitos de média e alta tensão. 
 
A figura 30, a seguir, apresenta o símbolo do fusível utilizado nos diagramas elétricos. 
 
 
 
Figura 30 – Símbolo do fusível 
 
 
Os fusíveis são constituídos geralmente por ligas, formadas por materiais como chumbo, estanho, cádmio, bismuto 
e mercúrio. Essas ligas apresentam baixo ponto de fusão, de 60 a 200o C. Esse baixo ponto de fusão é justificado 
pelo princípio de funcionamento do fusível, uma vez que o mesmo ao se fundir, interrompe a corrente. 
 
 
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Para qualquer finalidade, deve possuir sempre um isolante para envolvê-lo, pois se ficar exposto, o arco elétrico 
que surge durante sua fusão poderá danificar equipamentos e circuitos vizinhos. Percebe-se também que o 
elemento isolante deve suportar a pressão resultante do arco e a elevação da temperatura do elemento fusível. 
 
Os invólucros utilizados são normalmente de cerâmica, papelão, vidro entre outros. A maioria dos invólucros 
também permite a inspeção visual do estado do elemento fusível. 
 
 
 Especificações 
 
A especificação de um fusível pode ser feita a partir de sua capacidade de corrente e tensão e/ou através de 
seu tempo de resposta. 
 
Na especificação segundo a capacidade de corrente e tensão, deve-se considerar: 
 
a) Corrente nominal (IN) – é a intensidade de corrente continuamente suportável pelo dispositivo sem 
modificações nas características do mesmo e; 
b) Tensão nominal (VN) – é a tensão máxima de utilização do componente, estando diretamente ligado com a 
natureza do material empregado. 
 
No tocante aos tempos de fusão do dispositivo, os fusíveis podem ser: 
 
a) Rápidos (fast blow) - tempo de fusão da ordem de centésimos de segundo. Normalmente utilizados em 
cargas resistivas. 
b) Retardados (slow blow) - tempo de fusão alto, especificado pela fabricante. Normalmente utilizado em 
cargas indutivas ou capacitivas, como por exemplo motores, onde se tem sobrecorrente prevista na partida 
do mesmo. 
c) Normais 
 
Os fusíveis devem suportar continuamente a corrente máxima do circuito ou do aparelho protegido. 
Normalmente, os fusíveis são especificados para 150% da corrente máxima do circuito ou aparelho a ser 
protegido. 
 
Na figura 31, a seguir, têm-se as curvas características de resposta de um fusível de 400 A e 250 V. 
 
. 
Figura 31 – Curvas características de resposta de um fusível de 400 A e 250 V 
 
Pode-se observar que o tempo de fusão do fusível está ligado com a corrente que passa por ele, logo, quanto maior 
a corrente mais rápido o fusível vai se fundir. 
 
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 Tipos de fusíveis 
 
a) Fusível tipo Rolha 
 
O fusível tipo rolha é o mais comum nas instalações domiciliares, com tensão máxima de trabalho de 250 volts 
e capacidadede corrente de de 6 a 30 A. 
 
 
Figura 32 - Fusível tipo rolha 
 
b) Fusível tipo Cartucho 
 
O fusível tipo cartucho é normalmente utilizado em circuitos de iluminação e força. Com tensão máxima de 
trabalho de 250 Volts e capacidade de corrente que varia de 10 a 100 A. 
 
 
Figura 33 - Fusível tipo cartucho 
c) Fusível tipo Faca 
 
O fusível tipo faca possui o elo fusível com uma redução na área transversal em alguns trechos, característica 
responsável por tentar localizar a área de fusão. Com tensão máxima de trabalho de até 500 Volts e 
capacidade de corrente que varia de 80 a 600 A. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 34 - Fusível tipo faca 
 
d) Fusível tipo Diazed 
 
O fusível tipo diazed possui areia em seu interior que serve para atenuar os efeitos da pressão, temperatura e 
arco, durante a fusão do elo. Possui espoleta, que é uma pedra de cor que se desprende de sua posição 
 
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quando o fusível é queimado. São conhecidos pela sua alta precisão, principalmente os rápidos, que possuem 
o tempo de fusão girando em torno de décimos de segundo. A tensão máxima de trabalho é de 250 ou 500 V e 
capacidade de corrente que varia de 6 a 60 A para os rápidos e 80 a 200 A para os retardados. 
 
 
Figura 35 - Fusível tipo diazed 
 
 
e) Fusível tipo NH 
 
Os fusíveis tipo NH são muito semelhantes aos fusíveis tipo Diazed, diferindo basicamente na capacidade de 
corrente e encapsulamento. A capacidade de corrente varia de 6 a 1.000 A. 
 
 
Figura 36 - Fusível tipo NH 
 
f) Fusível de Alta tensão 
 
Os fusíveis utilizados em alta tensão possuem invólucros de alta rigidez dielétrica, como a porcelana, e suas 
especificações envolvem requisitos especiais compatíveis com a natureza e importância dos circuitos de alta 
tensão. Os valores de corrente variam de 15 a 200 ampéres. 
 
 
Figura 37 - Fusível de alta tensão 
 
 
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g) Fusível para Circuitos Eletroeletrônicos – baixa corrente 
 
Normalmente os invólucros desses fusíveis são de vidro ou cerâmica. São pequenos, com tensão máxima de 
trabalho de 60 V e capacidade de corrente de até 5 A. 
 
 
Figura 38 – Fusíveis de circuitos eletrônicos