TCC_KevinCardenas

Prévia do material em texto

<p>UNIVERSIDADE FEDERAL DO AMAZONAS</p><p>KEVIN CARDENAS BELLEZA</p><p>PROCEDIMENTOS E TESTES DE MANUTENÇÃO ELÉTRICA EM SUBESTAÇÕES</p><p>ABRIGADAS DE 13,8 KV</p><p>Manaus</p><p>2021</p><p>UFAM - Engenharia Elétrica – Eletrotécnica</p><p>KEVIN CARDENAS BELLEZA</p><p>PROCEDIMENTOS E TESTES DE MANUTENÇÃO ELÉTRICA EM SUBESTAÇÕES</p><p>ABRIGADAS DE 13,8 KV</p><p>Trabalho de conclusão de curso apresentado à</p><p>coordenação do curso de Engenharia Elétrica –</p><p>Eletrotécnica da Universidade Federal do Amazonas,</p><p>como parte necessária para a obtenção do título de</p><p>bacharel em engenharia elétrica.</p><p>Orientador:</p><p>Ozenir Farah da Rocha Dias</p><p>Manaus</p><p>2021</p><p>Belleza, Kevin Cardenas</p><p>B442p Procedimentos e testes de manutenção elétrica em</p><p>subestações abrigadas de 13,8 kV / Kevin Cardenas Belleza .</p><p>2021</p><p>120 f.: il. color; 31 cm.</p><p>Orientador: Ozenir Farah da Rocha Dias</p><p>TCC de Graduação (Engenharia Elétrica -</p><p>Eletrotécnica) - Universidade Federal do Amazonas.</p><p>1. Manutenção. 2. Equipamentos. 3. Preventiva. 4. Subestação.</p><p>5. Ensaios. I. Dias, Ozenir Farah da Rocha. II. Universidade</p><p>Federal do Amazonas III. Título</p><p>Ficha Catalográfica</p><p>Ficha catalográfica elaborada automaticamente de acordo com os dados fornecidos pelo(a)</p><p>autor(a).</p><p>PROCEDIMENTOS E TESTES DE MANUTENÇÃO ELÉTRICA EM SUBESTAÇÕES</p><p>ABRIGADAS DE 13,8 KV</p><p>KEVIN CARDENAS BELLEZA</p><p>MONOGRAFIA SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA -</p><p>ELETROTÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO AMAZONAS COMO PARTE DOS REQUISITOS</p><p>NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.</p><p>Aprovado por:</p><p>Prof. Dr. Ozenir Farah da Rocha Dias</p><p>Prof. Dr. Florindo Antonio de Carvalho Ayres Júnior</p><p>Prof. Dr. Daniel da Conceição Pinheiro</p><p>Manaus</p><p>2021</p><p>AGRADECIMENTOS</p><p>Este trabalho representa horas de estudos e dedicação apesar das adversidades que foram</p><p>surgindo no decorrer da sua elaboração. Gostaria primeiramente de agradecer a Deus que</p><p>durante momentos difíceis sempre me deu e continua dando força e sabedoria para continuar</p><p>em frente, por permitir que este trabalho seja realizado com sucesso, e me proporcionar gratidão</p><p>de mais um dever cumprido.</p><p>Agradeço também aos meus pais Marco Aurélio, Rosa Emestina e Katty Morey, pelos</p><p>conselhos, educação, motivação e dedicação durante todo o trajeto da minha vida, me desejando</p><p>o melhor para o meu crescimento como homem de bem.</p><p>Também gostaria de agradecer aos colegas de estudos, por compartilharem seus</p><p>conhecimentos em momentos difíceis durante minha carreira acadêmico e também pelos bons</p><p>momentos de alegria que pude passar com eles.</p><p>Além disso agradecer a instituição de ensino por ter me acolhido e me oferecido as</p><p>melhores estruturas possíveis no meu desenvolvimento profissional, aos grandes e memoráveis</p><p>professores que tive a honra de conhecer e aprender com eles.</p><p>Deem graças em todas as circunstâncias, pois esta é a</p><p>vontade de Deus para vocês em Cristo Jesus.</p><p>1 Tessalonicenses 5:18</p><p>Resumo da Monografia apresentada à UFAM como parte dos requisitos necessários para a</p><p>obtenção do grau de bacharel em Engenheiro Elétrica</p><p>PROCEDIMENTOS E TESTES DE MANUTENÇÃO ELÉTRICA EM SUBESTAÇÕES</p><p>ABRIGADAS DE 13,8 KV</p><p>Kevin Cardenas Belleza</p><p>Julho/2021</p><p>Orientador: Ozenir Farah da Rocha Dias</p><p>Curso: Engenharia Elétrica - Eletrotécnica</p><p>As técnicas tradicionais de manutenção industrial passaram por grandes avanços nos últimos</p><p>anos devido a necessidade de minimizar a indisponibilidade das máquinas fabris, provocadas</p><p>pela falta de preservação dos seus ativos. Com o crescimento tecnológico, técnicas avançadas</p><p>de análise dos equipamentos foram elaboradas, permitindo aos setores de manutenção industrial</p><p>adotarem em seus processos. Esse desenvolvimento de novas técnicas tem deixado a aplicação</p><p>da manutenção corretiva em desuso, permitido o surgimento da manutenção preventiva e</p><p>preditiva, este último sendo não invasiva. A manutenção preventiva é o principal tema deste</p><p>trabalho, sendo abordado a sua aplicação em subestações abrigadas de 13,8kV. Portanto, este</p><p>trabalho visa explanar técnicas modernas de manutenção preventiva dos equipamentos de uma</p><p>subestação, através de uma metodologia e procedimentos de ensaios, assim como por meio de</p><p>um estudo de caso simples, de tal forma que permita ao leitor compreender de maneira simples</p><p>o tema principal abordado neste trabalho.</p><p>Palavras-chave: Manutenção, equipamentos, preventiva, subestação, metodologia, ensaio.</p><p>Abstract of Monograph presented to UFAM as a partial fulfillment of the requirements for the</p><p>bachelor of electrical engineering.</p><p>ELECTRICAL MAINTENANCE PROCEDURES AND TESTS IN SHELTERED 13.8 KV</p><p>SUBSTATIONS</p><p>Kevin Cardenas Belleza</p><p>July/2021</p><p>Advisor: Ozenir Farah da Rocha Dias</p><p>Course: Electrical Engineering - Electrotechnical</p><p>Traditional industrial maintenance techniques have undergone great advances in recent years</p><p>due to the need to minimize the unavailability of manufacturing machines, caused by the lack</p><p>of preservation of their assets. With technological growth, advanced equipment analysis</p><p>techniques were developed, allowing industrial maintenance sectors to adopt them in their</p><p>processes. This development of new techniques has left the application of corrective</p><p>maintenance in disuse, allowing the emergence of preventive and predictive maintenance, the</p><p>latter being non-invasive. Preventive maintenance is the main theme of this work, and its</p><p>application in sheltered 13.8kV substations is addressed. Therefore, this work aims to explain</p><p>modern techniques for preventive maintenance of substation equipment, through a</p><p>methodology and testing procedures, as well as through a simple case study, in such a way that</p><p>allows the reader to understand the subject in a simple way. main approach in this work.</p><p>Keywords: Maintenance, equipment, preventive, substation, methodology, test.</p><p>SUMÁRIO</p><p>SUMÁRIO ............................................................................................................................................ 9</p><p>CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 16</p><p>1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO .................................................................................................... 17</p><p>1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................................ 17</p><p>1.2.1 Objetivo Geral ..................................................................................................................... 17</p><p>1.2.2 Objetivos específicos ........................................................................................................... 18</p><p>1.3 PROCEDIMENTO METODOLÓGICO .............................................................................. 18</p><p>CAPÍTULO 2: COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ..................... 20</p><p>2.1 SISTEMA DE GERAÇÃO ........................................................................................................ 20</p><p>2.2 SISTEMA DE TRANSMISSÃO ................................................................................................ 23</p><p>2.3 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO ................................................................................................ 24</p><p>2.3.1 Sistema de subtransmissão</p><p>de subestação apresenta transformador de uso convencional com suas buchas</p><p>de baixa e média tensão respectivamente na parte lateral e superior da sua carcaça, e de igual</p><p>maneira que a subestação anteriormente mencionada está se acopla através de flanges</p><p>retangulares aos módulos metálicos da subestação (ROMAGNOLE, 2020).</p><p>43</p><p>3.2.2.2.3 Subestação com transformador enclausurado em posto metálico com tela aramada</p><p>Neste tipo de subestação os transformadores estão instalados no interior de um cubículo</p><p>e existe forte restrição de sua utilização à intempérie, apresenta uma cobertura de aço e lateral</p><p>aramada, ou que faz com que ela tenha um baixo grau de proteção e o seu uso proibido em</p><p>ambientes poluídos, com matérias combustíveis e onde haja a circulação de pessoas não</p><p>habilitadas (MAMEDE, 2017).</p><p>3.2.2.2.4 Transformador e demais equipamentos enclausurados em posto metálico em chapa</p><p>de aço</p><p>Os transformadores da mesma forma que na subestação anterior estão localizados em</p><p>cubículos blindados compactos, diferenciando-se por ser totalmente protegido tanto na sua</p><p>cobertura como nas laterais por chapa de aço com aberturas para a sua refrigeração, o que lhe</p><p>permite ter um maior grau de proteção, como pode-se observar na Figura 14 (BEGHIM, 2012).</p><p>Figura 14 - Subestação primaria compacta blindada.</p><p>Fonte: (Beghim, 2012)</p><p>44</p><p>3.2.2.3 Subestação de instalação exterior ou à intempérie</p><p>São subestações com seus equipamentos instalados ao ar livre e seus aparelhos</p><p>normalmente abrigados. Devido aos seus equipamentos estarem exposto à intempérie acabam</p><p>se tornando mais caras em relação as subestações internas, além disso normalmente ocupam</p><p>mais espaço, mas em contrapartida precisam de menos material e tempo para sua construção, e</p><p>a localização de uma falha fica mais rápido de ser encontrada assim como a sua manutenção.</p><p>Podem ser classificadas em dois tipos, de acordo a montagem dos equipamentos (Diniz, 2017).</p><p>3.2.2.3.1 Subestação aérea em plano elevado</p><p>Neste tipo de subestação, como se pode observar na Figura 15, o transformador fica</p><p>instalado no poste normalmente construído de concreto armado, podendo até estar sobre dois</p><p>postes, como se observa na Figura 16, dependendo da potência do transformador. As partes</p><p>vivas estão situadas a 5 m acima do solo, ou no mínimo 3,5 m desde que a área esteja isolada</p><p>através de tela metálica devidamente aterrada de tal forma que impeça a circulação de pessoas</p><p>não autorizadas. Algumas concessionarias usam apenas um poste quando o transformador tem</p><p>potência de até 150 kVA, ou dois postes quando é igual ou superior a 225 kVA. A mureta é</p><p>responsável por abrigar em baixa tensão as caixas de TC’s, medição e proteção (disjuntos do</p><p>tipo caixa moldada) (MAMEDE, 2017).</p><p>45</p><p>Figura 15 - Subestação aérea de 13,8 kV.</p><p>Fonte: (Própria).</p><p>Figura 16 – Subestação aérea de 13,8 kV de torre em poste duplo.</p><p>Fonte: (Própria).</p><p>46</p><p>3.2.2.3.1 Subestação de instalação no nível do solo</p><p>Este tipo de subestação é normalmente encontrado em um nível de tensão de 34,5 kV, e</p><p>os seus equipamentos como transformadores e disjuntores são instalados ao nível do solo em</p><p>bases de concreto, e as chaves seccionadoras, para-raios e chaves fusíveis fixados em estruturas</p><p>aéreas de concreto armado, conforme Mamede (2017). Os aparelhos são instalados na casa de</p><p>comando que podem estar em quadros metálicos abrigados em edifícios em alvenaria ou quando</p><p>instalados à intempérie em quadros com grau de proteção IP 54. A subestação delimita seu</p><p>acesso fisicamente a pessoas não autorizadas através de tela metálica ou mureta de alvenaria.</p><p>Seu custo tende a ser elevado na zona urbana devido ao fato de ocupar grande espaço para sua</p><p>construção, além de usar equipamento mais robusto. Nas Figuras 17 e 18 pode-se observar em</p><p>vista lateral e aérea respectivamente, este tipo de subestação.</p><p>Figura 17 – Vista frontal de uma subestação instalada à intempérie.</p><p>Fonte: (Mamede, 2017)</p><p>47</p><p>Figura 18 - – Vista aérea de uma subestação instalada à intempérie.</p><p>Fonte: (Mamede, 2017)</p><p>3.3 EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO</p><p>Uma subestação consumidora de alvenaria é uma edificação constituída de cubículos ou</p><p>postos, que albergam basicamente equipamentos e instrumentos de medição e proteção, para</p><p>que a tensão e corrente sejam modificadas a valores admissíveis para o funcionamento das</p><p>cargas da instalação elétrica. Esses equipamentos são distribuídos nos cubículos numa</p><p>sequência adequada para sua operação de maneira segura. Os equipamentos e instrumentos</p><p>instalados em uma subestação são os seguintes:</p><p>• Mufla;</p><p>• Para-raios;</p><p>• Transformador de corrente – TC;</p><p>• Transformador de potencial – TP;</p><p>• Disjuntor;</p><p>• Relé;</p><p>• Chave seccionadora;</p><p>48</p><p>• Transformador de potência</p><p>3.3.1 Mufla</p><p>Segundo Junior (2004), a mufla também conhecido como terminal polimérico, é um</p><p>dispositivo utilizado para isolar um condutor isolado ao se conectar com outro condutor nu</p><p>(barramento) ou terminais de conexão de um equipamento (transformador). As muflas podem</p><p>ser fabricadas para a sua utilização tanto ao tempo quanto em instalações abrigadas, dependendo</p><p>de sua estrutura construtiva. Quando utilizadas ao tempo é comum de se ver instalado na</p><p>extremidade externa do alimentador de uma subestação consumidora e quando usado no interior</p><p>é encontrado no interior do cubículo de entrada de uma subestação consumidora se conectando</p><p>aos barramentos. Na Figura 19, pode-se observar dos tipos de muflas, a do lado esquerdo para</p><p>instalações internas e a do lado direito para instalações externas.</p><p>Figura 19 – Muflas.</p><p>Fonte: (Raychem, 2021, p.14)</p><p>3.3.2 Para-raios</p><p>De acordo com Barros (2015), o para-raios é um equipamento de proteção contra surtos</p><p>de tensão, devido às descargas atmosféricas ou a manobras de chaveamento interno de chaves</p><p>seccionadoras ou disjuntores. Este equipamento protege os equipamentos de uma subestação e</p><p>os transformadores de distribuição reduzindo o nível de sobretensão a níveis compatíveis com</p><p>a capacidade suportável. A capacidade de proteger os equipamentos elétricos se dá pela não</p><p>linearidade dos materiais utilizados na sua fabricação, este equipamento se comporta como uma</p><p>49</p><p>chave aberta quando em condições normais, e fechando quando na presença de sobretensões,</p><p>permitindo a passagem de corrente elétrica para a terra. A Figura 20 mostra um para-raios de</p><p>corpo polimérico, onde foram descritas suas partes constituintes.</p><p>Figura 20 – Para-raios de corpo polimérico.</p><p>Fonte: (Mamede, 2013, p.8)</p><p>3.3.3 Transformador de corrente</p><p>O transformador de corrente é um equipamento que transformar correntes elevadas que</p><p>circulam no seu enrolamento primário devido à corrente de carga do circuito ao qual está</p><p>conectado, em pequenas correntes (geralmente 5A), no seu enrolamento secundário, permitindo</p><p>a aferição da corrente a valores compatíveis com os instrumentos de medição (faturamento de</p><p>energia) e de proteção (relé), Mardegan (2020). A Figura 21 mostra a estrutura física de um TC,</p><p>muito utilizado em subestação abrigadas de 13,8 kV.</p><p>Figura 21 - Transformador de corrente.</p><p>Fonte: (Brasforme, 2021)</p><p>50</p><p>3.3. 4 Transformador de potencial</p><p>De acordo com Mardegan (2020), o transformador de potencial (TP) é um equipamento</p><p>monofásico, que possui dois enrolamentos, um primário e um secundário, isolados os circuitos</p><p>eletricamente, mas acoplados magneticamente, e usado com o propósito de se reduzir a tensão</p><p>a valores inferiores ao do enrolamento primário, para que se possa ter as seguintes finalidades:</p><p>• Incentivar a segurança dos colaboradores;</p><p>• Isolar eletricamente o circuito de potência dos instrumentos de medição e proteção;</p><p>• Reproduzir exatamente o valor da tensão no enrolamento primário no secundário.</p><p>Na Figura 22, pode-se visualizar um TP utilizado com frequência em subestações</p><p>abrigadas de 13,8 kV.</p><p>.</p><p>Figura 22 – Transformador de potencial.</p><p>Fonte: (Brasforme, 2021)</p><p>3.3.5 Disjuntor</p><p>O disjuntor é um equipamento eletromecânico desenvolvido para interromper correntes</p><p>elétricas de um circuito sob as seguintes condições: normais, sobrecorrente, curto-circuito e</p><p>demais anomalias que podem ocorrer. Esses equipamentos desenvolvidos com diversas</p><p>tecnologias para a extinção do arco elétrico, podendo ser dos seguintes tipos, conforme Barros</p><p>(2015):</p><p>• Pequeno volume de óleo (PVO);</p><p>• Grande volume de óleo (GVO);</p><p>• Sopro magnético;</p><p>• Ar comprimido;</p><p>51</p><p>• Vácuo;</p><p>• Gás.</p><p>Na Figura 23 é apresentado um exemplo de um disjuntor de média tensão de pequeno</p><p>volume de óleo.</p><p>Figura 23 - Disjuntor PVO.</p><p>Fonte: (Beghin, 2012)</p><p>3.3.6 Relé de Proteção</p><p>Para realizar a proteção da subestação de energia elétrica são empregados relés de</p><p>proteção em conjunto com disjuntores. O relé detecta a ocorrência do defeito e envia um</p><p>comando para o disjuntor seccionar a instalação elétrica. Com o avanço tecnológico os relés</p><p>passaram a ser dispositivos totalmente digitais, formados de circuitos eletrônicos</p><p>acompanhados de chips de alta velocidade de processamento que oferecem as mais diversas</p><p>formas de proteção aos sistemas elétricos, como de sobrecarga, curto-circuito, sobretensão,</p><p>subtensão e entre outros, Mamede (2016).</p><p>Nas subestações consumidoras de média tensão o relé mais empregado é o de proteção</p><p>contra sobrecorrente instantânea e temporizada 50/51, este dispositivo realiza a medição da</p><p>corrente reduzida pelos TC’s, enviando um sinal de trip ao disjuntor toda vez que a corrente de</p><p>fase e de neutro ultrapassar os limites de suas curvas de atuação. Na Figura 24 é apresentado</p><p>um relé de sobrecorrente da marca Pextron frequentemente utilizado na proteção de subestações</p><p>de energia elétrica de 13,8 kV.</p><p>52</p><p>Figura 24 - Relé de sobrecorrente.</p><p>Fonte: (Pextron, 2021)</p><p>3.3.6 Chave seccionadora</p><p>Na Figura 25, pode-se observar uma chave seccionadora e de acordo com Barros (2015),</p><p>é um dispositivo de manobra constituído de três lâminas móveis, movimentadas</p><p>simultaneamente através de um eixo rotativo acionado através de um bastão ou manopla, onde</p><p>tanto a parte fixa como a parte móvel são sustentados por isoladores. Este dispositivo permite</p><p>realizar a abertura e fechamento das lâminas de fases em circuitos sem carga.</p><p>Figura 25 - Chave seccionadora com câmera de extinção de arco elétrico.</p><p>Fonte: (Viaporto, 2021)</p><p>53</p><p>3.3.7 Transformador</p><p>De acordo com Barros (2015), o transformador é uma máquina elétrica estática que</p><p>permite elevar ou baixar a tensão e a corrente através da transferência de energia elétrica do</p><p>enrolamento primário para o enrolamento secundário ou terciário se existir, por meio da indução</p><p>eletromagnética, mantendo a frequência de entrada a mesma. O transformador é constituído de</p><p>dois elementos fundamentais, as bobinas (primária e secundária) e o núcleo constituído de</p><p>chapas de material ferromagnético.</p><p>De acordo com Barros (2015), os transformadores das subestações de consumidores</p><p>podem ser de dois tipos construtivos, os a óleo e a seco. Os a óleo permitem isolar e refrigerar</p><p>os enrolamentos da máquina através do seu liquido isolante, conforme a Figura 26. Já os a seco,</p><p>são revestidos por uma resina isolante de epóxi e refrigerados por meio do ar que circula nas</p><p>bobinas, como se pode observar na Figura 27.</p><p>Figura 26 - Transformador a óleo.</p><p>Fonte: (Weg, 2021)</p><p>54</p><p>Figura 27 - Transformador a seco.</p><p>Fonte: (Weg, 2021)</p><p>3.3.8 Considerações sobre materiais e equipamentos de uma subestação.</p><p>De acordo com a norma técnica de fornecimento de energia elétrica da concessionária</p><p>de energia local, NDEE – 01 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV</p><p>e 34,5 kV), da Amazonas Energia (2021, p.29) na seção 7.1.1. diz: “ Os materiais e</p><p>equipamentos constituintes da subestação (condutores, transformador de potência, eletrodutos,</p><p>caixas, disjuntores, relé de proteção de sobrecorrente e de proteção direcional, chaves,</p><p>ferragens, para-raios, etc.) serão adquiridos pelo consumidor.” Portanto a concessionária</p><p>responsabiliza o consumidor se ocorrerem danos na unidade consumidora devido a falhas em</p><p>estes equipamentos.</p><p>Além disso a concessionária chama a atenção no item 7.1.4 a que antes da aquisição</p><p>dos materiais e equipamentos a serem instalados na subestação conforme o projeto, passem por</p><p>análise da Amazonas Energia, pois a aquisição equivocada pode requerer a substituição de</p><p>materiais e equipamentos, sendo assim de total responsabilidade do consumidor.</p><p>No que se refere a manutenção dos equipamentos de proteção e transformação, a</p><p>concessionária local no item 7.9.6 recomenda programar a manutenção conforme recomendado</p><p>pelos fabricantes, solicitando antecipadamente o pedido de desligamento (PD), a ART de</p><p>manutenção e a planta de localização da instalação se for realizado alguma atividade dentro da</p><p>subestação.</p><p>55</p><p>CAPÍTULO 4: CONHECIMENTOS BÁSICOS DE MANUTENÇÃO EM UMA</p><p>SUBESTAÇÃO</p><p>4.1 INTRODUÇÃO</p><p>No decorrer dos anos o setor de manutenção passou por quatro grandes revoluções,</p><p>conhecidas como “Gerações da Manutenção”. Na primeira geração a manutenção era</p><p>considerado apenas como a ação de consertar um equipamento com falha, ou seja, de se realizar</p><p>a manutenção corretiva (TELES, 2019).</p><p>A segunda geração da manutenção veio após a Segunda Guerra Mundial, quando a</p><p>economia tinha passado por um processo de crescimento e as indústrias estavam em plena</p><p>expansão, não sendo viável realizar a manutenção do equipamento após a ocorrência de um</p><p>defeito. Desse modo, foram adotadas medidas que permitiram o surgimento da manutenção</p><p>preventiva, criando um setor para gerenciar os ativos da empresa (Teles, 2019).</p><p>Com o início da Terceira Revolução Industrial a tecnologia da informação tomou conta</p><p>das empresas, o que permitiu a automação do processo produtivo através da introdução de</p><p>braços robotizados, CLP’s e a eletropneumática. Esses eventos proporcionaram o surgimento</p><p>da terceira geração de manutenção. Nesse período começou a se popularizar a manutenção</p><p>preditiva, através da utilização de técnicas de inspeção mais sofisticadas, como a análise de</p><p>óleo, análise de vibração, termografia e ultrassom, o que permitiu determinar uma falha no</p><p>equipamento ainda em seu estágio inicial (TELES, 2019).</p><p>Já a quarta geração da manutenção surgiu em meados dos anos 2000, carregando</p><p>consigo a possibilidade de garantir a confiabilidade, produtividade e disponibilidade dos ativos</p><p>ainda em fase de projeto, proporcionando a manutenção uma forma de estratégia a ser definida</p><p>na fase de projeto. Com essa nova geração surgiu o conceito de mantenabilidade que se refere</p><p>a facilidade de se manter um equipamento em operação (TELES, 2019).</p><p>Na Figura 28, retirada do livro de “Planejamento e controle da manutenção” do autor</p><p>Teles, pode ser observada a evolução da manutenção ao longo dos anos, desde o seu surgimento</p><p>até os dias atuais. Nessa figura são apresentadas as características, o custo envolvido e a taxa</p><p>de disponibilidade e confiabilidade de cada geração de manutenção.</p><p>56</p><p>Figura 28 - Evolução das técnicas de manutenção.</p><p>Fonte: (Teles, 2019, p.17)</p><p>4.2 FUNÇÕES DA MANUTENÇÃO</p><p>A Manutenção tem como objetivo que os elementos ou componentes dos equipamentos</p><p>industriais não sofram danos de tal forma que percam suas características. Então, a sua</p><p>finalidade é aumentar a disponibilidade dos equipamentos de uma empresa, evitando-se a</p><p>parada dos setores produtivos, como consequência, o aumento da sua produtividade.</p><p>No setor industrial, a manutenção da subestação de energia deve ser realizada</p><p>periodicamente,</p><p>como intuito de garantir uma maior durabilidade aos equipamentos e</p><p>disponibilidade de energia elétrica aos setores produtivos. Essa manutenção geralmente é</p><p>executada pela equipe de manutenção, constituídos comumente por técnicos mecânicos e</p><p>eletricistas, além da equipe de analistas de PCM (Planejamento e Controle da Manutenção).</p><p>Estes especialistas permitem manter ou restabelecer um equipamento, máquina e infraestrutura</p><p>em perfeito estado de funcionamento através de um conjunto de ações técnica e administrativas.</p><p>Segundo a NBR – 5462 (1994), a manutenção se divide em três tipos: manutenção</p><p>corretiva, manutenção preventiva e manutenção preditiva. É de responsabilidade do setor de</p><p>manutenção decidir por quais das manutenções adotar para manter a disponibilidade e</p><p>confiabilidade dos ativos da empresa, baseada na análise do histórico de falhas das máquinas e</p><p>da experiência dos responsáveis pelo planejamento.</p><p>57</p><p>4.2.1 Manutenção preventiva</p><p>De acordo com a NBR – 5462 (1994), é a manutenção efetuada em intervalos</p><p>preestabelecidos, ou de acordo com critérios prescritos, destinados a reduzir a probabilidade de</p><p>falha ou a degradação do funcionamento de um item.</p><p>A manutenção preventiva pode se subdividida em:</p><p>• Manutenção programa ou sistemática;</p><p>• Manutenção condicional.</p><p>4.2.1.1 Manutenção programa ou sistemática</p><p>É realizada com base no espaço do tempo em que o equipamento já trabalhou, e em</p><p>intervalos fixos de tal forma que que seja capaz de reduzir o número de falhas não detectadas</p><p>de forma antecipada. (PESSOA, 2014).</p><p>4.2.1.2 Manutenção condicional</p><p>É aquela realizada baseada no estado do equipamento após apresentar um sintoma</p><p>relevante em sua operação, para isso são realizadas inspeções periódicas, para se conhecer o</p><p>estado atual dos componentes do equipamento, sendo utilizado geralmente nas máquinas</p><p>fundamentais para a produção (PESSOA, 2014).</p><p>4.2.2 Manutenção corretiva</p><p>É a manutenção utilizada apenas para corrigir as causas e efeitos de uma ocorrência</p><p>verificada que pode ser de falha (que provoca a parada do equipamento) ou quando o mesmo</p><p>fica numa condição inadmissível de operação. Esse tipo de manutenção deve ser evitado devido</p><p>aos transtornos causados (PESSOA, 2014).</p><p>58</p><p>4.2.3 Manutenção preditiva:</p><p>É utilizado para decidir o melhor momento para intervir no equipamento baseado na</p><p>progressão dos sintomas detectado ao longo de sua vida útil. Permite manter baixos custos,</p><p>redução de reparos e evitar paradas não programadas, eliminando as manutenções</p><p>desnecessárias (PESSOA, 2014).</p><p>4.3 ANÁLISE DE FALHAS: CURVA DA BANHEIRA</p><p>Para a análise de falhas, o setor de manutenção utiliza com frequência um gráfico</p><p>conhecido como curva da banheira e essa curva é apresentada na Figura 29.</p><p>Figura 29 – Curva da banheira.</p><p>Fonte: (Pessoa, 2014, p.215)</p><p>A parte (A) encontrada na curva da banheira é conhecida como depuração, indica que</p><p>a taxa de falhas inicialmente é alta e decresce de forma rápida, estas falhas são conhecidas como</p><p>prematuras ou precoces e se devem principalmente ao transporte, instalação e operação do</p><p>equipamento, nesse tempo o equipamento está se ajustando (PESSOA, 2014).</p><p>A parte (B) da curva é chamada de vida útil e é onde a taxa de falhas é a menor possível</p><p>e as falhas podem ocorrer de forma inesperada (PESSOA, 2014).</p><p>Já a parte (C) da curva é conhecida como desgaste e mostrar que a partir de um período</p><p>de tempo o equipamento ou máquinas da empresa tende a falhar constantemente devido ao</p><p>desgaste das peças e acessórios, além de indicar que a mesma já está próxima do fim de sua</p><p>vida útil (PESSOA, 2014).</p><p>59</p><p>A evolução das técnicas da manutenção, assim como os conceitos e análise gráfica</p><p>mencionados até aqui são aplicados nas mais diversas áreas, desde a mecânica até a elétrica, e</p><p>são de grande importância para o aprendizado do leitor. Após a apresentação dos fundamentos</p><p>sobre manutenção, nos próximos tópicos serão abordados estudos específicos da manutenção</p><p>em subestações de energia elétrica.</p><p>4.4 A NR – 10 NA MANUTENÇÃO ELÉTRICA</p><p>Ao se realizar uma atividade de manutenção elétrica em uma subestação é fundamental</p><p>conhecer a NR 10 – segurança em instalações e serviços em eletricidade, pois esta norma</p><p>estabelece os requisitos e condições mínimas para se manter segurança e saúde dos</p><p>colaboradores envolvidos de forma direta ou indiretamente em serviços e instalações elétricas.</p><p>É importante destacar que está norma não se limita apenas a sua aplicação na</p><p>manutenção elétrica, mas também as fases de projetos, construção, montagem, operação,</p><p>atividades próximas de áreas energizadas como as realizadas pelos trabalhadores de</p><p>telecomunicação, e entre outras, conforme o item 10.1.2 da NR 10 (2020).</p><p>Além disso toda vez que houver uma intervenção de qualquer tipo que seja, em uma</p><p>instalação elétrica, para se garantir segurança e saúde das pessoas envolvidas, está norma exige</p><p>que sejam tomadas medidas preventivas para o controle dos riscos envolvendo eletricidade e</p><p>outros, por meio de técnicas que permitam analisar os riscos envolvidos no serviço a ser</p><p>executado, de acordo ao descrito no item 10.2.1 da NR 10 (2020).</p><p>Vale destacar também que nos itens 10.2.8 e 10.2.9 desta norma são apresentadas as</p><p>medidas de proteção que os colaboradores devem adotar durante uma atividade envolvendo</p><p>eletricidade. Quanto as medidas de proteção coletiva, devem ser implantados procedimentos no</p><p>serviço a ser executada, como a desenergização quando for possível, ou quando não adotar</p><p>outras medidas como isolação das partes energizadas, sinalização e entre outras. Quando as</p><p>medidas coletivas adotadas não forem suficientes para mitigar os riscos envolvidos na</p><p>atividade, devem ser utilizados equipamentos de proteção individual que atendam a NR 6, como</p><p>vestimentas em conformidade com o nível de tensão a se trabalhar, e sendo proibido o uso de</p><p>adornos principalmente metálicos como relógio, anel, pulseira e cordão nas proximidades de</p><p>áreas das instalações elétricas.</p><p>60</p><p>A norma também mostra os procedimentos a serem realizados durante a desenergização</p><p>e reenergização das instalações elétricas, nos itens 10.5.1 e 10.5.2 respectivamente. Estes</p><p>procedimentos são essenciais para a intervenção e recomposição da instalação de forma segura,</p><p>mitigando riscos de acidentes. Além disso no item 10.5.3 mostra que os procedimentos adotados</p><p>anteriormente podem sofrer mudanças de acordo com as particularidades da instalação e da</p><p>atividade a ser executada, desde que este seja aprovado por um profissional habilitado e as</p><p>medidas de segurança se mantenham as mesmas.</p><p>Quanto aos procedimentos de trabalho do item 10.11, menciona que as atividades em</p><p>instalações elétricas devem ser planejadas conforme procedimentos específicos da tarefa a ser</p><p>realizada, além de padronizadas e descritas passo a passo com assinatura do profissional</p><p>habilitado e autorizado.</p><p>4.5 REQUISITOS PARA A MANUTENÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO</p><p>4.5.1 Documentações</p><p>Antes de se iniciar um serviço de manutenção de uma subestação de energia elétrica é</p><p>necessário que a equipe responsável por realizar a atividade providencie alguns documentos</p><p>que possam formalizar e auxiliar no serviço. De acordo com BARROS (2015, p.128), os</p><p>documentos necessários são:</p><p>• ART (Anotação de Responsabilidade Técnica) preenchida e recolhida por um</p><p>profissional legalmente habilitado;</p><p>• Manual dos fabricantes dos equipamentos;</p><p>• Formulário de relatórios técnicos dos ensaios e verificações dos equipamentos;</p><p>• Folha de registro do relatório da manutenção anterior;</p><p>• Procedimentos de trabalho padronizado conforme item 10.11 da NR – 10;</p><p>• Documento da autorização comprobatório dos profissionais, conforme item 10.8 da NR</p><p>– 10.</p><p>61</p><p>4.5.2 Equipamentos de proteção individual e coletivo</p><p>Segundo</p><p>a NBR – 14039 (2005, p.80) na seção 8.1.7, “É obrigatório o uso de EPC</p><p>(equipamentos de proteção coletiva) e EPI (equipamentos de proteção individual) apropriados,</p><p>em todos os serviços de manutenção das instalações elétricas de média tensão”.</p><p>Os equipamentos de proteção são fundamentais para a preservação física e de saúde dos</p><p>trabalhadores e de terceiros que possar frequentar zonas de risco. Portanto, é importante que o</p><p>colaborador saiba como utilizar e conservar da maneira correta os equipamentos de proteção,</p><p>assim como comunicar ao seu superior caso o mesmo apresente alguma alteração que possa vir</p><p>a comprometer a sua segurança.</p><p>Para a manutenção de uma subestação de energia elétrica podem ser utilizados os</p><p>seguintes EPCs:</p><p>• Fita de sinalização;</p><p>• Bandeirola ou placa de sinalização;</p><p>• Sistema de bloqueio padronizado;</p><p>• Detector de tensão;</p><p>• Kit de aterramento temporário;</p><p>• Bastão isolante com cabeçote para fixação do aterramento temporário;</p><p>• Bastão de manobra;</p><p>• Cones de sinalização;</p><p>• Banqueta isolante;</p><p>• Manta isolante;</p><p>• Extintor de incêndio.</p><p>• Tapete de borracha;</p><p>Para a proteção individual dos colaboradores que realizaram o serviço de manutenção</p><p>da subestação podemos mencionar os seguintes EPIs:</p><p>• Luva isolante com classe de proteção adequada para o nível de tensão de serviço;</p><p>• Luva de vaqueta</p><p>• Óculos de segurança com proteção contra impacto brilho;</p><p>62</p><p>• Capacete de segurança classe B com viseira;</p><p>• Cinto de segurança para atividades acima de 2 m;</p><p>• Manga de borracha;</p><p>• Calçado de segurança de acordo com a NR – 10;</p><p>• Vestimenta ATPV CAT 2;</p><p>• Balaclava;</p><p>• Protetor auditivo;</p><p>• Colete de sinalização (para locais com trânsito veicular).</p><p>Alguns desses EPIs e EPCs devem ser submetidos periodicamente a ensaios que</p><p>comprove a sua perfeita isolação elétrica contra níveis de tensão de operação, neste caso</p><p>superior a 13,8 kV.</p><p>4.5.3 Ferramentas e materiais</p><p>Entre as principais ferramentas utilizadas para se realizar a manutenção de uma</p><p>subestação de energia elétrica temos:</p><p>• Jogo de chaves de boca;</p><p>• Chave catraca;</p><p>• Alicate universal e de corte;</p><p>• Jogo de chaves de fenda isoladas;</p><p>• Torquímetro;</p><p>• Escada;</p><p>• Bandeja para lavagem de peças;</p><p>• Martelo;</p><p>• Chave grifo;</p><p>• Kit arco de serra;</p><p>• Kit para coleta de amostra de óleo do transformador;</p><p>• Instrumentos de ensaio;</p><p>• Gerador, extensão e iluminação;</p><p>• Materiais de limpeza (solvente, pano, sacos, etc.).</p><p>63</p><p>É importante salientar que os itens listados podem ser alterados de acordo com as</p><p>necessidades da atividade e das características dos equipamentos em manutenção.</p><p>4.6 PROCEDIMENTOS DE SEGURANÇA EM MANUTENÇÃO</p><p>As subestações são compostas pelos mais diversos equipamentos, cada um com sua</p><p>devida função, e com um período de vida útil onde se espera que em esse tempo possam realizar</p><p>de maneira eficaz a função ao qual foram construídas. Contudo, no decorrer do tempo em</p><p>funcionamento passam por desgastes e danos, o que exigem a sua intervenção para a</p><p>manutenção. Este tipo de serviço envolve a realização de atividades com eletricidade, o que</p><p>requer a máxima segurança possível durante sua execução. Então, para a execução dessas</p><p>manutenções é necessário realizar procedimentos de segurança rigorosas respeitando a NR –</p><p>10, para mitigar os riscos de acidentes com os profissionais envolvidos.</p><p>4.6.1 Procedimentos de desenergização</p><p>De acordo com a seção 10.5.1 da NR – 10 (2019), se considera desenergizado e pronto</p><p>para a execução de uma atividade, as instalações elétricas que tenham realizado antes os</p><p>procedimentos na sequência a seguir:</p><p>a) Seccionamento;</p><p>b) Impedimento de reenergização;</p><p>c) Constatação da ausência de tensão;</p><p>d) Instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos condutores dos</p><p>circuitos;</p><p>e) Proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada;</p><p>f) Instalação da sinalização de impedimento de reenergização.</p><p>A seção 6.3.6.1 da NBR 14039 (2005), apresenta as prescrições referentes aos</p><p>dispositivos de seccionamento para instalações elétricas de média tensão. Para subestações de</p><p>energia elétrica, o seccionamento ocorre através da abertura dos disjuntores de média e baixa</p><p>64</p><p>tensão e em seguida pela abertura das chaves seccionadoras dos cubículos de transformação,</p><p>proteção e medição.</p><p>Após realizada a desenergização da subestação, deve ser realizado o impedimento de</p><p>sua reenergização. Isso ocorre para garantir maior segurança ao trabalhador, e esse</p><p>procedimento é realizado através do bloqueio ou intertravamento que pode ser do tipo mecânico</p><p>(cadeado ou fechadura do comando), elétrico (abertura de um circuito de comando), pneumático</p><p>(alimentação do ar comprimindo) ou físico (material isolante entre os contatos abertos do</p><p>equipamento).</p><p>Para garantir a completa desenergização da subestação, é feito a constatação da ausência</p><p>da tensão elétrica. Essa constatação é realizada através de um instrumento chamado detector de</p><p>tensão que deve ser adequado ao nível de tensão a ser medido em corrente alternada. Este</p><p>instrumento permite constatar a ausência de energia elétrica nos barramentos e equipamento</p><p>dos cubículos da subestação, sendo necessário o colaborador realizar antes das medições a</p><p>verificação do perfeito estado de funcionamento do instrumento. É fundamental se realizar a</p><p>aferição nas três fases e em todos os postos usando os equipamentos de proteção e mantendo a</p><p>adequada distância das possíveis zonas energizadas.</p><p>A instalação do aterramento temporário com equipotencialização dos condutores tem</p><p>como objetivo prevenir de eventuais choques elétrico aos trabalhadores devidos a defeitos, erros</p><p>ou tensões induzidas nas instalações, garantindo a segurança no decorrer do tempo em que durar</p><p>a manutenção.</p><p>Para se manter isolado os elementos energizados na zona controlada, usa-se de</p><p>obstáculos isolantes considerados EPC’s e instalados a distância com o auxílio de bastões de</p><p>manobra. Estes isolantes apresentam propriedades dielétricas adequada para o nível de tensão</p><p>em operação e periodicamente são submetidos a limpeza.</p><p>A instalação da sinalização de impedimento de reenergização é feito por meio de</p><p>cartazes, placas, bandeirolas ou outros elementos de que indiquem a proibição de manobras, e</p><p>devem estar juntos ao sistema de comando destes equipamentos de seccionamento, e deve ser</p><p>familiar dos trabalhadores envolvidos na atividade.</p><p>4.6.2 Aterramento</p><p>De acordo com Pessoa (2014), antes da realização de uma manutenção com os</p><p>equipamentos desenergizados em uma subestação é vital a presença do aterramento para a</p><p>65</p><p>proteção dos profissionais envolvidos na execução do serviço, pois uma energização indevida</p><p>pode por em risco a vida dos colaboradores.</p><p>As energizações indevidas podem ser ocasionadas pelos seguintes motivos:</p><p>• Energização acidental;</p><p>• Descargas atmosféricas;</p><p>• Tensões induzidas;</p><p>• Tensão estática.</p><p>4.6.2.1 Conjunto aterramento</p><p>O conjunto aterramento é utilizado como aterramento temporário para inicialmente</p><p>permitir a descarga de energia armazenada possivelmente presente no transformador de uma</p><p>subestação, mas também para proteger contra possíveis energizações indevidas durante a</p><p>execução do serviço. É composto por cabos condutores, grampos e quatro conectores</p><p>interligados entre si, além de um bastão de aterramento, como pode se observar na Figura 30 e</p><p>31 (BARROS, 2015).</p><p>Figura 30 - Conjunto aterramento para 13,8 kV.</p><p>Fonte: (Pessoa, 2014, p.24)</p><p>66</p><p>Figura 31 – Bastão de aterramento.</p><p>Fonte: (Pessoa, 2014, p.27)</p><p>4.6.2.2 Procedimentos de execução de aterramento</p><p>De acordo com Pessoa (2014), os procedimentos de execução de aterramento envolvem</p><p>as seguintes ações:</p><p>• Colocação do aterramento;</p><p>• Retirada do</p><p>aterramento;</p><p>• Manutenção do conjunto aterramento;</p><p>• Verificação da localização do conjunto aterramento.</p><p>4.6.2.2.1 Colocação do aterramento</p><p>De acordo com Pessoa (2014), para colocar o aterramento devem ser seguidas algumas</p><p>orientações, de acordo com o descrito a seguir:</p><p>• Verificar o bom estado de conservação do conjunto aterramento;</p><p>• Respeitar a sequência de instalação do conjunto aterramento;</p><p>• Verificar antes da instalação se a rede ou equipamento estão desenergizados;</p><p>• Limpar a superfície de contato, e em seguida conectar o cabo de aterramento a malha</p><p>de terra;</p><p>• Conectar através do bastão o cabo de aterramento nos terminais do equipamento,</p><p>• Ajustar o grampo no condutor;</p><p>67</p><p>• Aterrar todas a fases, começando pela mais próxima;</p><p>4.6.2.2.2 Retirada do aterramento</p><p>De acordo com Pessoa (2014), para retirar o aterramento devem ser seguidas algumas</p><p>orientações, de acordo com o descrito a seguir:</p><p>• Retirar o aterramento após a conclusão do serviço;</p><p>• Retirar o aterramento de todas as fases, começando pela mais distante;</p><p>• Retirar o conjunto aterramento da malha de terra da subestação;</p><p>• Verificar a retirada de todos os aterramentos.</p><p>• Disponibilizar a rede elétrica ou equipamentos.</p><p>4.6.2.2.3 Localização do aterramento temporário</p><p>De acordo com Barros (2015), os aterramentos temporários em subestações são</p><p>instalados próximos do local do serviço, com no mínimo dois pontos aterrados que delimitam</p><p>a área segura de se trabalhar. Na Figura 32 podemos visualizar exemplos de áreas delimitas por</p><p>aterramentos temporários.</p><p>Figura 32 – Áreas delimitas por aterramentos temporários.</p><p>Fonte: (Próprio)</p><p>68</p><p>4.7 OPERAÇÃO DE SUBESTAÇÕES</p><p>A operação e manutenção de uma subestação deve ser realizado por profissionais</p><p>qualificados e autorizados, e para isso é essencial que tenham treinamento de NR-10 e de SEP.</p><p>O curso de SEP (Sistema Elétrico de Potência) é um treinamento complementar para os</p><p>trabalhadores que venham a intervir em instalações de alta tensão, como uma subestação de</p><p>13,8 kV, e está descrito no item 10.7.2 da NR-10.</p><p>Durante uma manobra é fundamental que o colaborador esteja usando todos os</p><p>equipamentos de proteção com a devida resistência de isolamento para a classe de tensão a que</p><p>esteja exposto. Deste modo, conforme Barros (2015), existem dois tipos de intervenções</p><p>operativas em uma subestação, e estas são as seguintes:</p><p>• Operação programada;</p><p>• Operação de emergência.</p><p>4.7.1 Operação programa</p><p>Antes da execução de uma atividade dentro de uma subestação deve-se realizar uma</p><p>programação e uma lista de procedimentos a serem realizados, para que o serviço seja feito da</p><p>maneira correta.</p><p>De acordo com a NR-10, antes da operação em uma subestação é necessário dispor de</p><p>uma ordem de serviço, planejamento antecipado e procedimentos de trabalho, este último deve</p><p>ser assinado por um profissional habilitado com a colaboração do SESMT (Serviço</p><p>Especializado de Engenharia de Segurança do Trabalho).</p><p>De acordo com Barros (2015, p.118), toda ordem de serviço deve conter as seguintes</p><p>informações:</p><p>• Motivo da manobra;</p><p>• Horário do início manobra;</p><p>• Se há interrupção;</p><p>• Se interrupção é total ou parcial;</p><p>• Quais os setores afetados;</p><p>• Os componentes (equipamentos) e sequência que serão manobrados;</p><p>• Condições operativas dos equipamentos que serão manobrados;</p><p>69</p><p>• Os EPIs e EPCs que serão usados;</p><p>• Tempo total de duração;</p><p>• Solicitante da manobra;</p><p>• Responsável (is) pela(s) manobra(s) (operador);</p><p>• Em caso de entrega para a manutenção, os profissionais da manutenção que vão</p><p>trabalhar;</p><p>• Data e horário em que o circuito será devolvido para religamento;</p><p>• Responsável que vai liberar o circuito;</p><p>• Os diagramas a serem consultados para manobra.</p><p>4.7.2 Operação de emergência</p><p>A Operação de emergência consiste em religar a subestação devido a um desligamento</p><p>automático. Alguns dos motivos que podem provocar o desligamento automático de uma</p><p>subestação são os seguintes:</p><p>• Curto-circuito;</p><p>• Sobrecorrente;</p><p>• Falta de óleo no transformador;</p><p>• Falta de fase na rede de distribuição.</p><p>Após eliminado o problema que ocasionou o desligamento da subestação, a mesma deve</p><p>ser religada. Antes de realizar o religamento da subestação é necessário verificar os seguintes</p><p>pontos:</p><p>• Causa do desligamento;</p><p>• Estado dos equipamentos;</p><p>• Presença dos equipamentos auxiliares de manobra;</p><p>• Condições de segurança para o profissional.</p><p>É importante salientar que durante uma operação deste tipo, não há tempo para se</p><p>realizar uma ordem de serviço, sendo está providenciada posteriormente.</p><p>70</p><p>CAPITULO 5: PROCEDIMENTOS DE MANUTENÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO</p><p>5.1 CONSIDERAÇÕES BÁSICAS</p><p>Os equipamentos de uma subestação de energia elétrica devem funcionar de acordo com</p><p>as orientações dos fabricantes e das normas técnicas, para garantir o seu uso correto e seguro.</p><p>Caso o contrário, os riscos de falhas tendem a aumentar com o transcorrer da sua vida útil, o</p><p>que pode gerar acidentes, assim como falhas graves nos equipamentos e proporcionar um risco</p><p>a vida das pessoas próximas à instalação</p><p>Para evitar ou mitigar que isso ocorra, são realizados ensaios elétricos nos equipamentos</p><p>da subestação de energia elétrica que permitem obter diagnósticos mais apurados, com</p><p>ferramentas modernas de testes, minimizando as chances de problemas. Esses ensaios são</p><p>realizados durante a manutenção e o comissionamento dos equipamentos da subestação, e</p><p>através deles se pode avaliar a sua atual condição, e ao mesmo tempo encontrar anomalias que</p><p>deem indícios de futuras falhas que venham acarretar na sua indisponibilidade, caso não sejam</p><p>tomadas as devidas providências.</p><p>Por isso é imprescindível a realização dos ensaios periódicos, no mínimo uma vez ao</p><p>ano, podendo variar, dependendo das condições de operação da subestação de energia elétrica.</p><p>Após os testes a equipe responsável por realizar os serviços de ensaios deve emitir um relatório</p><p>que mostrem as condições atuais dos equipamentos, garantindo assim a intervenção há tempo,</p><p>garantindo o bom funcionamento da instalação elétrica do estabelecimento.</p><p>5.2 CLASSIFICAÇÃO DOS ENSAIOS</p><p>De acordo com Kastrup (1985, p.42), os ensaios podem ser classificados em:</p><p>a. Ensaios de rotina</p><p>São os ensaios que devem ser realizados em todos os equipamentos, ou em determinada</p><p>amostragem da quantidade total, a fim de se verificar a qualidade e a uniformidade da mão-de-</p><p>obra e dos materiais utilizados na fabricação destes equipamentos.</p><p>b. Ensaios de tipo</p><p>71</p><p>São os ensaios realizados apenas em um dos equipamentos comprados, ou tipo</p><p>semelhante ao comprado, a fim de se verificar uma determinada característica de projeto do</p><p>equipamento.</p><p>c. Ensaios especiais</p><p>São os ensaios que a Norma pertinente não considera de tipo ou de rotina, sendo</p><p>realizados mediante acordo prévio entre fabricante e comprador.</p><p>d. Ensaios de manutenção</p><p>São ensaios realizados em equipamentos que já estão em operação, a fim de se verificar</p><p>o seu estado de conservação após certo período de operação, incluindo os possíveis danos</p><p>resultantes de transporte e instalação. Estes ensaios são realizados com níveis de ensaio</p><p>inferiores aos realizados em equipamentos novos.</p><p>e. Ensaios de campo</p><p>São ensaios realizados em instalações inéditas para o usuário ou para o país. Como</p><p>exemplo, podemos citar os ensaios recentemente realizados no sistema de transmissão em 750</p><p>kV CA e ± 600 kV CC de Itaipu, no Brasil. Exemplos típicos destes ensaios: ensaios de</p><p>interrupção de corrente por disjuntores, ensaios de disparo de para-raios, ensaios de</p><p>desempenho dos dispositivos de proteção de capacitores série, etc. Estes ensaios são também</p><p>realizados para se avaliar o desempenho global de um sistema elétrico, incluindo a operação</p><p>e</p><p>ajuste de sistemas de proteção e controle.</p><p>Neste trabalho serão abordados apenas os ensaios de manutenção preventiva em cada</p><p>equipamento de uma subestação de 13,8kV, mas antes disso serão apresentados os principais</p><p>instrumentos utilizados.</p><p>72</p><p>5.3 INSTRUMENTOS DE ENSAIO</p><p>5.3.1 Megôhmetro</p><p>É um instrumento utilizado para medir a resistência de isolamento, que permite verificar</p><p>durante o teste se existe corrente de fuga no meio isolante, um exemplo deste equipamento pode</p><p>ser observado na Figura 33. O ensaio dá um diagnostico exato da integridade do equipamento</p><p>e detecta possíveis falhas. Seu funcionamento consiste em aplicar ou injetar corrente continua</p><p>no meio isolante em teste, a corrente que circula no meio é dividida em três componentes:</p><p>• Corrente de carga de capacitância do material;</p><p>• Corrente de fuga no meio isolante;</p><p>• Corrente de absorção dielétrica.</p><p>O instrumento de teste possui 3 bornes de diferentes cores onde se conectam cabos, este</p><p>último possui em uma de suas extremidades terminal com formato de ponta ou alicate que</p><p>permite a conexão ao equipamento a ser testado. A função de cada um dos bornes são:</p><p>• Borne da cor vermelha (LINE) – injeta corrente CC para fazer o teste;</p><p>• Borne da cor preta (EARTH) – retorno, envia para o instrumento a corrente de fuga do</p><p>equipamento;</p><p>• Borne da cor verde (GUARD) – filtrar algumas situações indesejadas (correntes</p><p>parasitas e indutivas).</p><p>73</p><p>Figura 33 – Megôhmetro da fabricante Megabras.</p><p>Fonte: Megabras (2020)</p><p>De acordo com a NBR 14039 (2005, p.78) na seção 7.3.3.2 diz: A resistência de</p><p>isolamento deve atender aos valores mínimos especificados nas normas aplicáveis aos</p><p>componentes da instalação. Esses valores são fornecidos pelos fabricantes de cada componente</p><p>da instalação.</p><p>Portanto quanto mais elevado a resistência melhor o isolamento, se os valores aferidos</p><p>forem inferiores ao mínimo admissível, o isolamento do equipamento apresenta falha, que pode</p><p>ocasionar fuga de corrente e indicar a sua substituição ou verificação.</p><p>As normas e fabricantes referentes a cada um dos equipamentos recomenda que os</p><p>ensaios sejam realizados com Megôhmetro que tenham escalas de tensão de 5 kV, 10 kV e 20</p><p>kV. Para subestações de 13,8 kV se pode utilizar de 5kV a 10 kV, ou seja, se deve aplicar</p><p>tensões inferiores a tensão nominal do equipamento a ser testado.</p><p>Os ensaios de resistência de isolamento com o Megôhmetro em uma subestação, podem</p><p>ser realizados nos seguintes equipamentos:</p><p>• Disjuntores;</p><p>• Transformadores;</p><p>• Motores;</p><p>• Chave seccionadora;</p><p>• Para-raios;</p><p>74</p><p>• Mufla;</p><p>• Cabo de baixa e média tensão.</p><p>5.3.2 HIPOT</p><p>É um instrumento que possibilita a realização do ensaio de rigidez (resistência de</p><p>isolamento) ou de tensão suportável em aparelhos, ferramentas e equipamentos elétricos. O</p><p>teste consiste em injetar uma tensão elevada em corrente continua durante 1 minuto em dois</p><p>pontos do equipamento, e em seguida monitora a passagem de corrente elétrica no isolamento,</p><p>se a circulação de cargas elétricas for considerável significa que há fuga de corrente e que a</p><p>isolação está comprometida, portando devendo ser reprovado. A corrente CC que circula pelo</p><p>equipamento faz com que os elétrons e o campo elétrico gerado fluam em um único sentido,</p><p>fazendo que os dipolos do campo fiquem polarizado, provocando por sua vez a perda ou</p><p>desgaste do material, diminuindo a sua vida útil.</p><p>Vale salientar que o ensaio realizado com o hipot podem ser do tipo não destrutivo ou</p><p>destrutivo e podem ser feitos da seguinte forma:</p><p>• Tipo não destrutivo: realizado em ensaios de rotina, aplica-se uma tensão definida por</p><p>norma na isolação do equipamento e se não houve rompimento (fuga de corrente) o</p><p>mesmo é aprovado para seu uso. Um exemplo de conexão deste tipo de ensaio é</p><p>apresentado no diagrama esquerdo da Figura 34.</p><p>• Tipo destrutivo: este ensaio é utilizado em amostras de materiais, e é injetado uma</p><p>tensão de forma crescente até que haja o rompimento do meio isolante do equipamento,</p><p>encontrando-se assim a tensão de ruptura da rigidez dielétrica. Um exemplo de conexão</p><p>deste tipo de ensaio é apresentado no diagrama direito da Figura 34.</p><p>Figura 34 - Ensaio de rigidez dielétrica em um material isolante, do tipo não destrutivo (à esquerda) e</p><p>destrutivo (à direita).</p><p>Fonte: Entram equipamentos (2020)</p><p>75</p><p>Os equipamentos em condições normais permitem a circulação de uma quantidade</p><p>mínima corrente de fuga sem afetar sua funcionalidade, essa corrente parasita depende da classe</p><p>de tensão e rigidez dielétrica do material isolante, mas fatores externos como umidade e</p><p>acúmulo de sujeira contribuem com problemas de isolamento nos equipamentos, aumentando</p><p>a passagem de corrente de fuga além dos limites admissíveis, e causando o mau funcionamento</p><p>e perdas do equipamento, assim como acidentes com pessoas.</p><p>O Hipot possui dois cabos: um cabo para a injeção de tensão e um cabo para o retorno.</p><p>Na Figura 35 é apresentado um exemplo deste equipamento com tensão de 5 kV do fabricante</p><p>instrum.</p><p>Figura 35 - Hipot de 5 kV do fabricante instrum.</p><p>Fonte: Instrum.</p><p>5.3.3 Microhmímetro</p><p>É responsável por medir baixas resistências de contato de materiais elétricos, nas</p><p>subestações, como se pode observar na Figura 36. Podem ser utilizados nos disjuntores e chaves</p><p>seccionadoras, barras condutoras assim como na aferição da resistência ôhmica dos</p><p>enrolamentos do transformador. Durante o ensaio o instrumento geralmente injeta correntes na</p><p>faixa de 1 mA a 100 A em dois pontos, essa corrente que circula no equipamento em ensaio</p><p>gera uma queda de tensão, e pela primeira Lei de Ohm podemos encontrar a resistência elétrica,</p><p>conforme a fórmula a seguir.</p><p>76</p><p>𝑉</p><p>𝑅 =</p><p>𝐼</p><p>Para os ensaios é utilizado o método dos 4 terminais, também conhecido como método</p><p>de Kelvin, para evitar possíveis erros nas medições provocadas pelos cabos de prova do</p><p>instrumento e a resistência de contato do equipamento sob ensaio. Durante as aferições os</p><p>valores medidos devem ser anotados e comparados com os valores encontrados nos manuais</p><p>do fabricante e da norma referente ao equipamento sob ensaio.</p><p>Figura 36 - Microhmímetro da fabricante megabras.</p><p>Fonte: Megabras.</p><p>5.3.4 TTR – medidor de relação de espiras</p><p>Permite realizar a medição da relação de espiras, comutação de fase e polaridade com</p><p>precisão nos seguintes equipamentos: transformadores de força, transformador de corrente (TC)</p><p>e transformador de potencial (TP). É através das aferições que podemos diagnosticar o estado</p><p>dos enrolamentos quanto a sua continuidade e relação de transformação.</p><p>O teste é realizado em todas as fases do primário e do secundário do transformador,</p><p>assim como em todos os níveis de tensão de acordo com o seletor de tap. Esse instrumento tem</p><p>os seguintes cabos para teste:</p><p>77</p><p>• Dois cabos para o primário do transformador (H1 e H2) – responsáveis por excitar a</p><p>bobina de maior tensão.</p><p>• Dois cabos para o secundário do transformador (X1 e X2) – responsáveis por medir a</p><p>corrente na bobina de menor tensão.</p><p>Antes da realização do ensaio é importante saber a configuração da ligação do</p><p>transformador no seu primário e no seu secundário, assim como o nível de tensão de operação.</p><p>O TTR injeta uma tensão no primário e mede a tensão no secundário, para mostrar a</p><p>relação entre o primário e secundário do transformador, e através de manuais do fabricante e</p><p>das normas verifica-se se os valores encontrados estão de acordo com o admissível. Esse ensaio</p><p>é importante para verificar se o transformador está realizando a devida entrega de tensão do</p><p>primário para o secundário de tal forma que se possa evitar qualquer afundamento de tensão no</p><p>secundário e para saber se o enrolamento está em boas condições ou</p><p>comprometido. Na Figura</p><p>37 se pode visualizar um modelo de TTR utilizado com frequência por profissionais de</p><p>manutenção de subestações.</p><p>Figura 37 - TTR 2000 i da fabricante instrum.</p><p>Fonte: Instrum.</p><p>5.3.5 VLF (Very Low Frequency)</p><p>Este instrumento tem a mesma função que o HIPOT, testar a isolação elétrica em cabos</p><p>elétricos e a rigidez elétrica, mas aplicando uma corrente alternada com uma frequência que</p><p>pode variar de 0,01 Hz a 0,1 Hz, esta última frequência é a mais utilizada, o que não causa a</p><p>78</p><p>polarização das moléculas do material isolante ao contrário do que ocorre ao se aplicar corrente</p><p>continua com o hipot, portanto é considerado um ensaio não destrutivo. Na Figura 38 se pode</p><p>observar as partes constituintes do VLF.</p><p>Figura 38 - VLF de 60 kV da marca Huazheng.</p><p>Fonte: Huazheng.</p><p>5.3.6 Testador de isolamento de óleo</p><p>Este testador utiliza uma amostra de óleo isolante retirado por meio de uma seringa do</p><p>equipamento sob ensaio, e inserido em uma cuba constituído de dois eletrodos que injetam uma</p><p>tensão alta até criar um arco elétrico que provoque a ruptura da rigidez dielétrica da amostra</p><p>coletada, a tensão em que ocorre o rompimento da rigidez dielétrica (nível de isolação) em kV</p><p>corresponde a rigidez do óleo isolante. Essa análise é realizada em transformadores constituídos</p><p>por esse meio não condutor, e costuma ser feito até cinco vezes a cada 1 minuto de intervalo de</p><p>tal forma que se obtenha um resultado confiável através da média aritmética encontrada dos</p><p>resultados das leituras. Na Figura 39 se pode observar esse testador de isolamento de óleo</p><p>geralmente usado pelos laboratórios de ensaios elétricos.</p><p>79</p><p>Figura 39 - Testador de isolamento de óleo.</p><p>Fonte: https://www.jroma.eu/rigidez-dieleacutetrica.html</p><p>5.3.7 Termovisor</p><p>Também chamado de câmera termográfica, é um instrumento que capta imagens da</p><p>energia infravermelho emitida, refletida e transmitida pelos materiais, neste caso os</p><p>equipamentos elétricos, como se pode observar na Figura 40. É muito utilizado na manutenção</p><p>preditiva e preventiva, para analisar possíveis distúrbios térmicos nos equipamentos, como</p><p>pontos quentes devidos a mal contato ou a danos no equipamento. Os testes realizados pelo</p><p>termovisor são consideradas não invasivo, pois não há necessidade de se desligar os</p><p>equipamentos a serem inspecionados. Além disso antes de se realizar o teste é importante</p><p>garantir que o equipamento esteja operando no seu pico de carga para se captar resultados com</p><p>na pior situação possível em relação a emissão de temperatura e corrente.</p><p>Antes da análise termográfica deve-se verificar:</p><p>• Emissividade e refletância do material;</p><p>• Verificar possíveis interferências e sujeiras no local e equipamento;</p><p>• Distância do termovisor ao equipamento a ser inspecionado;</p><p>• Foco da câmera;</p><p>• Parâmetros da temperatura;</p><p>• Máxima temperatura admissível;</p><p>• Verificar grau de risco, abrangência;</p><p>http://www.jroma.eu/rigidez-dieleacutetrica.html</p><p>http://www.jroma.eu/rigidez-dieleacutetrica.html</p><p>80</p><p>E75 (esq.) e T530 (dir.).</p><p>• Ângulo de visão.</p><p>Figura 40 - Termovisores Flir</p><p>Fonte: Flir.</p><p>5.3.8 Ultra-Som</p><p>É um instrumento que permite detectar sons de alta frequência como os produzidos por</p><p>arcos elétricos e o efeito corona, sem a necessidade do desligamento do equipamento elétrico</p><p>sob inspeção, como se pode observar na Figura 41. O som captado é transformado em baixa</p><p>frequência para que esteja a uma faixa audível pelo ouvido humano. Durante a inspeção o</p><p>equipamento submetido a análise emite um som característico do mesmo, que é escutado</p><p>através de fones de ouvido enquanto que o sinal gerado pelo som é observado no display do</p><p>instrumento. Para um diagnóstico preciso é utilizado um software de analise espectral do som.</p><p>De acordo com Mardegam (2020), este tipo de inspeção na área elétrica pode detectar</p><p>três problemas básicos, e são os seguintes:</p><p>• Arco elétrico – quando há a disrupção do ar seguido pela circulação de corrente elétrica,</p><p>provocadas geralmente pela falha de isolamento dos equipamentos;</p><p>• Corona – quando o gradiente de potencial de um condutor for superior ao do ar em seu</p><p>contorno, e como consequência a ionização do ar;</p><p>• Descargas elétricas embrionárias – gerado quando há perda de isolação que permite a</p><p>passagem de correntes de descargas elétricas de baixa intensidade, não perceptíveis</p><p>pelos dispositivos de proteção convencionais.</p><p>81</p><p>A inspeção por ultra-som utiliza procedimento similar ao utilizado na realizada por</p><p>termografia, sendo um complemento da outra na manutenção preditiva. Antes da inspeção deve-</p><p>se verificar a umidade relativa do ar, que não esteja muito alta para não conduzir a interpretações</p><p>equivocadas. Na Figura 42 se pode observar uma análise de ultra-som por meio de um software</p><p>especifico para este tipo de inspeção.</p><p>Figura 41 - Inspeção por ultra-som.</p><p>Fonte: Engepower (2020)</p><p>Figura 42 - análise espectral do som através de software.</p><p>Fonte: Engepower (2020)</p><p>82</p><p>A inspeção por ultra-som pode ser utilizada em:</p><p>• Transformadores;</p><p>• Cabos e terminações;</p><p>• Isoladores;</p><p>• Motores;</p><p>• Geradores;</p><p>• Painéis;</p><p>• Barramentos;</p><p>• Relés;</p><p>• Disjuntores;</p><p>• Muflas;</p><p>• Outros equipamentos elétricos</p><p>5.4 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE EQUIPAMENTOS</p><p>5.4.1 Para-raios</p><p>De acordo com Barros (2015), a realização da manutenção preventiva dos para-raios</p><p>tipo válvula, consiste na realização das seguintes atividades:</p><p>• Inspecionar possíveis trincas ou rachaduras no corpo dos isoladores;</p><p>• Reapertar os conectores de fase e terra para evitar pontos quentes;</p><p>• Limpar o corpo do para-raios;</p><p>• Realizar ensaio de resistencia de isolação.</p><p>5.4.1.1 Ensaio de resistencia de isolação:</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de isolamento do para-raios de uma subestação</p><p>abrigada de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando a os procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar a entrada do para-raios do barramento;</p><p>83</p><p>2- No terminal de linha (na parte superior) do para-raios deve ser conectar o cabo de linha</p><p>(LINE) do megôhmetro;</p><p>3- No terminal de aterramento (na parte inferior) do para-raios deve ser conectado o cabo</p><p>de terra (EARTH) do megôhmetro. Na Figura 43 é apresentado um diagrama de conexão</p><p>do megôhmetro ao para-raios para o ensaio de resistência de isolação;</p><p>4- Após a conexão dos cabos injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante 1 minuto;</p><p>5- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>A resistencia ôhmica minima aceitável será:</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑥 10</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑀𝛺</p><p>Figura 43 - Ensaio de resistência de isolação do para-raios.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.137)</p><p>5.4.2 Chave seccionadora</p><p>De acordo com Barros (2015), a realização da manutenção preventiva das chaves</p><p>seccionadoras consiste nas seguintes tarefas:</p><p>• Verificar se as fases abrem e fecham simultaneamente;</p><p>• Inspecionar os contatos fixos e móveis, limpar, reapertar e lubrificar;</p><p>• Reapertar, limpar e lubricar todas as articulações, varão e parte rotativas;</p><p>• Verificar possíveis rachaduras ou trincas nos isoladores, limpar e deixar bem fixados;</p><p>84</p><p>• Realizar ensaio de resistência de isolação;</p><p>• Realizar ensaio de resistência de contato.</p><p>• Inspecionar os fusíveis;</p><p>Se a chave for motorizada, além das tarefas anteriores, realizar as seguintes</p><p>atividades:</p><p>• Limpar a caixa de comando;</p><p>• As engrenagens devem ser lubrificadas;</p><p>• Os parafusos dos bornes devem ser reapertados;</p><p>• Verificar o funcionamento das chaves fim de curso;</p><p>5.4.2.1 Ensaio de resistência de isolação:</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de isolamento</p><p>da chave seccionadora de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando os procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os barramentos de fases da entrada e saída, sem desconectar o aterramento;</p><p>2- Deixar as lâminas da chave seccionadora fechada;</p><p>3- No contato da chave seccionadora conectar o cabo de linha (LINE), este procedimento</p><p>deve ser repetido para as três fases;</p><p>4- Na massa (estrutura metálica) da seccionadora conectar o cabo de terra (EARTH). Na</p><p>Figura 44 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro à chave seccionadora</p><p>para o ensaio de resistência de isolação.</p><p>5- Após a conexão dos cabos injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante 1 minuto;</p><p>6- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>A resistencia ôhmica minima aceitável será:</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑥 10</p><p>85</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑀𝛺</p><p>Figura 44 – Ensaio de resistência de isolação da chave seccionadora.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.138)</p><p>5.4.2.2 Ensaio de resistência de contato:</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de contato da chave seccionadora de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8kV usa-se o microohmímetro, respeitando os procedimentos a</p><p>seguir:</p><p>1- Desconectar os barramentos de fases da entrada e saída, sem desconectar o aterramento;</p><p>2- Deixar as lâminas da chave seccionadora fechada;</p><p>3- Nos contatos de entrada e saída da chave seccionadora conectar os cabos do</p><p>microohmímetro, este procedimento deve ser repetido para as três fase. Na Figura 45 é</p><p>apresentado um diagrama de conexão do microohmímetro à chave seccionadora para o</p><p>ensaio de resistência de contato.</p><p>4- Após a conexão dos cabos injetar uma corrente de 100 A através do microohmímetro;</p><p>5- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>O resultado deverá ser dado pela seguinte expressão:</p><p>𝑀𝑒𝑑𝑖çã𝑜(𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟)</p><p>𝑀é𝑑𝑖𝑎 % = (</p><p>𝑀𝑒𝑑𝑖çã𝑜(𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟)</p><p>− 1) 𝑥100 = %</p><p>Devendo a média percentual não ultrapassar os 10%.</p><p>86</p><p>Figura 45 – Ensaio de resistência de contato da chave seccionadora.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.138)</p><p>5.4.3 Disjuntor</p><p>De acordo com Barros (2015), a realização da manutenção preventiva do disjuntor</p><p>consiste nas seguintes tarefas:</p><p>Para o mecanismo de acionamento verificar o estado dos seguintes componentes;</p><p>• Molas;</p><p>• Travas;</p><p>• Motor;</p><p>• Engrenagem;</p><p>• Articulações;</p><p>• Dispositivos de carregamento de mola;</p><p>• Indicadores de posição;</p><p>• Contador de operação;</p><p>• Bobina de ligar e desligar;</p><p>• Bobina de mínima tensão;</p><p>• Blocos de terminais;</p><p>• Fiação;</p><p>87</p><p>• Isoladores e contatos de rolete;</p><p>Além dessas verificações, devem ser realizados as seguintes tarefas:</p><p>• Lumbrificar e limpara os mecanismos;</p><p>• Verficar possiveis tricas e rachuras na câmara de extinção;</p><p>• Abrir os polos e conferir o estado dos contatos, e limpar;</p><p>• Se o disjuntor for a óleo isolante, realizar a substituição, e inspecionar o indicador de</p><p>óleo e o respiro;</p><p>• Medir a resistência de isolamento;</p><p>• Medir a resistência de contato;</p><p>5.4.3.1 Ensaio de resistência de isolação dos polos do disjuntor</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de isolamento do polo do disjuntor de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando a os procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os barramentos de fases que entram e saem do disjuntor;</p><p>2- Abrir os polos do disjuntor aberto;</p><p>3- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro ao terminal de saída de uma das fase</p><p>do disjuntor, este procedimento deve ser repetido para as três fases ;</p><p>4- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro ao terminal de entrada da mesma</p><p>fase escolhida no item anterior, este procedimento deve ser repetido para as três fases;</p><p>5- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro à massa do disjuntor. Na Figura 46 é</p><p>apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao disjuntor para o ensaio de</p><p>resistência de isolação dos polos.</p><p>6- Após a conexão dos cabos injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante 1 minuto;</p><p>7- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>A resistencia ôhmica minima aceitável será:</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑥 10</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑀𝛺</p><p>88</p><p>Ensaio com o disjuntor aberto:</p><p>Figura 46- Ensaio de resistência de isolação do polo do disjuntor.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.140)</p><p>5.4.3.2 Ensaio de resistência de isolação dos isoladores do disjuntor</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de isolamento dos isoladores do disjuntor de</p><p>uma subestação abrigada de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando a os procedimentos a</p><p>seguir:</p><p>1- Desconectar os barramentos de fases que entram e saem do disjuntor;</p><p>2- Fechar os polos do disjuntor;</p><p>3- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro ao terminal de saida de uma das fase</p><p>do disjuntor, este procedimento deve ser repetido para as três fases ;</p><p>4- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro à massa do disjuntor. Na Figura 47</p><p>é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao disjuntor para o ensaio de</p><p>resistência de isolação dos isoladores.</p><p>5- Após a conexão dos cabos injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante 1 minuto;</p><p>6- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>A resistencia ôhmica minima aceitável será:</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒 𝑑𝑒 𝑖𝑠𝑜𝑙𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑥 10</p><p>𝑅𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡á𝑣𝑒𝑙 = 𝑀𝛺</p><p>89</p><p>Ensaio com o disjuntor fechado:</p><p>Figura 47 – Ensaio de resistência de isolação dos isoladores do disjuntor.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.140)</p><p>5.4.3.3 Ensaio de resistência de contato:</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de contato do disjuntor de uma subestação</p><p>abrigada de 13,8kV usa-se o microohmímetro, respeitando a os procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os barramentos de fases da entrada e saída;</p><p>2- Deixar o disjuntor com seus polos fechados;</p><p>3- Nos contatos de entrada e saída do chave disjuntor conectar os cabos do</p><p>microohmímetro, este procedimento deve ser repetido para as três fases. Na Figura 48</p><p>é apresentado um diagrama de conexão do microohmímetro ao disjuntor para o ensaio</p><p>de resistência de contato dos polos.</p><p>4- Após a conexão dos cabos injetar uma corrente de 100 A através do microohmímetro</p><p>durante no mínimo 1 minuto;</p><p>5- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>O resultado deverá ser dado pela seguinte expressão:</p><p>𝑀𝑒𝑑𝑖çã𝑜(𝑚𝑎𝑖𝑜𝑟)</p><p>𝑀é𝑑𝑖𝑎 % = (</p><p>𝑀𝑒𝑑𝑖çã𝑜(𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟)</p><p>− 1) 𝑥100 = %</p><p>Devendo a média percentual não ultrapassar os 10%.</p><p>90</p><p>Figura 48 - Ensaio de resistência de contato do polo do disjuntor.</p><p>Fonte: Barros (2018, p.141)</p><p>5.4.4 Transformador</p><p>De acordo com Barros (2015), a realização da manutenção preventiva dos</p><p>transformadores consiste nas seguintes tarefas:</p><p>• Verificar possíveis vazamentos nos: radiadores, tanque de expansão (balonete), registro</p><p>e etc.;</p><p>• Checar o nível do óleo;</p><p>• Analisar as condições da sílica-gel (substituir se estiver saturada);</p><p>• Testar os ventiladores para transformadores ONAF e OFAF;</p><p>• Verificar possíveis rachaduras ou trincas nas buchas;</p><p>• Verificar o estado das ligações a terra da bucha X0 e da carcaça;</p><p>• Limpar e reapertar na caixa de fiações os fios, chaves térmicas e contadores;</p><p>• Constatar que os cabos da média e baixa tensão estejam firmemente conectados aos</p><p>terminais do trafo;</p><p>• Verificar o correto funcionamento do termômetro de enrolamento, caso este apresente</p><p>erro de leitura realizar os devidos ajustes;</p><p>• Verificar o correto funcionamento do termômetro do óleo, caso este apresente erro de</p><p>leitura realizar os devidos ajustes;</p><p>• Verificar o correto funcionamento</p><p>do relé de gás ou buchholz;</p><p>• Verificar as resistências de isolamento;</p><p>91</p><p>• Verificar a relação de transformação;</p><p>• Verificar a resistência ôhmica dos enrolamentos;</p><p>5.4.4.1 Ensaio de resistência de isolação</p><p>Os transformadores normalmente possuem dois enrolamentos, o primário e o</p><p>secundário, mas também há aqueles que apresentam um terceiro enrolamento. Os ensaios</p><p>apresentados a seguir são válidos em transformadores de dois enrolamentos, pois estes são os</p><p>mais comumente utilizados em subestações abrigadas de média tensão.</p><p>De acordo com Barros (2015), para se medir a resistência de isolamento com o</p><p>megômetro em transformadores de dois enrolamentos com classe de tensão igual ou superior a</p><p>15 kV, utiliza-se tensões de ensaio de 5 kV cc ou 10 kV cc nos enrolamentos da alta tensão do</p><p>transformador e de 500 V cc nos terminais de baixa tensão.</p><p>Na Figura 49 é mostrado o desenho esquemático das resistências de isolação a serem</p><p>medidas nos transformadores de dois enrolamentos.</p><p>Figura 49 - Desenho esquemático com as resistências de isolamento</p><p>Fonte: Barros (2015, p.145)</p><p>Onde:</p><p>• Ra: é a isolação entre a carcaça do transformador e o enrolamento de alta tensão;</p><p>• Rb: é a isolação entre a carcaça do transformador e o enrolamento de baixa;</p><p>tensão</p><p>• Rab – Rba: isolação entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.</p><p>92</p><p>Antes de se realizar o ensaio de resistência de isolamento no transformador deve-se</p><p>desconectar os cabos e barramentos de alta e baixa tensão, ou avaliar a possibilidade da abertura</p><p>da chave seccionadora, pois o não isolamento do equipamento podem gerar resultados</p><p>equivocados. Além disso é necessário desconectar o cabo de aterramento que se conecta ao</p><p>terminal X0 do transformador, e se tiver algum aterramento temporário nos terminais do</p><p>equipamento deve-se remanejar para outra parte da instalação. E os terminais da alta tensão do</p><p>trafo devem ser curto-circuitados, assim como os da baixa tensão. A seguir são apresentados os</p><p>ensaios de resistência de isolamento realizados em um transformador.</p><p>Resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento de alta tensão – Ra</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento</p><p>de alta tensão de um transformador de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando os</p><p>procedimentos a seguir:</p><p>1- Se a subestação tiver grupo motor gerador funcionando verificar com o uso de um</p><p>voltímetro se não chega tensão nos cabos de baixa do transformador;</p><p>2- Desconectar os barramentos dos terminais da alta tensão do transformador ou abrir a</p><p>chave seccionadora se houver a possibilidade, e desconectar os cabos que saem dos</p><p>terminais da baixa do equipamento;</p><p>3- Desconectar o cabo de aterramento do transformador;</p><p>4- Curto-cuitar os terminais (H1,H2 e H3) de alta tensão do transformador;</p><p>5- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal de alta tensão do</p><p>transformador;</p><p>6- Curto-cuitar os terminais (X0,X1,X2 e X3) de baixa tensão do transformador;</p><p>7- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro a qualquer terminal da baixa tensão do</p><p>transformador;</p><p>8- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro à carcaça do transformador. Na</p><p>Figura 50 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao transformador para</p><p>o ensaio de resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento de alta tensão.</p><p>9- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>93</p><p>10- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 50 – Ensaio de medição de Ra.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.146)</p><p>Resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento de baixa tensão – Rb</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento</p><p>de baixa tensão de um transformador de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando os</p><p>procedimentos a seguir:</p><p>1- Curto-cuitar os terminais (X0,X1,X2 e X3) de baixa tensão do transformador;</p><p>2- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal de baixa tensão</p><p>do transformador;</p><p>3- Curto-cuitar os terminais (H1,H2 e H3) de alta tensão do transformador;</p><p>4- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro a qualquer terminal da alta tensão do</p><p>transformador;</p><p>5- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro à carcaça do transformador. Na</p><p>Figura 51 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao transformador para</p><p>o ensaio de resistência de isolamento entre a carcaça e o enrolamento de baixa tensão.</p><p>6- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 500 V em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>7- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>94</p><p>Figura 51 – Ensaio de medição de Rb.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.147)</p><p>.</p><p>Resistência de isolamento entre os enrolamentos de alta e baixa tensão – (Rab – Rba)</p><p>Para a realização do ensaio de resistência de isolamento entre os enrolamentos de alta e</p><p>de baixa tensão de um transformador de 13,8kV usa-se o megôhmetro, respeitando os</p><p>procedimentos a seguir:</p><p>1- Curto-cuitar os terminais (H1,H2 e H3) de alta tensão do transformador;</p><p>2- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal de alta tensão do</p><p>transformador;</p><p>3- Curto-cuitar os terminais (X0,X1,X2 e X3) de baixa tensão do transformador;</p><p>4- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro a qualquer terminal da baixa tensão</p><p>do transformador;</p><p>5- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro à carcaça do transformador. Na Figura 52</p><p>é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao transformador para o ensaio</p><p>de resistência de isolamento entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.</p><p>6- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>7- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>95</p><p>Figura 52 – Ensaio de medição de Rab - Rba.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.146).</p><p>A tabela 5 representa um resumo dos procedimentos de ensaios de resistência de</p><p>isolamento que devem ser realizados nos transformadores.</p><p>Tabela 5 - Resumo de ensaio de isolamentos em transformador.</p><p>Adaptado de: (Barros, 2015)</p><p>Na tabela 6 se pode observar valores de resistências de isolamento que variam de acordo</p><p>com a tensão nominal do enrolamento do transformador e da temperatura. É recomendável que</p><p>os resultados obtidos nos ensaios sejam superiores aos apresentados na tabela. A área delimitada</p><p>pela linha vermelha é referente a valores de resistência de isolamento que devem ser</p><p>encontrados em transformadores de 13,8kV em boas condições quando realizados os ensaios.</p><p>96</p><p>Tabela 6 - Resistência de isolamento para diversos níveis de tensão em transformadores.</p><p>Adaptado de: (Barros, 2015)</p><p>5.4.4.2 Ensaio de relação de transformação</p><p>De acordo com Barros (2015), o ensaio de relação de transformação é realizado por um</p><p>instrumento chamado de TTR, e é através deste ensaio que se pode avaliar a relação de espira</p><p>do lado da alta tensão e do lado da baixa tensão de um transformador, na figura 53 se pode</p><p>visualizar esse instrumento. O ensaio é executado em uma fase de cada vez, analisando a relação</p><p>de transformação entre o enrolamento primário e secundário de uma fase por vez do</p><p>transformador. Através deste ensaio se pode identificar possíveis fugas de corrente entre as</p><p>espiras, bobinas abertas, posicionamento do TAP e polaridade. O ensaio deve ser feito com o</p><p>transformador desenergizado e o cabo de X0 desconectado da malha de aterramento. Ter em</p><p>mãos os dados de placa do transformador é importante antes de se realizar o ensaio, informações</p><p>como tensão primária e secundaria, tipo de ligação das bobinas, potência e data de fabricação</p><p>dos equipamentos devem constar na folha</p><p>de inspeção.</p><p>Após o ensaio, os resultados obtidos devem ser comparados com o resultado teórico, a</p><p>fórmula a ser utilizada para o cálculo depende do tipo de ligação do primário e secundário,</p><p>assim como da tensão dos dois lados do transformador. Na tabela 7 podemos observar os tipos</p><p>de ligação e as respectivas formulas utilizadas para o cálculo teórico de comparação com o</p><p>ensaio.</p><p>97</p><p>Tabela 7 - Tipos de ligação das bobinas do transformador e suas respectivas fórmulas para o</p><p>cálculo de relação de transformação.</p><p>Adaptado de: (Barros, 2015)</p><p>98</p><p>Figura 53 – Medidor de relação de transformação.</p><p>Fonte: Highmed (2021).</p><p>1. Potenciômetro seletor de alcance de RANGE;</p><p>2. Display;</p><p>3. Conector X2 para a ponta LV vermelha;</p><p>4. Conector X1 para a ponta LV preta;</p><p>5. Borne H1 para ponta HV preta;</p><p>6. Borne H2 para ponta HV vermelha;</p><p>7. Indicador de polaridade em 0° fase;</p><p>8. Indicador de polaridade em 180° fase;</p><p>9. Alimentação bivolt (110/220);</p><p>10. Indicador de bateria fraca;</p><p>11. Indicador de bateria carregando;</p><p>12. Chave de liga e deliga do instrumento.</p><p>99</p><p>Relação de transformação na fase 1</p><p>Para a realização do ensaio de relação de transformação na fase 1 do transformador usa-</p><p>se o TTR, respeitando os procedimentos a seguir:</p><p>1- Ter em mãos os dados de placa do transformador sob ensaio ( tipo de ligação e tensão</p><p>no primário e secundário);</p><p>2- Desenergizar o transformardor e desconectar o cabo X0 que se conecta ao aterramento;</p><p>3- Conectar os cabos H1 e H2 aos terminais de alta tensão do transformador;</p><p>4- Conectar os cabos X1 e X2 aos terminais de baixa tensão do transformador. Na Figura</p><p>54 é apresentado um diagrama de conexão do TTR ao transformador para o ensaio de</p><p>relação de transformação na fase 1.</p><p>5- Após todas as conexões do instrumento nos terminais do transformador injetar uma</p><p>tensão no primário do transformador;</p><p>6- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 54 – Ensaio de relação de transformação na fase 1 do transformador.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.150).</p><p>Relação de transformação na fase 2</p><p>Para a realização do ensaio de relação de transformação na fase 2 do transformador usa-</p><p>se o TTR, respeitando os procedimentos a seguir:</p><p>1- Conectar os cabos H1 e H2 aos terminais de alta tensão do transformador;</p><p>100</p><p>2- Conectar os cabos X1 e X2 aos terminais de baixa tensão do transformador. Na Figura</p><p>55 é apresentado um diagrama de conexão do TTR ao transformador para o ensaio de</p><p>relação de transformação na fase 2.</p><p>3- Após todas as conexões do instrumento nos terminais do transformador injetar uma</p><p>tensão no primário do transformador;</p><p>4- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 55 – Ensaio de relação de transformação na fase 2 do transformador.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.151).</p><p>Relação de transformação na fase 3</p><p>Para a realização do ensaio de relação de transformação na fase 3 do transformador usa-</p><p>se o TTR, respeitando os procedimentos a seguir:</p><p>1- Conectar os cabos H1 e H2 aos terminais de alta tensão do transformador;</p><p>2- Conectar os cabos X1 e X2 aos terminais de baixa tensão do transformador. Na Figura</p><p>56 é apresentado um diagrama de conexão do TTR ao transformador para o ensaio de</p><p>relação de transformação na fase 3.</p><p>3- Após todas as conexões do instrumento nos terminais do transformador injetar uma</p><p>tensão no primário do transformador;</p><p>4- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>101</p><p>Figura 56 – Ensaio de relação de transformação na fase 3 do transformador.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.151).</p><p>5.4.4.3 Retirada de amostra de óleo isolante</p><p>De acordo com Barros (2015), para a realização desta atividade recomenda-se que o</p><p>transformador esteja desligado e que o dia esteja seco, ou seja, que a temperatura acima de 20°C</p><p>e que a umidade relativa do ar esteja abaixo de 72%, além disso é importante ter todo o cuidado</p><p>possível para não contaminar a amostra e ter um diagnóstico confiável.</p><p>Para esta atividade são usados os seguintes matérias e instrumentos:</p><p>• Bandeja;</p><p>• Pano;</p><p>• Chave grifo;</p><p>• Recipiente transparente com capacidade mínima de 1 L (usado no ensaio físico-</p><p>químico);</p><p>• Seringa de vidro (usado em ensaio cromatográfico);</p><p>• Adaptadores metálicos ou de plástico e redutores.</p><p>Para a realização da retirada da amostra de maneira segura e confiável, são apresentados</p><p>a seguir os seguintes procedimentos:</p><p>• É necessário que estejam limpos e secos em laboratório os seguintes materiais: seringa,</p><p>recipiente e adaptadores;</p><p>• Verificar e garantir que a saída do registro do transformador esteja limpa antes da</p><p>retirada da amostra;</p><p>102</p><p>• Deixar drenar um pouco do óleo isolante do transformador, de tal forma que se possa</p><p>retira resíduos da tubulação de saída que possam comprometer o resultado da análise;</p><p>• Em seguida acoplar o adaptador ao registro e deixar fluir um pouco de óleo para a</p><p>lavagem do adaptador;</p><p>• Acoplar o adaptador ao recipiente e abrir o registro para que possa ser liberado a amostra</p><p>de óleo até transbordar no recipiente ou na seringa, de tal forma que se possa evitar a</p><p>formação de bolhas de ar que possam gerar um resultado duvidoso da análise desejada;</p><p>• Após a coleta da amostra, o recipiente ou seringa devem ser acondicionados da maneira</p><p>correta em ambiente adequado;</p><p>• Este ensaio deve ser feito o quanto antes para evitar que a amostra possa ser</p><p>comprometida.</p><p>5.4.4.3.1 Tratamento e recuperação do óleo isolante</p><p>Existem dois tipos de tratamentos que podem ser realizados no óleo dielétrico do</p><p>transformador quando o mesmo está comprometido, o primeiro é o tratamento por</p><p>recondicionamento e é um processo físico, realizado quando o óleo isolante apresenta umidade,</p><p>partículas em suspensão, ou agente externo dissolvidos. O segundo tipo de tratamento é o</p><p>regenerativo e realizado através de processos químicos, e é aplicado no óleo isolante em</p><p>deterioração.</p><p>5.4.4.3.2 Recondicionamento do óleo isolante</p><p>Para o recondicionamento do óleo isolante é comum utilizar-se a máquina de tratamento</p><p>termo-vácuo, como apresentado na Figura 57, esta máquina elimina ou reduz as impurezas</p><p>físicas, água no óleo e até gases através de processos físicos de filtração. Esta máquina atua</p><p>como um purificador para o tratamento do óleo de transformadores. Pode ser utilizado em</p><p>campo, em atividades preventivas com o transformador desenergizado ou energizado.</p><p>103</p><p>Figura 57 – Máquina de tratamento de termo vácuo.</p><p>Fonte: Iltech (2021)</p><p>A norma ABNT NBR 10576: 2017 – óleo mineral isolante de equipamentos elétricos –</p><p>diretrizes para a manutenção e supervisão, na tabela 8 mostra um resumo das ações corretivas</p><p>realizadas no óleo isolante.</p><p>Tabela 8 - Ações corretivas realizadas no óleo isolante de um transformador.</p><p>Adaptado de: (ABNT NBR 10576, 2017)</p><p>104</p><p>Os tratamentos de recondicionamento e regeneração do óleo devem ser realizados por</p><p>laboratórios especializados, pois a manipulação incorreta pode comprometer o transformador,</p><p>o ativo mais valioso de uma subestação de energia elétrica. A tabela 9 da NBR 10576 mostra</p><p>os valores-limite recomendados para o óleo após recondicionamento.</p><p>Tabela 9 - Valores - limite recomendados para óleo após recondicionamento.</p><p>Adaptado de: (ABNT NBR 10576, 2017)</p><p>5.4.5 Transformadores de instrumentação</p><p>De acordo com Barros (2015), a realização da manutenção preventiva dos</p><p>transformadores de instrumentação consiste nas seguintes atividades:</p><p>• Verificar se não há trincadas;</p><p>• Analisar se não há indícios de vazamento de óleo;</p><p>• Verificar se estão bem fixados os terminas primário, secundário e terra aos seus</p><p>respectivos barramentos;</p><p>• Inspecionar se os transformadores de instrumentação</p><p>.................................................................................................. 24</p><p>2..3.2 Sistema de distribuição primária ......................................................................................... 25</p><p>2.3.3 Sistema de distribuição secundária ...................................................................................... 25</p><p>CAPÍTULO 3: SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ......................................................... 27</p><p>3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS ................................................................................................ 27</p><p>3.1.1 Nível de tensão .................................................................................................................... 27</p><p>3.1.2 Categoria de utilização ........................................................................................................ 28</p><p>3.1.2.1 Subestação elevadora .................................................................................................... 29</p><p>3.1.2.2 Subestação abaixadora .................................................................................................. 29</p><p>3.1.2.3 Subestação de distribuição ............................................................................................ 29</p><p>3.1.2.4 Subestação de manobra................................................................................................. 29</p><p>3.1.2.5 Subestação conversora .................................................................................................. 30</p><p>3.1.2.6 Subestação industrial .................................................................................................... 30</p><p>3.1.2.6 Subestação móvel ......................................................................................................... 30</p><p>3.1.3 Forma de Operação.............................................................................................................. 30</p><p>3.1.3.1 Subestações com operação presencial ........................................................................... 30</p><p>3.1.3.2 Subestações supervisionadas ........................................................................................ 31</p><p>3.1.4 Tipos construtivo ................................................................................................................. 31</p><p>3.1.4.1 Instalação abrigada ....................................................................................................... 31</p><p>3.1.4.2 Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional ............................ 31</p><p>3.1.4.3 Instalação ao tempo em barramentos isolados compactos ............................................. 32</p><p>3.1.4.4 Instalação blindada ....................................................................................................... 32</p><p>3.2 SUBESTAÇÃO DE CONSUMIDOR EM MÉDIA TENSÃO ................................................... 32</p><p>3.2.1 Partes externas de uma subestação de consumidor .............................................................. 33</p><p>3.2.1.1 Ponto de ligação ou derivação ...................................................................................... 34</p><p>3.2.1.2 Ramal de ligação .......................................................................................................... 34</p><p>3.2.1.3 Ponto de entrega ........................................................................................................... 34</p><p>3.2.1.4 Ramal de entrada .......................................................................................................... 34</p><p>3.2.2 Tipos de subestações consumidoras de média tensão .......................................................... 34</p><p>3.2.2.1 Subestação abrigada ..................................................................................................... 35</p><p>3.2.2.1.1 Cubículo de medição ............................................................................................. 36</p><p>3.2.2.1.2 Cubículo de proteção: ............................................................................................ 38</p><p>3.2.2.1.3 Cubículo de transformação .................................................................................... 39</p><p>3.2.2.1.4 Dimensões recomendadas ...................................................................................... 40</p><p>3.2.2.2 Subestação modular metálica ........................................................................................ 41</p><p>3.2.2.2.1 Subestação com transformador com flanges laterais .............................................. 42</p><p>3.2.2.2.2 Subestação com transformador com flange superior e lateral ................................ 42</p><p>3.2.2.2.3 Subestação com transformador enclausurado em posto metálico com tela aramada</p><p>............................................................................................................................................... 43</p><p>3.2.2.2.4 Transformador e demais equipamentos enclausurados em posto metálico em chapa</p><p>de aço 43</p><p>3.2.2.3 Subestação de instalação exterior ou à intempérie ........................................................ 44</p><p>3.2.2.3.1 Subestação aérea em plano elevado ....................................................................... 44</p><p>3.2.2.3.1 Subestação de instalação no nível do solo .............................................................. 46</p><p>3.3 EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO .......................................................................... 47</p><p>3.3.1 Mufla ................................................................................................................................... 48</p><p>3.3.2 Para-raios............................................................................................................................. 48</p><p>3.3.3 Transformador de corrente .................................................................................................. 49</p><p>3.3. 4 Transformador de potencial ................................................................................................ 50</p><p>3.3.5 Disjuntor .............................................................................................................................. 50</p><p>3.3.6 Relé de Proteção .................................................................................................................. 51</p><p>3.3.6 Chave seccionadora ............................................................................................................. 52</p><p>3.3.7 Transformador ..................................................................................................................... 53</p><p>3.3.8 Considerações sobre materiais e equipamentos de uma subestação. .................................... 54</p><p>CAPÍTULO 4: CONHECIMENTOS BÁSICOS DE MANUTENÇÃO EM UMA SUBESTAÇÃO</p><p>............................................................................................................................................................... 55</p><p>4.1 INTRODUÇÃO ......................................................................................................................... 55</p><p>4.2 FUNÇÕES DA MANUTENÇÃO .............................................................................................. 56</p><p>4.2.1 Manutenção preventiva........................................................................................................ 57</p><p>4.2.1.1 Manutenção programa ou sistemática ........................................................................... 57</p><p>4.2.1.2 Manutenção condicional ............................................................................................... 57</p><p>4.2.2 Manutenção corretiva .......................................................................................................... 57</p><p>4.2.3 Manutenção preditiva .......................................................................................................... 58</p><p>4.3 ANÁLISE DE FALHAS: CURVA DA BANHEIRA ................................................................</p><p>estão bem fixados na estrutura</p><p>base (cavalete de medição de TP e TC),</p><p>• Realizar ensaio de resistência de isolamento.</p><p>5.4.5.1 Ensaio de resistência de isolamento</p><p>De acordo com Barros (2015), para se medir a resistência de isolamento com o</p><p>megômetro em transformadores de instrumentação com classe de tensão igual ou superior a 15</p><p>kV, utiliza-se tensões de ensaio de 5 kV cc ou 10 kV cc nos enrolamentos da alta tensão do</p><p>transformador e de 500 V cc nos terminais de baixa tensão.</p><p>105</p><p>O desenho esquemático da Figura 58, mostra as resistências de isolação a serem medidas</p><p>nos transformadores de instrumentação, como pode se observar é idêntico ao dos</p><p>transformadores de potência.</p><p>Figura 58 – Desenho esquemático com as resistências de isolamento</p><p>Fonte: Barros (2015, p.156)</p><p>Onde:</p><p>• Ra: é a isolação entre a carcaça do transformador e o enrolamento de alta tensão;</p><p>• Rb: é a isolação entre a carcaça do transformador e o enrolamento de baixa;</p><p>tensão</p><p>• Rab – Rba: isolação entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.</p><p>Antes de se realizar o ensaio de resistência de isolamento deve-se desconectar o cabo</p><p>de aterramento temporário de cada enrolamento do transformador de instrumentação. Os</p><p>terminais primário e secundário devem ser curto-circuitados. A seguir são apresentados os</p><p>ensaios de resistência de isolamento realizados em um transformador de instrumentação.</p><p>5.4.5.1.1 Resistência de isolamento do enrolamento de alta tensão e a carcaça do equipamento</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de isolamento do enrolamento de alta tensão</p><p>contra a carcaça do transformador de instrumentação usa-se o megôhmetro, respeitando os</p><p>procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os condutores dos terminais primário e secundário do transformador de</p><p>instumentação;</p><p>106</p><p>2- Curto-cuitar os terminais (H1 e H2) do equipamento sob ensaio;</p><p>3- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal primário do</p><p>equipamento;</p><p>4- Curto-cuitar os terminais (X1 e X2) do secundário do equipamento;</p><p>5- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro a qualquer terminal secundário do</p><p>equipamento;</p><p>6- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro à carcaça do equipamento. Na</p><p>Figura 59 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao transformador de</p><p>instrumentação para o ensaio de resistência de isolamento do enrolamento de alta tensão</p><p>contra a carcaça.</p><p>7- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>8- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 59 – Ensaio de medição de Ra.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.157)</p><p>5.4.5.1.2 Resistência de isolamento do enrolamento de alta tensão contra o enrolamento de</p><p>baixa tensão</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de isolamento do enrolamento de alta tensão</p><p>contra o enrolamento de baixa tensão do transformador de instrumentação usa-se o</p><p>megôhmetro, respeitando os procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os condutores dos terminais primário e secundário do transformador de</p><p>instumentação;</p><p>107</p><p>2- Curto-cuitar os terminais (H1 e H2) do equipamento sob ensaio;</p><p>3- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal primário do</p><p>equipamento;</p><p>4- Curto-cuitar os terminais (X1 e X2) do secundário do equipamento;</p><p>5- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro à carcaça do equipamento;</p><p>6- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro a qualquer terminal secundário do</p><p>equipamento. Na Figura 60 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao</p><p>transformador de instrumentação para o ensaio de resistência de isolamento do</p><p>enrolamento de alta tensão contra o enrolamento de baixa tensão.</p><p>7- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 5 kV em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>8- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 60 – Ensaio de medição de Rab - Rba.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.158)</p><p>5.4.5.1.3 Resistência de isolamento do enrolamento de baixa tensão contra a carcaça</p><p>Para a realização do ensaio de resistencia de isolamento do enrolamento de baixa tensão</p><p>contra a carcaça do transformador de instrumentação usa-se o megôhmetro, respeitando os</p><p>procedimentos a seguir:</p><p>1- Desconectar os condutores dos terminais primário e secundário do transformador de</p><p>instumentação;</p><p>2- Curto-cuitar os terminais (H1 e H2) do equipamento sob ensaio;</p><p>108</p><p>3- Conectar o cabo de linha (LINE) do megôhmetro a qualquer terminal secundário do</p><p>equipamento;</p><p>4- Curto-cuitar os terminais (X1 e X2) do secundário do equipamento;</p><p>5- Conectar o cabo de GUARD do megôhmetro a qualquer terminal primário do</p><p>equipamento;</p><p>6- Conectar o cabo de terra (EARTH) do megôhmetro à carcaça do equipamento. Na</p><p>Figura 61 é apresentado um diagrama de conexão do megôhmetro ao transformador de</p><p>instrumentação para o ensaio de resistência de isolamento do enrolamento de baixa</p><p>tensão contra a carcaça.</p><p>7- Após finalizar as conexão injetar uma tensão de 500 V em corrente contínua através do</p><p>megôhmetro durante no mínimo 1 minuto;</p><p>8- Em seguida anotar os resultados aferido na folha de inspeção.</p><p>Figura 61 – Ensaio de medição de Rb.</p><p>Fonte: Barros (2015, p.158)</p><p>109</p><p>CAPÍTULO 6: ESTUDO DE CASO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE UMA</p><p>SUBESTAÇÃO</p><p>6.1 INTRODUÇÃO</p><p>Para exemplificar o processo de manutenção elétrica, é apresentado um estudo de caso</p><p>simplificado no qual aborda-se a manutenção preventiva de uma subestação abrigada de 13,8kV</p><p>através de ensaios elétricos. Esta subestação fornecerá energia elétrica a uma planta fabril</p><p>genérica que produz equipamentos eletrônicos de segurança.</p><p>A demanda de energia elétrica adotada para esta planta fabril será de 800kVA, e estará</p><p>distribuída entre as cargas de iluminação interna e externa, tomadas, sistema de refrigeração,</p><p>máquinas de SMD, máquina de AOI (Inspeção Ótica Automática), forno elétrica, injetora</p><p>plástica e demais equipamentos instalados em uma planta industrial deste segmento.</p><p>A subestação abrigada é formada por quatro cubículos ou postos:</p><p>• Um cubículo de medição;</p><p>• Um cubículo de proteção;</p><p>• Dois cubículos de transformação</p><p>O cubículo de medição abriga os seguintes equipamentos apresentados na tabela 10.</p><p>.</p><p>Tabela 10 - Equipamentos no cubículo de medição.</p><p>Equipamentos</p><p>Equipamentos Quantidade</p><p>TCs 3</p><p>TPs 3</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>No cubículo de proteção estão instalados os equipamentos das tabelas 11,12,13 e 14.</p><p>110</p><p>Tabela 11 – Características elétricas da chave seccionadora.</p><p>Chave seccionadora tripolar</p><p>Tensão nominal 17,5 kV</p><p>Corrente nominal 400 A</p><p>N.B.I 110 kV</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 12 - Características elétricas do TC.</p><p>Transformador de corrente</p><p>Tensão nominal 17,5 kV</p><p>Corrente secundário 1 - 5 A</p><p>Classe de proteção 10B50 (15VA)</p><p>Máxima simples</p><p>relação</p><p>800 A</p><p>N.B.I 110 Kv</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 13 - Características elétricas do disjuntor.</p><p>Disjuntor PVO</p><p>Tensão nominal 17,5 kV</p><p>Corrente nominal 630 A</p><p>N.B.I 110 kV</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 14 - Características elétricas do Relé.</p><p>Relé de proteção</p><p>Fabricante Pextron</p><p>Função 50/51</p><p>Tipo URPE - 7104</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Neste estudo de caso foram utilizados 2 cubículos de transformação, com</p><p>transformadores de 500kVA, e os equipamentos das tabelas 15 e 16.</p><p>111</p><p>Tabela 15 - Características elétricas da chave seccionadora.</p><p>Chave seccionadora tripolar</p><p>Quantidade 2</p><p>Tensão nominal 17,5 kV</p><p>Corrente nominal 400 A</p><p>N.B.I 110 kV</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 16 - Características elétricas do transformador.</p><p>Transformador de potência trifásico</p><p>Quantidade 2</p><p>Fabricante WEG</p><p>Tipo seco</p><p>Potência nominal 500 kVA</p><p>Tensão nominal AT 13,8 kV</p><p>Tensão</p><p>nominal de BT 380 V</p><p>Frequência 60 Hz</p><p>Impedância percentual 6%</p><p>Refrigeração NA</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Para a realização da manutenção preventiva da subestação é necessária realizar uma</p><p>sequência de procedimentos, conforme a seguir:</p><p>• Ter em mãos os documentos necessários para a manutenção, de acordo com o</p><p>apresentado no item 4.5.1 deste trabalho.</p><p>• Realizar os procedimentos de desenergização de acordo com o item 4.6.1</p><p>• Realizar a manutenção preventiva dos equipamentos da subestação, através dos ensaios</p><p>apresentados no item 5.4.</p><p>• Após finalizado as atividades de manutenção, realizar a reenergização da subestação</p><p>através da sequência contrária do item 4.6.1</p><p>• Verificar se todos os equipamentos estejam funcionando corretamente.</p><p>112</p><p>6.2 ENSAIOS NO CUBÍCULO PROTEÇÃO</p><p>Para o cubículo de proteção foram realizados ensaios na chave seccionadora, no</p><p>disjuntor de PVO (Pequeno Volume de Óleo) e nos transformadores de corrente. A verificação</p><p>do relé de proteção responsável por enviar trip ao disjuntor não será abordado, pois faz parte</p><p>do estudo de proteção da subestação. Os ensaios realizados na manutenção preventiva da cabine</p><p>de proteção foram as seguintes:</p><p>• Para a chave seccionadora foi realizado o ensaio de resistência de isolamento;</p><p>• No disjuntor de média tensão foram realizados os ensaios de resistência de isolamento</p><p>e de resistência de contato;</p><p>• Nos TC’s de proteção foi realizado o ensaio de resistência de isolamento.</p><p>6.2.1 Procedimentos para a realização dos ensaios</p><p>Os ensaios devem ser realizados por profissionais qualificados, munidos de EPIs e EPCs</p><p>adequados para atividade, conforme o item 4.5.2, pois os instrumentos injetam elevados níveis</p><p>de tensão nos equipamentos. Além disso, a área deve ser isolada para evitar possíveis acidentes.</p><p>Após providenciar as devidas precauções, é realizada a montagem dos instrumentos de</p><p>ensaio e feitas as conexões dos cabos do instrumento nos terminais do equipamento sob ensaio,</p><p>a fim de realizar os devidos testes.</p><p>Para a execução do ensaio de resistência de isolamento na chave seccionadora foram</p><p>utilizados os procedimentos do item 5.4.2.1 deste trabalho, utilizando o megôhmetro.</p><p>Já para os ensaios de resistência de isolamento no disjuntor de PVO foram utilizados os</p><p>procedimentos apresentados nos itens 5.4.3.1 e 5.4.3.2 deste trabalho, utilizando o megôhmetro.</p><p>Para a resistência de contato no disjuntor foram utilizados os procedimentos do item</p><p>5.4.3.3.</p><p>Os procedimentos devem respeitar as normas de segurança da NR-10, conforme os itens</p><p>4.4 e 4.6 deste trabalho, garantido a vida e saúde dos colaboradores.</p><p>113</p><p>6.2.2 Resultados dos ensaios</p><p>Como já dito, neste estudo de caso foram utilizados resultados fictícios nos ensaios</p><p>realizados, com o objetivo de apresentar uma análise dos valores obtidos, conforme as tabelas</p><p>17 e 18.</p><p>Tabela 17 - Resultados do ensaio na chave seccionadora.</p><p>Chave Seccionadora</p><p>Tipo CT</p><p>Classe de Isolamento 17,5kV</p><p>Corrente Nominal 400A</p><p>Resistência de Isolamento (M-Ohms) Megômetro (kV)</p><p>Fase A x Massa 200 5.0</p><p>Fase B x Massa 220 5.0</p><p>Fase C x Massa 280 5.0</p><p>Tensão de Ensaio 5000Vcc 5kV-1min</p><p>Valor mínimo Admitido: 150 M-Ohms</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 18 - Resultados dos ensaios no disjuntor.</p><p>Disjuntor de Média Tensão</p><p>Tipo PVO</p><p>Classe de Isolamento 17,5kV</p><p>Corrente Nominal 630A</p><p>Ensaios</p><p>Resistência de Isolamento (Em M-Ohms) Resistência de Contato</p><p>(Em µ-Ohms) Disjuntor Aberto Disjuntor Fechado</p><p>Fase A x Massa 132</p><p>Fase A x</p><p>Massa</p><p>500 Fase A x A 13,5</p><p>Fase B x Massa 170</p><p>Fase B x</p><p>Massa</p><p>400 Fase B x B 13,7</p><p>Fase C x Massa 155</p><p>Fase C x</p><p>Massa</p><p>500 Fase C x C 13,1</p><p>Tensão de Ensaio 5000Vcc</p><p>Valor mínimo admitido</p><p>150 M-Ohms</p><p>Valor máximo</p><p>admitido</p><p>300 µ-Ohms</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>114</p><p>6.2.3 Análise dos resultados</p><p>Os valores obtidos nos ensaios de resistência de isolamento da chave seccionadora da</p><p>tabela 17 estão em conformidade com os valores fornecidos pelos fabricantes.</p><p>Os valores obtidos nos ensaios de resistência de contato do disjuntor da tabela 18</p><p>também estão em conformidade com os valores recomendados pelos fabricantes.</p><p>O resultado da tabela 18 da medição da resistência de isolamento do disjuntor na fase A</p><p>com a carcaça quando o disjuntor está aberto está não conforme, pois o valor aferido no ensaio</p><p>está abaixo do recomendado pelo fabricante. Geralmente isto acontece quando o equipamento</p><p>está a muito tempo sem qualquer intervenção técnica ou manutenção preventiva, sendo</p><p>recomendado para este tipo de disjuntor a troca periódica do óleo isolante. A decomposição</p><p>natural do óleo isolante presente nos polos do disjuntor é consequente das manobras de abertura</p><p>e fechamento com carga e da absorção natural da umidade presente no ambiente. O óleo</p><p>deteriorado tende a trazer como consequência a redução da rigidez dielétrica e por sua vez o</p><p>mal funcionamento do equipamento durante a ocorrência de um curto-circuito, podendo não</p><p>interromper a falta e gerar um arco elétrico, que pode provocar uma explosão seguida de</p><p>incêndio. Então, a principal providência a ser tomada em uma situação como está é a troca</p><p>imediata do óleo isolante de cada um dos polos.</p><p>Portanto, os resultados obtidos nos ensaios dos equipamentos do cubículo de proteção,</p><p>mostram a importância da manutenção preventiva dos equipamentos de uma subestação, dando</p><p>destaque que neste estudo de caso deveria ser realizada a troca periódica do óleo isolante do</p><p>disjuntor para não comprometer a proteção da subestação.</p><p>6.3 ENSAIOS NO CUBÍCULO DE TRANSFORMAÇÃO</p><p>Para o cubículo de transformação foram realizados ensaios na chave seccionadora e no</p><p>transformador a seco. Os ensaios realizados na manutenção preventiva da cabine de</p><p>transformação foram as seguintes:</p><p>• Para a chave seccionadora foi realizado o ensaio resistência de isolamento;</p><p>• No transformador a seco foram realizados os ensaios de relação de transformação e</p><p>resistência de isolamento.</p><p>115</p><p>6.3.1 – Procedimentos para a realização dos ensaios</p><p>Para a execução do ensaio de resistência de isolamento na chave seccionadora foram</p><p>utilizados os procedimentos do 5.4.2.1 deste trabalho, utilizando o megôhmetro.</p><p>Os procedimentos para realizar-se os ensaios de resistência de isolamento no</p><p>transformador devem ser os apresentados no 5.4.4.1 deste trabalho, utilizando o megôhmetro.</p><p>A relação de transformação do transformador é realizada obedecendo a sequência de</p><p>etapas apresentadas no 5.4.4.2 deste trabalho, utilizando o TTR.</p><p>Todos os procedimentos devem ser realizados obedecendo as normas de segurança,</p><p>garantido a vida e saúde dos colaboradores.</p><p>6.3.2 – Resultados dos ensaios</p><p>Para os cubículos de transformação foi realizado o ensaio em apenas um cubículo, para</p><p>fins didáticos, onde foram encontrados os resultados das tabelas 19, 20 e 21.</p><p>Tabela 19 - Resultados do ensaio na chave seccionadora.</p><p>Chave Seccionadora</p><p>Tipo CT</p><p>Classe de Isolamento 17,5kV</p><p>Corrente Nominal 400A</p><p>Resistência de Isolamento (M-Ohms) Megômetro (kV)</p><p>Fase A x Massa 143 5.0</p><p>Fase B x Massa 138 5.0</p><p>Fase C x Massa 145 5.0</p><p>Tensão de Ensaio 5000Vcc 5kV-1min</p><p>Valor mínimo Admitido: 150 M-Ohms</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Tabela 20 - Resultado do ensaio no transformador.</p><p>Resistência de isolamento do transformador</p><p>Valores em M-Ohms</p><p>BT – Massa 560</p><p>MT – Massa 500</p><p>MT – BT 680</p><p>Valor mínimo: 450 M-Ohms para 35° C (tabela 5)</p><p>Tensão de ensaio: 5000/ 1.000 Vcc</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>116</p><p>Tabela 21 - Resultado do ensaio no transformador.</p><p>Relação de Transformação do transformador</p><p>Enrolamento</p><p>Relação</p><p>Teórica</p><p>Relação Medida</p><p>Variação</p><p>Comentário</p><p>H1 – H3 – X0 – X1 120 120,3 0,250% Dentro da Normalidade</p><p>H1 – H2 – X0 – X2 120 120,5 0,417% Dentro da Normalidade</p><p>H2 – H3 – X0 – X3 120 120,1 0,083% Dentro da Normalidade</p><p>Variação máx. permitida 0,5 %</p><p>6.2.3 Análise dos resultados</p><p>Fonte: (Própria)</p><p>Os valores obtidos nos ensaios de resistência de isolamento da chave seccionadora da</p><p>tabela 19 não estão em conformidade com os valores fornecidos pelos fabricantes, apresentando</p><p>baixa resistência de isolamento. Frequentemente em campo são encontradas chaves</p><p>seccionadoras que durante um longo da sua vida útil ficam em repouso sem manobrar (abertas</p><p>ou fechadas), apresentando falhas quando requisitadas. Geralmente essa baixa resistência de</p><p>isolamento é provocada pelo acúmulo de poeira e absorção de umidade devido ao ambiente em</p><p>que estão instaladas e a falta de manutenção preventiva. Portanto, recomenda-se realizar a</p><p>limpeza periódica do equipamento e da subestação para evitar que este tipo de problema possa</p><p>acarretar na indisponibilidade da energia elétrica devido a falha do equipamento.</p><p>Os resultados das medições da resistência de isolamento e de relação de transformação</p><p>do transformador das tabelas 20 e 21 estão em conformidade com os valores recomendados</p><p>pelos fabricantes.</p><p>Então, os resultados obtidos nos ensaios dos equipamentos do cubículo de</p><p>transformação apresentaram a importância de uma subestação limpa, bem arejada e dá abertura</p><p>e fechamento periódica da chave seccionadora para o seu bom funcionamento.</p><p>117</p><p>CAPÍTULO 7: CONSIDERAÇÕES FINAIS</p><p>O presente trabalho abordou a importância da manutenção preventiva de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8kV através de técnicas modernas, ou seja, por procedimentos de</p><p>ensaios elétricos utilizando instrumentos específicos para o diagnóstico de determinadas</p><p>características elétricas do equipamento sob análise. Além disso, foram apresentados os</p><p>cubículos e equipamentos constituintes de uma subestação abrigada de média tensão, assim</p><p>como os procedimentos de segurança conforme a NR 10 e as documentações fundamentais para</p><p>a realização da manutenção em uma subestação.</p><p>Com a crescente criação de novas unidades consumidora de energia elétrica com carga</p><p>instalada superior 75kW, surgiu-se uma grande demanda por profissionais especializados na</p><p>manutenção de subestações de energia elétrica de média tensão. Diante dessa necessidade as</p><p>instituições de ensino precisam qualificar os futuros profissionais como os técnicos</p><p>eletrotécnicos e engenheiros eletricistas para poder suprir essa demanda do mercado de</p><p>trabalho.</p><p>Em frente a esse cenário, houve a necessidade de se criar um trabalho que se aborda a</p><p>manutenção de subestações de média tensão por meio de procedimentos de ensaios em cada um</p><p>dos equipamentos essenciais dessa edificação, respeitando a NR 10, aplicando as NBRs</p><p>pertinentes ao assunto e as normas da concessionária de energia elétrica local</p><p>Por meio dos estudos elaborado se constatou viabilidade do uso destes instrumentos de</p><p>ensaios no diagnóstico antecipado de eventuais falhas futuras nos equipamentos e na elaboração</p><p>de laudos técnicos, pois permitem aferir grandezas elétricas que os instrumentos comuns não</p><p>conseguem.</p><p>Portanto, é importante realizar as manutenções preventivas periódicas, pois a falta dessa</p><p>atividade pode acarretar em prejuízos matérias, como a perda de equipamentos e a paralisação</p><p>de linhas de produção, assim como pôr em risco vidas humanas.</p><p>Dessa maneira conclui-se que os objetivos principais deste trabalho, tanto gerais, quanto</p><p>específicos, foram alcançados da melhor maneira possível, abordando-se o conteúdo de forma</p><p>simples e com o texto estruturado numa sequência lógica para o entendimento do leitor.</p><p>Como sugestão para continuidade deste trabalho ou artigos relacionados, seguem as</p><p>propostas abaixo:</p><p>118</p><p>I – Realizar ensaios de manutenção preventiva de forma prática, através da</p><p>medição das grandezas elétricas com os equipamentos listados neste trabalho em uma</p><p>determinada subestação de energia elétrica.</p><p>II - Abordar as metodologias utilizadas na manutenção preditiva e propor estudos</p><p>com essa metodologia em subestações de energia elétrica;</p><p>III – Abordar as metodologias de manutenção utilizadas em subestações de alta</p><p>tensão: 69 kV, 138 kV, 230 kV e 500 kV.</p><p>119</p><p>CAPÍTULO 8: REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS</p><p>Filho, João Mamede. Instalações elétricas industriais. 9. ed. Rio de Janeiro: LTC, 2017.</p><p>Filho, João Mamede. Manual de equipamentos elétricos. 4. ed. Rio de Janeiro: LTC, 2013.</p><p>Filho, João Mamede. Proteção de sistemas elétricos de potência. 1. ed. Rio de Janeiro: LTC,</p><p>2016.</p><p>Filho, João Mamede. Subestações de alta tensão. 1. ed. Rio de Janeiro: LTC, 2021.</p><p>Gebran, Amaury Pessoa. Manutenção e operação de equipamentos de subestações. 1. ed. Porto</p><p>Alegre: Bookman, 2014.</p><p>Barros, Benjamim Ferreira de; Gedra, Ricardo Luis. Cabine Primária - Subestações de Alta</p><p>Tensão de Consumidor. 4. ed. São Paulo: Érica, 2015.</p><p>Carleto, Nivaldo. Subestações Elétricas. 1. ed. Brasília: NT Editora, 2017.</p><p>D’Ajuz, Ary. Equipamentos Elétricos - Especificação e Aplicação em Subestações de Corrente</p><p>Alternada. Rio de Janeiro: FURNAS, 1985.</p><p>Mardegan, Cláudio. Proteção e Seletividade em Sistemas Elétricos Industriais. 2. ed. São Paulo:</p><p>Atitude Editorial Publicações Técnicas Ltda., 2020.</p><p>Ramírez, Carlos Felipe. Subestaciones de Alta Tensión. 1. ed. Colombia: Mejía Villegas</p><p>S.A.,1991.</p><p>Diniz, Alberto Washington; Souza, Donizetti Aparecido. Cabine primária: Operação e</p><p>manutenção de subestações. 1. ed. São Paulo: Senai – SP, 2017.</p><p>NDEE 01. Amazonas Energia. Fornecimento de Energia Elétrica em Média tensão (13,8 kV</p><p>e 34,5 kV). 2021.</p><p>120</p><p>Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT. Instalações Elétricas de Média Tensão</p><p>de 1.0kV a 36,2kV - NBR 14039:2005. Rio de Janeiro: 1ª Ed., 2005.</p><p>Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT. Instalações elétricas de baixa tensão -</p><p>NBR 5410:2004. Rio de Janeiro: 2ª ed., 2004.</p><p>KAGAN, N.; OLIVEIRA, C. C. B.; ROBBA, E. J. Introdução aos sistemas de distribuição</p><p>de energia elétrica. 1 ed. São Paulo: Blucher, 2005.</p><p>Teixeira Junior, Mario Daniel da Rocha. Cabos de Energia. 2. ed. São Paulo: Artiliber Editora,</p><p>2004.</p><p>Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT. Sistemas de aterramento de subestações</p><p>– Requisitos - NBR 15751:2015. Rio de Janeiro: 2ª Ed., 2013.</p><p>Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT. Proteção contra descargas atmosféricas</p><p>- NBR 5419:2015. Rio de Janeiro: 1ª Ed., 2005.</p><p>Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT. Proteção contra incêndio em</p><p>subestações elétricas- NBR 13231:2015. Rio de Janeiro: 4ª Ed., 2015.</p><p>MINISTÉRIO DO TRABALHO E EMPREGO - MTE. NR-06 - Equipamento de Proteção</p><p>Individual - EPI. Aprovada pela portaria n° 877, de 24 de outubro de 2018, publicada no</p><p>D.O.U. em 26 de outubro de 2018.</p><p>MINISTÉRIO DO TRABALHO E EMPREGO - MTE. NR-10 - Segurança em Instalações e</p><p>Serviços em Eletricidade. Aprovada pela portaria n° 915, de 30 de julho de 2019, publicada</p><p>no D.O.U. em 31 de julho de 2019.</p><p>58</p><p>4.5 REQUISITOS PARA A MANUTENÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO ..................................... 60</p><p>4.5.1 Documentações ................................................................................................................... 60</p><p>4.5.2 Equipamentos de proteção individual e coletivo.................................................................. 61</p><p>4.5.3 Ferramentas e materiais ....................................................................................................... 62</p><p>4.6 PROCEDIMENTOS DE SEGURANÇA EM MANUTENÇÃO ............................................... 63</p><p>4.6.1 Procedimentos de desenergização........................................................................................ 63</p><p>4.6.2 Aterramento ......................................................................................................................... 64</p><p>4.6.2.1 Conjunto aterramento ................................................................................................... 65</p><p>4.6.2.2 Procedimentos de execução de aterramento.................................................................. 66</p><p>4.6.2.2.1 Colocação do aterramento ..................................................................................... 66</p><p>4.6.2.2.2 Retirada do aterramento ......................................................................................... 67</p><p>4.6.2.2.3 Localização do aterramento temporário ................................................................. 67</p><p>4.7 OPERAÇÃO DE SUBESTAÇÕES ........................................................................................... 68</p><p>4.7.1 Operação programa ............................................................................................................. 68</p><p>4.7.2 Operação de emergência ...................................................................................................... 69</p><p>CAPITULO 5: PROCEDIMENTOS DE MANUTENÇÃO DE UMA SUBESTAÇÃO ............... 70</p><p>5.1 CONSIDERAÇÕES BÁSICAS ................................................................................................. 70</p><p>5.2 CLASSIFICAÇÃO DOS ENSAIOS .......................................................................................... 70</p><p>5.3 INSTRUMENTOS DE ENSAIO ............................................................................................... 72</p><p>5.3.1 Megôhmetro ........................................................................................................................ 72</p><p>5.3.2 HIPOT ................................................................................................................................. 74</p><p>5.3.3 Microhmímetro .................................................................................................................... 75</p><p>5.3.4 TTR – medidor de relação de espiras ................................................................................... 76</p><p>5.3.5 VLF (Very Low Frequency)................................................................................................. 77</p><p>5.3.6 Testador de isolamento de óleo ........................................................................................... 78</p><p>5.3.7 Termovisor .......................................................................................................................... 79</p><p>5.3.8 Ultra-Som ............................................................................................................................ 80</p><p>5.4 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE EQUIPAMENTOS ........................................................ 82</p><p>5.4.1 Para-raios............................................................................................................................. 82</p><p>5.4.1.1 Ensaio de resistencia de isolação: ................................................................................. 82</p><p>5.4.2 Chave seccionadora ............................................................................................................. 83</p><p>5.4.2.1 Ensaio de resistência de isolação: ................................................................................. 84</p><p>5.4.2.2 Ensaio de resistência de contato ................................................................................... 85</p><p>5.4.3 Disjuntor .............................................................................................................................. 86</p><p>5.4.3.1 Ensaio de resistência de isolação dos polos do disjuntor .............................................. 87</p><p>5.4.3.2 Ensaio de resistência de isolação dos isoladores do disjuntor ....................................... 88</p><p>5.4.3.3 Ensaio de resistência de contato ................................................................................... 89</p><p>5.4.4 Transformador ..................................................................................................................... 90</p><p>5.4.4.1 Ensaio de resistência de isolação .................................................................................. 91</p><p>5.4.4.2 Ensaio de relação de transformação .............................................................................. 96</p><p>5.4.4.3 Retirada de amostra de óleo isolante ........................................................................... 101</p><p>5.4.4.3.1 Tratamento e recuperação do óleo isolante .......................................................... 102</p><p>5.4.4.3.2 Recondicionamento do óleo isolante ................................................................... 102</p><p>5.4.5 Transformadores de instrumentação .................................................................................. 104</p><p>5.4.5.1 Ensaio de resistência de isolamento ............................................................................ 104</p><p>5.4.5.1.1 Resistência de isolamento do enrolamento de alta tensão e a carcaça do</p><p>equipamento ....................................................................................................................... 105</p><p>5.4.5.1.2 Resistência de isolamento do enrolamento de alta tensão contra o enrolamento de</p><p>baixa tensão ........................................................................................................................ 106</p><p>5.4.5.1.3 Resistência de isolamento do enrolamento de baixa tensão contra a carcaça ....... 107</p><p>CAPÍTULO 6: ESTUDO DE CASO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE UMA</p><p>SUBESTAÇÃO ................................................................................................................................ 109</p><p>6.1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................................... 109</p><p>6.2 ENSAIOS NO CUBÍCULO PROTEÇÃO ............................................................................... 112</p><p>6.2.1 Procedimentos para a realização dos ensaios ..................................................................... 112</p><p>6.2.2 Resultados dos ensaios ...................................................................................................... 113</p><p>6.2.3 Análise dos resultados ....................................................................................................... 114</p><p>6.3 ENSAIOS NO CUBÍCULO DE TRANSFORMAÇÃO ........................................................... 114</p><p>6.3.1 – Procedimentos para a realização dos ensaios .................................................................. 115</p><p>6.3.2 – Resultados dos ensaios ................................................................................................... 115</p><p>6.2.3 Análise dos resultados ....................................................................................................... 116</p><p>CAPÍTULO 7: CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................. 117</p><p>CAPÍTULO 8: REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 119</p><p>LISTA DE FIGURAS</p><p>Figura 1 - Representação simplificada do sistema elétrico</p><p>de potência. ......................................... 20</p><p>Figura 2 - Matriz elétrica Brasileira 2019 (BEN, 2020) ................................................................... 22</p><p>Figura 3 - Casa de força da hidrelétrica de Balbina. ....................................................................... 22</p><p>Figura 4 - Pátio de equipamentos à intempérie da subestação Manaus 230/69/13,8 kV – 4 x 150</p><p>MVA .................................................................................................................................................... 23</p><p>Figura 5 - Transformadores de potência da subestação Manaus. .................................................. 24</p><p>Figura 6 - Partes externas constituintes de uma subestação consumidora..................................... 33</p><p>Figura 7 - Subestação abrigada com ramal de entrada subterrâneo. ............................................. 35</p><p>Figura 8 - Subestação com ramal de entrada aéreo ......................................................................... 36</p><p>Figura 9 - Cubículo de medição com entrada subterrânea. ............................................................ 37</p><p>Figura 10 - Cubículo de proteção. ..................................................................................................... 38</p><p>Figura 11 - Cubículo de transformação, com transformador a óleo isolante. ................................ 39</p><p>Figura 12 - Dimensões internas de uma subestação abrigada. ........................................................ 40</p><p>Figura 13 - Subestação metálica. ....................................................................................................... 42</p><p>Figura 14 - Subestação primaria compacta blindada. ..................................................................... 43</p><p>Figura 15 - Subestação aérea de 13,8 kV .......................................................................................... 45</p><p>Figura 16 – Subestação aérea de 13,8 kV de torre em poste duplo. ................................................ 45</p><p>Figura 17 – Vista frontal de uma subestação instalada à intempérie. ............................................ 46</p><p>Figura 18 - – Vista aérea de uma subestação instalada à intempérie. ............................................ 47</p><p>Figura 19 – Muflas. ............................................................................................................................ 48</p><p>Figura 20 – Para-raios de corpo polimérico. .................................................................................... 49</p><p>Figura 21 - Transformador de corrente. .......................................................................................... 49</p><p>Figura 22 – Transformador de potencial .......................................................................................... 50</p><p>Figura 23 - Disjuntor PVO ................................................................................................................ 51</p><p>Figura 24 - Relé de sobrecorrente. .................................................................................................... 52</p><p>Figura 25 - Chave seccionadora com câmera de extinção de arco elétrico. ................................... 52</p><p>Figura 26 - Transformador a óleo. .................................................................................................... 53</p><p>Figura 27 - Transformador a seco..................................................................................................... 54</p><p>Figura 28 - Evolução das técnicas de manutenção. .......................................................................... 56</p><p>Figura 29 – Curva da banheira. ........................................................................................................ 58</p><p>Figura 30 - Conjunto aterramento para 13,8 kV ............................................................................. 65</p><p>Figura 31 – Bastão de aterramento. .................................................................................................. 66</p><p>Figura 32 – Áreas delimitas por aterramentos temporários. .......................................................... 67</p><p>Figura 33 – Megôhmetro da fabricante Megabras .......................................................................... 73</p><p>Figura 34 - Ensaio de rigidez dielétrica em um material isolante, do tipo não destrutivo (à</p><p>esquerda) e destrutivo (à direita) ...................................................................................................... 74</p><p>Figura 35 - Hipot de 5 kV da fabricante instrum............................................................................ 75</p><p>Figura 36 - Microhmímetro da fabricante megabras. ..................................................................... 76</p><p>Figura 37 - TTR 2000 i da fabricante instrum ................................................................................. 77</p><p>Figura 38 - VLF de 60 kV da marca Huazheng. .............................................................................. 78</p><p>Figura 39 - Testador de isolamento de óleo. ..................................................................................... 79</p><p>Figura 40 - Termovisores Flir E75 (esq.) e T530 (dir.) .................................................................... 80</p><p>Figura 41 - Inspeção por ultra-som ................................................................................................... 81</p><p>Figura 42 - análise espectral do som através de software. ............................................................... 81</p><p>Figura 43 - Ensaio de resistência de isolação do para-raios. ........................................................... 83</p><p>Figura 44 – Ensaio de resistência de isolação da chave seccionadora. ........................................... 85</p><p>Figura 45 – Ensaio de resistência de contato da chave seccionadora. ........................................... 86</p><p>Figura 46- Ensaio de resistência de isolação do polo do disjuntor. ................................................. 88</p><p>Figura 47 – Ensaio de resistência de isolação dos isoladores do disjuntor ..................................... 89</p><p>Figura 48 - Ensaio de resistência de contato do polo do disjuntor. ................................................ 90</p><p>Figura 49 - Desenho esquemático com as resistências de isolamento ............................................. 91</p><p>Figura 50 – Ensaio de medição de Ra. .............................................................................................. 93</p><p>Figura 51 – Ensaio de medição de Rb .............................................................................................. 94</p><p>Figura 52 – Ensaio de medição de Rab - Rba. .................................................................................. 95</p><p>Figura 53 – Medidor de relação de transformação. ......................................................................... 98</p><p>Figura 54 – Ensaio de relação de transformação na fase 1 do transformador .............................. 99</p><p>Figura 55 – Ensaio de relação de transformação na fase 2 do transformador............................. 100</p><p>Figura 56 – Ensaio de relação de transformação na fase 3 do transformador............................. 101</p><p>Figura 57 – Máquina de tratamento de termo vácuo. ................................................................... 103</p><p>Figura 58 – Desenho esquemático com as resistências de isolamento .......................................... 105</p><p>Figura 59 – Ensaio de medição de Ra. ............................................................................................ 106</p><p>Figura 60 – Ensaio de medição de Rab - Rba. ................................................................................ 107</p><p>Figura 61 – Ensaio de medição de Rb ............................................................................................. 108</p><p>LISTA DE TABELAS</p><p>Tabela 1 - Tensões utilizadas no sistema elétrico nacional ...................................................................</p><p>25</p><p>Tabela 2 - Classificação das SEs quanto ao seu nível de tensão. .......................................................... 28</p><p>Tabela 3 - Dimensões internas de uma subestação abrigada ................................................................. 41</p><p>Tabela 4 - Altura de uma subestação abrigada. .................................................................................... 41</p><p>Tabela 5 - Resumo de ensaio de isolamentos em transformador .......................................................... 95</p><p>Tabela 6 - Resistência de isolamento para diversos níveis de tensão em transformadores.................... 96</p><p>Tabela 7 - Tipos de ligação das bobinas do transformador e suas respectivas fórmulas para o cálculo</p><p>de relação de transformação. ................................................................................................................ 97</p><p>Tabela 8 - Ações corretivas realizadas no óleo isolante de um transformador .................................... 103</p><p>Tabela 9 - Valores - limite recomendados para óleo após recondicionamento. .................................. 104</p><p>Tabela 10 - Equipamentos no cubículo de medição............................................................................ 109</p><p>Tabela 11 – Características elétricas da chave seccionadora. ............................................................. 110</p><p>Tabela 12 - Características elétricas do TC ........................................................................................ 110</p><p>Tabela 13 - Características elétricas do disjuntor ............................................................................... 110</p><p>Tabela 14 - Características elétricas do Relé. ..................................................................................... 110</p><p>Tabela 15 - Características elétricas da chave seccionadora. .............................................................. 111</p><p>Tabela 16 - Características elétricas do transformador ....................................................................... 111</p><p>Tabela 17 - Resultados do ensaio na chave seccionadora. .................................................................. 113</p><p>Tabela 18 - Resultados dos ensaios no disjuntor ................................................................................ 113</p><p>Tabela 19 - Resultados do ensaio na chave seccionadora. .................................................................. 115</p><p>Tabela 20 - Resultado do ensaio no transformador ............................................................................. 115</p><p>Tabela 21 - Resultado do ensaio no transformador ............................................................................. 116</p><p>LISTA DE SIGLAS</p><p>ABNT: Associação Brasileira de Normas Técnicas</p><p>ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica</p><p>BEM: Balanço Energético Nacional</p><p>EPE: Empresa de Pesquisa Energética</p><p>EPI: Equipamento de Proteção Individual</p><p>EPC: Equipamento de Proteção Coletivo</p><p>GVO: Grande Volume de Óleo</p><p>NBR: Norma Técnica Brasileira</p><p>NR10: Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade</p><p>PVO: Pequeno Volume de Óleo</p><p>SE: Subestação Elétrica</p><p>SEP: Sistema Elétrico de Potência</p><p>TP: Transformador de Potencial</p><p>TC: Transformador de Corrente</p><p>16</p><p>CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO</p><p>Ao longo dos anos a manutenção de subestações de energia elétrica tem passado por</p><p>significativas mudanças e o aumento dessas variantes podem ser observadas nos números e nas</p><p>diversidades das instalações, com projetos de maior complexidade, com exigências de</p><p>conhecimento técnico em níveis cada vez mais avançados, o que demanda a atualização</p><p>constante dos profissionais atuantes na área.</p><p>A descoberta de novas tecnologias no setor elétrico tem permitido o surgimento de</p><p>equipamentos e ferramentas mais sofisticadas, esse crescente desenvolvimento tecnológico</p><p>vem sendo empregado com frequência nas novas subestações de energia elétrica, e as antigas</p><p>construções vem aderido cada vez mais a esse processo de modernização de seus equipamentos,</p><p>chamado de retrofit, para se regularizarem as novas normas técnicas elaboradas como</p><p>consequência dessas mudanças e da maior segurança ao trabalhador. O desenvolvimento de</p><p>novos equipamentos elétricos proporcionou o surgimento de novas ferramentas de inspeção e</p><p>ensaios para a prevenção de possíveis falhas futuras nos equipamentos elétricos implantados</p><p>nas subestações de energia elétrica, como consequência, novas técnicas modernas no processo</p><p>de manutenção estão sendo propostas e empregadas em ambiente industrial.</p><p>De acordo com a norma técnica de fornecimento de energia elétrica da concessionária</p><p>de energia local, NDEE – 01 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV</p><p>e 34,5 kV), da Amazonas Energia (2021, p.36) na seção 7.9.1. diz: “Os consumidores ficam</p><p>obrigados a manter em bom estado de conservação os componentes da sua subestação. Caso</p><p>contrário a Amazonas Energia pode vir a exigir os reparos necessários ou até mesmo a</p><p>substituição dos matérias inadequados ou danificados”. Isso se dá devido os elementos que</p><p>constituem os diversos equipamentos estarem sujeitos as mais diversas restrições do tipo</p><p>elétrica, mecânica, físico-química, térmica, e etc. Essas restrições geram desgastes, como</p><p>deformações, corrosão, rupturas, erosão, etc. Esses desgastes reduzem a vida útil dos</p><p>equipamentos. Então, com intuito de evitar ou mitigar tais restrições, são realizadas</p><p>manutenções periódicas nas subestações de energia elétrica da planta fabril. Neste trabalho</p><p>serão abordadas as técnicas modernas de manutenção e inspeção de equipamentos de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8 kV.</p><p>17</p><p>1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO</p><p>A zona franca de Manaus alberga um dos maiores polos industrias do país, com mais de</p><p>500 fábricas nacionais e multinacionais de pequeno a grande porte, a maioria delas alimentadas</p><p>por uma tensão de 13,8 kV disponibilizada pela concessionaria de energia local. Grande parte</p><p>da planta fabril possui equipamentos que operam em baixa tensão, sendo necessária a redução</p><p>dessa tensão de fornecimento para valores compatíveis, para tanto, são construídas subestações</p><p>de energia elétrica que tem um papel fundamental no fornecimento de energia em um nível de</p><p>tensão adequado para o funcionamento das máquinas e equipamentos.</p><p>Nessas fábricas podemos encontrar instaladas subestações do tipo aérea, abrigada,</p><p>blindada, ou a intempérie, alimentadas com tensões que vão desde os 13,8 kV até 69 kV de</p><p>acordo com a demanda contratada e respeitando os critérios e normas vigentes.</p><p>A grande maioria dessas empresas operam 24 horas por dia e uma parada não planejada</p><p>no fornecimento de energia devido a alguma falha na subestação pode acarretar grandes perdas</p><p>econômicas ou materiais, por isso um estudo sobre a sua manutenção usando técnicas modernas</p><p>é de grande importância e fundamental para manter a disponibilidade dos equipamentos, e</p><p>gerenciar as possíveis falhas futuras.</p><p>1.2 OBJETIVOS</p><p>Para que uma subestação de energia elétrica funcione em ótimas condições, é</p><p>fundamental que sejam realizadas manutenções periódicas e da forma confiável, e para que isso</p><p>ocorra é necessário que o profissional atuante na área conheça as metodologias utilizadas</p><p>durante a execução do serviço.</p><p>1.2.1 Objetivo Geral</p><p>Explanar técnicas modernas de manutenção e inspeção de equipamentos de uma</p><p>subestação abrigada de 13,8 kV.</p><p>18</p><p>1.2.2 Objetivos específicos</p><p>Apresentar ao leitor conceitos fundamentais e definições dos principais componentes de</p><p>uma subestação de energia elétrica.</p><p>Demostrar os principais equipamentos e metodologias utilizadas durante os ensaios,</p><p>assim como os procedimentos de segurança efetuados durante a manutenção de uma subestação</p><p>de energia elétrica.</p><p>Expor um estudo de caso sobre as atividades realizadas durante o serviço de manutenção</p><p>de uma subestação abrigada de 13,8 kV.</p><p>1.3 PROCEDIMENTO METODOLÓGICO</p><p>O presente estudo a ser abordado será fundamentado em pesquisas bibliográficas de</p><p>normas vigentes, livros, artigos científicos, revistas, vivencia no dia a dia, assim como webinars</p><p>realizados por especialistas. A estrutura do trabalho será elaborada respeitando os</p><p>procedimentos monográficos. O trabalho é apresentado em seis capítulos, conforme descrito a</p><p>seguir:</p><p>• No capítulo 1 é apresentada a introdução do trabalho contendo a contextualização, os</p><p>objetivos e os procedimentos metodológicos;</p><p>• No capítulo 2 é descrito os três grandes blocos que forma o sistema elétrico de potência</p><p>e o longo trajeto percorrido pelas linhas de transmissão e distribuição até a sua chegada</p><p>as unidades consumidoras em média tensão e as unidades consumidoras residências;</p><p>• No capítulo 3 é exposto a classificação das subestações de energia elétrica e suas</p><p>características, dando-se relevância para as subestações de consumidor do tipo abrigada,</p><p>detalhando-se cada cubículo e equipamentos constituintes da subestação;</p><p>• No capítulo quatro é demostrado o avanço das técnicas da manutenção e sua importância</p><p>na redução das indisponibilidades de equipamentos através da manutenção preventiva e</p><p>preditiva. No mesmo capítulo também é relatado a importância da NR 10 na manutenção</p><p>de instalações elétricas, assim como os requisitos (documentos, EPIs e EPCs,</p><p>ferramentas) e procedimentos de segurança fundamentais (desenergização);</p><p>19</p><p>• No capítulo 5 é apresentado os instrumentos responsáveis pelos ensaios de manutenção</p><p>preventiva e os principais ensaios nos equipamentos de uma subestação;</p><p>• No capítulo seis foi realizado um exemplo prático simplificado do tema principal deste</p><p>trabalho, utilizando como resultados dos ensaios valores factícios. A ideia inicial do</p><p>trabalho seria realizar a aplicação desses ensaios na prática, porém, devido a pandemia</p><p>de covid-19 optou-se por trabalhar com valores fictícios;</p><p>• No capítulo sete foi descrito as considerações finais deste trabalho;</p><p>20</p><p>CAPÍTULO 2: COMPOSIÇÃO DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA</p><p>De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL (2009), o sistema de</p><p>energia elétrica é o conjunto de estruturas, fios e cabos condutores de energia, isoladores,</p><p>transformadores, subestações e seus equipamentos, aparelhos, dispositivos e demais meios</p><p>destinados aos serviços de geração, transmissão, distribuição e ao uso de energia elétrica.</p><p>A sua função principal é o fornecimento de energia elétrica de qualidade aos usuários</p><p>de pequeno e grande porte a qualquer instante. O sistema elétrico é subdividido em três grandes</p><p>blocos com sua origem na geração através das mais diversas fontes de energia, seguido pelo</p><p>transporte da energia por meio de linhas de transmissão e depois pela sua distribuição por meio</p><p>das redes primárias e secundárias. Na Figura 1, pode-se observar um diagrama unifilar do</p><p>sistema elétrico de potência, constituído pelo sistema de geração, transmissão e distribuição.</p><p>Figura 1 - Representação simplificada do sistema elétrico de potência.</p><p>Fonte: (Próprio)</p><p>2.1 SISTEMA DE GERAÇÃO</p><p>O primeiro bloco do sistema elétrico de potência é o bloco de geração, também chamado</p><p>de sistema de geração. Esse sistema realiza a transformação de diversas formas de energia em</p><p>energia elétrica, através de máquinas rotativas conhecidas como geradores síncronos ou</p><p>alternadores que normalmente giram a uma frequência de 60 Hz. De acordo com (EPE, 2019),</p><p>21</p><p>a principal usina geradora de energia elétrica do Brasil é a hidrelétrica, através do</p><p>aproveitamento do potencial hidráulico.</p><p>Além do potencial hídrico, outra forma de gerar energia elétrica é através das usinas</p><p>termoelétricas que operam a partir da queima de um determinado combustível, por exemplo:</p><p>derivados de petróleo, carvão e derivados, gás natural e biomassa.</p><p>Os derivados de petróleo correspondem a 2% da matriz energética e são provenientes</p><p>do refinamento do petróleo bruto, exemplo desses derivados são: óleo diesel, querosene, asfalto,</p><p>gás liquefeito de petróleo (GLP) e entre outros. Representando 9,3 % da geração de energia</p><p>elétrica, o gás natural é o combustível mais utilizado pelas termoelétricas do país e deriva do</p><p>petróleo bruto.</p><p>A segunda fonte mais utilizada pelas usinas termelétricas provém da biomassa, esta</p><p>fonte é um recurso natural renovável, provenientes da matéria vegetal ou animal.</p><p>Representando 3,3% da matriz energética nacional, o carvão e seus derivados é mais</p><p>uma das fontes que permite gerar energia elétrica através das termoelétricas. A energia nuclear</p><p>contribuí com 2,5% na geração de energia elétrica no país e também apresenta o mesmo</p><p>princípio de funcionamento das termelétricas, ao qual o vapor gerado provoca a movimentação</p><p>de turbinas, mas neste caso o calor gerado ocorre através da fissão do urânio em um reator.</p><p>Nos últimos anos as fontes de energia renováveis têm ganhado espaço no setor elétrico</p><p>brasileiro, pois são fontes provenientes dos recursos naturais, reabastecidos naturalmente, ou</p><p>seja, inesgotáveis. Representando 8,6% da matriz energética nacional, a energia eólica, é uma</p><p>fonte de energia renovável, contidas nas massas de ar, onde a energia cinética de translação do</p><p>ar se transforma em energia de rotação nas pás das turbinas eólicas, conhecidas como</p><p>aerogeradores.</p><p>Além disso, outra fonte de energia em grande crescimento no país é o da energia solar,</p><p>proveniente da luz do sol que é capturada através de painéis solares em corrente continua e por</p><p>sua vez convertido em energia elétrica CA através de inversores. Também entre outras fontes</p><p>de geração de energia elétrica temos as provenientes da biomassa, biogás, marítima e</p><p>geotérmica.</p><p>Na Figura 2 pode-se observar a matriz elétrica brasileira no ano de 2019 de acordo com</p><p>o balanço energético nacional 2020, segundo a empresa de pesquisa energética – EPE (2019).</p><p>22</p><p>Figura 2 - Matriz elétrica Brasileira 2019 (BEN, 2020).</p><p>Fonte: https://www.epe.gov.br/pt/abcdenergia/matriz-energetica-e-eletrica</p><p>Para exemplificar a principal fonte geradora de energia elétrica do nosso país, na Figura</p><p>3 podemos observar a casa de força da hidrelétrica de Balbina situada no estado do Amazonas,</p><p>constituído por 5 geradores síncronos de 50 MVA e 13,8 kV de tensão, que fornecem energia</p><p>elétrica para o sistema elétrico da cidade de Manaus.</p><p>Figura 3 - Casa de força da hidrelétrica de Balbina.</p><p>Fonte: (Própria).</p><p>https://www.epe.gov.br/pt/abcdenergia/matriz-energetica-e-eletrica</p><p>23</p><p>2.2 SISTEMA DE TRANSMISSÃO</p><p>Após a energia ser gerada pelo bloco de geração, geralmente a grande distância do</p><p>centro de carga. É necessário realizar o transporte dessa energia através do sistema de</p><p>transmissão. Esse sistema é constituído normalmente por linhas de transmissão trifásicas de</p><p>corrente alternada, podendo ser também transmitido em corrente contínua dependendo da</p><p>distância e de estudos econômicos. Esse bloco tem como função transportar a energia elétrica</p><p>em elevados níveis de tensão, iniciando nas subestações elevadoras de transmissão localizadas</p><p>nos centros de geração até seu destino final nas subestações abaixadoras de subtransmissão.</p><p>A tensão das linhas de transmissão depende da distância percorrida e da quantidade de</p><p>energia a ser transportada, e quanto mais distante a unidade de geração de energia elétrica se</p><p>encontra da unidade consumidora, maior será o nível de tensão a ser utilizado. A seguir pode-</p><p>se observar através das Figuras 4 e 5 uma subestação de subtransmissão de 230/ 69 kV.</p><p>Figura 4 - Pátio de equipamentos à intempérie da subestação Manaus 230/69/13,8 kV – 4 x 150 MVA.</p><p>Fonte: (Própria).</p><p>24</p><p>Figura 5 - Transformadores de potência da subestação Manaus.</p><p>Fonte: (Própria).</p><p>2.3 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO</p><p>Na saída da subestação abaixadora do sistema de transmissão</p><p>está conectado ao sistema</p><p>de distribuição. Esse sistema pode ser dividido em três etapas:</p><p>• Subtransmissão</p><p>• Distribuição primária</p><p>• Distribuição secundária</p><p>2.3.1 Sistema de subtransmissão</p><p>O sistema de subtransmissão se encarrega de captar a energia elétrica da subestação de</p><p>subtransmissão e fornecer usualmente em níveis de tensão de 138 kV ou 69 kV, e em situações</p><p>mais raras em 34,5 kV. Essa subtransmissão é responsável por transportar energia elétrica até</p><p>a subestação de distribuição e fornecer energia elétrica a grandes consumidores como por</p><p>exemplo: indústrias de grande porte e estações de tratamento de água. Além disso é responsável</p><p>por transportar a energia até a subestações de distribuição.</p><p>25</p><p>2..3.2 Sistema de distribuição primária</p><p>As redes de distribuição primária, também conhecidas como redes de média tensão estão</p><p>distribuídas por toda a cidade em nível de tensão usualmente de 13,8 kV e 34,5 kV. Essa rede</p><p>primária fornece energia elétrica para consumidores industriais de pequeno e médio porte,</p><p>edificações comerciais e residenciais.</p><p>2.3.3 Sistema de distribuição secundária</p><p>As redes de distribuição secundária, conhecidas como redes de baixa tensão, fornecem</p><p>energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais de pequeno porte, iluminação</p><p>pública e demais consumidores atendidos em baixa tensão. Essa rede tem níveis de tensão de</p><p>220/127 V, 254/127V, 380/220V e 440/220 V.</p><p>Na tabela 1 a seguir, se pode visualizar algumas informações importante em relação aos</p><p>níveis de tensão usualmente utilizados nos diversos subsistemas do sistema elétrico brasileiro.</p><p>Tabela 1 - Tensões utilizadas no sistema elétrico nacional.</p><p>TENSÕES USUAIS EM SISTEMAS DE POTÊNCIA</p><p>TENSÃO (KV)</p><p>CAMPO DE APLICAÇÃO ÁREA DO SISTEMA DE POTÊNCIA</p><p>PADRONIZADA EXISTENTE</p><p>0,220/0,127 0,110 DISTRIBUIÇÃO</p><p>SECUNDÁRIA (BT)</p><p>DISTRIBUIÇÃO</p><p>0,380/0,220 0,230/0,115</p><p>13,8 11,9</p><p>DISTRIBUIÇÃO PRIMÁRIA</p><p>(MT) 34,5 22,5</p><p>34,5</p><p>88,0</p><p>SUBTRANSMISSÃO</p><p>(AT)</p><p>69,0</p><p>138,0</p><p>138,0</p><p>440,0</p><p>750,0</p><p>TRANSMISSÃO AC</p><p>TRANSMISSÃO</p><p>230,0</p><p>345,0</p><p>500,0</p><p>765,0 765,0</p><p>TRANSMISSÃO CC</p><p>800,0 800,0</p><p>Adaptado de: (Kagan, 2010)</p><p>26</p><p>Nos próximos capítulos serão abordados os tipos de subestações presentes no sistema</p><p>elétrico e os procedimentos realizados para a manutenção preventiva destas instalações. No</p><p>capítulo 3 classificaremos as subestações e mostraremos suas particularidades, em seguida</p><p>dentro do mesmo capítulo detalharemos mais sobre a subestação de consumidor em média</p><p>tensão, enfatizando as subestações abrigadas e seus equipamentos, já que estas são as</p><p>instalações principais do tema deste trabalho.</p><p>Em seguida no capítulo 4, será apresentada a evolução da manutenção e sua importância</p><p>na redução de falhas nos equipamentos e máquinas elétricas, além disso serão mostrados os</p><p>requisitos necessários para a realização da manutenção em uma subestação, desde as</p><p>documentações até as ferramentas básicas para a realização desta atividade, também serão</p><p>apresentados os procedimentos de segurança e sua importância na redução de acidentes de</p><p>trabalho envolvendo eletricidade.</p><p>É importante destacar que os assuntos expostos neste trabalho não se limitam ao que</p><p>será apresentado, uma vez que a intenção é acrescentar conhecimento básico e estimular ao</p><p>leitor a procurar por novos conhecimentos através de referências bibliográficas e outros estudos.</p><p>27</p><p>CAPÍTULO 3: SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA</p><p>O sistema elétrico de potência é constituído por unidades geradoras de energia elétrica</p><p>que geralmente encontram-se distantes dos centros de cargas, estas unidades de geração</p><p>precisam elevar o nível de tensão para poder transportar o fluxo de potência de forma eficiente,</p><p>diminuindo as perdas por efeito joule e os custos das construções das linhas de transmissão</p><p>(condutores e torres), mas para que esse procedimento ocorra de forma eficaz é necessário a</p><p>construção de subestações de energia elétrica no trajeto do transporte da energia elétrica até os</p><p>centros de carga. Essas subestações de energia elétrica são responsáveis por elevar e abaixar o</p><p>nível de tensão e corrente à medida que se aproximam das unidades consumidoras.</p><p>Uma forma de definir o conceito de subestações de energia elétrica é apresentado por</p><p>Mamede (2017, p.422), “Subestação é um conjunto de condutores, aparelhos e equipamentos</p><p>destinados a modificar as características da energia elétrica (tensão e corrente), permitindo a</p><p>sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de utilização".</p><p>3.1 CARACTERÍSTICAS GERAIS</p><p>A seguir serão apresentadas as principais características das subestações presentes no</p><p>sistema elétrico de potência, classificando-as quando ao nível de tensão, função, forma de</p><p>operação e tipos construtivos.</p><p>3.1.1 Nível de tensão</p><p>As subestações mais usadas são aquelas que elevam ou reduzem o nível de tensão de</p><p>alimentação e podem ser classificadas quanto a sua tensão de entrada. Na tabela 2, adaptada de</p><p>Mamede (2021), é apresentada a classificação da subestação de energia elétrica de acordo com</p><p>o seu nível de tensão.</p><p>Essa classificação vai desde a subestação de média tensão nível 1, com valores entre 2,3</p><p>kV à 25 kV, até as subestações de alta tensão nível 5, com valores de 500 kV AC ou 800 kV</p><p>DC. Além disso, essa tabela apresenta o campo de aplicação de cada tipo de subestação.</p><p>28</p><p>Tabela 2 - Classificação das SEs quanto ao seu nível de tensão.</p><p>NÍVEL DE TENSÃO DA SE</p><p>FAIXA DE</p><p>TENSÃO</p><p>APLICAÇÃO</p><p>Subestação de média tensão</p><p>nível 1</p><p>2,3kV até 25kV</p><p>Industrias de pequeno e médio</p><p>porte, condomínios</p><p>residenciais, centros comerciais</p><p>de consumo elevado.</p><p>Subestação de média tensão</p><p>nível 2</p><p>34,5 kV até 46 kV</p><p>Redes coletoras aéreas ou</p><p>subterrâneas de centros de</p><p>geração eólica e fotovoltaicas,</p><p>industrias de grande porte.</p><p>Subestação de alta tensão nível</p><p>3</p><p>69kV até 145kV</p><p>Concessionárias distribuidoras,</p><p>maioria das indústrias de médio</p><p>porte, parques eólicos</p><p>pequenos e médios.</p><p>Subestação de alta tensão nível</p><p>4</p><p>230kV até 440 kV</p><p>Rede básica do Sistema</p><p>Interligado Nacional (SIN),</p><p>concessionárias, subestações</p><p>industriais de eletrointensivas.</p><p>Subestação de alta tensão nível</p><p>5</p><p>500kV (CA) Rede básica do Sistema</p><p>Interligado Nacional (SIN) e</p><p>centros de operação da</p><p>transmissão e geração.</p><p>± 800 kV (CC)</p><p>Adaptado de: (Mamede, 2021)</p><p>3.1.2 Categoria de utilização</p><p>De acordo com Mamede (2021), as subestações são planejadas e projetadas de acordo</p><p>com a função desejada e podem ser utilizadas como:</p><p>• Subestação elevadora;</p><p>• Subestação abaixadora;</p><p>• Subestação de distribuição;</p><p>• Subestação de manobra;</p><p>• Subestação conversora;</p><p>• Subestação industrial;</p><p>• Subestação móvel.</p><p>29</p><p>3.1.2.1 Subestação elevadora</p><p>A subestação elevadora é responsável por elevar a tensão gerada por uma unidade</p><p>produtora de energia elétrica e distribuir a potência gerada através das linhas de transmissão</p><p>para seu devido transporte até as unidades consumidoras. Essa subestação geralmente é</p><p>encontrada em usinas hidráulicas, térmicas, fotovoltaicas, eólicas e etc (MAMEDE, 2021).</p><p>3.1.2.2 Subestação abaixadora</p><p>A subestação abaixadora é responsável por reduzir o nível de tensão gerada por uma</p><p>unidade produtora de energia elétrica e distribuir a potência gerada para as redes aéreas e</p><p>subterrâneas de distribuição para suprir subestações com menor nível de tensão, conforme</p><p>Ramírez (1991). Essa subestação é empregada na periferia da zona urbana com objetivo de</p><p>reduzir o nível de tensão para as redes de distribuição da concessionaria de energia e para redes</p><p>elétricas de unidades consumidoras de energia elétrica.</p><p>3.1.2.3 Subestação de distribuição</p><p>Esse tipo de subestação é responsável por reduzir o nível de tensão com a finalidade</p><p>de</p><p>suprir as necessidades das áreas sob sua concessão. Geralmente esse tipo de subestação estão</p><p>em posse das concessionárias distribuidoras de energia elétrica e também dos consumidores de</p><p>médio porte, e podem ser do tipo aéreo ou subterrâneo, com tensões de 13,2 ou 13,8 kV e</p><p>conectados à rede de distribuição, conforme descrito por Mamede (2021).</p><p>3.1.2.4 Subestação de manobra</p><p>São subestações geralmente instaladas na rede básica do Sistema Interligado Nacional</p><p>(SIN), e são responsáveis por chavear linhas de transmissão de 230kV a 750 kV. Além disso,</p><p>podem também ser encontradas em subestações de manobra com níveis de tensão de 69 kV, 88</p><p>kV ou 138 kV (CARLETO, 2017).</p><p>30</p><p>3.1.2.5 Subestação conversora</p><p>Para Mamede (2021), as subestações conversoras são encontradas em sistemas elétricos</p><p>em corrente contínua, e podem ser do tipo retificadora, ou seja, convertendo correntes AC em</p><p>DC, ou inversora convertendo correntes DC em AC (2021).</p><p>3.1.2.6 Subestação industrial</p><p>São subestações instaladas em uma planta fabril com a finalidade de reduzir a tensão de</p><p>alimentação de um ou mais alimentadores da rede de distribuição, linha de subtransmissão ou</p><p>até mesmo linhas de transmissão para seu uso a níveis de tensão compatíveis com suas cargas</p><p>(MAMEDE, 2021).</p><p>3.1.2.6 Subestação móvel</p><p>São subestações móveis de média ou alta tensão, instaladas sobre veículos motorizados</p><p>ou não, e utilizadas com a finalidade de atender situações de emergência. São constituídos de</p><p>equipamentos compactos, como chave seccionadoras, transformador de potência, disjuntor,</p><p>painel de relés de proteção e outros equipamentos conforme a necessidade (CARLETO, 2017).</p><p>3.1.3 Forma de Operação</p><p>De acordo com Carleto (2017), as subestações podem operar de duas formas distintas,</p><p>e estas são as seguintes:</p><p>• Subestações com operação presencial;</p><p>• Subestações supervisionadas.</p><p>3.1.3.1 Subestações com operação presencial</p><p>São subestações que dependem da presença de pessoas, e conforme a complexidade</p><p>podem necessitar de um ou mais operadores para sua supervisão. Esses tipos de subestações</p><p>31</p><p>aos poucos vão sendo modernizados, passando a ser monitorados de forma remota (CARLETO,</p><p>2017).</p><p>3.1.3.2 Subestações supervisionadas</p><p>Este tipo de subestação apresenta um sistema supervisório que possibilita seu controle</p><p>e supervisão de maneira remota, sem a presença local de um operador. Através de um sistema</p><p>digital presente no Centro de Operações do Sistema é possível manobrar, monitorar e registrar</p><p>variáveis elétricas (corrente, tensão, frequência e potência) dos equipamentos em tempo real</p><p>(CARLETO, 2017).</p><p>3.1.4 Tipos construtivo</p><p>De acordo com Mamede (2021), as subestações podem ter os seguintes tipos</p><p>construtivos:</p><p>• Instalação abrigada;</p><p>• Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional;</p><p>• Instalação ao tempo em barramentos isolados compactos;</p><p>• Instalação blindada.</p><p>3.1.4.1 Instalação abrigada</p><p>São subestações onde os equipamentos encontram-se instalados e protegidos contra o</p><p>tempo em uma edificação geralmente construída de alvenaria, com ventilação forçada ou</p><p>natural. Em casos especiais este tipo de subestação também pode ser utilizado em 230 kV, mas</p><p>com os equipamentos instalados e isolados no interior de cilindros metálicos preenchidos com</p><p>gás SF6 sob pressão (MAMEDE, 2021).</p><p>3.1.4.2 Instalação ao tempo em barramentos nus e instalação convencional</p><p>É o tipo de subestação mais comum, e seus equipamentos (TCs, TPs, para-raios,</p><p>disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores etc.) são fabricados para operar ao tempo,</p><p>32</p><p>suportando extremas condições climáticas, de acordo com Mamede (2021). A maioria das</p><p>subestações com tensão igual ou superior a 69 kV, são instaladas ao tempo pois oferecem como</p><p>vantagem baixo custo.</p><p>3.1.4.3 Instalação ao tempo em barramentos isolados compactos</p><p>Para Mamede (2021), este tipo de subestação também é construído ao tempo, seus</p><p>equipamentos são compactos, os barramentos isolados, o que permite que o arranjo das barras</p><p>tenha menor distância. Esse tipo de instalação apresenta como principal vantagem dimensões</p><p>reduzidas para sua construção em áreas urbana se comparada com a subestação de barramentos</p><p>nus e instalação convencional, permitindo assim reduzir os custos para sua implementação.</p><p>3.1.4.4 Instalação blindada</p><p>Neste tipo de subestação os equipamentos de potência se encontram alojados em</p><p>cubículos metálicos e dependendo do grau de proteção (contra penetração de água, objetos</p><p>sólidos, partículas, etc.), podem ser instalados ao tempo, ou apenas em ambientes abrigados</p><p>como edificações de alvenaria. Geralmente são construídas para tensões de até 34,5 kV, em</p><p>locais com área reduzida, ou próximo de cargas elevadas (CARLETO, 2017).</p><p>3.2 SUBESTAÇÃO DE CONSUMIDOR EM MÉDIA TENSÃO</p><p>O presente trabalho tem como objetivo abordar a manutenção de subestações abrigadas</p><p>de 13,8 kV utilizadas em planta fabril e em termos normativos, essas são chamadas de</p><p>subestações de consumidor em média tensão. Em geral, essas subestações são aplicadas em</p><p>propriedade particular (condomínios, supermercados, centros comerciais, industrias, etc.),</p><p>alimentadas por um nível de tensão de distribuição primária da concessionária de energia local.</p><p>O consumidor pode ter uma ou mais subestações localizadas no seu terreno, de tal forma que</p><p>elas fiquem o mais próximas dos centros de carga, conforme Mamede (2017).</p><p>No amazonas, a concessionária local fornece energia elétrica trifásica em média tensão</p><p>as unidades consumidoras, com carga instalada superior a 75 kW e inferior ou igual a 2500 kW.</p><p>O fornecimento de energia é realizado por meio da rede de distribuição primária aérea ou</p><p>33</p><p>subterrânea, nas tensões de 13,8 kV e 34,5kV, conforme a NDEE – 01 – Fornecimento de</p><p>Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV e 34,5 kV), da Amazonas Energia (2021).</p><p>Como o foco deste trabalho é para este tipo de subestação, será dado enfoque as partes</p><p>constituintes: externas e interna.</p><p>3.2.1 Partes externas de uma subestação de consumidor</p><p>De acordo com a norma técnica de fornecimento de energia elétrica da concessionária</p><p>de energia local, NDEE – 01 – Fornecimento de Energia Elétrica em Média Tensão (13,8kV e</p><p>34,5 kV), da Amazonas Energia (2021, p.7) na seção 4, as partes externas de uma subestação</p><p>são as seguintes:</p><p>• Ponto de ligação ou derivação;</p><p>• Ramal de ligação;</p><p>• Ponto de entrega;</p><p>• Ramal de entrada.</p><p>Na Figura 6, são apresentadas as interconexões da rede de distribuição até a entrada na</p><p>subestação de consumidor.</p><p>Figura 6 - Partes externas constituintes de uma subestação consumidora.</p><p>Fonte: (Mamede, 2017)</p><p>34</p><p>3.2.1.1 Ponto de ligação ou derivação</p><p>Está localizado no poste da rede de distribuição da concessionária de energia local e a</p><p>partir deste ponto é derivado o ramal de ligação, conforme Mamede (2017).</p><p>3.2.1.2 Ramal de ligação</p><p>Conjunto de condutores e acessórios instalados pela Amazonas Energia entre o ponto</p><p>de derivação da rede e o ponto de entrega, conforme a NDEE – 01(2021, p.7).</p><p>3.2.1.3 Ponto de entrega</p><p>Conexão do sistema elétrico da Amazonas Energia com a unidade consumidora até o</p><p>qual a concessionária se obriga a fornecer energia elétrica de acordo com os parâmetros</p><p>estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, situando-se no limite da via</p><p>pública com a propriedade onde esteja localizada a unidade consumidora, de acordo com a</p><p>NDEE – 01 (2021, p.7).</p><p>3.2.1.4 Ramal de entrada</p><p>Conjunto de condutores e acessórios instalados pelos consumidores entre o ponto de</p><p>entrega e a proteção geral de média tensão ou medição de baixa tensão, conforme a NDEE –</p><p>01 (2021, p.7).</p><p>3.2.2 Tipos de subestações consumidoras de média tensão</p><p>De acordo com Mamede (2017), as subestações consumidoras em</p><p>média tensão pode</p><p>ser abrigadas ou ao tempo, com características específicas em sua construção. Estas instalações</p><p>são encontradas em unidades consumidoras industriais de pequeno e médio porte, condomínios,</p><p>estabelecimentos comerciais e entre outros, que apresentem carga considerável.</p><p>35</p><p>3.2.2.1 Subestação abrigada</p><p>De acordo com Mamede (2017), neste tipo de subestação os equipamentos estão</p><p>instalados em dependências protegidas das intempéries, chamadas de cubículos, cabines ou</p><p>postos. Podem ser construídos em edificações de alvenaria ou de invólucro metálico.</p><p>As subestações em alvenaria geralmente são construídas em concreto armado, e são as</p><p>mais utilizadas pelas fábricas, estabelecimentos comerciais e condomínios residenciais. No</p><p>entanto, esse tipo de construção necessita de uma área relativamente maior que as subestações</p><p>compactas metálicas para sua construção. Em contrapartida, apresentam custo reduzido,</p><p>facilidade na montagem e na manutenção. No seu interior as subestações em alvenarias</p><p>apresentam compartimentos com finalidades específicas, estes cubículos são os seguintes:</p><p>• Cubículo de medição;</p><p>• Cubículo de proteção;</p><p>• Cubículo de transformação.</p><p>Nas Figuras 7 e 8, são apresentadas duas subestações abrigadas em alvenaria, com</p><p>ramal de entrada subterrânea e aérea respectivamente.</p><p>Figura 7 - Subestação abrigada com ramal de entrada subterrâneo.</p><p>Fonte: (Mesh Engenharia, 2021)</p><p>36</p><p>Figura 8 - Subestação com ramal de entrada aéreo.</p><p>Fonte: (Mamede, 2017)</p><p>3.2.2.1.1 Cubículo de medição</p><p>Como pode ser verificado nas Figuras 7 e 8, apresentadas anteriormente, após as partes</p><p>externa da subestação, tem-se o cúbico de medição. Nesse cúbico estão localizados os</p><p>equipamentos auxiliares da medição, como o TC (transformador de corrente) e o TP</p><p>(transformador de potencial) que irão reduzir a corrente e a tensão elétrica para valores</p><p>compatíveis com o sistema de medição, e é de uso exclusivo da concessionária de energia</p><p>elétrica, sendo proibida a entrada de pessoas não autorizadas.</p><p>A maioria das concessionárias usa como critério para sua construção deste cubículo as</p><p>seguintes condições:</p><p>• Potência do transformador superior a 225 kVA;</p><p>• Mais de um transformador de potência instalado na subestação;</p><p>• Se a tensão secundária do transformador não for padronizada pela concessionária.</p><p>37</p><p>Figura 9 - Cubículo de medição com entrada subterrânea.</p><p>Fonte: (Mesh Engenharia, 2020)</p><p>Na Figura 9 é apresentado o cúbico de medição. Verifica-se a presença dos seguintes</p><p>componentes:</p><p>1. Caixa de passagem</p><p>2. Grade de Proteção</p><p>3. Cavalete</p><p>4. Mufla interna</p><p>5. Isolador Epóxi</p><p>6. TC – Transformador de Corrente</p><p>7. TP – Transformador de Potencial</p><p>38</p><p>3.2.2.1.2 Cubículo de proteção:</p><p>Após o cubículo de medição, tem-se o cubículo ou posto de proteção. Esse posto tem</p><p>como finalidade abrigar os instrumentos de medição para o sistema de proteção, ou seja, para</p><p>o relé, que geralmente é de sobrecorrente 50/51. Além disso, fornece alimentação auxiliar para</p><p>o comando e serviços auxiliares da subestação, como energizar o relé, alimentar os nobreaks e</p><p>a motorização do disjuntor.</p><p>Este cubículo permite realiza manobras de ligar e desligar o sistema de forma</p><p>intencional através do disjuntor de média tensão ou interromper diante de uma falta e isolar o</p><p>sistema elétrico de maneira segura em caso de manutenção através da chave seccionadora.</p><p>Figura 10 - Cubículo de proteção.</p><p>Fonte: (Mesh Engenharia, 2020)</p><p>Na Figura 10 é apresentado o cúbico de proteção. Pode-se verificar a presença dos</p><p>seguintes componentes:</p><p>39</p><p>1. Bucha de passagem;</p><p>2. Chave seccionadora – abertura sob carga;</p><p>3. TC – Transformador de corrente para proteção;</p><p>4. TP – Transformador de potencial para proteção;</p><p>5. TP – Transformador de potencial para alimentação da proteção;</p><p>6. Disjuntor de média tensão;</p><p>7. Isolador de pedestal;</p><p>8. Punho de manobra.</p><p>3.2.2.1.3 Cubículo de transformação</p><p>No terceiro posto tem-se o cubículo de transformação. Esse ambiente é responsável por</p><p>abrigar o transformador de força, que pode ser a óleo isolante ou a seco. Se o transformador for</p><p>de 500 kVA ou potência superior e apresentar líquido isolante inflamável devem ser construídas</p><p>barreiras corta-fogo e dispositivos de drenagem do óleo, ou seja, um tanque de contenção ou</p><p>sistema S.A.O (separação de água e óleo) de tal forma que se possa evitar eventual incêndio,</p><p>de acordo com a NBR 14039 (2005).</p><p>Figura 11 - Cubículo de transformação, com transformador a óleo isolante.</p><p>Fonte: (Mesh Engenharia, 2020)</p><p>40</p><p>O posto de transformação é constituído pelos seguintes componentes listados a seguir e</p><p>que podem ser visualizados na Figura 11.</p><p>1. Bucha de passagem interno – interno;</p><p>2. Chave seccionadora com base fusível (tipo HH);</p><p>3. Transformador de potência;</p><p>4. Eletroleito;</p><p>5. Duto de distribuição / caixa de passagem.</p><p>6. Punho de acionamento.</p><p>3.2.2.1.4 Dimensões recomendadas</p><p>O dimensionamento de uma subestação abrigada de energia elétrica de média tensão</p><p>depende das dimensões de todos os equipamentos que farão parte da instalação e do afastamento</p><p>mínimo previsto na NBR 14039 (2005). Independentemente do fabricante dos equipamentos de</p><p>uma subestação abrigada, as dimensões apresentam variações mínimas, o que permite a</p><p>padronização dos cubículos de determinadas edificações. (MAMEDE, 2017).</p><p>A Figura 12 com a ajuda da tabela 2 nos permite observar as dimensões internas de cada</p><p>um dos cubículos apresentados anteriormente e do corredor da subestação abrigada, para níveis</p><p>de tensão de 13,8 kV, 25kV e 34,5 kV, já a tabela 3 mostra a altura mínima recomendada.</p><p>Figura 12 - Dimensões internas de uma subestação abrigada.</p><p>Fonte: (Mesh Engenharia, 2020)</p><p>41</p><p>Tabela 3 - Dimensões internas de uma subestação abrigada.</p><p>CUBÍCULO INDICAÇÃO 13,8kV 25kV 34,5kV</p><p>M</p><p>A 1600mm 1600mm 2000mm</p><p>B CAVALETE + 800mm CAVALETE + 800mm CAVALETE + 800mm</p><p>P</p><p>C 1600mm 1600mm 2000mm</p><p>D 2000mm 2000mm 2000mm</p><p>T</p><p>E</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>F</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>TRAFO + 1000mm</p><p>ou</p><p>2000mm</p><p>C</p><p>2000mm 2000mm 2000mm</p><p>Adaptado de: (Mesh Engenharia, 2021)</p><p>Tabela 4 - Altura de uma subestação abrigada.</p><p>PÉ DIREITO</p><p>TENSÃO MÍN. RECOM.</p><p>13,8kV 3000 3500</p><p>25kV 3000 3500</p><p>34,5kV 3000 4000</p><p>Adaptado de: (Mesh Engenharia, 2021)</p><p>3.2.2.2 Subestação modular metálica</p><p>Este tipo de subestação também é conhecido como subestação em involucro metálico</p><p>como se pode observar na Figura 13, e é de grande utilidade em industrias e edificações com</p><p>espaços reduzidos, onde não seja possível a instalação de uma subestação em alvenaria. Seu</p><p>custo tende a ser elevado em relação ao anterior e possui diversas classificações segundo sua</p><p>construção que possibilitam a instalação para uso interno ou externo (MAMEDE, 2017).</p><p>Podem ser classificadas em:</p><p>• Subestação com transformador com flanges laterais;</p><p>• Subestação com transformador com flange superior e lateral;</p><p>42</p><p>• Subestação com transformador enclausurado em posto metálico com tela aramada;</p><p>• Transformador e demais equipamentos enclausurados em posto metálico em chapa de</p><p>aço.</p><p>Figura 13 - Subestação metálica.</p><p>Fonte: (Engecol, 2021)</p><p>3.2.2.2.1 Subestação com transformador com flanges laterais</p><p>Se caracteriza por apresentar seu transformador de força com suas buchas primária e</p><p>secundária fixadas nas laterais e protegidas por um invólucro metálico retangular que permite</p><p>o acoplamento aos módulos metálicos da subestação (ROMAGNOLE, 2020).</p><p>3.2.2.2.2 Subestação com transformador com flange superior e lateral</p><p>Este tipo</p>