Fundamentos de Subestações de Alta Tensão AREVA

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Fundamentos de
Subestações de
Alta Tensão
AREVA Transmissão e Distribuição
de Energia
Unidade de Sistemas
Utility Tendering
Março de 2005
Fundamentos de Subestações de Alta Tensão
AREVA SISTEMAS
Transmissão e Distribuição de Energia – ABS
2
Índice Analítico
1 Introdução _______________________________________________________ 7
2 Equipamentos Elétricos e Suas Funções _______________________________ 8
2.1 Linhas de Transmissão _________________________________________________ 8
2.1.1 Configurações ____________________________________________________________8
2.2 Cubículos de Média Tensão_____________________________________________ 10
2.2.1 Cubículos Metal Clad _____________________________________________________10
2.2.2 Cubículos Metal Enclosed __________________________________________________12
2.3 Painéis de Controle e Proteção __________________________________________ 13
2.4 Sistema de Serviços Auxiliares __________________________________________ 14
2.4.1 Sistema de Corrente Alternada ______________________________________________14
2.4.2 Sistema de Corrente Contínua _______________________________________________15
2.4.3 Painel de Serviços Auxiliares _______________________________________________17
2.5 Centro de Controle de Motores CCM’s ___________________________________ 18
2.6 Para-Raios___________________________________________________________ 19
2.6.1 Requisitos de um Para-Raios________________________________________________20
2.7 Chaves Seccionadoras _________________________________________________ 21
2.8 Disjuntores __________________________________________________________ 22
2.9 Transformadores de Corrente __________________________________________ 23
2.10 Transformadores de Potencial ________________________________________ 27
2.11 Transformadores de Força ___________________________________________ 29
3 Subestações de Energia ____________________________________________ 30
3.1 Definição NBR 5460 ___________________________________________________ 30
3.2 Classificação de Subestações ____________________________________________ 30
3.3 Principais Arranjos ___________________________________________________ 31
Barra Simples __________________________________________________________________31
3.3.2 Barra Dupla _____________________________________________________________31
3.3.3 Barra Principal e Transferência ______________________________________________32
3.3.4 Barra Dupla a Quatro Chaves _______________________________________________32
3.3.5 Barra Dupla + Barra de Transferência_________________________________________33
3.3.6 Anel (Ring Bus)__________________________________________________________33
3.3.7 Disjuntor e Meio _________________________________________________________34
3.3.8 Disjuntor Duplo__________________________________________________________34
3.4 Projeto de Subestações_________________________________________________ 35
3.4.1 Projeto Elétrico __________________________________________________________35
3.4.2 Projeto Eletromecânico ____________________________________________________35
3.4.3 Projeto Civil_____________________________________________________________35
4 Conceitos básicos sobre proteção de sistemas elétricos ___________________ 36
4.1 Introdução___________________________________________________________ 36
4.2 Definições ___________________________________________________________ 36
4.3 Premissas Básicas Para um Estudo de Coordenação da Proteção______________ 37
4.4 A Proteção de um Sistema Elétrico_______________________________________ 37
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4.4.1 Requisitos das Proteções: __________________________________________________38
4.4.2 Dados Estatísticos dos Defeitos______________________________________________39
4.5 Principais funções de proteção (ANSI)____________________________________ 40
4.5.1 Proteção intrínseca de transformadores ________________________________________49
4.5.2 Proteção de Gerador – Principais Funções _____________________________________49
4.5.3 Proteção de Motor de Indução – Principais Funções______________________________50
4.6 Fatores a serem considerados no projeto de proteção de um sistema elétrico ____ 50
4.7 Concessionárias de Energia Elétrica e Proteção de Subestações de Consumidores 50
5 Automação de Subestações _________________________________________ 52
5.1 O que é automação de subestações? ______________________________________ 52
5.2 Automação da Distribuição _____________________________________________ 54
5.2.1 Conceito________________________________________________________________55
5.3 Sistemas de Comunicação ______________________________________________ 57
6 Dimensionamento de Baterias para Aplicação em Subestações ____________ 58
6.1 Objetivo_____________________________________________________________ 58
6.2 Cálculo da Capacidade da Bateria _______________________________________ 58
6.3 Levantamento do Ciclo de Descarga de uma Bateria ________________________ 61
Diagrama Unifilar Simplificado da Subestação ________________________________________61
6.3.2 Critérios de Dimensionamento das Cargas _____________________________________61
6.3.3 Sequência de Operações ___________________________________________________62
6.3.4 Ciclo de descarga_________________________________________________________63
6.3.5 Capacidade em Ah da Bateria _______________________________________________63
6.3.6 Fórmula de Cálculo _______________________________________________________63
6.3.7 Características de Descarga _________________________________________________63
6.3.8 Cálculo da Capacidade da Bateria ____________________________________________64
6.4 Cálculo de Corrente de Curto-Circuito de uma Bateria _____________________ 65
6.4.1 Esquema Elétrico_________________________________________________________65
7 Coordenação de Isolamento_________________________________________ 67
7.1 Definições ___________________________________________________________ 67
7.2 Origem e Classificação das Sobretensões__________________________________ 68
7.3 Faixa de Tensões Máximas para os Equipamentos__________________________ 71
7.4 Nível de Isolamento Normalizado________________________________________ 72
Faixa “A” NBR : 0,6 kV ≤ Um ≤ 36,2 kV ____________________________________________72
7.4.2 Faixa “B” NBR: 72,5 kV ≤ Um ≤ 242 kV______________________________________73
7.4.3 Faixa “C” NBR: Um > 362 kV ______________________________________________73
7.4.4 Faixa “1” IEC: 1kV < Um ≤ 245 kV __________________________________________73
7.4.5 Faixa “2” IEC: Um > 245 kV _______________________________________________75
7.5 Condições para uso de NBI reduzido _____________________________________ 76
7.6 Distância de Escoamento _______________________________________________ 77
7.7 Influência das Condições Atmosféricas sobre o Isolamento___________________ 78
7.8 Relação entre Tensão de Impulso Atmosférico e Distâncias Elétricas __________ 80
7.9 Relação entre Tensão de Impulso de Manobra e Distâncias Elétricas __________ 82
7.10 Distâncias Elétricas de Subestações ____________________________________ 83
7.11 Tensão Máxima em um Transformador Protegido por Para-Raios __________ 86
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7.12 Exemplo de Aplicação – Locação de um Para-Raios ______________________ 87
8 Controle de Demanda______________________________________________ 89
8.1 Introdução___________________________________________________________ 89
8.2 Demanda do Ponto de Vista da Concessionária ____________________________ 89
8.3 Fator de Carga _______________________________________________________ 90
8.4 Controle de Demanda _________________________________________________94
8.5 Demanda ____________________________________________________________ 95
9 Tarifação________________________________________________________ 97
9.1 CONCEITUAÇÃO E OBJETIVOS ______________________________________ 97
9.2 Consumo / Demanda de Energia ao Longo do Ano _________________________ 98
9.3 Definições ___________________________________________________________ 99
9.4 Contratação ________________________________________________________ 102
9.5 Medição ____________________________________________________________ 104
9.6 Demais Condições De Fornecimento ____________________________________ 104
9.7 Faturamento ________________________________________________________ 104
9.8 Aplicação de Tarifas de Ultrapassagem __________________________________ 106
9.9 Faturamento de Consumo _____________________________________________ 108
9.10 Total de Importe do Fornecimento____________________________________ 109
9.11 Fator de Potência __________________________________________________ 109
10 Aterramento de Subestações _______________________________________ 113
10.1 INTRODUÇÃO ___________________________________________________ 113
10.2 CÁLCULO DOS PARÂMETROS DO SOLO __________________________ 114
10.3 DIMENSIONAMENTO DA MALHA DE TERRA ______________________ 117
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Índice de Figuras
Figura 1 – Linha de Transmissão ________________________________________________________8
Figura 2 – Cubículo Metal Clad – tipo WKC ______________________________________________10
Figura 3 – Cubículo Metal Clad – Principais Equipamentos __________________________________11
Figura 4 – Cubículo Metal Enclosed tipo FLUOKIT ________________________________________12
Figura 5 – Cubículo Metal Enclosed – compartimentos principais _____________________________13
Figura 6 – Painel de Proteção e Controle ________________________________________________13
Figura 7 – Sistema de Serviços Auxiliares em Corrente Alternada _____________________________15
Figura 8 – Banco de Baterias __________________________________________________________16
Figura 9 – Retificador / Carregador de Baterias ___________________________________________16
Figura 10 – Sistema de Serviços Auxiliares em Corrente Contínua _____________________________17
Figura 11 – Painel de Serviços Auxiliares CA/CC __________________________________________18
Figura 12 – CCM – Baixa Tensão ______________________________________________________19
Figura 13 – Para raios de alta tensão tipo estação a ZnO ____________________________________20
Figura 14 – Curva Característica de um Para-Raios ________________________________________21
Figura 15 – Principais Tipos de Abertura de Chaves Seccionadoras____________________________22
Figura 16 – Evolução do meio de extinção em disjuntores de alta tensão ________________________23
Figura 17 – Transformadores de Corrente ________________________________________________24
Figura 18 – Transformador de Potencial _________________________________________________28
Figura 19 – Transformador de Força ____________________________________________________29
Figura 20 – Unifilar Simplificado Barra Simples ___________________________________________31
Figura 21 – Unifilar Simplificado Barra Dupla ____________________________________________31
Figura 22 – Unifilar Simplificado Barra Principal e Transferência ____________________________32
Figura 23 – Unifilar Simplificado Barra Dupla a Quatro Chaves ______________________________32
Figura 24 – Unifilar Simplificado Barra Dupla + Barra de Transferência _______________________33
Figura 25 – Unifilar Simplificado Anel (Ring Bus)__________________________________________33
Figura 26 – Unifilar Simplificado Disjuntor e Meio_________________________________________34
Figura 27 – Unifilar Simplificado Disjuntor Duplo _________________________________________34
Figura 28 – Sistema Elétrico com mais de uma Alimentação__________________________________40
Figura 29 – Diagrama Vetorial de um Rele Direcional ______________________________________41
Figura 30 – Proteção Diferencial de Barras ______________________________________________42
Figura 31 – Proteção Diferencial de Transformador ________________________________________42
Figura 32 – Esquema de ligação de um rele diferencial de transformador _______________________43
Figura 33 – Curva de Operação de um Rele de Distância ____________________________________45
Figura 34 – Arquiteturas Centralizadas da AS com comunicação mestre / escravo ________________53
Figura 35 – Arquiteturas Descentralizadas da AS com comunicação ponto a ponto ________________53
Figura 36 – Tempo decorrente entre detecção e falha _______________________________________54
Figura 37 – Reles de Proteção _________________________________________________________54
Figura 38 – Instalação de Religador ou Chave Seccionadora Monitorados ______________________55
Figura 39 – Sistemas de Comunicação ___________________________________________________57
Figura 40 – Perfil de Descarga Hipotético________________________________________________58
Figura 41 – Perfil de Descarga Hipotético No 2____________________________________________60
Figura 42 – Diagrama Unifilar Simplificado ______________________________________________61
Figura 43 – Impulso de Manobra Padrão_________________________________________________69
Figura 44 – Impulso Atmosférico Padrão_________________________________________________70
Figura 45 – Fator de Correção K da umidade como função da umidade absoluta _________________79
Figura 46 – Valores dos expoentes “m” e “n” para correção da densidade do ar, e “w” para correção
da umidade em função do comprimento __________________________________________________79
Figura 47 – Distâncias Elétricas de Subestações de 35kV a 420kV _____________________________84
Figura 48 – Distâncias Elétricas de Subestações de 35kV a 420kV _____________________________85
Figura 49 – Perfis de Consumo de Energia _______________________________________________90
Figura 50 – Distribuição de Carga dentro do Período de Integração ___________________________94
Figura 51 – Demanda Equivalente ______________________________________________________95
Figura 52 – Reta de Controle de Demanda________________________________________________95
Figura 53 – Curva de Consumo Diária Típica _____________________________________________98
Figura 54 – Curvas de Consumo / Reserva de Água_________________________________________98
Figura 55 – Demanda Contratada _____________________________________________________103
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Índice de Tabelas
Tabela 1 – Tipos e Aplicações de Redes Elétricas ___________________________________________9
Tabela 2 – Fator de Correção da Relação para TC’s________________________________________25
Tabela 3 – Dados Estatísticos dos Defeitos _______________________________________________39
Tabela 4 – Tipos de Falta em um Sistema Elétrico __________________________________________39
Tabela 5 – Códigos ANSI – American National Standards Institute_____________________________49
Tabela 6 – Levantamento do Ciclo de Descarga de uma Bateria _______________________________64
Tabela 7 – Faixas de Tensão conforme NBR 6939 __________________________________________71
Tabela 8 – Faixas de Tensão conforme IEC 71-1 ___________________________________________71
Tabela 9 – Nível de Isolamento Normalizado para Faixa “A”_________________________________72
Tabela 10 – Nível de Isolamento Normalizado para a faixa “B” _______________________________73
Tabela 11 – Nível de Isolamento Normalizado para a faixa “C”_______________________________73
Tabela 12 – Nível de Isolamento Normalizado para a faixa “I” (IEC) __________________________74
Tabela 13 – Nível de Isolamento Normalizadopara a faixa “II” (IEC)__________________________75
Tabela 14 – Fator kd_________________________________________________________________77
Tabela 15 – Relação entre tensão de impulso atmosférico e distâncias elétricas___________________80
Tabela 16 – Relação entre tensão de impulso atmosférico e distâncias elétricas___________________81
Tabela 17 – Distâncias fase-terra & Tensão de Impulso de Manobra ___________________________82
Tabela 18 – Distâncias Fase-Fase & Tensão de Impulso de Manobra___________________________82
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1 Introdução
Este curso visa fornecer os conhecimentos fundamentais dos componentes e
circuitos que formam um sistema de recebimento e distribuição de energia.
As instalações elétricas normalmente são projetadas para atender às
necessidades de um processo fabril, predial, comercial e outras atividades que exigem
graus de confiabilidade e flexibilidade diferentes.
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2 Equipamentos Elétricos e Suas Funções
O conhecimento de técnicas de manutenção e operação dos equipamentos
elétricos é de vital importância para o bom desempenho das atividades produtivas
praticadas nas instalações, como também definem o nível de falhas e a vida útil de
cada componente.
Neste item, será mostrada a função de cada componente, suas características e
a definição dos parâmetros a serem observados e avaliados, para que se obtenha uma
vida útil mais extensa, com consequente confiabilidade no fornecimento de energia.
2.1 Linhas de Transmissão
A função de uma LT, mostrada na figura 1, é transportar a energia da fonte
(gerador) para a carga (centros de consumo e distribuição).
Do ponto de vista técnico e econômico a melhor performance e o menor custo
de implantação de uma rede, está relacionado a escolha do nível da tensão a ser
transportada.
De maneira geral o projeto de uma LT tem como parâmetros o seu
comprimento e a potência a ser transmitida.
Figura 1 – Linha de Transmissão
2.1.1 Configurações
Para melhor apresentar os tipos construtivos das redes, faremos uso da Tabela I,
onde a classificação é típica e representativa, existindo é claro outras opções em função
das peculiaridades dos sistemas.
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Nível da Tensão Potência
 Transmitida
Tipo da LT Aplicação
≥ 345kV > 400 MVA
Torres Metálicas com
cadeias de isoladores
formadas por 23 discos
Transmissão a
longas distâncias,
geralmente entre as
usinas e os centros
de consumo.
Indústrias
classificadas como
grande consumidor
230kV Até 400 MVA
Torres Metálicas com
cadeias de isoladores
formadas por 15 discos
Transmissão a
longas distâncias (≈
200km),
interligando usinas
a centros de
consumo ou entre
cidades.
Indústrias
classificadas como
grandes
consumidores
138kV Até 100 MVA
Torres Metálicas ou de
concreto com cadeias de
isoladores formadas por
10 discos
Transmissão a
média distância,
interligando
pequenas usinas,
centros de
consumos ou na
alimentação de
indústrias.
69kV Até 20 MVA
Estruturas tipo pórtico ou
em T, construídas em
concreto ou em
madeira.
Transmissão em
média distância (≈
100km),
interligando médios
consumidores.
1
3,8kV Até 5 MVA
Postes de concreto ou
madeira
Distribuição urbana,
alimentação de
indústrias de
pequeno porte ou
distribuição interna
nas indústrias
6,9kV Monofásicas Até 500kVA Postes de concreto ou
madeira
Distribuição rural
Tabela 1 – Tipos e Aplicações de Redes Elétricas
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2.2 Cubículos de Média Tensão
2.2.1 Cubículos Metal Clad
A Construção metal-clad, mostrada na figura 2, visa proteger o usuário e os
equipamentos contra eventuais sobrepressões decorrentes de um arco interno. Cada
um dos compartimentos é independente devido às chapas de aço blindadas que os
separam, garantindo-se que no momento de uma sobrepressão em um dos
compartimentos, os restantes não sofram nenhum dano. Dispositivos de alívio de
pressão localizados em locais adequados na parte superior do cubículo atuam como
válvulas de escape no momento de produzir-se uma sobrepressão. Estes dispositivos
são compostos de chapas metálicas que são montadas na posição fechada mediante
parafusos de aço e rebites de plástico. No momento de uma sobrepressão os rebites de
plástico se rompem e permitem que a chapa se abra, deixando sair os gases
comprimidos no interior do cubículo, e simultaneamente os parafusos de aço impedem
que a chapa se desprenda do cubículo e cause danos ao usuário ou a outros
equipamentos. Os equipamentos principais de um cubículo metal clad são mostrados
na figura 3.
Figura 2 – Cubículo Metal Clad – tipo WKC
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Figura 3 – Cubículo Metal Clad – Principais Equipamentos
1 - Sistema de acionamento p/ movimentar o
disjuntor
2 - Carrinho extraível com disjuntor M.T.
3 - Porta frontal do compartimento M.T. articulável
4 - Disjuntor M.T.
5 - Porta frontal articulável (B.T.)
6 - Compartimento p/ instr. B.T.
7 - Compartimento p/ disjuntor M.T.
8 - Tampa de despressurização (comp. disj.)
9 - Guilhotina metálica
10 - Compartimento do barramento principal
11 - Chapa protetora
12 - Tampa de despressurização (compartimento de
barramentos)
13 - Tampa de despressurização (compartimento
TC’s)
14 - Compartimento de despressurização
15 - Porta traseira articulável
16 - Chave de aterramento
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2.2.2 Cubículos Metal Enclosed
Diferenciam-se dos cubículos metal-clad em relação a divisão interna dos
compartimentos e isolação de partes vivas. Os módulos satisfazem as definições de
equipamentos Metal-Enclosed e compartimentados de acordo com a Norma IEC 298.
Vide na figura 4, exemplo de um cubículo metal enclosed e seus respectivos
compartimentos na figura 5.
Figura 4 – Cubículo Metal Enclosed tipo FLUOKIT
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Figura 5 – Cubículo Metal Enclosed – compartimentos principais
2.3 Painéis de Controle e Proteção
Painel existente em salas de subestações de alta tensão, onde são montadas as
chaves de comando, sinalização, reles de proteção e bloqueios dos equipamentos
instalados no pátio da SE. A vista frontal de um painel de controle e proteção é
mostrada na figura 6.
Figura 6 – Painel de Proteção e Controle
1- Compartimento de
controle e comando
2- Compartimento de
barras
3- Compartimento de
interrupção e isolamento
4- Compartimento de
cabos
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2.4 Sistema de Serviços Auxiliares
O sistema de serviços auxiliares destina-se ao fornecimento de energia na
tensão de utilização dos equipamentos e dispositivos elétricos presentes em uma
subestação. O dimensionamento deste sistema é função da complexidade,
potência instalada, características operacionais, etc. relativos à subestação.
2.4.1 Sistema de Corrente Alternada
Este sistema tem por finalidade alimentar os equipamentos elétricos que
consomem energia em baixa tensão e que estão localizados na própria
subestação, seja na área externa ou na casa de comando. Desta forma, sempre
utilizamos um transformador auxiliar (geralmente com potência entre 30 e 60
kVA para SE’s industriais) alimentado por um cubículo do painel de médiatensão. A alimentação deste transformador pode ser via disjuntor ou chave
seccionadora e fusível.
A tensão secundária do transformador auxiliar, geralmente 220 / 127 V é
responsável pela alimentação dos seguintes equipamentos:
- Iluminação interna e externa;
- Carregador de baterias;
- Circuitos de iluminação, aquecimento e tomadas;
- Motores de disjuntores, seccionadoras e transformadores.
A figura 7 a seguir ilustra, simplificadamente, o sistema de serviços auxiliares em
corrente alternada.
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13,8 kV - 60 Hz
Disjuntor de média tensão
 
13,8 kV / 220 V Transformador de Serviços Auxiliares 
≈ 45 kVA 
 Disjuntores termomagnéticos
 220 / 127 V - 60 Hz
 PAINEL CA
Figura 7 – Sistema de Serviços Auxiliares em Corrente Alternada
2.4.2 Sistema de Corrente Contínua
A presença de uma fonte alternativa de energia em uma subestação é
indispensável. Isto se deve ao fato de que quando a subestação está
desenergizada, por uma razão qualquer, ainda assim necessitamos de energia
para energização dos dispositivos de proteção, manobra dos equipamentos e
iluminação de emergência. Desta forma, o recurso mais utilizado é a
implantação de um sistema de baterias, mostrado na figura 8, geralmente na
tensão de 125 Vcc, que garante a operação da subestação durante um
determinado período de tempo (geralmente 10 horas) até que a bateria se
descarregue.
Para o correto dimensionamento da capacidade da bateria é necessário
o levantamento do ciclo de descarga previsto para a SE, que varia de caso a
caso, em função das características e quantidades dos equipamentos
alimentados em corrente contínua. Para subestações industriais, a capacidade
da bateria geralmente está compreendida entre 75 Ah/10h e 250 Ah/10h.
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Figura 8 – Banco de Baterias
O retificador / carregador de baterias, mostrado na figura 9, é
dimensionado em função da carga contínua a ser suprida e da corrente de
recarga da bateria. Geralmente, sua corrente nominal CC de saída equivale a
um terço do valor da capacidade da bateria.
Figura 9 – Retificador / Carregador de Baterias
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O sistema de corrente contínua, alimentado por um conjunto de baterias
em paralelo com um retificador, destina-se basicamente à alimentação dos
seguintes equipamentos:
- Reles de proteção
- Dispositivos de sinalização
- Iluminação de emergência
- Circuito de comando dos equipamentos
- Motores de disjuntores / seccionadoras
A figura 10 a seguir ilustra, simplificadamente, o sistema de serviços auxiliares
em corrente contínua.
Retificador 220 Vca / 125 Vcc Baterias
 220 Vca ~ 125 Vcc
 125 Vcc
 Disjuntores termomagnéticos
 125 Vcc
 PAINEL CC
Figura 10 – Sistema de Serviços Auxiliares em Corrente Contínua
2.4.3 Painel de Serviços Auxiliares
É implementado em painéis de baixa tensão, envolvendo basicamente um
disjuntor de entrada que alimenta um barramento de corrente alternada e vários
disjuntores termomagnéticos que suprem os diversos circuitos CA da subestação.
De maneira semelhante, o disjuntor de entrada de corrente contínual é
alimentado pelo retificador, que por sua vez, está em paralelo com o banco de
baterias. Do barramento de corrente contínua é feita a alimentação dos diversos
circuitos CC através de disjuntores termomagnéticos.
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Componentes elétricos básicos de um painel de serviços auxiliares
- Barramento CA e/ou CC
- Amperímetro CA e CC
- Voltímetro CA e CC
- Disjuntores termomagnéticos CA e CC
- Acessórios (TC’s / Shunt’s / Reles auxiliares / comutadoras / bornes / etc.)
A título de ilustração, apresenta-se na figura 11 a vista frontal de um painel de
serviços auxiliares.
Figura 11 – Painel de Serviços Auxiliares CA/CC
2.5 Centro de Controle de Motores CCM’s
São centros de controles de motores de BT ou MT, equipados com várias
gavetas extraíveis ou não, por coluna, conforme mostrado na figura 12.
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Figura 12 – CCM – Baixa Tensão
2.6 Para-Raios
Função: Reduzir sobretensões a níveis suportados pelos equipamentos.
Definições
1) Tensão nominal (Ur)
É a máxima tensão eficaz permissível em freqüência industrial, aplicada aos
terminais do pára-raio, para a qual ele deve operar corretamente sob condições de
sobretensão temporária, ou seja, é a tensão máxima durante um determinado intervalo
de tempo para a qual ele não poderá descarregar.
2) Tensão máxima de operação contínua (Uc)
É a máxima tensão eficaz permissível em freqüência industrial que pode ser
aplicada continuamente aos terminais do pára-raio.
3) Sobretensão temporária máxima (TOV)
É a máxima tensão eficaz permissível em freqüência industrial que pode ser
aplicada aos terminais do pára-raio, durante um determinado intervalo de tempo, sem
causar danos ou instabilidade térmica.
4) Tensão residual (Ures)
É o valor de pico da tensão que aparece nos terminais do pára-raio durante a
passagem da corrente de descarga.
5) Corrente de descarga nominal
É o valor de pico da corrente de impulso atmosférico que é usado para
classificação do pára-raio.
Os para-raios tipo estação, mostrados na figura 13, são construídos para
bloquear as sobretensões nas entradas dos circuitos alimentadores das linhas, painéis
ou equipamentos de grande porte, tais como motores e transformadores de força.
As sobretensões podem ocorrer tanto quando uma descarga atmosférica é
captada por uma linha aérea, como também em determinadas manobras de chaves.
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Os para-raios são fabricados com um certo número de varistores de óxido de
zinco ZnO envolvidos por uma manta de fibra de vidro e colocados em um involucro
polimérico. Os varistores de ZnO tem forte característica não linear. A corrente que flui
através do para-raios, sob condições normais do sistema, é da ordem de 1mA.
Entretanto quando ocorre uma sobretensão, a resistência dos varistores diminui e deixa
a corrente fluir para a terra. Além disso, os varistores limitam a sobretensão ao valor da
queda de tensão provocada pela passagem da corrente de descarga através deles
(tensão residual).
A tecnologia de para-raios à Carbureto de Silício (SiC) está em desuso.
Figura 13 – Para raios de alta tensão tipo estação a ZnO
2.6.1 Requisitos de um Para-Raios
1) Não deve atuar em sobretensões temporárias.
2) Sua característica de proteção deve ser “inferior” à curva de suportabilidade do
equipamento.
3) Deve ser capaz de descarregar surtos de alta energia sem se danificar ou alterar a
característica de proteção.
4) Deve ser capaz de deixar de conduzir após ter descarregado.
A curva característica de um Para-Raios é mostrada na figura 14.
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Figura 14 – Curva Característica de um Para-Raios
No item 7.12 deste documento apresenta-se um exemplo de aplicação de para-
raios no estudo de coordenação de isolamento.
2.7 Chaves Seccionadoras
As chaves seccionadoras foram projetadas para manobrar circuitos, viabilizando
operar o sistema elétrico em diferentes configurações e ou, isolar determinados trechosdo sistema, para permitir a execução de manutenções nos equipamentos
desenergizados.
Dada a importância das chaves seccionadoras nas manobras dos sistemas
elétricos, vários foram os modelos desenvolvidos para melhor atender estes requisitos.
Apresenta-se, na figura 15 os principais tipos de chaves seccionadoras existentes.
Abertura Central Dupla Abertura Lateral
Semi-Pantográfica Semi-Pantográfica
CURVA CARACTERÍSTICA (P.R. óxido-metálicos)
1,0
V(pu)
I
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Horizontal Vertical
Abertura Vertical
Figura 15 – Principais Tipos de Abertura de Chaves Seccionadoras
2.8 Disjuntores
São equipamentos projetados para suportar sem danos aos seus componentes,
a abertura ou fechamento de um circuito em regime normal de trabalho, ou em
condições severas, como a de um curto-circuito.
Hoje em dia, a tecnologia de extinção à SF6 é amplamente utilizada nos
disjuntores de alta tensão, tendo substituído os demais meios de extinção.
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A figura 16 mostra a evolução dos disjuntores de alta tensão.
Ar comprimido PVO Gás SF6
Figura 16 – Evolução do meio de extinção em disjuntores de alta tensão
2.9 Transformadores de Corrente
Os medidores e reles de proteção do tipo de corrente alternada são
atuados por tensões e correntes supridas por transformadores de potencial e de
corrente. Estes transformadores proporcionam isolamento contra a alta tensão
do circuito de potência. Eles são chamados de transformadores de instrumentos
e suprem os reles e medidores com quantidades proporcionais aos circuitos de
potência, mas suficientemente reduzidas, de forma que estes instrumentos
podem ser fabricados relativamente pequenos, do ponto de vista de isolamento.
Os transformadores de corrente, mostrados na figura 17, tem o seu
enrolamento primário ligado em série com o circuito de alta tensão. A
impedância do transformador de corrente, vista do lado do enrolamento
primário, é desprezível, comparada com a do sistema ao qual estará instalado,
mesmo que se leve em conta a carga que está conectada no seu secundário.
Desta forma, a corrente que circulará no primário dos transformadores de
corrente é ditada pelo circuito de potência, chamado de circuito primário.
Os TC’s tem uma composição similar aos transformadores convencionais.
A corrente que circula no enrolamento secundário de um TC é proporcional à
corrente primária, independentemente da carga.
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Figura 17 – Transformadores de Corrente
Classificação dos Transformadores de Corrente
⇒ TC’s para Serviço de Medição
⇒ TC’s para Serviço de Proteção
Estes segundo a ABNT se subdividem em:
⇒ Classe A: Alta impedância interna
⇒ Classe B: Baixa impedância interna
Características para Especificação de um Transformador de Corrente -
ABNT
Corrente(s) nominal(is) e relação de transformação nominal
 São valores padronizados por norma (NBR 6856). As relações nominais
são baseadas na corrente secundária nominal de 5A.
 
Tensão máxima do equipamento e nível de isolamento
 São valores padronizados por norma (NBR 6856).
 
Frequência Nominal
 São comuns as frequências de 50 e/ou 60 Hz. No Brasil, naturalmente
usa-se 60 Hz.
 
Carga(s) Nominal(is)
 As cargas nominais são designadas segundo a ABNT, por um símbolo
formado pela letra C seguida do número de Volt-Amperes correspondente à
corrente secundária nominal. Variam de C2,5 a C200, correspondendo,
respectivamente, a 2,5 VA (0,1 Ω) e 200 VA (8 Ω).
 
Classe de Exatidão
 
 TC’s para Serviço de Medição
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 Estes TC’s são enquadrados, segundo a ABNT em uma das seguintes classes de
exatidão:
 0,3 - 0,6 - 1,2 - 3,0
 
Classe Limites do Fator de Correção da Relação e Limites do Fator
de Fator de Correção da Transformação de Potência da
Exatidão 100 % da Corrente Nominal 10% da Corrente Nominal Carga Medida
Mínimo Máximo Mínimo Máximo
1,2 0,988 1,012 0,976 1,024 0,6 - 1,0
0,6 0,994 1,006 0,988 1,012 0,6 - 1,0
0,3 0,997 1,003 0,994 1,006 0,6 - 1,0
Tabela 2 – Fator de Correção da Relação para TC’s
Exemplo de especificação (ABNT):
0,3 C 2,5
TC’s para Serviço de Proteção
Estes transformadores de corrente são enquadrados, segundo a ABNT, em uma
das seguintes classes de exatidão:
5 - 10
Considera-se que um transformador de corrente para serviço de proteção está
dentro de sua classe de exatidão quando o seu erro de relação percentual não
for superior ao valor especificado, desde a corrente secundária nominal até uma
corrente igual a 20 vezes a corrente secundária nominal.
Exemplo de Especificação
10 B 400
Número de núcleos para medição e proteção
 Varia de acordo com as exigências da instalação e/ou projeto.
 
Fator Térmico Nominal
Tensão secundária que
aparece nos terminais do
TC quando circula 20
vezes In no secundário.
Classe de exatidão
Classe
(Alta ou baixa impedância)
Classe de exatidão Carga Nominal
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 O fator térmico nominal é o fator pelo qual deve ser multiplicada a
corrente primária nominal, para se obter a corrente primária máxima que um
TC é capaz de conduzir em regime contínuo, sob frequência nominal e com a
maior carga especificada, sem exceder os limites de elevação de temperatura
especificados. Pela ABNT, os fatores térmicos nominais são 1,0 - 1,2 - 1,3 - 1,5
e 2,0.
 
Corrente Térmica Nominal
 É o valor eficaz da corrente primária simétrica que o transformador de
corrente pode suportar por um tempo determinado (normalmente 1 segundo),
com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem exceder os limites de
temperatura especificados para sua classe de isolamento.
 
Corrente Dinâmica Nominal
 É o valor máximo (pico) da corrente primária que um TC é capaz de
suportar, durante o primeiro meio-ciclo com o enrolamento secundário curto-
circuitado, sem se danificar mecanicamente, devido às forças eletromagnéticas
resultantes.
 Geralmente Idyn = 2,5 Ith
 
Uso Interno ou Externo
De acordo com as características da instalação.
Tensão Secundária Nominal
É a tensão que aparece nos terminais da carga nominal imposta ao TC,
quando circula pela mesma uma corrente igual a 20 vezes a corrente
secundária nominal, sem que o erro de relação exceda ao valor especificado.
Tensões secundárias nominais (ABNT - ANSI):
10 - 20 - 50 - 100 - 200 - 400 - 800 V
Considerações
A equação simplificada de um TC é da seguinte forma:
I
I
n
n
1
2
2
1
=
Saturação do circuito magnético
A saturação de um TC está diretamente relacionada com a
permeabilidade relativa (µr) do circuito magnético, corrente primária e potência
consumida.
Para correntes primárias elevadas a tensão de joelho (definida em função
do ciclo de histerese)depode ser ultrapassada, provocando um aumento da
corrente de magnetização (que não mais pode ser desprezada) e a equação do
TC se torna:
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I
n
I Im
1
2+ =
Quando o TC está saturado, a forma de onda da corrente secundária é
bastante deformada, comprometendo o funcionamento dos dispositivos de
proteção. Desta forma, o transformador de corrente deve ser corretamente
dimensionado, em função do nível de curto circuito da instalação e carga a ser
suprida, para que na ocorrência de um curto circuito o mesmo não sature.
Abertura dos terminais secundários
O secundário de um transformador decorrente pode ser curto-circuitado
sem nenhum risco, pois a impedância secundária Z2 = 0 , a potência
consumida P = 0, e a tensão secundária Vs = 0. Por outro lado, se o secundário
de um TC permanece aberto em carga, Z tende a infinito e a potência e tensão
seriam teoricamente infinitas, mas são limitadas pelas perdas no circuito
magnético e no cobre do TC. Entretanto, quando o secundário de um TC está
aberto, a tensão pode atingir picos de vários kV’s, extremamente perigosa à
pessoas e equipamentos.
2.10 Transformadores de Potencial
Normalmente em sistema acima de 600 V as medições de tensão não
são feitas diretamente à rede primária mas sim, através de equipamentos
denominados transformadores de potencial, mostrados na figura 18. Estes
equipamentos tem as seguintes finalidades:
∗ Isolar o circuito de baixa tensão (secundário) do circuito de alta tensão
(primário)
∗ Reproduzir os efeitos transitórios e regime permanente aplicados ao circuito
de alta tensão o mais fielmente possível no circuito de baixa tensão
Tipos de transformadores de Potencial
⇒ Transformadores indutivos - dominantes nas faixas de 600 V a 138 kV
⇒ Transformadores Capacitivos - dominantes acima de 230 kV.
Características para Especificação de um Transformador de Potencial
Como foi feito uma apresentação detalhada dos transformadores de
corrente, e considerando a certa similaridade existente entre TC’s e TP’s,
apresentaremos tão somente as características básicas de especificação, a
saber:
⇒ Tensão máxima do equipamento e níveis de isolamento
⇒ Frequência nominal
⇒ Classe de exatidão
⇒ Número de enrolamentos secundários
⇒ Relação de transformação nominal
⇒ Conexão dos enrolamentos secundários
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⇒ Desvios de tensão nominal permitidos para os enrolamentos secundários
mantendo a classe de exatidão
⇒ Carregamento máximo dos enrolamentos secundários
⇒ Potência térmica nominal de cada enrolamento
⇒ Capacitância mínima (somente para TPC’s)
⇒ Faixa de frequência para carrier (somente para TPC’s)
⇒ Variação de frequência nominal (somente para TPC’s)
⇒ Uso interno ou externo
Para nomenclaturas e dados específicos, consultar normas.
Figura 18 – Transformador de Potencial
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2.11 Transformadores de Força
São os equipamentos principais nos sistemas de transmissão e
distribuição de energia elétrica. Qualquer que seja a forma de geração de
energia, são sempre os transformadores que elevam a tensão, adequando o
melhor nível para a transmissão e rebaixam novamente aos níveis desjados
para a distribuição, ou consumo da energia elétrica.
Quanto à função, os Transformadores de Força podem ser classificados
em:
- Elevadores da tensão
- Rebaixadores da tensão
De acordo com os tipos de enrolamentos a classificação se divide em:
- Trifásicos, com primário e secundário em tanque único
- Trifásicos, com primário, secundário e terciário em tanque único.
- Trifásicos, tipo auto-transformador em tanque único.
- Monofásicos com primário e secundário
- Monofásicos tipo auto-transformadores
A figura 19 mostra a constituição do transformador, detalhando os seus
componentes principais.
Figura 19 – Transformador de Força
1.1 – Núcleo
1.2 – Enrolamentos
1.3 – Sistema de Comutação
de Tapes
2.1 – Tanque
2.2 – Sistema de
Preservação do Óleo
2.3 – Sistema de
Resfriamento
3 - Processo de Pintura
5 - Circuitos Auxiliares
6 - Principais Acessórios
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3 Subestações de Energia
3.1 Definição NBR 5460
Parte de um sistema de potência, concentrada em um dado local,
compreendendo primordialmente as extremidades de linhas de transmissão e/ou
distribuição, com os respectivos dispositivos de manobra, controle e proteção, incluindo
obras civis e estruturas de montagem, podendo incluir também transformadores,
conversores e/ou outros equipamentos.
3.2 Classificação de Subestações
Quanto ao Tipo
- Industrial
- Concessionária
Quanto ao Fluxo de Potência
- Elevadora
- Abaixadora
- Quanto à Instalação
- Convencional
- Compacta
- Abrigada
Quanto à Natureza da Corrente Elétrica
- de CA
- Conversora de Frequência
- Conversora de Fases
- Inversora
- Retificadora
Quanto à Função
- Transmissão (Un ≥ 230kV)
- Subtransmissão (34,5kV ≤ Un ≤ 138kV)
- Distribuição (Un ≤ 34,5 kV)
Quanto à Relação entre Tensão de Entrada e Tensão de Saída
- De manobra
- Transformadora
Quanto à Tensão
- BT (660V)
- MT (até 34,5kV)
- AT (até 138kV)
- EAT (138kV - 500kV)
- UAT (> 500kV)
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3.3 Principais Arranjos
Alguns dos principais arranjos / configurações típicos de subestações de alta tensão são
mostrados nas figuras 20 a 27.
3.3.1 Barra Simples
Figura 20 – Unifilar Simplificado Barra Simples
3.3.2 Barra Dupla
Figura 21 – Unifilar Simplificado Barra Dupla
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3.3.3 Barra Principal e Transferência
Figura 22 – Unifilar Simplificado Barra Principal e Transferência
3.3.4 Barra Dupla a Quatro Chaves
Figura 23 – Unifilar Simplificado Barra Dupla a Quatro Chaves
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3.3.5 Barra Dupla + Barra de Transferência
Figura 24 – Unifilar Simplificado Barra Dupla + Barra de Transferência
3.3.6 Anel (Ring Bus)
Figura 25 – Unifilar Simplificado Anel (Ring Bus)
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3.3.7 Disjuntor e Meio
Figura 26 – Unifilar Simplificado Disjuntor e Meio
3.3.8 Disjuntor Duplo
Figura 27 – Unifilar Simplificado Disjuntor Duplo
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3.4 Projeto de Subestações
3.4.1 Projeto Elétrico
O projeto elétrico executivo de uma subestação compreende, basicamente, os seguintes
itens:
- Unifilar
- Funcional
- Lista de Cabos
- Vista Frontal dos Painéis
- Dimensional dos Painéis
- Filosofia da Proteção
- Intertravamentos
3.4.2 Projeto Eletromecânico
O projeto eletromecânico executivo de uma subestação compreende, basicamente, os
seguintes itens:
- Plantas e Cortes
- Detalhes de Instalação
- Aterramento
- Descarga Atmosférica
- Lista de Materiais de Instalação
- Estruturas de Concreto
- Barramento / Iluminação
3.4.3 Projeto Civil
O projeto civil executivo de uma subestação compreende, basicamente, os seguintes
itens:
- Planta de Fundação
- Drenagem
- Bases de Equipamentos
- Casa de Comando
- Arquitetura
- Cercas e Portões
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4 Conceitos básicos sobre proteção de sistemas elétricos
4.1 Introdução
Esta texto cujo caráter é meramente orientativo, destina-se à
apresentação dos requisitos mínimos e noções básicas relativos à proteção de
um sistema elétrico. O desenvolvimento propriamente dito de um projeto de
proteção envolve a consulta a normas e literatura especializada.
4.2 Definições
Manobra: Mudança na configuração elétrica de um ou mais circuitos, feita
manual ou automaticamente por dispositivo adequado.
Proteção: Manobra automática provocada por dispositivos sensíveis a
determinadas condições anormais que ocorrem num circuito, com a finalidade
de evitar ou limitar danos a um sistema ou equipamento elétrico, e/ou
circunscrever a interrupção do fornecimentode energia elétrica pelo sistema ou
equipamento.
Filosofia da proteção: Definição dos dispositivos de proteção, considerando-se
características e limitações elétricas, físicas e econômicas, que assegurem a
máxima continuidade de alimentação aos usuários e que protejam os
equipamentos instalados na rede, quando da ocorrência de situações anormais
de funcionamento, tais como sobrecargas, curto-circuitos e defeitos de
isolamento.
Dispositivo de Manobra: Dispositivo elétrico destinado a realizar manobras em
um ou mais circuitos elétricos, em condições especificadas. Ex: chaves
seccionadoras; contatores.
Dispositivo de Proteção: Dispositivo destinado a exercer uma ou mais funções de
proteção, em um sistema ou equipamento elétrico ou num componente. Ex:
Disjuntor, fusível.
Proteção Elétrica contra as sobrecorrentes: Função destinada a evitar que os
materiais e equipamentos elétricos sejam percorridos por sobrecorrentes que
lhes sejam prejudiciais ou ao seu meio. Esta função comporta:
(a) a detecção de sobrecorrentes.
(b) o seccionamento em carga do circuito.
Detecção de sobrecorrentes: Função destinada a constatar que a intensidade de
corrente no(s) condutor(es) afetado(s) supera, durante um tempo especificado,
um valor pré-determinado e a provocar direta ou indiretamente, o
seccionamento em carga do circuito correspondente.
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37
Comando: Ação direta, manual ou automática, sobre um dispositivo de
manobra para provocar a operação deste dispositivo.
Seletividade e Coordenação da Proteção: obejtiva determinar os ajustes dos
dispositivos de proteção de tal forma que o sistema elétrico opere com
segurança, tanto em situação normal como sob condições de defeito,
oferecendo o menor grau de risco possível às pessoas e aos equipamentos
envolvidos.
Os ajustes devem ser tais que, em uma situação de defeito, a menor
parte possível do sistema seja desenergizada (seletividade), e que os dispositivos
de proteção atuem sequencial e prioritariamente do mais próximo ao mais
distante do ponto de defeito (coordenação).
4.3 Premissas Básicas Para um Estudo de Coordenação da Proteção
O pick-up das proteções de fase deve ser ajustado acima da máxima corrente
permitida para o equipamento ou circuito;
A temporização das curvas deve ser tal que elas sejam “inferiores” à curva de
suportabilidade térmica do equipamento protegido logo à sua jusante e
que guarde um tempo de coordenação mínimo com as outras proteções,
considerando-se as tolerâncias envolvidas;
O instantâneo é normalmente ajustado em um valor inferior à mínima corrente
de curto da barra;
O tempo de coordenação entre proteções digitais, para a corrente de curto-
circuito, não deve ser inferior a 250 ms;
O relé de proteção primária de um tranformador não deve atuar na sua
energização, mas deve operar antes do atingimento do ponto ANSI;
O relé de proteção de um motor não deve atuar na sua partida, mas deve
operar antes do atingimento do ponto de rotor bloqueado;
O ajuste do pick-up das proteções de neutro deve considerar os desequilíbrios
provocados pelos TC´s que o alimentam.
4.4 A Proteção de um Sistema Elétrico
Todos os sistemas elétricos, sejam os das companhias concessionárias,
sejam os industriais, comerciais ou residenciais, têm, basicamente, a mesma
finalidade, que é a de fornecer energia elétrica aos equipamentos de utilização,
do modo mais seguro e confiável, e além disto econômico.
É importante observar que a segurança, a confiabilidade e o fator
econômico são três aspectos que devem sempre ser considerados em qualquer
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projeto elétrico, muito embora suas importâncias relativas possam variar um
pouco com o tipo de sistema.
Os objetivos básicos do projeto de proteção de um sistema elétrico, são
os seguintes:
• Evitar danos a pessoas;
• Evitar ou minimizar danos a equipamentos;
• Minimizar as interrupções no fornecimento de energia;
• Minimizar os efeitos de uma perturbação sobre as partes não afetadas
do sistema, tanto em duração quanto em extensão.
• Minimizar os efeitos de perturbações internas à instalação sobre o
sistema da companhia concessionária.
4.4.1 Requisitos das Proteções:
• Velocidade de atuação: visa a diminuição dos efeitos de curto-circuito sobre
os equipamentos e manutenção da estabilidade do sistema.
• Sensibilidade: traduz a capacidade de resposta às anormalidades nas
condições de operação.
• Confiabilidade: probabilidade da proteção satisfazer a função prevista, sob
condições pré-estabelecidas.
• Seletividade: propriedade da proteção em reconhecer e selecionar as
condições que exigem a sua operação e aquelas em que retardos ou
nenhuma atuação são exigidos.
A escolha, a aplicação e a coordenação seletiva adequadas do conjunto
de componentes que constitui a proteção de um sistema elétrico, é um dos
aspectos mais importantes de um projeto. Ao executá-lo, não é admissível
considerar somente o funcionamento normal do sistema, o que, sem dúvida,
seria muito mais simples. É obrigatório presumir que os equipamentos falharão,
que as pessoas cometerão erros e que ocorrerão imprevistos. A função da
proteção é justamente minimizar os danos ao sistema e seus componentes e
limitar a extensão e a duração das interrupções no fornecimento de energia
sempre que, em qualquer parte do sistema, acontecer uma falha num
equipamento, uma falha humana ou um imprevisto qualquer.
Segundo o IEC a proteção de um sistema elétrico deve contemplar seis
aspectos fundamentais, a saber:
• Proteção contra contato direto;
• Proteção contra contato indireto;
• Proteção contra os efeitos térmicos durante o funcionamento normal;
• Proteção contra sobrecorrente;
• Proteção contra correntes de falta;
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• Proteção contra sobretensões.
4.4.2 Dados Estatísticos dos Defeitos
As tabelas 3 e 4 apresentam os dados estatísticos dos defeitos e os tipos
de falta presentes em um sistema elétrico, respectivamente.
EQUIPAMENTO PORCENTAGEM
Linhas Aéreas 33 %
Cabos e Muflas 9%
Equipamentos de Manobra 10%
Transformadores 12%
Geradores 7%
Equipamentos Secundários (TC’s / TP’s / Reles / Fiação / etc.) 29%
Tabela 3 – Dados Estatísticos dos Defeitos
TIPO DE FALTA PORCENTAGEM
Fase - Terra 85%
Dupla Fase 8%
Dupla Fase Terra 5%
Trifásica 2%
Tabela 4 – Tipos de Falta em um Sistema Elétrico
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4.5 Principais funções de proteção (ANSI)
Sobrecorrente de fase - ANSI 50 (instantâneo) / 51(ajuste
temporizado)
Tempo independente
Tempo inverso
Tempo muito inverso
Tempo extremamente inverso
Sobrecorrente de neutro - ANSI 50N / 51N 50G / 51G
Protege o sistema contra fugas de corrente à terra.
Corrente residual Ir = Ia + Ib + Ic
Medição: TC toroidal envolvendo os cabos das três fases (I ~ φ)
Somatória vetorial das correntes de fase.
Proteção contra rotor bloqueado - ANSI 51 LR
Quando uma máquina rotativa é acionada, esta proteção é ativada se a corrente
de partida permanece por um tempo superior ao máximo tempo de partida
permitido.
Sobrecorrente Direcional - ANSI 67
Associada à detecção do fluxo da corrente de falta, quando se tem diversas
fontes interconectada, conforme ilustrado na figura 28.
Fluxo de corrente no caso de
 curto-circuito no ramal de
entrada.
Figura 28 – Sistema Elétrico com mais de uma Alimentação
Características da Proteção Direcional
¾ É capaz de distinguir o sentido do fluxo de corrente, através do ângulo de
fase entre a corrente e a grandeza de polarização(tensão).
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¾ Possui entrada de corrente e entrada de tensão com 3 TP’s em ligação
estrela-estrela ou 2 TP’s m ligação V, para proteção direcional de fase (67),
ou 3 TP’s em ligação delta- aberto para proteção direcional de terra (67N).
¾ É utilizado em redes em anel ou redes radiais com geração nas duas
extremidades.
¾ A figura 29 mostra o diagrama vetorial de um rele direcional.
Figura 29 – Diagrama Vetorial de um Rele Direcional
Sobrecorrente Direcional de Neutro - ANSI 67N
Idem a anterior, porém considerando a corrente de fuga a terra.
Medição de corrente e tensão residual.
Proteção Diferencial de Barras - ANSI 87 B
A proteção diferencial de barra é geralmente usada em redes de AT equipadas
com sistemas diferenciais que, em caso de defeito, não podem agir senão sobre
trechos de linhas bem delimitados, conforme ilustrado na figura 30. Nesses
casos, a detecção dos defeitos que afetam as partes entre tais zonas delimitadas
ficaria a cargo da proteção de retaguarda, cujos tempos de operação podem
ser relativamente longos. Desta forma, é bastante importante a existência de
uma proteção de barras de ação rápida, pois geralmente elas possuem grande
concentração de potência, o que conduz a grande dano para o equipamento e
sérias perturbações para a operação, em caso de defeito.
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 Iin,1 Iin,2
 Iout,1 Iout,2 Iout,3 Iout,4
Comparação:Σ Iin = Σ Iout
Figura 30 – Proteção Diferencial de Barras
Proteção Diferencial de Transformador - ANSI 87 T
É aquele que opera quando o vetor da diferença entre duas ou mais correntes
elétricas excede um valor pré-determinado.
Pode ser aplicado à proteção de transformadores de 2 ou 3 enrolamentos,
geradores, barramentos (diferencial de barra) ou linhas (canal piloto).
 I primária
 
 I secundária
Figura 31 – Proteção Diferencial de Transformador
Particularidades:
⇒ Comparação entre corrente primária e secundária, tendo em vista a relação de
transformação do trafo, conforme mostrado na figura 31.
⇒ Geralmente utiliza-se TC de bucha para medição da corrente primária.
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Requisitos
¾ Deve considerar a máxima corrente diferencial devido aos erros dos TC´s;
¾ Não deve atuar para faltas fora de sua zona de proteção;
¾ Deve possuir restrição de harmônicas, de maneira a não atuar na
energização dos trafos e nem em condições de sobre-excitação.
A figura 32 mostra o esquema de ligação de um rele diferencial de
transformador.
Figura 32 – Esquema de ligação de um rele diferencial de transformador
Proteção contra Sobrecarga Térmica - ANSI 49
Usada para proteger os equipamentos elétricos (motores, geradores,
transformadores) contra sobrecargas térmicas.
⇒ Geralmente o fabricante do transformador fornece o rele de proteção.
Proteção contra Desequilíbrio / Reversão de Fases - ANSI 46
⇒ Usada para proteger máquinas rotativas (motor ou gerador) contra
desequilíbrios de corrente.
Proteção para limitação do número de partidas - ANSI 66
⇒ Esta proteção evita o aumento excessivo de temperatura em motores.
Proteção contra subcorrente de fase - ANSI 37
Relé diferencial de transformador
Esquema de ligação
I1 I2
I1’
I2’
I2’-I1’
87 / 87N
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⇒ Utilizada em determinadas cargas especiais que não admitem um decréscimo
do valor da corrente. Ex: bombas.
Proteção contra subtensão - ANSI 27
Protege o sistema contra as consequências decorrentes da operação com uma
tensão inferior à mínima estipulada.
Sobrecargas e curto-circuitos são fenômenos que provocam quedas de tensão no
sistema elétrico.
Proteção contra subtensão residual - ANSI 27 R
⇒ A proteção contra tensão residual monitora a tensão do barramento de
alimentação de máquinas rotativas (motores) e autoriza o fechamento do
circuito de alimentação se a tensão residual presente no barramento é inferior
ao máximo valor estipulado. A existência de tensão residual é inerente ao
funcionamento de máquinas rotativas.
Proteção contra sobretensão - ANSI 59
⇒ Usada para proteger os equipamentos elétricos contra os efeitos de tensões
muito elevadas (solicitação do isolamento).
⇒ Pode ser também utilizada para a operação de reguladores de tensão.
Proteção contra sobretensão residual - ANSI 59 N
⇒ Usada para detecção de faltas fase / terra. Permite especialmente a detecção
de faltas a terra em sistemas com neutro isolado. (Deslocamento do ponto
neutro)
Proteção contra sub ou sobrefrequência - ANSI 81
Variações na frequência do sistema de alimentação podem ser provocadas por:
⇒ Sobrecargas em geradores
⇒ Falhas em reguladores de frequência
⇒ Saída de grandes consumidores
Consequências:
⇒ Operação inadequada de máquinas síncronas
⇒ Aumento nas perdas por correntes parasitas, que são proporcionais ao
quadrado da frequência.
⇒ Variação na velocidade de motores de indução.
Proteção direcional de potência - ANSI 32 P
⇒ Usada para evitar a reversão do fluxo de potência (carga alimentando fonte)
⇒ Evita o funcionamento de geradores como motores.
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Proteção de Distância
¾ Um relé de distância compara a corrente I no local de sua instalação, ou seja,
no início da linha, com a tensão V também do início da linha. Da comparação
entre V e I, resulta Z = V/I, de onde vem o nome do relé.
¾ Possui uma unidade direcional, de forma que ele pode “enxergar” faltas de
ambos lados de uma linha.
¾ Possui, normalmente, 3 zonas de atuação.
A curva de operação de um rele de distância é mostrada na figura 33.
Figura 33 – Curva de Operação de um Rele de Distância
Bloqueio - ANSI 86
Trata-se de uma função objetiva a abertura do equipamento de proteção
(disjuntor) no caso de falhas (os dispositivos de proteção transmitem a
informação de defeito podendo ou não ativar o bloqueio) e ao mesmo tempo
impede o comando do equipamento até que seja efetuado um “reset” do
dispositivo de proteção.
Curva de operação de um
relé de distância
X
RZ1 Z2 Z3
Unidade direcional
Zlinha
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Tabela ANSI Completa
Item Descrição
01 Elemento principal
02 Relé de partida ou fechamento temporizado
03 Relé de verificação de interbloqueio
04 Contator principal
05 Dispositivo de interrupção
06 Disjuntor de partida
07 Disjuntor de anodo
08 Dispositivo de desconexão da energia de controle
09 Dispositivo de reversão
10 Chave de seqüência das unidades
11 Reservado para aplicação futura
12 Dispositivo de sobrevelocidade
13 Dispositivo de rotação síncrona
14 Dispositivo de subvelocidade
15 Dispositivo de ajuste ou comparação d velocidade ou freqüência
16 Reservado para aplicação futura
17 Cave de derivação ou descarga
18 Dispositivo de aceleração ou desaceleração
19 Contator de transição partida marcha
20 Válvula operada eletricamente
21 Relé de distância
22 Disjuntor equalizador
23 Dispositivo de controle de temperatura
24 Reservado para aplicação futura
25 Dispositivo de sincronização ou de conferência de sincronismo
26 Dispositivo técnico do equipamento
27 Relé de subtensão
28 Detector de chama
29 Contator de isolamento
30 Relé anunciador
31 Dispositivode excitação em paralelo
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Item Descrição
32 Relé direcional de potência
33 Chave de posicionamento
34 Chave de seqüência, operada por motor
35 Dispositivo p/ operação das escovas ou p/ curtocircuitar os anéis do
coletor
36 Dispositivo de polaridade
37 Relé de subcorrente ou subpotência
38 Dispositivo para proteção de mancal
39 Sinalizador de condição mecânica
40 Relé de campo
41 Disjuntor ou chave de campo
42 Disjuntor ou chave de operação normal
43 Dispositivo ou seletor de transferência manual
44 Relé de seqüência de partida das unidades
45 Sinalizador de condições atmosféricas anormais
46 Relé de reversão ou balanceamento de corrente de fase
47 Relé de seqüência de fase de tensão
48 Relé de seqüência incompleta
49 Relé térmico para máquina ou transformador
50 Relé de sobrecorrente instantâneo
51 Relé de sobrecorrente temporizado
52 Disjuntor de corrente alternada
53 Relé para excitatriz ou gerador CC
54 Disjuntor de corrente contínua, alta velocidade
55 Relé de fator de potência
56 Relé de aplicação de campo
57 Dispositivo para aterramento ou curto circuito
58 Relé de falha de retificação
59 Relé de sobretensão
60 Relé de balanço de tensão
61 Relé de balanço de corrente
62 Relé de interrupção ou abertura temporizada
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Item Descrição
63 Relé de pressão ou vácuo de líquido ou gás
64 Relé de proteção de terra
65 Regulador
66 Dispositivo de intercalação ou escapamento de operação
67 Relé direcional de sobrecorrente CA
68 Relé de bloqueio
69 Dispositivo de controle permissivo
70 Reostato eletricamente operado
71 Relé do nível de líquido ou gás
72 Disjuntor de corrente contínua
73 Contator de resistência de carga
74 Relé de alarme
75 Mecanismo de mudança de posição
76 Relé de sobrecorrente CC
77 Transmissor de impulsos
78 Relé de medição de ângulo de fase, ou de proteção contra falta de
sincronismo
79 Relé de religamento CA
80 Relé de fluxo de líquido ou gás
81 Relé de freqüência
82 Relé de religamento CC
83 Relé de seleção de controle ou de tranferência automática
84 Mecanismo de operação
85 Relé receptor de onda portadora ou fio piloto
86 Relé de bloqueio
87 Relé de proteção diferencial
88 Motor auxiliar ou motor gerador
89 Chave separadora
90 Dispositivo de regulação
91 Relé direcional de tensão
92 Relé direcional de tensão e potência
93 Contator de variação de campo
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Item Descrição
94 Relé de desligamento, ou de disparo livre
95 a 99 Aplicações específicas
Tabela 5 – Códigos ANSI – American National Standards Institute
4.5.1 Proteção intrínseca de transformadores
As proteção listadas a seguir são inerentes aos transformadores e deve ser
solicitado ao fabricante o fornecimento do transformador com as mesmas
incorporadas.
⇒ Sobretemperatura do Óleo - ANSI 26
Protege o transformador contra sobre-temperaturas do óleo isolante.
Recomenda-se dois níveis de atuação: alarme e desligamento
⇒ Imagem Térmica - ANSI 49
Um termômetro conectado a um transformador de corrente reproduz a
temperatura do enrolamento, sendo, portanto designado imagem térmica.
Recomenda-se dois níveis de atuação: alarme e desligamento.
⇒ Rele de Buchholz - ANSI 63
Protege o transformador quando ocorre um defeito entre espiras, entre partes
vivas, entre partes vivas e terra, queima do núcleo, vazamento de óleo no tanque
ou no seu sistema de resfriamento. O rele de Buchholz atua perante a formação
de gases onde há súbita variação do nível de óleo, em virtude de operação
anormal do transformador.
Recomenda-se dois níveis de atuação: alarme e desligamento.
⇒ Nível do Óleo - ANSI 71
Monitoração do nível do óleo do transformador.
Recomenda-se dois níveis de atuação: alarme e desligamento.
⇒ Válvula de Segurança (Proteção de Fluxo de Óleo - ANSI 80)
Monitoração da pressão interna do transformador.
4.5.2 Proteção de Gerador – Principais Funções
Proteção de check e perda de sincronismo (ANSI 25 / 78)
Proteção de subtensão ((ANSI 27)
Proteção de potência reversa ((ANSI 32)
Proteção de perda de excitação ou campo ((ANSI 40)
Proteção de seqüência negativa ((ANSI 46)
Proteção de sobreaquecimento do estator ((ANSI 49)
Proteção de sobrecorrente ((ANSI 50/51/50N/51N)
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Proteção de sobretensão ((ANSI 59)
Proteção de falta à terra no estator ((ANSI 59N)
Proteção de sub e sobrefreqüência ((ANSI 81)
Proteção diferencial do estator ((ANSI 87)
4.5.3 Proteção de Motor de Indução – Principais Funções
Proteção de subtensão (27)
Proteção de subcorrente de fase (37)
Proteção de seqüência negativa (46)
Proteção de direção de rotação (47)
Proteção de sobrecarga (49)
Proteção de sobrecorrente (50/51/50N/51N)
Proteção de no. partidas (66)
Proteção diferencial (87)
4.6 Fatores a serem considerados no projeto de proteção de um sistema
elétrico
⇒ Funções de proteção a serem implementadas no sistema.
⇒ Características da instalação e exigências do consumidor.
⇒ Nível de curto-circuito.
⇒ Especificação dos transformadores de corrente e de potencial.
⇒ Regime de neutro.
⇒ Seletividade
⇒ Coordenação
Painel de Proteção e Controle
Deve acondicionar todos os reles de proteção, dispositivos de comando
(botoeiras / chaves) e sinalização (sinaleiros / lâmpadas / anunciadores) e
demais acessórios (sinótico em acrílico / bornes / termostatos / resistência de
aquecimento / etc.)
A título de ilustração, a vista frontal de um painel de proteção e controle é
mostrada na figura 6.
4.7 Concessionárias de Energia Elétrica e Proteção de Subestações de
Consumidores
De uma maneira geral as concessionárias de energia elétrica (CPFL -
ELETROPAULO - CELESC - COPEL - CERJ - CEMIG - CELPE) exigem o uso de
reles de sobrecorrente (3x 50/51 1x 50/51N) contendo unidade instantânea e
temporizada com ajustes independentes, com características de Tempo &
Corrente muito inversa. Estes reles atuam no disjuntor de 138 kV de entrada, e
são alimentados por TC’s de 138 kV instalados antes do disjuntor de entrada.
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Recomenda-se uma proteção diferencial cobrindo todos os equipamentos
compreendidos entre os disjuntores de entrada e os disjuntores secundários dos
transformadores.
A cada disjuntor de entrada deverá corresponder um conjunto de reles de
proteção.
A operação de qualquer rele de proteção de entrada deverá atuar o rele auxiliar
com rearme manual (função 86) que, sendo acionado, desliga o disjuntor
correspondente e bloqueia o fechamento dos disjuntores de entrada.
As faixas de ajustes dos reles são determinadas pelas concessionárias, ficando a
seu critério as respectivas graduações e calibrações.
A norma da concessionária deverá ser sempre consultada, tanto para
elaboração de uma proposta técnica para o sistema de proteção quanto para o
desenvolvimento do projeto propriamente dito.
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5 Automação de Subestações
5.1 O que é automação de subestações?
Automação de Subestações é a integração dos sub-sistemas de Controle e Proteção
utilizando-se tecnologia baseada em microprocessadores
Os interesses principais relacionados a retrofit de subestações antigas ou a novas e
modernas subestações são:
‰ Tempo reduzido p/ localizaçãoe solução de problemas
‰ Manutenção reduzida do equipamento primário
‰ Custos reduzidos da manutenção de proteção e controle
‰ Menor impacto aos Clientes devido à redução das quedas
‰ Tomadas mais rápidas de decisões com dados mais precisos
‰ Melhor acesso aos dados da subestação
Funcionalidades em Automação de Subestações:
‰ Comunicação com os Centros de Controle
‰ Medição remota dos valores do processo
‰ Aquisição remota de estados do processo
‰ Controle remoto dos equipamentos de manobra
‰ Controle local da subestação
‰ Proteção com monitoração remota
‰ Automação
‰ Processamento prévio de dados
‰ Monitoração do equipamento primário
‰ Load shedding - restauração de potência
‰ Faltas, distúrbios e qualidade da energia
‰ Monitoração de serviços auxiliares
Banco de dados da Subestação
‰ Funcionalidades (independentemente da arquitetura / solução)
‰ Comunicação com os Centros de Controle
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Figura 34 – Arquiteturas Centralizadas da AS com comunicação mestre /
escravo
Figura 35 – Arquiteturas Descentralizadas da AS com comunicação ponto a
ponto
¾ AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES significa integração da proteção, monitoração
controle e comunicação em um mesmo sistema
¾ A AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES deve ser considerada como parte integrante de
todo o sistema de gerenciamento de energia
¾ A AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES proporciona funções e benefícios que não
podem ser alcançados com a tecnologia convencional
¾ A AUTOMAÇÃO DE SUBESTAÇÕES contribui para a melhoria da produtividade e
da qualidade da energia fornecida
IHM PC IHM Gateway
Para o Centro de Controle
Nível de SE
Nível de Bay
Unid. Contr.
Bay 1
Unid. Contr.
Bay n
Unid. Prot.
Bay 1
Unid. Prot.
Bay n
IHM PC IHM Gateway
Para o Centro de Controle
Nível de SE
Nível de Bay
Unid. Contr.
Bay 1
Unid. Contr.
Bay n
Unid. Prot.
Bay 1
Unid. Prot.
Bay n
IEC-870-5-103IEC-870-5-103
Mestre
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Figura 36 – Tempo decorrente entre detecção e falha
Figura 37 – Reles de Proteção
5.2 Automação da Distribuição
Ponto inicial da falha
Ponto de detecção
 da falha
Ponto de ocorrência da
 falha
P
F Tempo
C
on
di
çã
o
P441
P540
MiCOM P630
KBCH 140
KVGC
P123 P141
P122
P123
P220 P240 P342 - P343
M G
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5.2.1 Conceito
É a capacidade de uma concessionária de energia elétrica remotamente monitorar e
controlar a rede de distribuição, coletar dados e disponibilizar informações de forma
proveitosa para os usuários (própria concessionária e seus clientes/consumidores).
São funções que permitem o monitoramento e controle remoto dos equipamentos dos
alimentadores de distribuição com ou sem automação local. Isto pode ser feito através
da instalação de novos equipamentos ou com retro-fit de equipamentos já existentes.
Com o aprimoramento da qualidade do fornecimento de energia elétrica, os seguintes
benefícios são atingidos:
¾ redução dos tempos de desligamento
¾ comunicação efetiva com os clientes (causa e tempo de restabelecimento das
interrupções)
¾ Aumento da eficiência operacional / economia de custos
¾ Ferramenta para gerenciamento da manutenção e planejamento de futuras
expansões
¾ Maior rapidez no tempo de resposta do sistema
• Os sistemas de automação dos alimentadores são compostos de:
– Equipamentos de manobra com controladores inteligentes (IED)
– Sistema de comunicação
– Funções de controle (centralizadas or descentralizadas)
Figura 38 – Instalação de Religador ou Chave Seccionadora Monitorados
As principais funções de um sistema de automação da distribuição são:
¾ Chaveamento eficaz dos alimentadores e seccionalização automática
¾ Isolação de trechos em falta
¾ restauração do serviço
¾ reconfiguração dos alimentadores
¾ localização de faltas
¾ Controle integrado de tensão e reativos
¾ controle de tensão nos barramentos, compensação de queda de tensão, controle de
tensão em pontos remotos do alimentador, controle de reativos do alimentador e
subestação
¾ Controle de cargas
¾ Leitura automática de medição
¾ Detecção de fraudes (TD - Tamper Detection)
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Principais requisitos operacionais das companhias de distribuição:
¾ Operação econômica do sistema
¾ Confiabilidade do suprimento de energia
O que a automação da distribuição pode oferecer para atender a estes requisitos?
¾ Proteção inteligente
¾ Telecontrole (Disjuntores, religadores, chaves)
¾ Novas soluções de Software para aprimorar a operação do sistema de distribuição
Benefícios da Automação da Distribuição
‰ Melhora do serviço prestado aos consumidores
‰ Aumento da eficiência do serviço de restauração
‰ Redução do tempo de interrupção devido a faltas
‰ Melhor utilização dos equipamentos da rede elétrica
‰ Redução de perdas nas linhas
‰ Redução dos custos de manutenção proporcionados pelo aumento da eficiência
operacional
Economia relacionada a investimentos:
¾ Adiamento de investimentos proporcionado pelo aumento da capacidade de
carregamento dos alimentadores : (adia necessidade de novos alimentadores, e
pode ter consequência no adiamento da necessidade de equipamentos na
subestação)
Economias operaionais e de manutenção
¾ Redução do tempo gasto pela equipe de campo na localização de faltas persistentes
e restauração manual do serviço
¾ Redução de perda de receita devido a maior rapidez da restauração do serviço
¾ Redução da perda de faturamento devido a detecção de fraudes
¾ Melhoria operacional e de planejamento
¾ Menor dependência do operador e flexibilidade de operação (dados em tempo real
nas situações de emergência)
¾ Reavaliação dos critérios de planejamento
¾ Acompanhamento do desempenho dos equipamentos
¾ Priorização das açoes de manutenção preventiva
¾ Histórico de crescimento de carga
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5.3 Sistemas de Comunicação
A automação da distribuição requer o uso de sistemas eficientes para
transmissão/recepção de dados entre os centros de controle ou gateways e os
equipamentos controlados remotamente.
Principais requisitos para escolha do sistema de comunicação (ilustrado na figura 39):
‰ Confiabilidade da comunicação
‰ Imunidade a condições adversas como raios UV(sol), descargas atmosféricas, ventos
fortes, interferência eletromagnética,etc.
Considerações sobre Custo
Se o custo for muito elevado, pode ofuscar os beneficios. É preciso analisar custo inicial
e custos de operação e manutenção
Características desejáveis para o sistema:
‰ Taxa de transmissão (atender requisitos atuais e futuras expansões)
‰ Direcionalidade (bidireciconal ou unidirecional)
‰ Capacidade de comunicação durante desligamentos e faltas
‰ Facilidade de operação e manutenção
Verificação:
A maior parte da equipe de manutenção não é familiarizada com equipamentos de
comunicação. Portanto, recomenda-se um treinamento adequado para o pessoal.
Figura 39 – Sistemas de Comunicação
MM
A A
Link de radio
Radio
Cabo de fibra ótica
Cabo elétrico de 
telecomunicação
Carrier
Centro de controle 
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58
6 Dimensionamento de Baterias para Aplicação em
Subestações
6.1 Objetivo
O objetivo deste documento é apresentar o método de dimensionamento de
bancos de baterias, para aplicações em subestações industriais. Ao longo do
texto, serão apresentados