Memorial Descritivo Jovane Paulo Philipe

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CAMPUS ALEGRETE 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
AL0143–SUBESTAÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
TURMA 30
Professor: José Wagner Maciel Kaehler
MEMORIAL TÉCNICO DESCRITIVO
SUBESTAÇÃO ABAIXADORA 69/23 kV
Alunos:
Jovane Frühauf da Silva
Paulo Cezar Piovesan Vianna
Philipe Rangel de Souza
Alegrete, 07 Julho de 2016.
Ministério da Educação
Universidade Federal do Pampa
Campus Alegrete
Unipampa – Campus Alegrete: Avenida Tiarajú, 810 – Bairro Ibirapuitã
Alegrete, RS – CEP: 97546-550. Fone/fax: (55) 3426-1052
http://porteiras.unipampa.edu.br/alegrete/
		Sumário
	
1.	INTRODUÇÃO	3
2.	INFORMAÇÕES GERAIS	3
2.1.	Objetivo	3
2.2.	Terminologias e Definições	3
2.3.	Tipos de Subestações	4
2.4.	Equipamentos	4
2.4.1.	Transformador de Força	5
2.4.2.	Transformação de Potência (TP)	7
2.4.3.	Transformação de Corrente (TC)	9
2.4.4.	Pára-Raios	14
2.4.5.	Chaves Seccionadoras	16
2.4.6.	Disjuntores	19
2.4.7.	Definições básicas de relés	22
2.4.8.	Controle	24
3.	PROJETO	25
3.1. Cálculo da malha de aterramento	25
3.1.1. Malha de aterramento	25
3.1.2. Determinação da ρa, vista pela malha	26
3.1.3. Cálculo da Bitola dos Condutores que Formam a Malha de Terra	27
3.1.4. Bitola do Cabo de Ligação	28
3.1.5. Valores dos Potenciais Máximos Admissíveis	28
3.1.6. Espaçamento inicial	29
3.1.7. Resistência de aterramento da malha	29
3.1.8. Cálculo do potencial de malha durante o defeito	30
3.1.9. Estimativa do mínimo comprimento do condutor	32
3.1.10. Modificando a malha	32
3.1.11. Cálculo do potencial da malha	32
3.1.12. Cálculo do potencial de passo na periferia da malha	33
3.1.13. Cálculo do potencial de toque na cerca metálica	33
2.5.	Blindagem da Subestação	34
2.6.	Configuração em barramento duplo	38
2.7.	Diagrama Unifilar e Multifilar	39
4.	GENERALIDADES	41
5.	REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS	42
	
INTRODUÇÃO
Este memorial descritivo apresenta a implantação do projeto da Subestação Abaixadora de Energia Elétrica Salto Novo, de alta tensão, com níveis de conversão 69kV/23kV com potência de 75 MVA.
Também serão apresentados os equipamentos utilizados e sua locação física através de cortes da planta, bem como o diagrama unifilar e multifilar elétrico, além do sistema de proteção contra descargas atmosféricas. 
INFORMAÇÕES GERAIS
Para um andamento uniforme da implantação da subestação, se faz necessário o conhecimento de algumas características e definições importantes.
Objetivo
O presente memorial tem a finalidade de descrever as principais características do projeto da subestação abaixadora de potência 75 MVA, localizada na Rua Major Duarte na cidade de Alegrete, RS.
Terminologias e Definições
A geração, transmissão e distribuição são os principais elos dos sistemas elétricos de potência. Contudo, os níveis de transporte de energia necessitam serem adequados a cada componente dos SEP´s. Neste caso, entre a geração e a transmissão, e também entre a transmissão e a distribuição, o nível de tensão inicialmente elevado para compensar as perdas resistivas, deve ser abaixado ao nível de tensão conveniente a cada tipo de carga (Industrial, Rural, Residencial). Para isso são empregadas grandes instalações elétricas, também conhecidas como Subestações de Energia Elétrica.
Uma Subestação pode ser definida, como a instalação elétrica composta por equipamentos de medição, proteção e manobra, que interligados entre si e sob controle supervisório , promovem a elevação, o seccionamento ou abaixamento da tensão própria de uma fonte geradora. Quando possuem elementos como bancos de capacitores, são capazes também de contribuir com os níveis de tensão fornecendo reativos a rede.
Tipos de Subestações
As subestações podem ser separadas em:
Subestação Elevadora: recebe energia na tensão de geração e a eleva para tensões de subtransmissão ou de transmissão;
Subestação Abaixadora: recebe tensão de transmissão ou subtransmissão, reduzindo para tensão de subtransmissão e/ou distribuição;
Subestação Seccionadora: ou de Manobra – Interliga circuitos de suprimento, ao qual são alimentados pelo mesmo nível de tensão. Estas Subestações são capazes de manobrar e energizar circuitos.
Equipamentos
Os equipamentos selecionados para serem instalados na Subestação em projeto são expressos pelas Tabelas 1 e 2. Não foram consultados valores com os fornecedores, somente os catálogos. Assim, os equipamentos foram escolhidos apenas em função de sua classe de tensão. 
A disposição geral dos equipamentos em vista lateral é expressa pela prancha 2. Tanto alturas mínimas como as distâncias horizontais são também representadas.
Tabela 1. Equipamentos, quantidades e modelos.
Tabela 2. Equipamentos, classe de tensão e fornecedores.
Transformador de Força
Compreende o elemento de maior importância dentro da Subestação, não apenas pelo seu valor, mas também por desempenhar o papel de abaixamento ou elevação da tensão.
O transformador de força utilizado para a conversão de energia será do fabricante Eletromotores WEG AS [2], cujas características são:
Potência: 75 MVA.
Norma de Fabricação: NBR 5356. 
Refrigeração: ONAN/ONAF - Óleo Natural, Ar Natural com segundo estágio com Óleo Natural, Ar Forçado imerso em óleo isolante mineral. 
Classe de Tensão (kV): 72,5 KV.
Tensão Primária: 69 kV ± 8 x 1,25%. 
Tensão Secundária: 23 kV.
Primário: Triângulo (delta). 
Secundário: Estrela com neutro acessível.
Deslocamento Angular: 30°.
Frequência nominal: 60 Hz.
Elevação de Temperatura: 65° C no ponto médio dos enrolamentos.
Impedância a 75° C: 10 %.
Comprimento (C): 6970mm.
Largura (L): 4980 mm.
Altura (A): 6190 mm.
Peso: 76500 kg.
Acessórios Incluídos:
Acionamento externo do comutador; 
Conservador com bujão de drenagem e niple de enchimento; 
Rodas bidirecionais lisas; 
Placa de identificação e diagramática; 
Apoio para macaco; 
Olhal para suspensão do transformador montado; 
Olhal para suspensão da tampa e da parte ativa; 
Secador de ar com sílica gel; 
Indicador magnético de nível de óleo com 2 contatos; 
Niple para enchimento; 
Válvula de drenagem, conexão para filtro-prensa e amostragem; 
Dispositivo de alívio de pressão; 
Caixa de terminais dos aparelhos auxiliares; 
Relé detector de gás com 2 contatos; 
Termômetro do óleo com 2 contatos.
Figura 1. Transformador de Força [2].
Transformação de Potência (TP)
Um transformador de potencial (TP) é um equipamento empregado no fornecimento de sinal de tensão por meio do seu secundário aos dispositivos de medição, proteção e controle. 
Figura 2. TP Indutivo - 72 kV [5].
Ao invés de corrente como no caso dos TC´s, os TP´s devem dispor de tensão muito semelhante ao primário quando aplicada no secundário, com erro mínimo. Sua conexão é paralela com os sistemas de alta e baixa tensão. A configuração mais usual entre AT e BT é a Y-Y (estrela-estrela) nas três fases. Por esta razão, a polaridade dos enrolamentos é padronizada para que seja semelhante em ambos os enrolamentos. Outra característica é a tensão de BT, que por norma é fixada em 115 V [4].
	
	
	
	
	(1)[4]
Assim como qualquer outro dispositivo, o TP também está condicionado ao parâmetro de carga nominal, que está relacionado à máxima potência em VA que pode ser acoplada ao secundário. Esse valor não deve exceder os limites de erro da classe de exatidão do TP. Para verificar se houve ou não a ultrapassagem da carga máxima do TP, basta que a soma de todos os equipamentos ligados em paralelo com o secundário seja maior que a carga máxima nominal especificada no próprio equipamento. Outro ponto importante a ser destacado, é característica de alta impedância dos equipamentos associados ao secundário, consequentemente as correntes que circulam pelo enrolamento de BT são baixas. Assim, o consumo de potência aparente por parte dos equipamentos é reduzida. Vale ressaltar que a limitação de consumo VA é uma relação direta da classe de
exatidão e não do limite térmico da isolação do equipamento. Essa característica é essencialmente o que diferencia os transformadores de força dos transformadores de potencial, pois nos TF´s a máxima potência é limitada pela temperatura de isolação [4].
Os TP´s possuem aplicações não só junto aos dispositivos de proteção das subestações, mas também aos sistemas de transmissão que chegam à mesma. São encontrados em classes de alta tensão (69 kV), onde o modelo mais utilizado é o TPI (Transformador de Potencial de Indução). Contudo, seu emprego não deve ser isolado, necessitando do auxílio de DCP´s (Divisores Capacitivos de Potencial). Os mesmos desempenham o papel de divisão de tensão e também de conexão do receptor com o transmissor para o transporte de dados referentes ao sistema elétrico por meio de um sistema Carrier [4]. Esse sistema permite que sinais de informação sejam transmitidos usando-se como meio as linhas de transmissão. Para isso uma portadora de freqüência muito superior é associada. Por tendência, por se tratar de uma onda portadora, a Carrier quando inserida na rede apresenta propagação bidirecional, porém, essa ondas devem ser arranjadas de forma a apresentarem uma única direção, e para isso, são utilizadas as bobinas de bloqueio, que fazem com que esses sinais a interpretem como uma grande impedância. De forma inversa, para o Carrier o DCP comporta-se como um curto-circuito.
Transformação de Corrente (TC)
Os transformadores de corrente, assim como os TP's, destinam-se a realizar a alimentação dos equipamentos de medição, controle e proteção. Possuem como principal função a reprodução em seu secundário de uma corrente semelhante, mas em menor escala da corrente que atravessa seu primário (corrente do sistema elétrico), para que a mesma seja adequada à operação dos dispositivos de proteção, como os relés. Também permite o isolamento dos demais elementos do circuito de alta tensão, já que não há contato físico entre primário e secundário. 
Figura 3. TC - 72 kV [5].
Com relação a sua conexão junto a um sistema de alimentação (gerador e carga), a bobina do primário deve ser ligada em série com o circuito principal. Assim, por meio do fluxo magnético, uma corrente inversamente ao número de espiras circulará pela bonina do secundário. Neste, os equipamentos também são ligados em série, para que a corrente seja a mesma em todos os pontos [4]. 
O fato de que a corrente que circule pelo secundário seja muito próxima da corrente do primário em proporção reduzida, compete que as perdas nos enrolamentos fiquem restritas a valores mínimos possíveis. Assim, tanto a quantidade como as dimensões das espiras interferem nas características de operação e precisão do TC. Para reduzir os efeitos de dissipação de energia devem ser usadas espiras com maior espessura. Com relação à quantidade, os efeitos de reatância indutiva, são minimizados através da redução no número de espiras [4]. Dependendo do tipo de sistema ao qual estiver sendo empregado, o TC deve operar para variados níveis de corrente, mantendo a sensibilização adequada dos equipamentos de proteção. 
Universalmente, a corrente do secundário é fixada em 5A, a fim de realizar a padronização dos equipamentos de proteção e medição [4]. Assim, a relação de transformação pode ser representada conforme as equações abaixo:
	
	
	
	
	(2)[4]
Da teoria de transformadores, sabe-se que em seu circuito, além das correntes que circulam pelos enrolamentos do primário e secundário, também existe uma terceira corrente atrelada à magnetização do núcleo. Se aplicada a lei das correntes, será possível observar que a corrente do secundário apresentará a corrente de magnetização somada a si. Como apenas a escala da corrente deve ser alterada no TC, a adição da corrente de magnetização induzirá o equipamento a um erro (E%). Contudo, a corrente de magnetização apresenta valor significativo quando o fluxo magnético no núcleo é elevado. Para que o fluxo aumente, correntes elevadas de carga devem circular pelo primário, resultado na maioria dos casos de curtos-circuitos. Neste caso, a medição é comprometida, e a partir desse momento a proteção torna-se mais relevante, levando os relés a atuarem a fim de evitarem a própria saturação do TC. Para fazer a relação entre o efeito de saturação do TC e as correntes de curto-circuito, leva-se em consideração o chamado ponto ANSI (10% de precisão). Resultado da intersecção da curva de magnetização com a reta de corrente de magnetização vs fluxo magnético (45º) [4].
A precisão definida acima depende de um segundo fator relacionado ao TC, o fator de sobrecorrente (FS). Ele faz a relação entre a máxima corrente de curto-circuito e a corrente nominal do primário, de modo que a precisão do TC não seja afetada [4]. Podendo ser calculado por:
	
	(3)[4]
O valor de FS é padronizado, sendo 20 para a regulamentação ANSI e de 5 a 20, variando com múltiplos de 5 para a ABNT. Assim de forma resumida, o produto do valor do FS pela corrente nominal no primário, nunca deve ser menor do que a corrente de curto-circuito, para que assim seja garantida a classe de exatidão do TC [4].
	
	(4)[4]
Outro parâmetro analisado nos TC´s é a carga máxima acoplada ao secundário. A mesma deve estar dentro dos limites definidos pela classe de exatidão e seu valor é expresso em função da tensão máxima de secundário. Ou seja:
	
	(5)[4]
Por meio desses parâmetros (E%, FS e Vmáx.) recorre-se as tabelas de classificação de exatidão, definida por cada órgão de regulamentação (ANSI ou ABNT).
Um ponto importante com relação aos TC´s é a determinação da polaridade do enrolamento, pois através dele é possível estabelecer os sentidos das correntes do primário e secundário. A regra segue a teoria de básica de circuitos magnéticos, ou seja, para a corrente que entre no ponto (marca de polaridade) de um enrolamento, a mesma sairá pelo ponto do segundo enrolamento. A norma que regulamenta a polaridade dos TC´s é a NBR 6865, semelhante à regulamentação da ANSI. Visualmente a marca de polaridade estabelecida pelo fabricando pode ser representada por cores distintas nas buchas ou através de altos e baixos relevos no TC [4].
Os TC´s podem também ser separados em dois grupos, em função da reatância. Os TC´s de alta reatância (A) são aqueles em que a bobina do primário é enrolada junto ao núcleo, a fim de aumentar sua sensibilidade, resultado do aumento da força magnetomotriz. Já os TC´s de baixa reatância (H) apresentam estrutura um pouco distinta. Neles, o primário não possui enrolamentos, sendo apenas um condutor, que ao mesmo tempo é imerso na estrutura do secundário que possui muitos enrolamentos. Nessa configuração a reatância de dispersão é reduzida [4].
Outra maneira de classificar os TC´s é com relação a sua finalidade, ou seja, medição e proteção. Nesta forma, as faixas de erro e exatidão são empregadas outra vez.
Um TC de medição por regra deverá manter sua classe de exatidão para correntes de carga que não excedam os limites de 0,1Inom e Inom. conforme:
	
	(6)[4]
Se os TC´s de medição estão atrelados à classe de exatidão, os TC´s de proteção estão relacionados ao erro para corrente de curto-circuito. Que deve ser de no máximo 20 vezes a corrente nominal. Para que um TC possa contemplar ambas as características para correntes de curto-circuito, o seu núcleo magnético deve ser configurado de forma a saturar com facilidade para medição, e ao mesmo tempo com dificuldade para proteção. Assim, uma alternativa é o uso de três enrolamentos na concepção do TC, com núcleos de diferentes dimensões (maior para proteção e menor para medição) [4]. 
O fluxo de corrente está sempre associado à dissipação de energia por efeito Joule, logo, os TC´s também estão condicionados a alterações térmicas em função das correntes que circulam em seus enrolamentos [4]. Por esse motivo, define-se o fator térmico (FT) de regime permanente, que consiste na relação entre as correntes máxima do primário e de regime permanente.
(7)[4]
O FT define o máximo carregamento do TC sem que o mesmo seja danificado, seja em termos de vida útil, como também de isolamento. 
Não apenas o fator térmico deve ser levado em conta nas condições de máximo carregamento do TC, mas também seu limite térmico a correntes de falta com o enrolamento secundário curto-circuitado por um intervalo de tempo máximo de 1s sem atuação dos dispositivos de proteção [4]. De forma genérica podendo ser mensurado por:
	
	
	(8)[4]
O valor de tdefeito está relacionado ao tempo de atuação do dispositivo de proteção, enquanto que θ as características físicas do TC. A equação (b) impõe o limite máximo de corrente de curto-circuito em função da razão do limite de temperatura pelo intervalo de defeito, ou seja, esta corrente deve ser sempre inferior a fim de não violar o LT do equipamento [4].
Os TC´s são dispostos em diferentes pontos ao longo de uma subestação, geralmente nas entradas e saídas de linhas de transmissão após os pára-raios e TP´s. Assim, quando alocados no arranjo do pátio da subestação, é preciso que uma impedância equivalente (impedância de fiação) represente a ligação até as salas de comando [4]. Esse parâmetro pode ser calculado pela equação 9, considerando condutores de Cobre:
	
	(9)[4]
O valor da impedância de fiação torna-se mais significativo conforme a distância da sala de comando aumenta. Outros efeitos podem agravar os problemas na fiação dos TC´s, sendo parte deles associados ao compartilhamento do espaço com outros circuitos nos condutos de passagem ao longo da Subestação. Os TC´s também devem ser próximos aos dispositivos de proteção, já que quanto menor a impedância de fiação, mais baixa é a interferência no desempenho dos equipamentos (relés). Assim, os sistemas de proteção tendem a ser dispostos de forma distribuída, procurando a integração com a sala de controle através de fibra óptica [4].
Além de sua própria impedância, os TC´s também apresentam alterações no carregamento em função do tipo de carga do relé conectada ao secundário. Os relés podem possuir dois tipos de carga, fixa ou variável. Os de relés carga fixa, como o próprio nome, aplicam cargas fixas no secundário TC, sem qualquer alteração conforme o ajuste da proteção. Para os relés de carga variável, o carregamento do TC depende do tap de ajuste da bobina de magnetização do dispositivo de proteção. Assim, o aumento da impedância do relé é determinado pela redução do tap. Geralmente considera-se que o menor tap implica em um melhor dimensionamento do TC em função da classe de exatidão [4]. A impedância do novo tap pode ser calculada através da expressão (10).
 
	
	(10)[4]
Pára-Raios
Os pára-raios são equipamentos destinados à proteção dos elementos de uma Subestação contra surtos de tensão provenientes de descargas atmosféricas ou operações de manobra. São amplamente empregados no arranjo de Subestações em função de sua eficácia no isolamento e extinção de ondas de corrente, bem como também do ponto de vista econômico. O pára-raios ideal deve apresentar como características: Impedância infinita nas condições de regime permanente; Estado de condução instantânea na ocorrência de sobretensão; Apresentar capacidade de recuperação após a ocorrência de sobretensão em seus terminais. Contudo, sabe-se que os modelos disponibilizados não são capazes de contemplar todas essas características, logo a seleção dos mesmos de acordo com a finalidade é de fundamental importância [9].
O material de composição dos pára-raios é outro fator a ser considerado, e os mais conhecidos são os que apresentam invólucro a base de porcelana, poliméricos ou de fibra de vidro. Podem ou não apresentar espaçamentos internos de ar, acompanhados de uma substância de extinção sob compressão (Óxido de Zinco ou Carbeto de Silício). Em sua estrutura podem ainda conter centelhadores. Assim, os pára-raios podem ser classificados em: Carbeto de Silício, Óxido de Zinco sem centelhadores, Óxido de Zinco com centelhadores e Óxido de Zinco com invólucro polimérico [9].
Figura 4. Pára-raios 170 kV [8].
Carbeto de Silício: São pára-raios constituídos por resistores não-lineares (varistores) compostos por cristais de Carbeto de Silício acoplados em série com centelhadores. Neste caso, os centelhadores cumprem importante tarefa, a primeira delas realizando a isolação dos pára-raios sob regime permanente, já que os mesmos sob condições comuns e sem a presença de centelhadores sofrem aquecimento excessivo dos varistores. Enquanto que a segunda função aplica-se ao estágio de ocorrência de sobretensão sobre os pára-raios, onde atua no auxílio à extinção da onda de corrente. Apesar disso, os centelhadores também possuem aspectos negativos quando empregados aos pára-raios, do quais pode-se citar, os erros de montagem, a produção de transitório de tensão em função da disrupção (restabelecimento inesperado de corrente), além da impossibilidade da utilização da configuração paralela dos pára-raios em função da elevada dispersão dos centelhadores [9].
Óxido de Zinco sem centelhadores: Também compostos por resistores não-lineares, esse pára-raios diferem do anterior pelo uso de Óxido de Zinco e pelo não uso de centelhadores. Assim, sob regime permanente de operação não possuem problemas relacionados ao aquecimentos dos varistores, em função de sua maior estabilidade térmica e capacidade de operação a sobretensões temporárias e transitórias. Se por um lado a ausência dos centelhadores torna-se uma vantagem, por outro colocam os pára-raios sob constantes situações de tensões entre fase e terra que de alguma forma impõem a necessidade de dissipação de energia antes que o equilíbrio térmico venha a ser afetado. Apesar disso, essa classe de pára-raios vem aumentando sua demanda, em substituição aos pára-raios de SiC [9].
Óxido de Zinco com centelhadores: A diferença dessa classe de pára-raios para a anterior se dá pela adição dos centelhadores em série com os resistores não-lineares a base ZnO. Assim como nos pára-raios de Carbeto de Silício, os centelhadores realizam a mesma função de isolação dos resistores não-lineares do restante do sistema operando em regime. Além de reduzir os danos junto aos pára-raios causados por sobretensões transitórias, o centelhadores também anulam os efeitos de tensão fase/terra. Porém, os problemas atrelados aos centelhadores persistem. A vantagem do uso desses pára-raios se dá pela maior não-linearidade entre tensão e corrente, quando comparado aos varistores em SiC [9].
Óxido de Zinco com invólucro polimérico: Os pára-raios, além da capacidade de isolação na ocorrência de sobretensões devem também apresentar boa estanqueidade (impermeabilidade) e resistência à fragmentação. Essas duas últimas características estão fortemente ligadas ao material empregado no invólucro da estrutura externa dos pára-raios. Os invólucros em porcelana são encontrados na maioria dos pára-raios de subestações, entretanto, sabe-se que a porcelana é propensa à penetração de umidade em função da perda de estanqueidade, resultado da remoção da vedação por fissuras. Quando este estágio é alcançado, os pára-raios entram em processo de degradação, perdendo sua capacidade de extinção de frentes de ondas de corrente. Como internamento os componentes dos pára-raios encontram-se comprimidos, o resultado da passagem de elevadas correntes pelos espaços no interior pode ocasionar na expansão de gases que podem levar o componente a situações de rompimento total. Para minimizar esses problemas novos materiais passam a ser requeridos para compor o invólucro dos pára-raios, com destaque aos materiais poliméricos (plásticos). Além da redução dos problemas relacionados à estanqueidade, esses materiais são menos propensos a formação de correntes de fuga em sua estrutura. As correntes de fuga são decorrentes do acúmulo de sais provenientes da poluição do ar, que quando depositados sob as saias do equipamento, criam pontos de ionização de corrente
[9]. 
Os invólucros poliméricos representam também vantagens técnica, como o peso reduzido, a elevada capacidade térmica e a estrutura não condicionada a fissuras. Do ponto de visto financeiro, são mais rentáveis que os invólucros de porcelana. São por essas razões, que grande parte das Subestações vem aderindo aos pára-raios de ZnO com invólucro polimérico [9].
Chaves Seccionadoras
São dispositivos capazes de realizar manobras de abertura ou fechamento de circuitos. Geralmente não devem ser operados sob carga, devido ao elevado nível de tensão das subestações e também ao meio de extinção do arco elétrico. Podem ainda apresentar lâminas de terra anexadas em sua estrutura, com função de aterramento do circuito durante possíveis manutenções. 
Outra função das chaves seccionadoras é sua capacidade de isolamento de circuitos defeituosos e/ou energizados. Nas subestações possuem maior aplicabilidade na transferência de cargas entre barramentos. Um dos grandes problemas associados à comutação das seccionadoras são as frentes de corrente (surtos de sobretensão) produzidas, que são diretamente refletidas sobre os demais equipamentos, por isso, os procedimentos de abertura e fechamento deverão ser bem detalhados. 
A primeira forma de classificação das seccionadoras é com relação à forma de acionamento por parte do operador, podem ser por mecanismo manual ou motorizado. A segunda maneira de classificação das seccionadoras se refere à forma de abertura dos seus contatos. Os modelos mais usuais são: Abertura Lateral, Abertura Central, Vertical, Semipantográfica e Pantográfica. 
A escolha do modelo de chave deve ser realizada em função do nível de tensão, da medida dos afastamentos dos terminais, das funções a serem desempenhadas bem como das formas de manobra.
Abertura Lateral: Estas chaves apresentam em sua estrutura duas colunas laterais isolantes, sendo uma delas fixa e outra móvel, responsáveis pelo suporte à alavanca de manobra [1].
Figura 5. Chave seccionadora abertura lateral [1].
Abertura Central: Sua configuração é semelhante a lateral, com diferença que o ponto de abertura é central e ambas as colunas são móveis [1].
 
Figura 6. Chave seccionadora abertura central [1].
Figura 7. Modelo escolhido de chave, 72,5 kV [13].
Ambos modelos tem como característica comum maiores espaçamentos entre eixos das fases. Dessa forma, o comprimento das lâminas que compõem as alavancas de manobra tornam-se maiores e mais susceptíveis a deformações nas extremidades [1]. 
Abertura Vertical: A configuração de abertura vertical apresenta como diferença, estrutura de apoio à manobra em três colunas de isoladores, sendo duas delas fixa e uma móvel [1]. 
Figura 8. Chave seccionadora vertical [1].
Abertura Semipantográfica: Esta chave pode ser subdividida em três partes de apoio para a alavanca de manobra, todas articuladas e montadas sob uma ou mais colunas de isoladores [1].
Abertura Pantográfica: Modelo de chave semelhante a anterior, diferenciando-se pela presença de duas estruturas de conexão ao barramento principal. Sendo também igualmente apoiada sob duas colunas de isoladores [1].
 
Figura 9. Chave seccionadora abertura pantográfica [1].
Disjuntores
São dispositivos eletromecânicos dotados de capacidade de condução e interrupção de correntes elétricas sob condições normais de máxima tensão da rede ou em situações anormais de ocorrência de curtos-circuitos e sobretensões. Estão presentes em todo o sistema elétrico de potência, desde as instalações de baixa tensão (380 V) até redes de transmissão e subestações que operam acima dos 69 kV, 345 kV e 800 kV.
Em situações de abertura dos contatos devem apresentar impedância infinita, e de forma dual, quando do fechamento dos contatos oferecer condição de impedância nula. Outra condição importante está relacionada às correntes de magnetização, que devem ter sua continuidade assegurada, já que as mesmas são responsáveis pela manutenção do campo magnético em bancos de capacitores e transformadores. Da mesma forma que elevadas correntes são conduzidas, a temperatura de operação do dispositivo aumenta, dessa forma, as características construtivas devem ser capazes de suportar tais alterações bruscas de temperatura [6].
Sua atuação na proteção dos circuitos depende da plena associação com os relés, caso contrário, passam a operar apenas no seccionamento dos circuitos. A propriedade de detecção de correntes de falta é talvez a característica mais importante dos disjuntores e independente do nível de tensão o mecanismo de abertura e extinção de arco elétrico devem ser permanentemente atuantes [6]. 
Disjuntor de pequeno volume de óleo (PVO): Nesse disjuntor o meio usado como extinção do arco elétrico é o óleo mineral, armazenado em pequenos volumes e mantidos sob pressão a ar ou Nitrogênio. No óleo são imersos os contatos do disjuntor, bem como o tanque de extinção, além dos equipamentos de acionamento. Se comparados aos disjuntores de grande volume de óleo (GVO), representam um uso mais eficiente do meio de extinção, uma vez o volume de óleo utilizado é bem menor. Consequentemente a quantidade de gases produzidos durante a atuação em surtos é menor, assim, o nível de isolação (ou dielétrico) é aumentada após eliminação da corrente de falta. Por outro lado, as classes de ruptura são limitadas, podendo serem elevadas quando empregados um maior número de câmaras em série. 
Com relação ao aterramento, o mesmo é realizado com o auxílio de isoladores de porcelana acoplados em sua estrutura [6].
Disjuntores de grande volume de óleo (GVO): A necessidade no uso de disjuntores para altas classes de tensão, com maior abrangência da faixa de ruptura, faz do disjuntor GVO, uma das alternativas mais utilizadas em subestações e redes de transmissão. Neste um grande tanque serve de reservatório para a deposição do óleo mineral, onde também são inseridos os contatos e demais elementos de acionamento. Internamente cada fase possui seu reservatório de óleo, sendo que apenas o mecanismo de chaveamento é compartilhado. Devido a sua grande câmara de extinção, os efeitos de carbonização do óleo são maiores, requerendo filtragem periódica. Essa carbonização está ligada ao processo de interrupção das correntes de curto-circuito, ao qual o disjuntor atua [6].
Disjuntores a Hexafluoreto de Enxofre (SF6): Representam a classe de disjuntores com larga faixa de atuação para alta tensão, mas que também empregam maior grau tecnológico. Neste caso, o meio de extinção é o Hexafluoreto de Enxofre, substância inerte e de comportamento gasoso a temperatura ambiente. Sua elevada eletronegatividade, o faz capaz de extinguir o arco elétrico de forma efetiva. Diferente do disjuntor a ar comprimido, o gás resultante da atuação contra correntes de falta não deve ser liberado no ambiente. Em função do seu baixo ponto de ebulição, o mesmo necessita de alta compressão para ser mantido em estado liquefeito no interior da câmara de extinção. Além disso, para auxiliar no aumento da temperatura da câmara utilizam-se de resistores internos. Uma vez que o SF6 entra em ebulição, deve retornar ao estado líquido, para isso, são empregados compressores a fim de manterem a substância sob constante pressurização. Por serem mais custosos, os compressores podem ser substituídos por pistões na composição interna do disjuntor a SF6 [6].
É possível observar que o uso desse disjuntor encarece em termos de custos e reparos, muito disso em função do maior grau de complexidade do arranjo de extinção do arco elétrico [6].
Figura 10. Disjuntor Siemens a SF6, 72,5 kV [7].
Disjuntor a ar comprimido: Neste disjuntor o princípio de extinção baseia-se na aplicação de ar altamente comprimido sob a abertura dos contatos. Seus contatos podem ser concebidos em mono blast ou duo blast, ou seja, para mono, apenas um dos contatos apresenta estrutura oca o fluxo de ar é direcionado a um sentido, enquanto que para o duo, com ambos contatos ocos, esse fluxo de ar é bidirecional [6].
A plena eficiência do sistema depende de um ótimo abastecimento em ar por parte de compressores. Além disso, o ar utilizado deve apresentar baixo grau de umidade e poucas impurezas. Assim, o custo com desumificadores, filtros e compressores é relevante. Outro problema atrelado a esse disjuntor é a reprodução de ruídos sonoros [6].
Sua estrutura de resfriamento é dada em módulos com câmaras individuais para cada fase. Dessa forma, permite sua atuação para uma grande faixa de correntes de ruptura, já que além do possível agrupamento de mais módulos, caso o nível de corrente cresça, o meio de extinção não representa riscos de inflamação ou poluição do meio [6]. 
Disjuntores a vácuo: Para este modelo de disjuntor o meio de extinção é o próprio vácuo estabelecido internamente no tanque. O vácuo apresenta boa rigidez dielétrica, mas que apresenta certo limite em função do afastamento dos contatos. A faixa de tensão de atuação é intermediária, se sobressaindo se comparado aos disjuntores a PVO, mas inferior à faixa dos disjuntores a GVO, SF6, e a ar comprimido.
Nesse disjuntor os contatos são implementados de forma que o campo magnético produzido pela corrente de curto-circuito auxilie em sua abertura. Em razão desta característica, seu número de manobras pode ser maior se comparado a outro modelo de disjuntor, demonstrando assim, pouca necessidade de manutenção periódica. Outro fator que contribui positivamente é a baixa amplitude de tensão do arco desenvolvido entre os contatos, o que acaba por elevar a vida útil do equipamento. Os custos também são reduzidos, pois não é necessário nem um tipo de compressor ou líquido para o resfriamento do arco [6].
 Figura 11. Disjuntor Siemens a vácuo, 24 kV [7].
 
Disjuntores de sopro magnético: São caracterizados por abrirem os contatos diretamente no ar, causando como efeito o maior alongamento do arco elétrico. Esse alongamento confere maior resistência ao próprio arco, que desse modo passa a dissipar grande quantidade de energia, assim, a amplitude das ondas de corrente próprias de operações de manobra são reduzidas. Entretanto, essa característica de abertura reduz a vida útil dos contatos, o que torna esse disjuntor, dependente de consertos constantes. Em contrapartida, sua operação é mais segura, e assim como disjuntor anterior, não utiliza de substâncias para extinção do arco elétrico [6].
Definições básicas de relés
A proteção dos sistemas elétricos é determinada pelo arranjo de esquemas comandos basicamente por relés. Assim, cumprem funções essenciais, como a localização e a identificação de surtos de tensão e correntes de falta, realizando também a sinalização e o acionamento dos disjuntores para que o defeito seja isolado sem afetar os demais equipamentos do sistema. Dependendo do ajuste, os relés somente atuarão no acionamento do disjuntor caso a anomalia detectada coloque em risco a operação do sistema, caso contrário, o sistema deve manter seu funcionamento contínuo. O relé, independente da tecnologia empregada deve sempre prover de características como, sensibilidade, seletividade, rapidez, robustez, confiabilidade, vida útil e operacionalidade [4]. 
Relé de sobrecorrente: São os dispositivos de proteção que atuam sempre que correntes superiores ao seu ajuste circulem pelos circuitos protegidos. O mecanismo de atuação é resultado da comparação dos parâmetros de ajuste (curvas) com os de operação do circuito, logo, se os critérios ultrapassam a faixa de regulação o relé age de forma temporizada ou até mesmo instantânea no circuito. Geralmente, o acionamento do relé se dá em função de algum mecanismo, que no caso do relé eletromecânico é a atração da armadura. No relé de sobrecorrente o sinal de abertura do disjuntor gira em torno de um sensor de corrente. Seu funcionamento depende da incorporação de outros dispositivos, como bancos de baterias, carregadores de baterias, disjuntores, além dos contatos auxiliares. Uma das limitações do relé de sobrecorrente é sua aplicação somente em sistemas radiais, já que em sistemas em anel (fluxo de energia em qualquer direção) a coordenação torna-se irrealizável, em razão da necessidade de a proteção ser direcional [4].
Relé direcional: Este dispositivo possibilita a proteção de sistemas em anel, antes não possíveis com relés de sobrecorrente. Quando ambos os relés, de sobrecorrente e direcional atuam em conjunto, as características do sistema radial são transferidas ao sistema em anel.
O relé direcional realiza sua ação em função de um sentido pré-estabelecido pela corrente com relação a sua polaridade. Assim, seu funcionamento depende de duas variáveis atuantes, sendo uma delas de polarização (tensão) e a outra de operação (corrente). A direcionalidade é obtida pela relação fasorial entre a tensão e a corrente, da qual retira-se a defasagem fasorial, responsável por determinar o sentido do fluxo de energia [4].
Relé de distância: Se por um lado os relés anteriores mantém a plena proteção dos sistemas quando configurados de forma correta, por outro ficam condicionados a serem alterados sempre que manobras são executadas na rede. A fim de facilitar a coordenação dos dispositivos de proteção, foram desenvolvidos os relés de distância.
O relé de distância opera realizando a comparação dos parâmetros da linha com o local de ocorrência de alguma anormalidade ou com a carga. Os parâmetros da linha que são avaliados pelo relé pode se referir à impedância, a admitância e a reatância da mesma [4].
Controle
Com todos os equipamentos dispostos na Subestação, qual deles deverá ser monitorado? Qual entrará em atuação primeiro? Qual dispositivo deve ser acionado? Uma simples respostas é válida para todas as questões, o controle. Nesse sentido, o controle é desempenhado por uma instalação abrigada, dotada de equipamentos e operadores capazes de realizarem toda a gerência através de sistemas supervisórios, que propiciem o acompanhamento simultâneo, bem como o sequenciamento de cada processo dentro da Subestação. A operação da Subestação é subordinada a central de controle da concessionária, que define as diretrizes de entradas e saídas de linhas.
Os dispositivos utilizados vão desde computadores, servidores chegando aos painéis e quadros de comando. Nestes, todos os equipamentos responsáveis pela proteção ou seccionamento são interligados, garantindo máximo controle das ações sob a Subestação.
 Figura 12. Grupo de quadros de comando [10].
PROJETO
3.1. Cálculo da malha de aterramento
Para o projeto de Subestações de Energia Elétrica, antes mesmo da instalação dos equipamentos, dispositivos e outros componentes, deve ser previsto todo o sistema de aterramento ao longo da área total de ocupação da subestação. O aterramento intencional consiste na ligação de um sistema físico de elevado potencial elétrico diretamente ao solo por meio de estruturas metálicas, dentro das conformidades estabelecidas pela ABNT NBR 15751. No caso de grandes instalações ou estruturas, este aterramento deve ser estendido para uma malha. Para subestações, a malha deve incluir todos os elementos, inclusive a cerca de isolamento. 
O cálculo da malha de aterramento deve seguir todos os passos apresentados a seguir sempre em conformidade com as dimensões da Subestação. 
3.1.1. Malha de aterramento
A partir das especificações fornecidas do projeto para a construção da subestação, conforme demonstradas Tabelas 1 e 2, seguiu-se uma metodologia de cálculo para a verificação e obtenção dos potenciais admissíveis da malha de terra e da cerca que circunda a subestação. 
Tabela 3. Especificações para o dimensionamento da malha.
 Tabela 4. Matriz de resistência do solo.
 
Sendo que, para Tabela 2, os valores médios de resistividade estão de acordo com as condições do solo no momento da medição.
3.1.2. Determinação da ρa, vista pela malha	
Com os valores obtidos através das equações (11), (12),
(13) e (14), determinou-se a resistividade aparente (ρa) vista pela malha, conforme mostrado na equação (15).
	
	
	(11)
	
	
	
	(12)
		
	
	
	(13)
		
ρeq - Resistividade equivalente;
	
	
	(14)
	
	.
	(15)
Sendo o Valor de N = 0,67 e foi obtido graficamente utilizando os valores de α e β.
						
3.1.3. Cálculo da Bitola dos Condutores que Formam a Malha de Terra
		
Para o dimensionamento da seção mínima dos condutores da malha de terra utiliza-se a fórmula de Onderdonk, conforme a equação (16), sendo válida apenas para cabos de cobres. Para isso, considerou-se uma porcentagem de 60% sob a corrente de defeito, como demonstra a equação (7), = 30°C e = 450°C (solda convencional).
		
	
	
	(16)
	
	
	(17)
					
	Embora a seção calculada seja igual 5,83 mm², adotou-se 35 mm² como seção mínima da malha, por razões mecânicas.
		
3.1.4. Bitola do Cabo de Ligação			
Para determinar a seção do cabo de ligação, desta vez, considera-se a máxima corrente de defeito, obtida através da fórmula de Onderdonk, = 30°C e = 250°C. Logo, a seção do cabo de ligação calculada é 12,11 mm², sendo adotada a seção mínima de 35 mm². Para isso, a conexão do cabo de ligação ao equipamento elétrico é feita por aperto tipo junta cavilhada.
3.1.5. Valores dos Potenciais Máximos Admissíveis					
A partir dos valores obtidos das equações (18) e (19), foram determinados os potenciais máximos admissíveis, para a tensão de toque e tensão de passo, conforme demonstram as equações (20) e (21).
	
	
	(18)
	
	
	 (19)
	
	
	(20)
	
	
	(21)
									
3.1.6. Espaçamento inicial
	
Adotou-se um espaçamento para malha de 2,5 x 2,5 m (ea = 2,5 m e eb = 2,5 m) e calculou-se o número de condutores ao longo dos lados da malha, através das equações (22) e (23). E após obtido o número de condutores, confirmou-se o espaçamento da malha, que resultou na mesma medida 2,5 x 2,5 m.				
	
	
	(22)
		
	
	
	(23)
	
Com os valores obtidos por meio das equações (22) e (23), determinou-se o comprimento total dos cabos que formam a malha, conforme a equação (24).
	
	
	
	(24)
					
3.1.7. Resistência de aterramento da malha	
					
A resistência de aterramento da malha é obtida por meio da equação (25), enquanto a verificação do potencial máximo da malha deve ser feita através da equação (26), sendo este constatado como adequado.
	
	
	(25)
Rmalha - Resistência de aterramento da malha;
ρa - Resistividade aparente;
Lcabo - Comprimento total dos condutores;
C - Comprimento da malha;
L - Largura da malha;
				
	
	
	(26)
	
3.1.8. Cálculo do potencial de malha durante o defeito
			
A partir dos dados obtidos através das equações (27), (28), (29), (30) e (31), calculou-se o potencial de malha durante a ocorrência do defeito e, dessa forma, resultou-se em um valor de potencial adequado, conforme mostra a equação (32).
							
	
	
	(27)
N - número de condutores;
	
	
	(28)
Km - Coeficiente da malha;
e - Espaçamento entre condutores paralelos;
d - Diâmetro do condutor;
	
	
	(29)
Kii – Coeficiente de relação de hastes cravadas; 
	
	
	(30)
Kh - Correção de profundidade;
	
	
	(31)
Ki - Coeficiente de irregularidade;
	
	
	(32)
3.1.9. Estimativa do mínimo comprimento do condutor						
A estimativa do mínimo comprimento do condutor pode ser obtida utilizando a equação (33).
	
	
	(33)
				
3.1.10. Modificando a malha
	
A partir do comprimento e do número de número de hastes a serem utilizadas, pode-se obter o comprimento total da malha por meio da equação (34). Adotou-se o comprimento da malha igual a 3 m e calculou-se o número de hastes igual 580.
	
	
	
	(34)
				
3.1.11. Cálculo do potencial da malha	
Utilizando a equação (35), foi obtido o valor do potencial da malha, constatando um potencial admissível na mesma.
			
	
	
	(35)
										
3.1.12. Cálculo do potencial de passo na periferia da malha	
		
Fazendo Nmáx = máximo (21,21) = 21 m e utilizando o menor valor de ea e eb e = mínimo (ea,eb), determinou-se o valor de ki novamente, Kp e o potencial de passo na periferia da malha, conforme mostram as equações (36), (37) e (38), confirmando que os potenciais são admissíveis, pois estes são menores que os potenciais de passo máximo.
	
	
	(36)
		
	
	
	(37)
Kp - Coeficiente de maior diferença de potencial entre dois pontos a 1 m;
	
	
	(38)
	
VpsM - Potencial de passo da malha;
3.1.13. Cálculo do potencial de toque na cerca metálica
	
A cerca deve ser construída acompanhando o perímetro da malha de aterramento sendo aterrada na própria malha.	Dessa forma, fazendo-se KC (x=0) e KC (x=1) utilizando a equação (39), o KC que deve ser usado é da expressão da equação (40).
	
	
	((39)
	
	
	
	(40)
						
Logo, utilizando a equação (41), pode-se calcular a potencial de toque na cerca metálica.	
	
	
	(41)
Blindagem da Subestação
A blindagem de uma Subestação está diretamente relacionada à sua proteção contra descargas atmosféricas diretas aos equipamentos. Para isso, não só uso de captores se faz necessário, mas também de cabos de cobertura. Os mesmos devem se estender ao longo de toda área superior responsável pelas medições, seccionamentos, bem como do abaixamento ou elevação de tensão. Eles devem assegurar a máxima distribuição de um surto quando ocorrido, transferindo grande parte das ondas de até a malha de aterramento. Muitos aspectos devem ser considerados no projeto da blindagem de uma Subestação, dentre eles a escolha do método representa o primeiro passo. Os métodos mais usuais são os de Faraday, dos Ângulos Fixos, das Curvas Empíricas e o Eletro Geométrico. Para o presente projeto foi empregado o método Eletro Geométrico. Este método considera os máximos espaçamentos entre torres com captores através de esferas imaginárias, na qual essas esferas ficam dependentes do valor da impedância de surto (SIL) para a determinação do raio de proteção [1].
Para encontrar a impedância de surto pode-se utilizar da expressão (42):
	
	
	(42)
RC - Raio do efeito corona (m)
h - Altura do cabo de cobertura até o solo (m)
r – Raio do condutor ou do feixe de condutores
Utilizando do cabo Bundle em enfeixamento expandido e considerando um feixe de quatro condutores com distâncias entres condutores de 1m tem-se:
	
	
	(43)
Conforme o projeto, o valor de altura dos cabos de cobertura ficou em 11,5 m em todos os pontos. O valor do raio do efeito corona pode ser obtido através das curvas que relacionam a altura dos cabos com a razão entre o BIL (Basic Lightning Impulse Level) e o gradiente de efeito corona. Para um BIL = 350 kV e E0 = 1500 kV, assim:
	
	
	(44)
VC - BIL;
E0 - Gradiente de efeito corona;
Fazendo o encontro da curva para h = 11,5 com o valor de x, determina-se o respectivo ponto no eixo y correspondente ao diâmetro do efeito corona, logo:
	
	
	(45)
Substituindo em (42) todos os valores:
	
	
	(46)
Com o valor da impedância em mãos é possível agora encontrar o valor de corrente de descarga:
	
	
	(47)
As correntes de descarga quando atingem determinado ponto tendem a se dividir em duas direções, conforme o valor da impedância de surto, dessa forma a amplitude da corrente depende inteiramente do SIL da Linha. 
Para a sequência do cálculo deve-se encontrar o raio da esfera imaginária de descarga (S), através de:
	
	
	(48)
O valor de k se refere ao emprego de captores para o caso de incidências de descargas atmosféricas. Para calcular o raio efetivo de proteção (T) oferecido por uma torre com captor realiza-se um procedimento geométrico, ou seja, a partir do ponto a ser protegido (barramento) é traçado um círculo de com
raio (S), já determinado. Em seguida um triângulo é inserido do centro do círculo até o ponto do captor. Assim, o valor de T será dado pela diferença entre S e o comprimento horizontal C do triângulo.
Usando do teorema do triângulo retângulo, e levando em consideração a altura (A) do equipamento a proteger de 3,72 m (pára-raios), T valerá:
	
	
	(49)
Assim, o raio máximo (T) fornecido pela torre com captor será de 7,179 m, todos os elementos fora desse limite deverão ser protegidos por outro captor. Para determinar o valor de máxima distância do próximo captor é empregado um procedimento semelhante ao anterior. Agora, a partir da esfera de raio (S) o mesmo triângulo é aplicado a fim de ser encontrada a sua base (W), que nada mais é do que a distância horizontal do centro do círculo até o barramento mais próximo que esteja externo ao raio (S). Este valor será semelhante ao valor de C calculado anteriormente, pois trata-se do mesmo raio. Para a obtenção da distância do captor (torre) ao centro do raio (S) pode-se aplicar como:
	
	
	(50)
Y é a distância entre o captor considerado e o barramento mais próximo. Com os dois valores do triângulo encontrados, determina-se a distância intermediária (L) entre captores. Assim:
	
	
	(51)
Logo, o valor intermediário duplicado consiste no valor máximo entre as torres com captores, ou seja, de 30,097 m, Essa distância garante proteção contra descargas laterais.
Para a proteção contra descargas verticais, novamente a esfera de raio (S) é empregada. Agora, a mesma é colocada entre os captores, e um novo triângulo é utilizado conforme os passos anteriores. Tomando novamente (A) como altura do equipamento a proteger, assim:
	
	
	(52)
O valor de (D) remete a distância do equipamento com relação ao início do captor. A partir desse valor é possível determinar também à distância (E) até o centro da esfera (base menor do triângulo) fazendo:
	
	
	(53)
Assim, base maior (J) do triângulo (distância vertical intermediária entre torres) é:
	
	
	
(54)
Na qual K é a distância real e P o máximo espaçamento entre captores contra descargas verticais.
As distâncias encontradas durante os procedimentos de cálculo foram reproduzidas em todos os pontos com torres com captores, garantindo assim, a proteção dos equipamentos contra descargas atmosféricas laterais e verticais. 
A blindagem em vista superior é representada para as tensões em 69 e 23 kV conforme a prancha 03.
Configuração em barramento duplo
Os barramentos representam a possível forma com que todos os equipamentos são interligados dentro da Subestação. Dependo do tipo de configuração adotada podem aumentar a seletividade e a confiabilidade dos circuitos diante de falhas ou surtos. Para escolher o melhor esquema de conexão que se adapte a necessidade da Subestação em projeto, não só os requisitos associados a custos precisam ser revisados, mas principalmente as características de cada equipamento quando em operação [12]. Se a Subestação for de grande porte, a mesma deve ter capacidade de reparo sem que precise ser desenergizada por completo. Logo seu funcionamento dependerá da inclusão de mecanismos mais complexos de transferência ou desvio de energia (chaves bay-pass).
 Independente da adesão de qualquer configuração os princípios de proteção devem ser assegurados, exigindo assim do projetista a experiência de organização dos equipamentos da melhor forma possível.
Para este projeto foi utilizada a configuração em barramento duplo com módulos principal e transferência. Dos motivos que levaram a esta escolha estão à capacidade de realização de reparos sem que as entradas das linhas de transmissão sejam seccionadas, bem como a possibilidade de operação da Subestação sob elevado ou baixo carregamento. As proteções, a exemplo do disjuntor são aplicadas tanto nas entradas, como nas saídas do barramento principal, dessa forma, os circuitos conectados no barramento podem ser totalmente isolados quando da abertura dos contatos do dispositivo. Por outro lado, se qualquer um dos disjuntores falhar na sua operação, poderá levar a perda do barramento principal, colocando a Subestação fora de operação. Outra característica desta configuração de barramento é o emprego de seccionadora nas posições entre BP e disjuntores, assim como para o BT. Nas saídas dos barramentos de transferência também são inseridas chaves bay-pass, que possibilitam o desvio do fluxo de corrente nos barramentos.
A conexão em barramento duplo (transferência e principal) para as tensões em 69 e 23 kV é detalhada conforme a prancha 05.
Diagrama Unifilar e Multifilar
Os diagramas unifilar e multifilar apresentam sob vista superior todo o arranjo e conexão dos equipamentos essenciais à operação da Subestação.
A nomenclatura utilizada no diagrama unifilar segue a regra das Tabelas (x). Na ausência de nomenclatura para especificados equipamentos, os mesmos devem ser adequados de forma sequencial. A nomenclatura é dada por uma sequência de quatro códigos (XYZW). Um quinto ou sexto códigos podem ser acrescentados (equipamentos semelhantes) caso a demanda de equipamentos seja elevada [11].
Para o código X, o equipamento é identificado conforme a Tabela 3.
Tabela 5. Código para o tipo de equipamento.
O código Y se refere à classe de tensão a qual o equipamento deve operar de acordo com a Tabela 4.
Tabela 6. Código de tensão de operação do equipamento.
Para os terceiro (Z) e quarto (W) códigos emprega-se a Tabela 5. Z se refere a função do equipamento, enquanto que W sua sequência (disposição ou ordem) dentro do arranjo da Subestação.
Tabela 7. Código da função ou nome do equipamento.
Ambas as áreas em 69 kV (azul) e 23 kV (vermelho) foram indicadas em coloração diferente na prancha 05. Nos dois diagramas, pode-se denotar que a Subestação realiza o abaixamento de tensão, por meio de duas entradas em 69 kV através das Linhas de Transmissão 1 e 2, sendo as saídas dadas em quatro alimentadores em 23 kV.
Na prancha 01 são indicados todos os pontos essenciais ao diagrama multifilar, como o detalhe de conexão dos equipamentos para as três fases, os pontos de sustentação (pórticos), as delimitações do prédio de comando, do transformador de força e do terreno. São demonstradas em particular também a vista das canaletas para comando embutidas e de média tensão embutidas no solo.
GENERALIDADES
Todos os materiais utilizados e serviços executados deverão estar de acordo com a norma e com o projeto, não podendo ser alteradas marcas e referências sem prévio consentimento por escrito da fiscalização do proprietário.
Antes de qualquer modificação que venha a ocorrer na instalação da subestação, o representante legal deverá ser informado a fim de certificar-se que a integridade dos elementos da subestação será mantida.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Aulas teóricas da disciplina de Subestações de Energia Elétrica da UNIPAMPA, Campus Alegrete – CTA, ministradas pelo professor José Wagner Maciel Kaehler.
WEG. Disponível em: <http://ecatalog.weg.net/tec_cat/tech_transformadores.asp?cd_idioma=PT&cd_mercado=000B>. Acesso em 27/05/2016 às 23:30.
Apostila SE. Disponível em: <http://www.uff.br/lev/downloads/apostilas/SE.pdf>. Acesso em 28/05/2016 às 23:00.
KINDERMANN, Geraldo. Proteção de sistemas elétricos de potência. Florianópolis: Edição do autor, 1999.
PFIFFNER. Disponível em: <http://www.pfiffner.com.br/index.cfm?tem=2&spr=1&hpn=2>. Acesso em 29/06/2016 às 22:00.
SAMPAIO, A. L. Consolidação de material didático para a disciplina de equipamentos elétricos – Disjuntores. UFRJ – Departamento de Engenharia Elétrica. Rio de Janeiro. Fevereiro, 2012.
SIEMENS. Disponível em: < http://www.energy.siemens.com/br/pool/hq/power-transmission/high-voltage-products/circuit-breaker/Portfolio_en.pdf>. Acesso em 29/06/2016 às 23:00.
ABB Power and productivity for a better world. Disponível em: < http://new.abb.com/high-voltage/pt/para-raios/para-raios-de-alta-tensao>.
Acesso em 30/06/2016 às 21:00.
Evolução dos dispositivos de proteção contra sobretensões. Disponível em: < https://richardcoleon.files.wordpress.com/2011/12/capc3adtulo-2.pdf>. Acesso em 30/06/2016 às 23:30.
Corrêa materiais elétricos. Disponível em: < http://www.correamateriaiseletricos.com.br/blog/entenda-qual-a-funcao-de-um-painel-eletrico>. Acesso em 01/07/2016 às 21:00.
Distribuição de Energia Elétrica. Disponível em: < http://disciplinas.stoa.usp.br/pluginfile.php/130060/mod_resource/content/1/Subestacoes-texto.pdf>. Acesso em 02/07/2016 às 19:00.
BOZZI, F. A. SILVA, R. S. Trabalho de Subestações. UFRJ – Departamento de Engenharia Elétrica. Rio de Janeiro. 2011.
FINISHTEC. Disponível em: < http://finishtec.com.br/seccionador-de-dupla-abertura/>. Acesso em 03/07/2016 às 20:00.
33
Plan1
	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	12	PEXLIM R-Y	Pára-raios	170	ABB
	Seccionadora	10	Dupla Abertura	Seccionadora	72.5	Finishtec
	TP	6	EOF Indutivo	TP	72	Pfiffiner
	TC	6	JOF 72-T 	TC	72	Pfiffiner
	Disjuntor	12	3AP1	Disjuntor	72.5	Siemens
	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	24	PEXLIM R-Y	Pára-raios	170	ABB
	Seccionadora	20	Dupla Abertura	Seccionadora	72.5	Finishtec
	TP	12	EOF Indutivo	TP	24	Pfiffiner
	TC	12	JOF 24-T 	TC	24	Pfiffiner
	Disjuntor	24	SION	Disjuntor	24	Siemens
	Código	Equipamento	Código	Faixa de tensão (kV)
	0	Linha	1	1 a 25
	1	Disjuntor	2	51 a 75
	2	Religador	3	76 a 150
	3	Chave Seccionadora	4	151 a 250
	4	Chave Fusível	5	251 a 550
	5	Chave a óleo
	6	Chave de aterramento
	7	Pára-raios	Código	Equipamento	Sequência
	8	TP	A	Transformador de Aterr.	A1 a A9
	9	TC	B	Barramento	B1 a B9
	D	Equipamento de Transf.	D1 a D9
	E	Reator	E1 a E9
	G	Gerador	G1 a G9
	K	Compensador Síncrono	K1 a K9
	H	Banco de Capacitores	H1 a H9
	PO	Pára-raios	PO-1 a PO-9
	R	Regulador de Tensão	R1 a R9
	T	TF	T1 a T5
	T	Transformador de S.A.	T6 a T9
	X	Conjunto de Medição	X1 a X9
	U	TP	U1 a U9
	Z	TC	Z1 a Z9
	W	Resistor de aterramento	W1 a W9
Plan2
Plan3
Plan1
	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	12	PEXLIM R-Y	Pára-raios	170	ABB
	Seccionadora	10	Dupla Abertura	Seccionadora	72.5	Finishtec
	TP	6	EOF Indutivo	TP	72	Pfiffiner
	TC	6	JOF 72-T 	TC	72	Pfiffiner
	Disjuntor	12	3AP1	Disjuntor	72.5	Siemens
	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	24	PEXLIM R-Y	Pára-raios	170	ABB
	Seccionadora	20	Dupla Abertura	Seccionadora	72.5	Finishtec
	TP	12	EOF Indutivo	TP	24	Pfiffiner
	TC	12	JOF 24-T 	TC	24	Pfiffiner
	Disjuntor	24	SION	Disjuntor	24	Siemens
	Código	Equipamento	Código	Faixa de tensão (kV)
	0	Linha	1	1 a 25
	1	Disjuntor	2	51 a 75
	2	Religador	3	76 a 150
	3	Chave Seccionadora	4	151 a 250
	4	Chave Fusível	5	251 a 550
	5	Chave a óleo
	6	Chave de aterramento
	7	Pára-raios	Código	Equipamento	Sequência
	8	TP	A	Transformador de Aterr.	A1 a A9
	9	TC	B	Barramento	B1 a B9
	D	Equipamento de Transf.	D1 a D9
	E	Reator	E1 a E9
	G	Gerador	G1 a G9
	K	Compensador Síncrono	K1 a K9
	H	Banco de Capacitores	H1 a H9
	PO	Pára-raios	PO-1 a PO-9
	R	Regulador de Tensão	R1 a R9
	T	TF	T1 a T5
	T	Transformador de S.A.	T6 a T9
	X	Conjunto de Medição	X1 a X9
	U	TP	U1 a U9
	Z	TC	Z1 a Z9
	W	Resistor de aterramento	W1 a W9
Plan2
Plan3
Plan1
	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	12	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	10
	TP	6	EOF Indutivo	72	Pfiffiner
	TC	6	JOF 72-T 	72	Pfiffiner
	Disjuntor	12	3AP1	72.5	Siemens
	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	24	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	20
	TP	12	EOF Indutivo	24	Pfiffiner
	TC	12	JOF 24-T 	24	Pfiffiner
	Disjuntor	24	SION	24	Siemens
	Código	Equipamento	Código	Faixa de tensão (kV)
	0	Linha	1	1 a 25
	1	Disjuntor	2	51 a 75
	2	Religador	3	76 a 150
	3	Chave Seccionadora	4	151 a 250
	4	Chave Fusível	5	251 a 550
	5	Chave a óleo
	6	Chave de aterramento
	7	Pára-raios	Código	Equipamento	Sequência
	8	TP	A	Transf. de Aterr.
	9	TC	B	Barramento
	D	Equip. de Transf.
	E	Reator
	G	Gerador
	K	Comp. Síncrono
	H	Banco de Cap.
	PO	Pára-raios
	R	Reg. de Tensão
	T	TF
	T	Transf. de S.A.
	X	Conj. de Med.
	U	TP
	Z	TC
	W	Resistor de aterramento
Plan2
Plan3
Plan1
	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	12	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	10
	TP	6	EOF Indutivo	72	Pfiffiner
	TC	6	JOF 72-T 	72	Pfiffiner
	Disjuntor	12	3AP1	72.5	Siemens
	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	24	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	20
	TP	12	EOF Indutivo	24	Pfiffiner
	TC	12	JOF 24-T 	24	Pfiffiner
	Disjuntor	24	SION	24	Siemens
	Código	Equipamento	Código	Faixa de tensão (kV)
	0	Linha	1	1 a 25
	1	Disjuntor	2	51 a 75
	2	Religador	3	76 a 150
	3	Chave Seccionadora	4	151 a 250
	4	Chave Fusível	5	251 a 550
	5	Chave a óleo
	6	Chave de aterramento
	7	Pára-raios	Código	Equipamento	Sequência
	8	TP	A	Transf. de Aterr.
	9	TC	B	Barramento
	D	Equip. de Transf.
	E	Reator
	G	Gerador
	K	Comp. Síncrono
	H	Banco de Cap.
	PO	Pára-raios
	R	Reg. de Tensão
	T	TF
	T	Transf. de S.A.
	X	Conj. de Med.
	U	TP
	Z	TC
	W	Resistor de aterramento
Plan2
Plan3
Plan1
	Área 69 kV - 2 entradas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação máx. (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	12	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	10
	TP	6	EOF Indutivo	72	Pfiffiner
	TC	6	JOF 72-T 	72	Pfiffiner
	Disjuntor	12	3AP1	72.5	Siemens
	Área 23 kV - 4 saídas de LT´s com BP e BT
	Quantidade	Modelo	Operação (kV)	Fornecedor
	Pára-raios	24	PEXLIM R-Y	170	ABB
	Seccionadora	20
	TP	12	EOF Indutivo	24	Pfiffiner
	TC	12	JOF 24-T 	24	Pfiffiner
	Disjuntor	24	SION	24	Siemens
	Código	Equipamento	Código	Faixa de tensão (kV)
	0	Linha	1	1 a 25
	1	Disjuntor	2	51 a 75
	2	Religador	3	76 a 150
	3	Chave Seccionadora	4	151 a 250
	4	Chave Fusível	5	251 a 550
	5	Chave a óleo
	6	Chave de aterramento
	7	Pára-raios	Código	Equipamento	Sequência
	8	TP	A	Transformador de Aterr.	A1 a A9
	9	TC	B	Barramento	B1 a B9
	D	Equipamento de Transf.	D1 a D9
	E	Reator	E1 a E9
	G	Gerador	G1 a G9
	K	Compensador Síncrono	K1 a K9
	H	Banco de Capacitores	H1 a H9
	PO	Pára-raios	PO-1 a PO-9
	R	Regulador de Tensão	R1 a R9
	T	TF	T1 a T5
	T	Transformador de S.A.	T6 a T9
	X	Conjunto de Medição	X1 a X9
	U	TP	U1 a U9
	Z	TC	Z1 a Z9
	W	Resistor de aterramento	W1 a W9
Plan2
Plan3