Apostila 022

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2.1.4.1.3.5.3 – Selado com N2
No Brasil, menos de 5% dos transformadores de médio e grande porte se utilizam de selagem com nitrogênio.
Os chamados transformadores com o colchão de N2 não foram muito disseminados no sistema elétrico
brasileiro. Por outro lado, tem sido razoavelmente executado a selagem com nitrogênio em transformadores
projetados para operarem com sílica-gel. Essa modificação visa garantir a preservação do papel contra a
agressão do oxigênio. A modificação consiste em acrescentarmos um reservatório externo ao transformador
com pressão de nitrogênio, conforme figura.
Esquema de Transformador Selado com Nitrogênio 2.1.4.1.3.5.4 – Drycol
Um outro sistema de preservação do óleo isolante é feito pelo equipamento chamado Drycol. Se instalado em
transformadores projetados para sílica-gel exige a confecção de apenas mais um furo no conservador, e por
isso, a modificação para a mudança de sistema é muito simples e a experiência das empresas que o tem
utilizado tem sido positiva.
Esquema de um Drycol
2.1.4.1.3.6 – Papel Isolante
Os transformadores de potência imersos em óleo isolante utilizam dois tipos de papel Kraft para isolamento dos
condutores nas bobinas: o comum e o termoestabilizado. Quando a especificação exigir transformador com 5
ºC de elevação média de temperatura, o papel comum atende a esse requisito. Quando na especificação a
exigência for para 65 ºC de elevação média de temperatura, o papel a ser utilizado será o termoestabilizado.
Na aparência eles diferem na cor e suas estruturas químicas são diferentes. A deterioração do papel se dá
basicamente por três fatores:
9 Hidrólise: a ponte de oxigênio entre os anéis é afetada pela água, causando a ruptura de cadeias; 9
Oxidação: o oxigênio ataca o átomo de carbono da celulose para formar aldeídos e ácidos, além de monóxidos
e dióxidos de carbono; 9 Pirólise: calor excessivo resulta em envelhecimento do papel, são liberados os gases,
principalmente vapor de água, hidrogênio e monóxidos e dióxidos de carbono.
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Transformador Trifásico com Papel Kraft Comum
2.1.4.1.3.7 – Cromatografia
É uma tecnologia de análise do óleo isolante com o propósito de diagnosticar falhas internas no transformador.
Essa técnica se baseia na separação, em laboratório, de gases característicos que vão se formando e se
solubilizando no óleo isolante, dependendo do tipo de falha. Nos dias de hoje, a gás-cromatografia tornou-se
um instrumento fundamental para o acompanhamento da manutenção. Isto porque, em não se tendo
necessidade de desligar o equipamento sob teste, e ainda, com um grau de precisão excelente na análise da
falha, pode-se preditivamente programar intervenções, minimizando desligamentos que iriam reduzir a
produção da empresa, além de não se ter garantia que na inspeção visual a falha seja localizada.
2.1.4.1.3.8 – Gases Gerados por Falha Interna Combustíveis:
Não combustíveis:
9 N2 = nitrogênio; 9 O2 = oxigênio; 9 CO2 = dióxido de carbono.
Existem vários métodos para a análise de uma amostragem de gás-cromatografia. A ABNT, o IEC e diversos
pesquisadores independentes propõem metodologias com essa finalidade. Como cautela, uma empresa não
deve analisar por apenas uma metodologia, e sim, por pelo menos três métodos distintos. Conhecer históricos
de famílias de equipamentos é fundamental para uma análise conclusiva acerca dos resultados de laboratório.
2.1.4.1.4 – Degradação da Celulose
Uma grande preocupação, que gera invariavelmente calorosa discussão, é o estabelecimento do fim de
vida-útil dos transformadores. Não existe discussão mais inútil do que a de tentar associar tempo cronológico
com fim de vida do equipamento. Isto porque, tudo depende de como a manutenção cuidou do transformador.
Os agentes agressivos são conhecidos e devem sempre ser eliminados o quanto antes. Não existe atualmente
no Brasil um consenso em relação aos critérios que apontam o fim de vida do equipamento. São eles:
9 Concentração de Óxido de Carbono: a relação entre dióxido e o monóxido de carbono tem sido estudada por
algumas empresas, e atualmente, considera-se que para valores que excedem o intervalo abaixo, o
equipamento é considerado em fim de vida, não justificando mais investimento de manutenção.
9 Grau de Polimerização: este método, que exige a retirada de amostra do material isolante, não se mostra
prático, apesar de ser preciso. No Brasil, a NBR-5416 recomenda que com G.P.≤150, o equipamento seja
considerado fim de vida. 9 Compostos de Furano (cromatografia líquida de alta resolução): o envelhecimento
da celulose gera compostos de furano que se dissolvem no óleo.
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Deterioração do Papel Isolante 2.1.4.2 – Transformadores de Corrente
Os transformadores de corrente são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção
funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem correntes nominais de acordo com a
corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. Na sua forma mais simples eles possuem um primário,
geralmente de poucas espiras, e um secundário, no qual a corrente nominal transformada é, na maioria dos
casos, igual a 5 A. Dessa forma, os instrumentos de medição e proteção são dimensionados em tamanhos
reduzidos com as bobinas de corrente constituídas de fios de pouca quantidade de cobre. Os transformadores
de corrente são utilizados para suprir aparelhos que apresentam baixa resistência elétrica, tais como
amperímetros, relés, medidores de energia, de potência, etc.
Os TC's transformam, através do fenômeno de conversão eletromagnética, correntes elevadas, que circulam
no seu primário, em pequenas correntes secundárias, segundo uma relação de transformação. A corrente
primária a ser medida, circulando nos enrolamentos primários, cria um fluxo magnético alternado que faz
induzir forças eletromotrizes Ep e Es, respectivamente, nos enrolamentos primário e secundário.
Dessa forma, se nos terminais primários de um TC, cuja relação de transformação nominal é de 20, circular
uma corrente de 100 A, obtém-se no secundário a corrente de 5 A, ou seja: 100/20 = 5 A. O TC opera com
tensão variável, dependendo da corrente primária e da carga ligada no seu secundário. A relação de
transformação das correntes primária e secundária é inversamente proporcional à relação entre o número de
espiras dos enrolamentos primário e secundário.
2.1.4.2.1 – Características Construtivas
Os transformadores de corrente podem ser construídos de diferentes formas e para diferentes usos, ou seja:
a) TC tipo barra
É aquele cujo enrolamento primário é constituído por uma barra fixada através do núcleo do transformador. Os
transformadores de corrente de barra fixa em baixa tensão são extensivamente empregados em painéis de
comando de elevada corrente, tanto para uso em proteção quanto para medição. Os transformadores de
corrente do tipo barra fixa são os mais utilizados em subestações de potência de média e alta tensões.
Transformador de Corrente do Tipo Barra
Tipo Barra Fixa
Vista externa de um TC da classe 230 KV Detalhes Construtivos de um TC
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b) TC tipo enrolado
É aquele cujo enrolamento primário é constituído de uma ou mais espiras envolvendo o núcleo do
transformador, conforme ilustrado na figura.
Transformador de Corrente do Tipo Enrolado c) TC tipo janela
É aquele que não possui um primário fixo no transformador e é constituído de uma abertura através do núcleo,
por onde passa o condutor que forma o circuito primário, conforme se apresenta na figura. São muito utilizadosem painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias correntes, ou quando não se deseja seccionar
o condutor para instalar o transformador de corrente. Dessa forma empregada, consegue-se reduzir os
espaços no interior dos painéis.
Transformador de Corrente do Tipo Janela d) TC tipo bucha
É aquele cujas características são semelhantes ao TC do tipo barra, porém sua instalação é feita na bucha dos
equipamentos (transformadores, disjuntores, etc.), que funcionam como enrolamento primário, de acordo com
a figura. São empregados em transformadores de potência para uso, em geral, na proteção diferencial, quando
se deseja restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse tipo de proteção.
Transformador de Corrente do Tipo Bucha
e) TC tipo núcleo dividido
É aquele cujas características são semelhantes às do TC do tipo janela, em que o núcleo pode ser separado
para permitir envolver o condutor que funciona como enrolamento primário, conforme se mostra na figura. São
basicamente utilizados na fabricação de equipamentos de medição de corrente e potência ativa ou reativa, já
que permite obter resultados esperados sem seccionar o condutor ou barra sob medição.
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Transformador de Corrente do Tipo Núcleo Dividido f) TC tipo com vários enrolamentos primários
É aquele constituído de vários enrolamentos primários montados isoladamente e apenas um enrolamento
secundário, conforme a figura. Neste tipo de transformador, as bobinas primárias podem ser ligadas em série
ou e paralelo, propiciando a obtenção de várias relações de transformação.
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Enrolamentos Primários g) TC tipo com vários núcleos
secundários
É aquele constituído de dois ou mais enrolamentos secundários montados isoladamente, sendo que cada um
possui individualmente o seu núcleo, formando juntamente com o enrolamento primário, um só conjunto,
conforme se mostra na figura. Neste tipo de transformador de corrente, a seção do condutor primário deve ser
dimensionada tendo e vista a maior das relações de transformação dos núcleos considerados.
Transformador de Corrente do Tipo com Vários Núcleos Secundários
h) TC tipo vários enrolamentos secundários
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelo enrolamento primário e vários enrolamentos
secundários, conforme se mostra na figura, e que podem ser ligados em série ou em paralelo.
Transformador de Corrente do Tipo Vários Enrolamentos Secundários i) TC tipo derivação no secundário
É aquele constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos primário e secundário, sendo este
provido de uma ou mais derivações. Entretanto, o primário pode ser constituído de um ou mais enrolamentos,
conforme se mostra na figura do “TC tipo com vários enrolamentos primários”. Como os ampères-espiras
variam em cada relação de transformação considerada, somente é garantida a classe de exatidão do
equipamento para a derivação que contiver o maior número de espiras. A versão deste tipo de TC é dada na
figura.
Transformador de Corrente do Tipo com Derivação no Secundário 2.1.4.2.2 – Representação Gráfica e
Polaridade de um TC
Convencionalmente, é adotada a representação mostrada na figura a seguir e a maneira como as bobinas
primárias e secundárias são enroladas no núcleo magnético são simbolicamente indicadas pelas marcas de
polaridade (pontos);
Representação de TC e Polaridades
Como regra, temos que a corrente primária I1 entra pela polaridade e a corrente secundária I2 sai pela
polaridade e assim, temos I1 e I2 em fase.
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2.1.4.2.3 – Caracterização de um Transformador de Corrente
De acordo com a ABNT, os valores nominais principais que caracterizam os transformadores de corrente são
os seguintes:
9 Corrente nominal e relação nominal; 9 Nível de isolamento; 9 Freqüência nominal; 9 Carga nominal; 9 Classe
de exatidão; 9 Fator de sobrecorrente nominal (somente para TC de proteção); 9 Fator térmico nominal; 9
Corrente térmica nominal; 9 Corrente dinâmica nominal.
Os TC's para serviço de medição devem retratar fielmente a corrente a ser medida. É imprescindível que
apresentem erros de fase e de relação mínimos dentro de suas respectivas classes de exatidão. Segundo as
normas da ABNT e ANSI, os transformadores de corrente devem manter sua exatidão na faixa de 10 a 100%
da corrente nominal, ou seja:
0,1Inominal ≤ Icarga ≤ InominalTC
Os TC’s de medição devem manter sua precisão para correntes de carga normal, enquanto os TC’s de
proteção devem ser precisos até o seu erro aceitável para corrente de curto-circuito de 20 x In. Para medição,
em caso de curto-circuito, não há necessidade que a corrente seja transformada com exatidão. É até melhor
que em condições de curto-circuito, o TC sature, proporcionando assim, uma auto-proteção aos equipamentos
de medição conectados no seu secundário. Os núcleos magnéticos dos TC’s de medição são de seção menor
que os de proteção para propositadamente saturarem durante o curto-circuito quando a corrente atinge valores
altos. Essa saturação limita o valor da sobretensão aplicada nos equipamentos de medição. Outro detalhe
muito importante é que quando o secundário de um TC se abre, tendo corrente no primário, o TC rapidamente
satura, e gera uma sobretensão que pode chegar ao nível de milhares de volts.
2.1.4.3 – Transformador de Potencial
Os transformadores de potencial são equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção
funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de isolamento de acordo com a da rede
à qual estão ligados. Na sua forma mais simples, os transformadores de potencial possuem um enrolamento
primário de muitas espiras e um enrolamento secundário através do qual se obtém a tensão desejada,
normalmente padronizada em 115 V ou 115 / √3 V. Dessa forma, os instrumentos de proteção e medição são
dimensionados em tamanhos reduzidos com bobinas e demais componentes de baixa isolação. Os
transformadores de potencial são equipamentos utilizados para suprir aparelhos que apresentam elevada
impedância, tais como voltímetros, relés de tensão, bobinas de
tensão de medidores de energia, etc. São empregados indistintamente nos sistemas de proteção e medição de
energia elétrica. Os transformadores para instrumentos (TP e TC) devem fornecer corrente e/ou tensão aos
instrumentos conectados nos seus enrolamentos secundários de forma a atender às seguintes prescrições:
9 O circuito secundário deve ser galvanicamente separado e isolado do primário a fim de proporcionar
segurança aos operadores dos instrumentos ligados ao TP; 9 A medida da grandeza elétrica deve ser
adequada aos instrumentos que serão utilizados, tais como relés, medidores de energia, medidores de tensão,
corrente, etc.
Instalação de um Conjunto TC-TP 2.1.4.3.1 – Características Construtivas
Os transformadores de potencial são fabricados de conformidade com o grupo de ligação requerido, com as
tensões primárias e secundárias necessárias e com o tipo de instalação. O enrolamento primário é constituído
de uma bobina de várias camadas de fio, submetida a uma esmaltação, em geral dupla, enrolada em um
núcleo de ferro magnético sobre o qual também se envolve o enrolamento secundário. Já o enrolamento
secundário ou terciário é de fio de cobre duplamente esmaltado e isolado do núcleo e do enrolamento primário
por meio de fitas de papel especial.
2.1.4.3.2 – Tipos de Transformadores de Potencial
Os transformadores de potencial podem ser construídos a partir de dois tipos básicos: TP's indutivos e TP’s
capacitivos.
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2.1.4.3.2.1 – Transformadores de Potencial do Tipo Indutivo
São dessa forma, construídos basicamente todos os transformadores de potencial para utilização até a tensão
de 138 KV, por apresentarem custo de produção inferior ao do tipo capacitivo. Os transformadores de potencial
indutivo são dotados de um enrolamento primário envolvendo um núcleo de ferro-silício que é comum ao
enrolamento secundário, conforme se mostra na figura.
Representação de um Transformador de Potencial
Transformador de Potencial da Classe 230 KV
Transformador de Potencial Indutivo 2.1.4.3.2.2 – Transformadores de Potencial do Tipo Capacitivo
Os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois conjuntos de capacitores
que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a comunicação através do sistema carrier. São
construídos normalmente para tensões iguais ou superiores a 138 KV e apresentam como esquema básico a
figura. O transformador de potencial capacitivo é constituído de um divisor capacitivo, cujas células que formam
o condensador são ligadas em série e o conjunto fica imerso no interior de um invólucro de porcelana. O divisor
capacitivo é ligado entre fase e terra. Uma derivação intermediária alimenta um grupo de medida de média
tensão que compreende, basicamente, os seguintes elementos:
9 Um transformador de potencial ligado na derivação intermediária, através de um ponto de conexão e
fornecendo as tensões secundárias desejadas; 9 Um reator de compensação ajustável para controlar as
quedas de tensão e a defasagem no divisor capacitivo, na freqüência nominal, independentemente da carga,
porém nos limites previstos pela classe de exatidão considerada; 9 Um dispositivo de amortecimento dos
fenômenos de ferro-ressonância.
A não ser pela classe de exatidão, os transformadores de potencial não se diferenciam entre aqueles
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A não ser pela classe de exatidão, os transformadores de potencial não se diferenciam entre aqueles
destinados à medição e à proteção. Contudo, são classificados de acordo com o erro que introduzem nos
valores medidos no secundário. A figura mostra um transformador de potencial capacitivo, detalhando as suas
partes componentes.
Transformador de Potencial Capacitivo 2.1.4.3.2.3 – Caracterização de um Transformador de Potencial
Os valores nominais que caracterizam um transformador de potencial são:
9 Tensão primária nominal e relação nominal; 9 Nível de isolamento; 9 Freqüência nominal; 9 Carga nominal; 9
Classe de exatidão; 9 Potência térmica nominal.
Os TP’s são enquadrados em uma das seguintes classes de exatidão: 0,3 – 0,6 – 1,2. Considera-se que um TP
está dentro de sua classe de exatidão, nas condições especificadas (tensão compreendida na faixa de 90 a
110% de nominal, com freqüência nominal, para todos os valores de fator de potência indutivo da carga,
medida no primário do TP, compreendidos entre 0,6 e 1,0) quando nestas condições, os pontos determinados
pelos fatores de correção relação (FCR) e pelos ângulos de fase (γ) estiverem dentro do “paralelogramo de
exatidão” correspondente as suas classes de exatidão.
2.1.4.4 – Banco de Reatores
São indutâncias com núcleo magnético muito similar aos transformadores de potência. São utilizados para
compensar a potência capacitiva gerada por linhas longas (>200 km), realizando-se desta maneira uma
regulação da tensão, pois, o contrário, em ausência de uma compensação indutiva, alcançaria valores muito
elevados de tensão no extremo da carga.
Principais componentes
Os principais componentes foram enumerados de acordo com a figura de um reator da ABB:
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Reator (ABB) 1) Bucha de AT: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de primário.
2) Bucha de Neutro: Realiza a conexão da bobina do reator com o barramento de neutro.
3) Relé Buccholz: São usados em reatores para proteção contra geração de gases provocados por descargas
internas ou sobreaquecimentos e aumentos anormais de fluxo de óleo entre o tanque de expansão e o tanque
do reator.
Esquema Relé Buccholz
4) Radiadores: Realiza o resfriamento do óleo isolante através de circulação natural por diferença de
temperatura. São usados radiadores em chapa estampada montados através de válvulas de seccionamento do
tipo borboleta para permitir a desmontagem dos mesmos, em caso de necessidade, sem retirar o óleo do
tanque principal do reator.
5) Válvula de Alívio de Pressão: Quando a pressão interna do reator está abaixo da pressão de abertura que é
de 70±7Kpa, a pressão das molas comprime o diafragma contra o flange exercendo assim uma vedação
através das gaxetas. Quando a pressão interna atingir a pressão de abertura da Válvula, isto fará com que os
gases e parte do óleo isolante passe através da gaxeta “4”, atuando sobre a área total do diafragma que,
então, abre-se instantaneamente, uma vez que a força exercida no diafragma pelo óleo isolante é superior a
força exercida pela mola. O tempo de abertura é de aproximadamente 2 ms, a válvula fecha-se
automaticamente quando a sobrepressão é aliviada.
9 Em caso de sua atuação deverá ser realizado o rearme no próprio equipamento através da alavanca de
rearme “10”. Como assim também o rearme do pino sinalizador “8” que indica a atuação da válvula. 9 Caso
este contato venha a atuar, não deve ser religado o reator sem antes realizar todos os testes necessários.
Válvula de Alívio
6) Tanque de Expansão ou Conservador: É montando acima do ponto mais alto do sistema de resfriamento do
óleo através de um conjunto de tubos de conexão com o tanque principal.
9 A sua capacidade é adequada para permitir a expansão do volume total do óleo em todo o possível campo de
variação de temperatura durante a operação. Dentro dele contém uma membrana que protege o óleo isolante
contra a absorção de umidade e conseqüentemente oxidação. 9 A membrana de borracha é projetada de
maneira a acomodar as variações do volume de óleo em função das variações de temperatura sem resultar em
vácuo ou sobrepressão no reator. 9 O contato com o meio externo é realizado através do filtro de óleo e
secador de ar.
7) Carcaça do reator: Estrutura onde se aloja o núcleo, armaduras e óleo isolante.
8) Painel de passagem de condutores do TC: Interligação dos TC’s de bucha com as proteções diferencial,
sobrecorrente, imagem térmica.
9) TC’s de Bucha: Transformadores de corrente que estão localizados dentro do reator. 10) Válvula para
“By-pass”: utilizada para a troca do relé de “Buccholz”.
1) Painel do Monitor de Temperatura: Tal monitor realiza o monitoramento da temperatura do óleo e do
enrolamento do reator. Possui dois estágios: 1º grau (alarme) e 2º grau (trip).
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12) Reservatório de Sílica: Tem por finalidade de secar o ar aspirado pelos reatores resfriados a óleo, quando a
temperatura cai, causando a contração do óleo. O Secador é abastecido com sílica gel, que a propriedade de
absorver umidade até 40% do seu próprio peso. No estado ativo a sílica gel tem a cor laranja e quando
saturada com umidade apresenta a cor branca. A umidade pode, entretanto, ser extraída e a sílica gel ser
reaproveitada. A tampa inferior do secador é provida de um reservatório (copo) de óleo, que possui a função de
um filtro hidráulico, que tem como finalidade de reter as partículas em suspensão no ar. O nível de óleo deverá
estar entre as duas linhas vermelhas do reservatório e deverá estar com o próprio óleo do reator.
13) Dispositivo coletor de gás: Possui a funçãode tornar acessível “a altura de homem” os gases recolhidos no
relé “Buccholz”, para facilitar o exame e a válvula (1) para permitir o teste de funcionamento dos contatos
mediante a introdução de ar ou nitrogênio pela válvula (7). Quando houver a atuação do relé desligando o
reator seguir o procedimento abaixo:
9 Anotar a cor e o volume do gás coletado; 9 Verificar se o gás é combustível através da aproximação de uma
chama; 9 Para uma análise completa, enviar uma amostra de gás para um laboratório credenciado; 9 Soltar
todo o gás coletado antes de religar o reator .
Informações que podem ser obtidas através do estado dos gases coletados:
9 Gás incolor, não combustível: indica presença de ar puro; 9 Gás branco, combustível: indica combustão de
papel ou papelão; 9 Gás amarelo, combustível: indica combustão de madeira; 9 Gás cinza, combustível: indica
combustão de aço; 9 Gás preto, combustível: indica combustão de óleo.
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura:
Dispositivo Coletor de Gás
1) Válvula no relé “Buccholz” (ver figura no item do referido relé) 2) Válvula para retirada de amostra ou
conexão do aparelho para exame dos gases; 3) Conexão para relé “Buccholz”; 4) Janelas de inspeção, uma
das quais possui escala graduada em cm3 para permitir a avaliação da quantidade de gases recolhidos; 5)
Corpo metálico; 6) Válvula em comunicação um sistema de sifão que limita a saída do óleo impedindo o
escape dos gases; 7) Válvula para drenagem do óleo contido no recolhedor e introdução de ar ou nitrogênio
para os testes de funcionamento dos contatos.
14) Válvula de separação tipo borboleta: São usadas para retenção de óleo isolante no tanque do reator. A
abertura e fechamento da válvula são feitos liberando-se o parafuso de travamento e girando-se a borboleta
através da porca sextavada, com o auxílio de uma chave fixa.
15) Indicador de nível de óleo: É utilizado para sinalizar continuamente a posição do nível de óleo no
conservador. A variação do volume implica em movimentação da membrana que por sua vez movimenta a
haste da bóia do indicador atuante sobre o ponteiro do dial do indicador de nível de óleo.
2.1.4.5 – Disjuntor
Os disjuntores são equipamentos destinados à interrupção e ao restabelecimento das correntes elétricas num
determinado ponto do circuito. Os disjuntores sempre devem ser instalados acompanhados da aplicação dos
relés respectivos, que são os elementos responsáveis pela detecção das correntes elétricas do circuito que,
após analisadas por sensores previamente ajustados, podem enviar ou não a ordem de comando para a sua
abertura. Um disjuntor instalado sem os relés
correspondentes transforma-se apenas numa excelente chave de manobra, sem qualquer característica de
proteção. A função principal de um disjuntor é interromper as correntes de defeito de um determinado circuito
durante o menor espaço de tempo possível. Porém, os disjuntores são também solicitados a interromper
correntes de circuitos operando a plena carga e em vazio, e a energizar os mesmos circuitos em condições de
operação normal ou em falta. O disjuntor é um equipamento cujo funcionamento apresenta aspectos bastantes
singulares. Opera, continuamente, sob tensão e corrente de carga muitas vezes em ambientes muito severos,
no que diz respeito à temperatura, à umidade, à poeira, etc. Em geral, após longo tempo nestas condições, às
vezes até anos, é solicitado a operar por conta de um defeito no sistema. Neste instante, todo o seu
mecanismo, inerte até então, deve operar com todas as suas funções, realizando tarefas tecnicamente difíceis,
em questão de décimos de segundo.
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2.1.4.5.1 – Arco Elétrico
O arco elétrico é um fenômeno que ocorre quando se separam dois terminais de um circuito que conduz
determinada corrente de carga, de sobrecarga ou de defeito. Pode ser definido também como um canal
condutor, formado num meio fortemente ionizado, provocando um intenso brilho e elevando,
consideravelmente, a temperatura do meio em que se desenvolve.
2.1.4.5.2 – Princípios de Interrupção da Corrente Elétrica
A operação de qualquer interruptor se faz separando-se os seus respectivos contatos, que permitem, quando
fechados, a continuidade elétrica do circuito. Durante esta separação, em virtude da energia armazenada no
circuito, há o surgimento do arco elétrico que precisa ser prontamente eliminado, sob pena de conseqüências
danosas ao sistema. O arco formado dessa forma torna-se agora o meio de continuidade do circuito
mencionado, até que a corrente atinja o seu ponto zero, durante o ciclo senoidal, quando, nesse momento, se
dá a interrupção da chave. Porém, se o meio em que se dá a abertura dos contatos permanecer ionizado,
durante o meio ciclo seguinte, a corrente poderá ter a sua continuidade elétrica restabelecida com a formação
de um novo arco. Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico qualquer, necessário que se
provoque o seu alongamento por meios artificiais, reduza-se a sua temperatura e substitua-se o meio ionizado
entre os contatos por um meio isolante eficiente que pode ser o ar, o óleo ou o gás, o que permite, assim,
classificar o tipo do meio extintor, consequentemente, as características construtivas dos disjuntores. Porém, se
durante a interrupção de uma corrente elétrica ela é reduzida abruptamente a zero, surgem sobretensões no
circuito, tendo como resultado a liberação da energia armazenada no momento da interrupção. Essas
sobretensões são capazes de provocar danos ao sistema e aos aparelhos consumidores correspondentes.
Para se conhecer o princípio da interrupção elétrica, é necessário se estudar separadamente os meios
extintores, que são:
2.1.4.5.3 – Características Construtivas dos Disjuntores
Os tipos construtivos dos disjuntores dependem dos meios que utilizam para extinção do arco. Existe no
mercado uma grande quantidade de marcas e tipos de disjuntores empregando as mais diversas técnicas, às
vezes particulares para certas aplicações. Independentemente das características elétricas disponíveis entre os
vários disjuntores comercializados, estes podem ser estudados de duas formas básicas: o sistema de
interrupção do arco e o sistema de acionamento. Será apresentado a título de exemplo, o disjuntor a gás SF6
de fabricação ABB.
9 Finalidade: ligar ou desligar um circuito quando acionado pelas proteções (eliminar alimentação em caso de
falha na linha ou em outro equipamento da SE) ou pelos equipamentos de controle quando solicitado pelo
operador; 9 Pode ser aberto com carga; 9 Possui alta velocidade e potência de ruptura; 9 Utiliza SF6 para
extinção de arco; 9 Não permite visualizar a abertura dos contatos de potência, interrompendo o circuito
elétrico; 9 Pode ser acionado por comando executado na:
2.1.4.5.4 – Componentes Os componentes foram enumerados de acordo com a figura do disjuntor ABB:
Disjuntor ABB
1) Resistor de pré-inserção: Os resistores estão destinados a limitar as sobretensões de manobra, em
particular, no momento das operações de interligação de linhas em vazio. Eles se inserem alguns milésimos de
segundo antes do fechamento dos contatos principais do disjuntor, sendo utilizados somente no fechamento
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segundo antes do fechamento dos contatos principais do disjuntor, sendo utilizados somente no fechamento
dos contatos do disjuntor. Os seus contatos de inserção estão diretamente unidos ao sistema de embielagem
(mecanismo superior) e de contato da câmara.
2) Capacitor Equalizador: É utilizado para repartir a tensão nas câmaras de interrupção.
3) Câmara de Interrupção: É onde se localiza os contatos de potência do disjuntor (compostos por um contatofixo e um contato móvel), utilizada para realizar a abertura e fechamento destes e injeção de hexafloreto de
enxofre (SF6) para extinção do arco elétrico.
4) Isolador de Poste: Internamente movimenta uma haste de comando que transmite a movimentação
produzida pelas molas para o fechamento e abertura dos contatos principais.
5) Mecanismo de Desarme: Onde está localizada a mola de abertura do disjuntor.
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6) Caixa de Mecanismo Operacional:
1) Motores elétricos: M1.1 e M1; 2) Contatos auxiliares do disjuntor BG1; 3) Chave motor manual; 4) Relé de
mínima tensão de disparo 1 (K18.1), disparo 2 (K18.2) e motor (K18.3); 5) Termomagnéticas dos motores: F1.1
e F1; 6) Manivela para acionamento manual; 7) Relés auxiliares para supervisão de gás (k10 e K9) e
antipumping (K3); 8) Termomagnética para alimentação e aquecimento: F2; 9) Contatores para alimentação
dos motores: Q1.1 e Q1.
Caixa de Mecanismo Operacional
9 Molas: consiste em uma bateria de molas, que é carregada por dois motores dotados de uma barra de
parafuso, e um mecanismo para atuação da abertura e fechamento. A bateria de molas é carregada
automaticamente após cada operação de fechamento. 9 Caixa de equipamentos: onde se localiza os motores
que farão o carregamento das molas.
9 Contatos Auxiliares: São encarregados de transmitir as informações dos disjuntores. Possui a haste de
contato auxiliar que está em conexão direta com a alavanca do mecanismo operacional, seguindo o movimento
dos contatos do disjuntor. Realizam funções tais como:
• Informar o estado do disjuntor aos níveis superiores de supervisão, controle e proteção;
• Intertravamentos com seccionadoras;
• Vigilância do sistema de discordância de pólos.
9 Informação visual da posição dos disjuntores: informa se disjuntor está desligado ou ligado através de um
indicador visual (bandeirola) exposto em cada pólo do disjuntor.
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7) Cubículo Central: Onde se localiza o nível operacional mais baixo de comando do disjuntor (pátio de
manobras).
9 Níveis Operacionais
• Nível 0: Equipamento no pátio de manobras. • Nível 1: Unidade de aquisição e controle da subestação (UAC).
9 Realiza a interligação de cada um dos pólos com a sala de controle; 9 Chave S4 indicará a posição de
comando do disjuntor (local ou remoto); 9 Chave S1 para execução de comandos de fechamento e abertura; 9
Caso de um fechamento local do disjuntor não poderá ser feito se estiver alguma das seccionadoras
adjacentes fechadas. 9 Botoeira SR para executar o “reset” de discordância de pólos:
• Caso haja a atuação da discordância de pólos, deverá ser realizado o rearme neste local antes de tentar
manobrar o disjuntor.
9 Termomagnéticas:
• F2: Alimentação 220Vca do circuito de iluminação, aquecimento e tomadas;
• F7: Alimentação 460Vca do circuito do motor elétrico (primário do transformador 460/220Vca);
• F7.1: Alimentação 220Vca do circuito motor (secundário do transformador 460/220Vca);
9 Contadores de manobras de fechamento mono (BNA, BNB, BNC) e tripolares (BN); 9 Aloja o transformador
de 480-220V para alimentação dos motores de carregamento de molas. 9 Contatores (K20, K21 , K22, K23) e
temporizadores (K7) para vigilância de SF6; 9 Chaves termomagnéticas do sistema de trip: Q31 (circuito de trip
1) e Q32 (circuito de trip 2); 9 Relé de bloqueio por discordância de pólo: K18; 9 Relé de supervisão de tensão
do circuito de fechamento: K15; 9 Relé de supervisão de tensão do circuito de trip: K16 (trip 1), K17 (trip 2); 9
Relé de disparo por discordância de pólo: Q7 (trip 1), Q8 (trip 2).
8) Mecanismo Superior: Realiza a conexão da haste de acionamento com os contatos de potência,
transmitindo assim os movimentos necessários para as manobras dos mesmos.
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9) Monitor de densidade: Utilizado para registrar os valores de pressão de SF6 em cada pólo. Possui uma
compensação para a temperatura, ficando seus valores mais exatos.
2.1.4.5.5 – Proteções Internas
9 Discordância de Pólos: causado pelo fechamento ou abertura de apenas um ou dois dos três pólos do
disjuntor, ou seja, é a situação em que os três pólos não cumprem com o mesmo estado (abertos ou fechados)
acionando o temporizador que provocará a abertura do disjuntor. 9 Sistema Antipumping: É um sistema de
proteção pelo qual durante uma ordem sustenida de fechamento e ocorrer a aparição de uma ordem
simultânea de abertura, o disjuntor irá fechar, abrir e não voltará a fechar até que não desapareça a ordem de
fechamento original, e se dê um novo comando. 9 Sistema de Controle de SF6: Possui um manostato que
controla a pressão de SF6 em cada um dos pólos do disjuntor.
• Pressão nominal do disjuntor é 0,7 Mpa;
• Ajuste de 1º estágio 0,62 Mpa onde gerará alarme de baixa pressão e coloca em funcionamento um sistema
de temporização prevendo uma possível queda rápida da pressão de gás, e neste caso irá abrir o disjuntor e
em seguida as seccionadoras, quando se cumprir a contagem de tempo fechará disjuntor e bloqueará a sua
abertura;
• Ajuste de 2º estágio 0,6 Mpa, nesta situação, se não transcorreu o tempo ajustado no temporizador de 1º
estágio, acionará a abertura do disjuntor e das seccionadoras, quando se cumprir a contagem de tempo
fechará disjuntor e bloqueará a sua abertura.
9 Transcorreu-se o tempo ajustado irá fechar o disjuntor e bloqueará a abertura do mesmo.
2.1.4.5.6 – Possíveis Alarmes
9 Baixa pressão SF6:
• Contato BD1 atuado e temporizador K7 contando: baixa pressão SF6 1º estágio (0,62 Mpa). 9 Bloqueio
Fechamento/Abertura 1:
• Relé K9 atuado: baixa pressão SF6 2º estágio (0,6 Mpa). 9 Bloqueio Abertura 2:
• Contato BW1 atuado: motor sem funcionamento, deve-se verificar as chaves termomagnéticas ou
alimentação e poderá estar acompanhada pelos seguintes alarmes: o Falta Vca Motor: relé K18.3 atuado,
deve-se verificar tensão nos circuitos; o Disjuntor auxiliar motor aberto: F1 ou F1.1 atuados (cubículo do pólo),
deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do desligamento. 9 Disjuntor Auxiliar+Aquecimento
Aberto:
• F2 atuado: deve-se verificar as termomagnéticas e/ou possível causa do desligamento. 9 Discrepância ou
discordância de pólos:
• Q7 atuado: falha de um ou mais pólos durante o fechamento ou abertura do disjuntor, deverá verificar o pólo
com discordância e realizar o rearme na botoeira “SR” do cubículo central antes de tentar manobrar o disjuntor.
9 Chave S4 – Cubículo Centra (Local/Remoto):
• A chave S4 deverá estar na posição (Local ou Remota) segundo o local de onde a manobra será realizada
pelo operador.
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá ser verificada a
termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de alimentação geral de contínua na sala
de equipamentos.
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2.1.4.6 – Chave Seccionadora
Segundo a NBR 6935, chave é um dispositivo mecânico de manobra que na posição aberta assegura uma
distância de isolamento, e na posição fechada mantém a continuidade do circuito elétrico nas condições
específicas. A mesma norma define o seccionador como sendo um dispositivo mecânico de manobra capaz de
abrir e fechar um circuito, quando uma corrente de intensidade desprezível é interrompida, ou restabelecida,
quando não ocorre variação de tensão significativa através dos seus terminais. Os seccionadores são
utilizados em subestações parapermitir manobras de circuitos elétricos, sem carga, isolando disjuntores,
transformadores de medida, de proteção e barramentos. Podem ainda desempenhar várias e importantes
funções dentro de uma instalação, ou seja:
• Manobrar circuitos, permitindo a transferência de carga entre barramentos de uma subestação;
• Isolar um equipamento qualquer da subestação, tais como transformadores, disjuntores, etc. para execução
de serviços de manutenção ou outra utilidade;
• Propiciar o by-pass de equipamentos, notadamente dos disjuntores da subestação.
2.1.4.6.1 – Seccionadoras para Subestações de Potência
São normalmente de fabricação tripolar e apresentam diferentes tipos construtivos, ou seja:
• Seccionadora de Abertura Lateral Singela (ALS); • Seccionadora de Abertura Central (AC);
• Seccionadora Pantográfica;
2.1.4.6.2 – Características Construtivas das Chaves Seccionadoras
São os mais diversos os tipos de construção das chaves seccionadoras, dependendo da finalidade e da tensão
do circuito em que serão instaladas. Os seccionadores podem ser constituídos de um só pólo (chaves
seccionadoras unipolares) ou de três pólos (chaves seccionadoras tripolares). Os seccionadores tripolares são
dotados de mecanismo que obriga a abertura simultânea dos três pólos, quando impulsionado manualmente ou
por ação de um motor. Será apresentada a título de exemplo, uma chave seccionara de fabricação Hapam.
9 Finalidade: Isolar o equipamento a que esteja ligado, eliminando a possibilidade da existência de tensão no
campo delimitado por elas e garantindo a realização de trabalho sem riscos de acidente com tensão. 9 Não
deve ser aberta com carga. 9 Permite visualizar a interrupção do circuito elétrico. 9 Pode ser acionado por
comando executado na:
2.1.4.6.3 – Componentes
Os componentes foram enumerados de acordo com a figura da chave seccionadora Hapam:
Chave Seccionadora Hapam
1) Estrutura de Sustentação: Estrutura metálica com a função de suportar mecanicamente os isoladores,
contatos móveis e fixos, e o mecanismo de operação.
2) Isolador Suporte: Possui a finalidade de suportar os contatos fixos e móveis, além de isolar eletricamente os
contatos da estrutura.
3) Isolador de Transmissão: É o mecanismo de acionamento do contato móvel encarregado de transmitir
movimento da haste de transmissão ao contato móvel.
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4) Contato Móvel: Lâmina com a função de abrir ou fechar o circuito elétrico de alta tensão.
5) Contato Fixo: É destinado a receber o contato móvel.
6) Haste de Transmissão de Comando: Possui a função de transmitir o movimento produzido pelo motor
elétrico no armário de comando ou manualmente pelo operador, para o isolador de transmissão.
7) Armário de Comando: Onde se localiza o motor de acionamento do contato móvel e os componentes
destinados a operação elétrica e manual da seccionadora.
9 Armário de comando mestre: onde se pode realizar o comando elétrico local e/ou manual para manobra das
seccionadoras.
1) Motor trifásico; 2) Freio elétrico do motor; 3) Chave seletora de comando (local/remoto): S8 4) Botoeira de
fechamento: S6; 5) Botoeira de abertura: S7; 6) Botoeira de intertravamento: S10; 7) Chave fim de curso para
iluminação: S11; 8) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 9) Relé de falta e de seqüência
de fase: F2; 10) Contatos de intertravamento para operação manual: S9; 1) Relé térmico do motor: F1; 12)
Contatos auxiliares; 13) Contatores:
• K5: temporizador de discordância de pólos; • K4: falta de fase ou seqüência invertida no circuito motor;
14)Chave para desbloqueio de freio do motor.
Armário de Comando Mestre
9 Armário de comando escravo: são os armários dos pólos das seccionadoras acionadas pela mestre ou
manualmente.
1) Motor trifásico; 2) Freio elétrico do motor; 3) Botoeira de intertravamento: S10; 4) Chave fim de curso para
iluminação: S11; 5) Bocal de encaixe da manivela para operação manual: be; 6) Contatos de intertravamento
para operação manual: S9; 7) Relé térmico do motor: F1; 8) Contatos auxiliares; 9) Contatores:
10)Chave para desbloqueio de freio do motor.
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Armário de Comando Escravo
2.1.4.6.4 – Tipos de Seccionadoras
9 Seccionadora de reator e disjuntores; 9 Seccionadoras de linha com lâmina de terra:
• Lâmina de terra: o Realiza o aterramento da linha de transmissão. o Não possui comando remoto, somente
elétrico local e/ou manual.
• Intertravamento mecânico entre a seccionadora de linha e de terra: não deixará que ambas estejam fechadas.
• Possui um contato para alojar a lâmina de terra próxima ao contato fixo.
2.1.4.6.5 – Possíveis Alarmes
• Atuação do relé F1: possível sobrecarga no motor, necessário efetuar o “reset” do mesmo. 9 Falta de fase no
circuito motor:
• Atuação do relé F2: indica falta de uma ou mais fases ou inversão do sentido de rotação, necessário para
normalizá-lo realizar a reposição da alimentação ou a inversão. 9 Discordância de Pólos:
• Atuação do relé temporizado K5: causado pelo fechamento ou abertura de apenas um ou dois dos três pólos
da seccionadora, ou seja, é a situação em que os três pólos não cumprem com o mesmo estado (abertos ou
fechados), será necessário normalizar os três pólos e detectar a possível falha. 9 Chave S8 em posição local:
• Impossibilita a manobra remota desde a IHM (SE ou COS) e UAC (SE), deverá ser passada para posição
remota’. 9 Não aceitação de ordem elétrica (remota ou local) de abertura ou fechamento:
• Para manobra elétrica da seccionadora (local ou remota), não poderá estar acionado o eixo de acoplamento
de manobra manual em nenhum dos três pólos, o que ocasionaria a falta do negativo de comando.
Observação: Caso seja detectado a falta de Vcc no cubículo central do disjuntor, deverá ser verificada a
termomagnética no painel de proteções correspondente ou no painel de alimentação geral de contínua na sala
de equipamentos.
2.1.4.7 – Pára-raios
Aparelho que tem por fim proteger as instalações elétricas contra o efeito de sobretensões excessivas de
causas internas da instalação ou externas, descarregando-as para a terra. Apresentam um comportamento
automático, onde seu valor ôhmico muda de acordo com o valor da tensão, chegando a ficar em curto-circuito
com uma tensão superior a tensão disruptiva. Realiza a proteção do sistema elétrico dos surtos de tensão
originados por descargas atmosféricas nas linhas de transmissão ou nas proximidades, sobretensões no
sistema causados por manobras mal feitas ou por operação automática de equipamentos, sejam eles
disjuntores e/ou banco de capacitores, reatores e compensadores. Está locado na entrada da subestação e
antes do reator.
Pára-raios O pára-raios possui:
9 Protetor contra sobrepressão: É um dispositivo destinado a aliviar as pressões internas devido a falhas
ocasionais dos pára-raios e cuja ação permite, através de bocas, o escape dos gases quentes permitindo que o
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ocasionais dos pára-raios e cuja ação permite, através de bocas, o escape dos gases quentes permitindo que o
arco continue por fora do descarregador até que a linha desligue; 9 Contador de descargas que informará o
número de atuações deste equipamento; 9 Indicador de corrente de fuga a terra (mili-amperímetro).
Contador de Descargas
2.1.4.8 – Serviço Auxiliar
Os serviços auxiliares de uma subestação têm por finalidade prover o suprimento em baixa tensão dos
dispositivos ou equipamentos essenciais à manobra, controle, proteção e supervisão da instalação. A seleção
do esquema a seradotado para os serviços auxiliares depende portanto, da importância atribuída à instalação
no contexto do sistema elétrico a que ela pertence, e por conseguinte os seguintes fatores, entre outros, são
usualmente considerados:
9 Nível da tensão e potência total instalada, destacando-se como importantes as subestações a partir de 145
kV com potências superiores a 30 MVA; 9 Graus de continuidade de serviço e de confiabilidade requeridos,
tendo em vista principalmente a função da subestação; 9 Aspectos econômicos, que devem considerar
principalmente as alternativas de duplicação dos esquemas em função da importância da instalação; 9
Facilidades locais de recursos para manutenção e/ou reparos; 9 Qualificação das cargas a suprir.
Desta forma, a seleção do esquema a ser adotado, bem como as especificações dos equipamentos
associados, deve ser feita em função de um ou mais fatores acima mencionados. Por outro lado, as
especificações dos equipamentos dos serviços auxiliares devem ser adequadas para eventualmente permitir a
evolução de um esquema mais simplificado para outro mais sofisticado.
Classificação das Cargas
A classificação mais usual das cargas a serem supridas é feita em função da análise das conseqüências
acarretadas sobre a capacidade de transmissão do sistema de uma eventual perda de suprimento à carga,
como pode depreender das definições que se seguem:
9 Cargas Essenciais (ou de emergência): são cargas cujo não funcionamento afeta capacidade de transmissão
do sistema ou ainda limita as condições operacionais da instalação, devido a um colapso de energia no
barramento principal de serviços auxiliares. A alimentação é feita em corrente alternada, através da mesma
fonte com que são supridas as cargas não essenciais, mas com a previsão de uma fonte geradora alternativa
(usualmente um gerador síncrono acionado por um motor diesel) que é ligada sempre que é perdido o
suprimento normal, ocasião em que o barramento do qual derivam os circuitos de alimentação das cargas
essenciais é isolado de modo a operar independentemente e associado à fonte geradora referida. 9 Cargas
não Essenciais (ou normais): são cargas cujo não funcionamento não acarreta restrições à capacidade de
transmissão do sistema, ou ainda não restringem condições operacionais. 9 Cargas Permanentes: São cargas
que devem ser mantidas em funcionamento mesmo que ocorram faltas nos circuitos, ou ainda quando eles
estejam inoperantes por outros motivos, de modo a propiciar condições para proteção, controle, sinalização e
supervisão do sistema, o que significa dizer que essas cargas permitem, por exemplo, a eliminação das faltas
através da atuação dos
relés. A alimentação é feita em corrente contínua, a partir de conversores retificadores (carregadores de bateria
de acumuladores), os quais são alimentados em corrente alternada a partir de um circuito essencial, e em
cujos lados de corrente contínua são ligadas baterias de acumuladores em regime de flutuação para suprir
energia em caso de perda da fonte.
As cargas essenciais e não essenciais são alimentadas em baixa tensão, a partir do secundário de
transformadores denominados de serviços auxiliares (TSA).
Banco de Baterias do Serviço Auxiliar
3 – Proteção de Sistemas Elétricos 3.1 – Requisitos e Conceitos de Proteção 3.1.1 – Finalidades de uma
Proteção
Uma proteção é aplicada para detectar as anomalias que ocorrem na instalação protegida, desligando-a e
protegendo-a contra os efeitos da deterioração que poderiam ocorrer da permanência da falha ou defeito por
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protegendo-a contra os efeitos da deterioração que poderiam ocorrer da permanência da falha ou defeito por
tempo elevado. Além dos defeitos da deterioração, podem ocorrer também instabilidades no Sistema de
Potência no caso de falhas sustentadas por tempos acima de determinados limites. Assim, o Sistema de
Proteção deve detectar a anomalia e remover o componenete do Sistema Elétrico sob falha, o mais rápido
possível e de preferência, somente o componente sob falha.
3.1.2 – Terminologia 3.1.2.1 – Relés ou Dispositivos de Proteção
São equipamentos ou instrumentos especialmente projetados e devidamente aplicados para detectar
condições anormais, indesejáveis e intoleráveis no sistema elétrico e prover, simultânea ou parcialmente, os
seguintes eventos:
9 Pronta remoção de serviço (desligamento) dos componentes sob falha, ou dos componentes sujeitos a
danos, ou ainda dos componentes que de alguma forma possam interferir na efetiva operação do restante do
sistema; 9 Adequadas sinalizações, alarmes e registros para orientação dos procedimentos humanos
posteriores; 9 Acionamentos e comandos complementares para se garantir confiabilidade, rapidez e
seletividade na sua função de proteção.
3.1.2.2 – Sistemas de Proteção
Conjuntos de relés e dispositivos de proteção, outros dispositivos afins, equipamentos de teleproteção, circuitos
de corrente alternada e corrente contínua, circuitos de comando e sinalização, disjuntores, etc. que associados,
têm por finalidade proteger componentes ou partes do sistema elétrico de potência quando de condições
anormais, indesejáveis ou intoleráveis. Quando se fala em Sistemas de Proteção, usualmente se entende tal
sistema como “Relé de Proteção”. Na realidade um Sistema de Proteção consiste, além dos relés de proteção,
também de outros subsistemas que participam do processo de remoção da falha. Tais subsistemas são
mostrados na figura a seguir:
Sistema de Proteção 3.1.2.3 – Funções de Proteção
Entende-se como função de proteção um conjunto de atributos desempenhados por um sistema de proteção,
para fins previamente estabelecidos e definidos, dentro de uma determinada categoria ou modalidade de
atuação. Um relé ou dispositivo de proteção pode ter uma ou mais funções de proteção incorporadas (a
chamada proteção “multifuncional”).
Requisitos Básicos de um Sistema de Proteção
9 Seletividade: É a capacidade do Sistema de Proteção prover a máxima continuidade de serviço do Sistema
Protegido com um mínimo de desconexões para isolar uma falta no sistema. 9 Confiabilidade: É a habilidade
do relé ou do Sistema de Proteção atuar corretamente quando necessário (dependabilidade) e evitar
operações desnecessárias (segurança). 9 Velocidade: Característica que garante o mínimo tempo de falha,
para um mínimo de danos ou instabilidade no componente ou sistema protegido. 9 Economia: No sentido de se
ter máxima proteção ao menor custo, considerando sempre o aspecto custo X beneficio, que é a essência da
Engenharia. 9 Simplicidade: Característica que considera a utilização mínima de equipamentos e circuitos na
execução da Proteção. 9 Mantenabilidade: É a capacidade da proteção permitir manutenção rápida e precisa,
reduzindo-se ao mínimo o tempo fora de serviço e os custos de manutenção.
3.1.3.1 – Preceitos Os seguintes preceitos são generalizados para qualquer Sistema de Proteção:
9 A Proteção deve desligar o mínimo necessário de componentes para isolar a falha ou anormalidade, no
mínimo de tempo possível (seletividade velocidade); 9 A Proteção deve ter sensibilidade suficiente para cobrir a
maior parte possível do universo de possibilidade de falhas e anormalidades no componente ou sistema
protegido (dependabilidade); 9 A Proteção não deve atuar desnecessariamente (segurança); 9 Deve haver,
sempre, uma segunda Proteção, local ou remota, para a detecção de uma mesma anormalidade
(dependabilidade); 9 Um esquema mais simples de proteção, desde que cobertos os requisitos básicos,
apresenta uma menor probabilidade de atuação desnecessária (simplicidade incrementando a segurança, com
economia); 9 Quanto mais caro o Sistema de Proteção, mais se justifica o investimento na confiabilidade
(dependabilidade) do Sistema de Proteção (economia = custo X beneficio).3.1.4 – Zonas de Proteção
A filosofia geral de proteção de um sistema elétrico é dividi-lo em “zonas de proteção” de modo que, quando da
ocorrência de uma anormalidade, haja o mínimo de desligamentos possível, preservando o máximo de
continuidade dos serviços. O sistema é dividido em zonas de proteção para:
9 Geradores; 9 Transformadores; 9 Barras; 9 Linhas de Transmissão e Subtransmissão; 9 Dispositivos e
Sistemas de Compensação Reativa; 9 Circuitos de Distribuição; 9 Transformadores de Distribuição; 9 Motores;
9 Outras cargas.
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Zonas de Proteção
A separação das zonas se dá através da localização de Disjuntores e Transformadores de Corrente que
alimentam os relés de proteção. As figuras a seguir mostram detalhes dessa fronteira de zonas:
Limites de Zona – Exemplo 1
Limites de Zona – Exemplo 2
No exemplo 1 tem-se a utilização de TC’s de ambos os lados do disjuntor. No exemplo 2 os TC’s de um lado
apenas do disjuntor. Nesse segundo caso, verifica-se uma “zona morta” entre o disjuntor e o equipamento TC
sem aparente cobertura. Há esquemas especiais para cobrir essa zona morta, para instalações importantes
(geralmente em Extra Alta Tensão ≥ 345 KV).
3.1.5 – Proteção Principal e Proteção de Retaguarda
Para se garantir o requisito básico de confiabilidade (dependabilidade) para o Sistema de Proteção, há
necessidade para a maioria dos casos, da existência de uma segunda proteção, pelo menos, para a detecção
da mesma falha no componente protegido. Resultam deste aspecto os conceitos de Proteção Principal e
Proteção de Retaguarda:
3.1.5.1 – Proteção Principal
É aquela que, por especificação e escolha de projeto, tem condição de detectar uma anormalidade para a qual
foi concebida, no componente protegido, contemplando os requisitos de seletividade, confiabilidade e de
velocidade. Dependendo da importância do componente protegido, pode existir projeto com duas proteções
principais, que no caso de serem iguais são denominadas “duplicadas” ou “primária + alternada”. O que
caracteriza o fato de serem “principais” é o atendimento aos requisitos básicos de velocidade, seletividade e
confiabilidade. Mais recentemente no Brasil optou-se por duplicar relés ou funções principais para proteção de
linhas de transmissão de Extra Alta Tensão (níveis de tensão iguais ou superiores a 345 KV) como exigência
da Aneel para novas instalações.
3.1.5.2 – Proteção de Retaguarda
É aquela que, também por especificação e escolha de projeto, tem a finalidade de ser a segunda ou terceira
proteção a detectar uma mesma anormalidade em um dado componente do sistema de potência, atuando o
respectivo disjuntor quando da falha da proteção principal. Para garantia da seletividade a proteção de
retaguarda utiliza temporização intencional para que se aguarde a atuação da proteção principal. Apenas no
caso de falha da principal, após uma temporização ajustada, é que atuaria a proteção de retaguarda.
Retaguarda Local
Uma proteção de retaguarda pode estar instalada no mesmo local da proteção principal. Neste caso é
denominada de “retaguarda local”.
Retaguarda Remota
Ou pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é denominada de
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Ou pode estar instalada em um outro componente adjacente àquele original. Neste caso é denominada de
“retaguarda remota”:
Conceito de Proteção Principal e Proteção de Retaguarda 3.2 – Funções de Proteção
3.2.1 – Função de Seqüência Negativa
Qualquer desbalanço num sistema trifásico, com ou sem terra, faz com que apareça componentes simétricas
de seqüência negativa.
O surgimento da componente de seqüência negativa I2 significa que há desbalanço da corrente através do
circuito onde está aplicada a proteção e pode ser causada por:
9 Uma fase aberta; 9 Duas fases abertas; 9 Carga equilibrada (comum para circuitos primários de Distribuição);
9 Curto-circuito fase-terra; 9 Curto-circuito bifásico; 9 Curto-circuito bifásico-terra.
O desbalanço de corrente é um fator grave para máquinas rotativas, uma vez que induz correntes de
freqüência dupla no rotor (ferro), causando aquecimento. Portanto a função de seqüência negativa é utilizada
principalmente para proteção de motores e geradores. Seu código ANSI é 46. Para Linhas de Transmissão,
esta função é utilizada em casos especiais onde há dificuldades de detecção de curtos-circuitos, como por
exemplo uma linha longa em alta ou média tensão, onde as faltas se confundem com as cargas e as funções
de sobrecorrente e de distancia têm dificuldades. Lembrando que a seqüência negativa de corrente aparece
sempre que há desbalanço, com ou sem terra, e ela pode ser utilizada para detectar curto-circuito. A exigência
é que a carga, em condições normais, deve ser equilibrada o suficiente para não atingir limite de atuação da
proteção.
Função de Desbalanço de Corrente 3.2.2 – Função Direcional de Sobrecorrente
A diferença entre uma função de sobrecorrente e uma função direcional de sobrecorrente é que esta última tem
uma característica extra associada à direção da corrente medida, e não apenas ao modulo da corrente medida.
Para que isto seja possível, devera haver, para cada relé, uma referência de Tensão. Isto é, os mesmos devem
ser Polarizados. Há duas funções direcionais de terra: aquela para corrente de fase e aquela para corrente de
terra. O código ANSI para a função direcional de sobrecorrente é (67). Pode ter, também, elemento
instantâneo, porem não há código específico para esse elemento instantâneo. Para a proteção, há
necessidade de informações de tensão através de TP’s de linha ou de barra. As correntes e tensões residuais
podem ser calculadas, ao invés de medidas, como mostra a figura a seguir:
Conexão para Proteção Digital – Direcional de Sobrecorrente
A função direcional de sobrecorrente deve atuar apenas se duas condições forem satisfeitas:
a) Intensidade de corrente acima do limite mínimo de ajuste; b) Corrente em um determinado sentido.
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Conceito da Função 67
Os relés são conectados para atuar, por exemplo, para correntes saindo da barra para a linha. Caso haja
corrente no sentido inverso, mesmo que de grande intensidade (condição de curto circuito), essa função
direcional de sobrecorrente não atua:
Atuação Direcional da Função 67
Falta na Direção Reversa da Função 67 3.2.3 – Função de Tensão
Como o próprio nome menciona, é uma função para detectar condições de tensão superiores ou inferiores aos
valores normalmente aceitos para a Operação do Sistema ou do Equipamento. São realizados através de relés
específicos conectados nos lados secundários dos Transformadores de Potencial.
Proteção de Sobretensão – Código 59
Para detectar condições de tensão superior a um valor aceitável. Pode ser de dois tipos: Função de
Sobretensão Instantânea ou Função de Sobretensão Temporizada. A função instantânea não possui
temporização intencional, isto é, seu tempo de atuação depende apenas de suas características construtivas e
inerentes ou do seu algoritmo (no caso de ser digital). Por outro lado, a função temporizada é construída para
introduzir uma temporização intencional e ajustável. Os relés de sobretensão temporizados são, geralmente, de
característica definida de tempo (não inversa):
Função 59, de Tempo Definido, para Funções de Linha
Dependendo do nível de sobretensão esperado, utiliza-se função instantânea ou temporizada. Utiliza-se a
função de sobretensão na proteção de Transformadores, Reatores e Máquinas Rotativas, isto é, na proteçãode equipamentos que podem ter sua isolação deteriorada no caso de exposição a condições de sobretensão.
Em Extra-Alta Tensão é aplicada em Linhas de Transmissão para que tenha uma função sistêmica, isto é, para
desligar trechos do sistema afetados por sobretensão (excesso de reativos na região).
Proteção de Subtensão ou Relé de Subtensão – Código 27
A função atua quando a tensão cair abaixo de um valor ajustado. Esta função pode ser utilizada como proteção
para equipamentos que não podem operar com tensão abaixo de um certo limite (geralmente máquinas
rotativas), ou pode ser utilizada apenas como relé de subtensão para desligamento automático de circuito
quando de falta de tensão (relé de manobra).
3.2.4 – Função de Distância
A função de distância mede, através da leitura das correntes e tensões do circuito protegido, a impedância
entre o ponto de aplicação da proteção e o ponto onde ocorreu o curto-circuito. A dimensão da grandeza
calculada é Ohms: Impedância = Tensão / Corrente. Como a impedância da linha de transmissão protegida é
proporcional ao seu comprimento, (ohms/km), pode-se associar a impedância medida com a distância até o
ponto de curto-circuito. Daí a denominação “distância” quando a função de impedância é utilizada para
proteção de linha de transmissão. O código ANSI para a função de impedância é 21.
Considerando o princípio, torna-se evidente que uma função de distância deve ser alimentada por TC’s
(correntes) e TP’s (tensões).
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A Proteção de Distância Necessita de Dados dos TC’s e dos TP’s
Ajustes são realizados e aplicados de modo que os critérios de coordenação adotados garantam os itens de
seletividade e velocidade da proteção. Como a impedância da linha protegida é conhecida, pode-se ajustar a
proteção de modo que para cada ponto de curto-circuito esperado se tenha um critério previamente inserido na
proteção, como parâmetro de desempenho esperado.
Zonas de Alcance
Uma proteção de distancia não possui apenas uma zona de alcance. Ela possui várias zonas, sendo que cada
zona pode ser ajustada com seus respectivos valores de alcance e tempo. As figuras a seguir ilustram o caso
de uma proteção com três zonas de alcance no sentido direcional e uma zona de alcance não direcional.
Zonas de Alcance
Isto é, temporizando adequadamente cada zona de proteção, pode-se obter seletividade e garantir uma
proteção de retaguarda para faltas em outros componentes ou linhas adjacentes. Uma maneira simplificada de
representar as zonas de alcance de uma proteção de distância está mostrada na figura a seguir:
Representação Simplificada das Zonas de Alcance 3.2.5 – Oscilação de Potência
A oscilação de potência entre dois centros geradores em decorrência de severas variações de carga ou
condição de operação ou de curto-circuito, pode fazer com que a impedância medida pela proteção de
distância entre na zona de atuação da mesma. Para evitar atuações não desejadas da proteção, a função de
oscilação de potência (código 78) mede o tempo que o vetor impedância medido pela proteção leva para cruzar
duas características, como mostrado a seguir:
Função “Out of Step”
Se o tempo medido for superior a um valor pré-determinado (ordem de ms), a função pode bloquear o “trip” da
proteção. Deve-se observar que é relativamente grande o tempo que o vetor carga leva para cruzar a
característica tracejada até atingir a característica de proteção (linha cheia), ao contrário do caso de um curto-
circuito quando esse tempo é quase instantâneo. Pode-se ajustar ∆R, ∆X ou ∆Z para um tempo fixo,
pré-estabelecido.
3.2.6 – Fechamento sobre Falta (“Switch on to fault protection”) – Função 50/27
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O fechamento de um disjuntor pode inadvertidamente a um curto-circuito trifásico pleno, por exemplo, quando
um aterramento de linha feito quando de manutenção da mesma não é removido. A função de “Fechamento
sobre Falta” proporciona uma atuação instantânea da proteção (sem temporização intencional) durante um
intervalo de tempo ajustável após um fechamento manual do respectivo disjuntor. Não deve haver tensão na
LT, antes do fechamento manual (supervisionado pela função 27). Há diferentes tipos de lógica para a
execução dessa função, dependendo do tipo da proteção ou do fabricante. Por exemplo, durante um período
de tempo após um fechamento manual de disjuntor, a proteção poderia dar trip instantâneo apenas com a
partida da mesma. Há proteção que aplica essa lógica também para o religamento automático.
3.2.7 – Proteção STUB Bus
Quando numa configuração disjuntor e meio, a seccionadora de linha está aberta com pelo menos um disjuntor
do terminal fechado, há possibilidade de ocorrer curto-circuito entre o(s) disjuntor(es) e a seccionadora de
linha. A figura a seguir ilustra o mencionado.
Função STUB
A proteção de linha, para este esquema de barras, deve ter uma função denominada “STUB Bus” que detecta
esta condição. A proteção de linha deve ter a informação de seccionadora aberta (deve haver cablagem para
tanto, para uma entrada digital da proteção). A proteção STUB é proporcionada por uma função de
Sobrecorrente (50-STUB) que atua instantaneamente para o curto e desliga o(s) disjuntor(es) quando a
seccionadora está aberta.
3.2.8 – Função Comparação de Fase
A função de proteção conhecida genericamente como “comparação de fase” funciona comparando os ângulos
de fase (polaridades) das correntes dos 2 terminais de uma linha de transmissão. Para um curto-circuito interno
à LT, as correntes nas duas extremidades são aproximadamente opostas, como mostra a figura a seguir:
Comparação de Fase para Curto Interno à LT
Em cada extremidade, se faz a comparação das polaridades das correntes das duas extremidades e se efetua
uma verificação lógica a cada meio ciclo. Na figura acima se observa sinal constante A ou B, o que dá uma
condição de “trip”. Quando o curto-circuito for externo à LT, tem-se o mostrado na figura a seguir:
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Comparação de Fase para Curto Externo à LT
3.2.9 – Função Diferencial
Na proteção de sistemas elétricos de potência, uma das funções mais utilizadas na proteção de equipamentos,
máquinas, barras ou na proteção de linhas é a função Diferencial. Como o próprio nome indica, seu princípio
de funcionamento baseia-se na comparação entre grandezas (ou composição de grandezas) que entram no
circuito protegido e grandezas de mesma natureza que saem do circuito protegido.
Princípio da Proteção Diferencial
A função Diferencial é utilizada na proteção de transformadores, equipamentos de compensação reativa,
máquinas rotativas, sistemas de barramentos, cabos e linhas de transmissão.
Requisitos de uma Proteção de Linha Os seguintes são os requisitos básicos de qualquer proteção diferencial
de uma LT:
9 Deve considerar os efeitos de erros de precisão nos TC’s utilizados para conexão da proteção; 9 Deve
manter a estabilidade (não atuar) para curto-circuito externo à área protegida, mesmo com saturação de TC; 9
Deve ter recursos para compensar a diferença de tempo na transmissão de sinal de uma extremidade para a
outra, da LT; 9 Deve ter recursos para manter a sensibilidade da proteção, não atuando para energização de
linhas longas ou de cabos, devido a capacitância da LT; 9 Deve ter rápida atuação para curto-circuito interno,
mesmo para aquelas faltas de baixa corrente.
Proteção de Linha Aéreas ou Linhas de Cabos (87L)
As correntes das duas extremidades da linha de transmissão são comparadas através do uso de um meio de
comunicação que une as duassubestações. Parece evidente que esse meio de comunicação deve ser de alta
confiabilidade quanto ao desempenho, de alta velocidade. Também a segurança desse meio de comunicação é
um aspecto importante considerando que esse meio de comunicação pode passar por ambientes não
controlados e relativamente expostos. Esse é o aspecto que faz com que a proteção diferencial de linha de
transmissão seja tratada de modo diferenciado do caso de equipamentos ou barras que estão confinados em
ambientes de subestações. Os seguintes meios podem ser utilizados:
9 Par de fios telefônicos: Neste caso, a proteção é chamada de “Fio Piloto”. Neste caso, a extensão máxima
está limitada a cerca de 12 km, e mesmo assim, em rota de alta confiabilidade; 9 Equipamento OPLAT
(Carrier): Apesar de utilizado em algumas pouca linhas, não se trata de um meio adequado para a proteção
diferencial; 9 Rádio microondas; 9 Rede de comunicações, pública ou privada: Geralmente digital. Tanto uma
rede privada de microondas como uma rede alugada de comunicações poderia servir, mas também não são
indicadas para proteção diferencial; 9 Dielétrico – fibra óptica: Dielétrico específico para comunicação direta
entre os relés das duas extremidades. Trata-se do meio adequado para a proteção diferencial de LT. Há,
entretanto, limitação na distancia (varia de 1,5 a 35 km), dependendo do tipo de fibra e do tipo de tecnologia de
comunicação. 9 Fibra óptica em OPGW: Meio bastante adequado para proteção diferencial de
LT, com a vantagem de não haver limitação da extensão da LT, uma vez que há repetidoras para a
comunicação OPGW.
Com o advento da tecnologia de comunicação através de fibra óptica, geralmente associada a cabo pára-raios
(OPGW), tem havido grande impulso na aplicação da função diferencial para linhas. Há países onde a função
diferencial é utilizada, como regra geral, como a principal proteção da linha, sendo a proteção de distancia
apenas retaguarda.
Proteção Diferencial de Linha Vantagens e Desvantagens da Função 87L
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Proteção Diferencial de Linha Vantagens e Desvantagens da Função 87L
Vantagens:
9 Proteção inerentemente seletiva; 9 Alta sensibilidade para faltas de alta impedância; 9 Ideal para linhas de
transmissão curtas, onde a proteção de distância exigiria providências que encareceriam a aplicação e
dificultariam os ajustes;
9 Não necessita de TP’s para proteção. TP’s são geralmente conectados ao relé para fins de medição,
oscilografia e verificação de tensão para o religamento automático; 9 Imune a oscilações de potência; 9 Facilita
a proteção de linhas com compensação série; 9 Poucos ajustes e alta confiabilidade.
Desvantagens
9 Exige comunicação de alta velocidade e confiabilidade entre as subestações; 9 Exige proteção de
retaguarda, pois quando da falha de comunicação, a proteção deixa de estar operacional.
3.2.10 – Função de Sobrecarga Térmica
Uma proteção de sobrecarga, de equipamentos, máquina rotativa ou de cabos ou linhas tem a ver, sempre,
com a temperatura que pode chegar o componente protegido em função de carga excessiva. Qualquer
equipamento ou instalação não se aquece instantaneamente em função de carga excessiva. Para um
determinado degrau de corrente, para mais, a temperatura desse componente variará exponencialmente em
função da sua constante de tempo de aquecimento. A figura a seguir mostra o conceito de constante de tempo
para o aquecimento de um corpo homogêneo, para uma variação exponencial:
Definição de Constante de Tempo de Aquecimento
Uma proteção de sobrecarga (proteção térmica – Código 49) deve, portanto, emular as condições de
aquecimento do componente protegido em função da corrente através desse componente.
3.2.1 – Relé de Bloqueio
A proteção é concebida e ajustada de modo a identificar o tipo de distúrbio e suas ações dependem de sua
severidade (permanente ou transitória). Caso seja do tipo “permanente”, a proteção faz operar um Relé de
Bloqueio (86), cuja função é impedir que qualquer dos disjuntores associados ao equipamento desligado possa
ser religado por acionamento direto do operador. Sempre será necessário desoperar o relé de bloqueio.
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