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CAPITULO 4CAPITULO 4 SUBESTAÇÃO DE EERGIA 4.1 ITRODUÇÃO4.1 ITRODUÇÃO Neste capítulo serão mostrados os aspectos construtivos e técnicos de uma subestação de energia elétrica. 4.2 4.2 SUBESTAÇÕES SUBESTAÇÕES DE DE EERGIAEERGIA As subestações de energia elétrica constituem-se em um conjunto de condutores, aparelhos e equipamentos destinados a modificar as características de tensão e corrente, permitindo a sua transmissão ou distribuição a diversos pontos de consumo em níveis adequados de utilização. Dependendo das condições técnicas e econômicas, as subestações podem apresentar diversas características específicas, tais como potência instalada, função no sistema e configuração construtiva adotada para receber os equipamentos. Quanto à configuração construtiva têm-se subestações convencionais (ao tempo), aéreas (acopladas em postes) ou abrigadas. A SE pode ter as seguintes funções: transformação (eleva ou abaixa o nível de tensão), inversão (transforma c.c. em c.a.), retificação (transforma c.a. em c.c.) e interligação entre sistemas elétricos diferentes (geração ou estrutura aéreo/subterrânea). 4.2.1 SE ELEVADORA As subestações instaladas próximas às usinas geradoras elevam o nível de tensão, visando à transmissão de energia elétrica de modo econômico e eficiente através de linhas de transmissão até outras subestações. Geralmente o nível de tensão gerado é até 20 kV e é transformado pela SE para 230 kV ou 500 kV. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 2 ____________________________________________________________________________ 4.2.2 SE ABAIXADORA Essas SE’s são instaladas próximas dos centros de cargas e tem como objetivo baixar o nível de tensão para ser usado pelo consumidor. Os níveis de tensão de saída dessas SE’s são os seguintes: • Subtransmissão: 138 kV e 69 kV; • Distribuição em alta tensão: 34.5 kV e 13.8 kV; • Distribuição em baixa tensão: 110 V e 220 V. 4.2.3 SE INVERSORA As subestações inversoras transformam tensões c.c. em c.a. usando pontes inversoras. Geralmente interligam sistemas com transmissão em c.c. com sistemas com transmissão em c.a. 4.2.4 SE RETIFICADORA As subestações retificadoras transformam tensões c.a. em c.c. usando pontes retificadoras. Geralmente interligam sistemas com transmissão em c.a. com sistemas com transmissão em c.c. 4.2.5 SE DE INTERLIGAÇÃO Interligam sistemas de transmissão de diferentes gerações ou conectam linhas aéreas a linhas subterrâneas, especialmente em áreas urbanas, onde restrições de espaço inviabilizam o estabelecimento de linhas convencionais. Também podem redirecionar a energia para outras linhas e subestações quando necessário. 4.2.6 SE AÉREAS Essas subestações podem estar suspensas em postes ou em plataforma entre dois postes. São utilizadas na distribuição para consumidores residenciais e pequenos comércios, tendo como tensão primária 13,8 kV e potencias até 300 kVA. Em redes urbanas são utilizados transformadores trifásicos e em redes rurais podem-se encontrar transformadores monofásicos. Na entrada do transformador se tem pára-raios de linha para proteger contra sobretensões e chaves fusíveis para proteger contra curtos circuitos. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 3 ____________________________________________________________________________ Figura 4.1 – Subestação aérea. 4.2.7 SE ABRIAGADAS Subestação cujos equipamentos são instalados inteiramente abrigados das intempéries, situados em edificações de alvenaria ou concreto armado utilizando materiais não inflamáveis. Ela se localiza dentro da propriedade particular do consumidor. O nível de tensão para esse tipo de SE é a partir de 13.8 kV. A proteção nessas subestações é feita com chaves fusíveis, relés, disjuntores e pára raios. Asseguintes considerações devem ser levadas em conta na construção de uma SE abrigada: a) A área ocupada pela subestação não deve ser inundável e deve conter dreno para escoamento de água e óleo nos casos exigíveis; b) Se a atividade da Unidade Consumidora for caracterizada por grande fluxo de pessoas, tais como lojas, cinemas, bancos, restaurantes, estádios, clubes, supermercados Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 4 ____________________________________________________________________________ e outros, a subestação deverá ser construída observando-se os aspectos de segurança contra incêndio e explosão; c) As subestações deverão possuir abertura de ventilação conforme indicado nos desenhos construtivos. O compartimento de cada transformador deverá possuir janelas para ventilação com características conforme Figura 4.2. d) As subestações deverão possuir sistemas de iluminação natural e artificial. As janelas e vidraças utilizadas para esta finalidade deverão ser fixas e protegidas por telas metálicas; e) Sugere-se a instalação de iluminação de emergência no caso de falta de energia; f) As portas das subestações deverão ser metálicas ou inteiramente revestida de chapa metálica; g) As subestações deverão ser providas com bacia de contenção de óleo. Poderão ser construídas caixas de captação de óleo individuais para cada transformador e/ou gerador existente na instalação, com capacidade mínima igual ao volume de óleo do transformador a que se destina, ou ainda, uma única caixa para todos os transformadores. Neste caso, a capacidade da caixa de captação de óleo, deverá ser compatível com o volume de óleo do maior dos transformadores; h) Será obrigatória a instalação de proteção contra incêndio, constante de extintor de incêndio, instalado do lado de fora da subestação, junto à porta e com proteção contra intempéries, e ser adequado para uso em eletricidade (CO2 ou pó químico); i) As subestações abrigadas devem ter área livre interna mínima de 3,50 x 3,00 metros e pé direito mínimo de 3,0 metros quando a entrada for subterrânea. Quando a entrada for aérea, a altura do encabeçamento deve ser tal que permita uma distância mínima de 6,00 metros entre os condutores no seu ponto de flecha máxima e o solo. A altura do pé direito é mínima e o projetista deve verificar a facilidade para a operação da chave a ser instalada; j) As paredes, o teto e o piso das subestações deverão ser construídos com materiais incombustíveis; l) Deverá existir impermeabilidade total contra infiltração de água no prédio da subestação. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 5 ____________________________________________________________________________ 4.2.7.1 SE Abrigada Convencional Na SE abrigada convencional algumas partes energizadas estão expostas ao contato direto (Figura 4.2). Essa subestação geralmente se localiza junto ao alinhamento da propriedade particular com a via pública. Ela deverá possuir cadeado ou fechadura, dotada de chave mestra, e ter afixadas placas com a indicação : “PERIGO DE MORTE – ALTA TENSÃO “ , bem como nas grades de proteção do interior da subestação. A SE abrigada convencional é dividida nas seguintes partes: a) Cabine de medição É o local reservado à instalação dos equipamentos e acessórios utilizados na medição de um determinado consumidor. È composto de Tp e Tc e o medidor de energia b) Cabine de transformação É o local destinado à instalação dos equipamentos e acessórios destinados a transformar tensão, corrente ou freqüência. Figura 4.2 – Subestação abrigada. 4.2.7.2 Em cubículos Na SE abrigada em cubículos os equipamentos de manobra e proteção são instalados dentro de cubículos pré-fabricados. Os cubículos pré-fabricados são caixas Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 6 ____________________________________________________________________________ metálicas aterradas podendo ter vários compartimentos (Figura 4.3). Os materiais de blindagens, estruturas e bases, são tratados contra corrosão. As vantagensdessa SE em comparação com a convencional são: • Maior segurança de operação devido á proteção contra manobras indevidas;• Pouco espaço ocupado; • Redução do tempo de montagem; • Proteção contra contatos acidentais; • Construção protegida contra poeira e entrada de animais; Os equipamentos utilizados dentro dos cubículos são os disjuntores, geralmente de gaveta extraível ou com carrinho para ser possível a extração do disjuntor para manutenção, transformadores de corrente (TC), transformadores de potencial (TP) e relés de proteção. Na instalação da dos cubículos os seguintes cuidados devem ser tomados: • Ao redor dos cubículos blindados, deve ser mantido espaço livre suficiente para facilitar a operação, manutenção e remoção dos equipamentos; • O local onde tiver instalado o conjunto blindado deve ter aberturas com dimensões suficientes para iluminação e ventilação natural adequada; • Quando forem utilizados equipamentos com líquidos isolantes inflamáveis, em cubículos blindados, estes devem ser instalados em recinto isolado por paredes de alvenaria (norma CEMAR); • O cubículo blindado deve ser sempre instalado sobre base de concreto; • Todas as partes metálicas do cubículo blindado, bem como suportes e carcaças dos equipamentos, devem ser interligados e devidamente aterrados; • A porta de acesso ao compartimento dos equipamentos, deve possuir cadeado ou fechadura tipo mestra e dispositivo tipo lacre para os TC’s e TP’s de medição. Os cubículos possuem as seguintes propriedades para proteger o equipamento e o operador: Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 7 ____________________________________________________________________________ • Contra a entrada de objeto estranho: no mínimo proteção IP 3X (Anexo) que seria contra objetos sólidos de 2,5 mm de diâmetro; • Contra gotas de água como condensação no teto. • Proteção que Impeça a entrada de animais dentro do cubículo. • Abertura das portas ou tampas com ferramentas apropriadas. • Intertravamento que impeça a abertura das portas com o circuito energizado. • Os cubículos também poderão ter telecomandos inclusive com a inserção e retirada da gaveta. Figura 4.3 – Vista frontal de um cubículo. 4.2.7.3 Blindada As SEs blindadas são isoladas do ambiente exterior por uma carcaça completamente vedada. O ambiente interno é artificial e preenchido com o gás SF6. As principais vantagens da utilização desse gás são as seguintes: • Dielétrico de capacidade resistiva muito alta; • Extingue efetivamente arcos elétricos em circuito de alta tensão; • Equipamentos compactos pois a utilização desse gás permite que a distancia entre as partes vivas e entre as partes vivas e não vivas seja Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 8 ____________________________________________________________________________ relativamente menor ocupando cerca de 10% do espaço físico das subestações convencionais equivalentes. • Equipamentos quase livres de manutenção, pois os arcos são rapidamente eliminados, além dos mesmos não estarem sujeitos a poluição, poeira, oxidação, etc.; • Reduz o efeito do campo magnético e removem completamente o campo elétrico nas imediações da SE. A principal desvantagem da utilização de SEs blindadas é o custo que é em torno de 20 vezes maior do que a SE convencional. Figura 4.4 – SE a SF6 de 138 kV, Duque de Caxias -Rj. 4.2.8 SE AO TEMPO Subestação cujos equipamentos são instalados ao ar livre e estão diretamente sujeitas as intempéries do clima. Esse tipo de SE é a que exige maior área construída para conter os equipamentos bem como para delimitar a área de segurança (através de cercas) para proteção da comunidade que vive ao redor da construção. Ela se localiza dentro da propriedade particular do consumidor. O nível de tensão para esse tipo de SE Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 9 ____________________________________________________________________________ é a partir de 13.8 kV. As seguintes considerações devem ser levadas em conta na construção de uma SE ao tempo: • Os portões de acesso das subestações deverão ser metálicos, com dobradiças e abrir para dentro; • Nos portões de acesso e nas cercas de proteção, deverão ser afixadas placas com a indicação: “PERIGO DE MORTE - ALTA TENSÃO“. • As subestações deverão possuir sistema de drenagem adequado a fim de evitar o acúmulo de águas pluviais; • As instalações que contenham 100 L ou mais de líquido isolante devem ser providas de tanque de contenção de Óleo. • Poderão ser construídas caixas de captação de óleo individuais para cada transformador existente na instalação, com capacidade mínima igual ao volume de óleo do transformador a que se destina, ou ainda, uma única caixa para todos os transformadores. Neste caso, a capacidade da caixa de captação de óleo, deverá ser compatível com o volume de óleo do maior dos transformadores; • Colocar uma camada mínima de 0,10 m de pedra britada nº. 2, dentro da área demarcada pela cerca, caso o piso não seja inteiramente concretado; Figura 4.5 – SE ao tempo. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 10 ____________________________________________________________________________ 4.3 4.3 PARTES PARTES DA DA SESE A subestação é um ponto do sistema de potência, concentrada em um dado local compreendendo primordialmente as extremidades de linhas de transmissão e/ou distribuição. Ela é composta de transformador de potência, seu principal equipamento, de dispositivos de manobra, controle e proteção, incluindo as obras civis e estruturas de montagem, podendo incluir também equipamentos conversores e outros equipamentos. Figura 4.6 – Equipamentos de uma SE: (a) diagrama unifilar, (b) vista superior. Os equipamentos básicos principais de uma subestação estão relacionados à função da subestação no sistema de potência e podem sofrer variações de modelo, tipo, acionamento, etc., dependendo do seu nível de tensão e fabricante. As principais partes são detalhadas a seguir. 4.3.1 TRANSFORMADOR DE POTENCIA O transformador é um componente de extrema importância em redes de energia elétrica pelo fato de poder adaptar suas variáveis de acordo com as necessidades. O transformador transfere energia elétrica de um sistema em corrente alternada, a uma determinada tensão e determinada corrente para um outro sistema, em uma outra tensão Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 11 ____________________________________________________________________________ e outra corrente, sem alterar a freqüência da onda fundamental. Eles são utilizados para elevação/redução da tensão de transmissão, distribuição e de consumo em redes de energia elétrica. Seus principais parâmetros são: • Potência aparente nominal: Define o valor nominal da potência em kVA que o transformador pode fornecer à carga;• Rendimento: É a razão em percentual da potência de saída pela potência de entrada; • Tensão e correntes nominais nos enrolamentos. Para transformadores de potência podemos ter três categorias de transformadores: • Transformador elevador: número de espiras maior no primário que no secundário. O condutor no primário tem menor diâmetro que no secundário quando não se trata de um autotransformador; • Transformador abaixador: número de espiras menor no primário que no secundário. O condutor no primário tem maior diâmetro que no secundário quando não se trata de um autotransformador; • Transformador regulador: geralmente pode inserir pequenas variações na tensão e corrente (variação de taps) com o objetivo de ajustes finos e ajusta a defasagem entre a tensão de entrada e saída O principio de funcionamento do transformador é relativamente simples. Considerando um transformador ideal, aplica-se uma tensão alternada VP ao enrolamento primário, esta tensão VP produz fluxomagnético (φm) que é direcionado para o secundário através do núcleo ferromagnético, e induz uma tensão (VS) nos terminais deste enrolamento. Figura 4.8 – Desenho esquemático de um transformador. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 12 ____________________________________________________________________________ Quando se trata de transformadores reais, as seguintes perdas são consideradas: • Perdas ôhmicas nos enrolamentos; • Perdas no núcleo (histerese e correntes parasitas); • Dispersão de fluxo; • Corrente de magnetização. O circuito equivalente de um transformador monofásico é mostrado abaixo. Figura 4.9 – Circuito Magnético de um transformador. r 1, r 2 resistências que representam as perdas ôhmicas nos enrolamentos; x1, x2 reatâncias que representam a dispersão de fluxo r c resistência que representa as perdas no núcleo (perdas ferro) xm reatância que representa a magnetização do núcleo A relação de espiras é valida para V1’ e V2’ e para I1’ e I2’. 4.3.1.1 Partes Construtivas As principais partes do transformador são descritas a seguir (ver Figura 4.8). Material Ferromagnético (úcleo) Alguns tipos de materiais, como por exemplo, o ferro, o níquel e o cobalto, apresentam a propriedade de que seus momentos magnéticos se alinham fortemente na direção de um campo magnético externo, oferecendo assim um caminho preferencial para as linhas de fluxo. Esse tipo de material é utilizado no transformador para Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 13 ____________________________________________________________________________ concentrar as linhas de fluxo produzidas no enrolamento primário e conduzi-las até o enrolamento secundário com a menor perda possível. Enrolamento Primário e Secundário Conjunto de condutores enrolados em torno do núcleo do transformador. Os terminais do enrolamento primário são representados pela letra H e do enrolamento secundário pela letra X. A relação de transformação depende do número de espiras de cada enrolamento e o seu valor para um transformador ideal é dado por 2 1 1 2 2 1 i i v vn === . Quando o número de espiras do secundário é maio que do primário se tem um transformador elevador, caso contrário se tem um transformador abaixador. Carcaça È a parte externa do transformador e geralmente é feito de aço. Dentro dela se coloca o núcleo, os enrolamentos e os materiais isolantes. Radiador São canaletas que ficam na carcaça que tem como objetivo transferir o calor interno ao transformador para o ambiente. Essa transferência pode ocorrer através de ventilação natural (vento) ou ventilação forçada (através de ventiladores). Material Isolante Materiais que isolam as partes vivas entre si e as partes desenergizadas. O papel isolante é utilizado para isolar os enrolamentos do núcleo. Os condutores das bobinas são banhados em verniz isolante. Geralmente o tanque do transformador é preenchido com óleo isolante e as buchas de entrada e de saída são isoladas da carcaça por material cerâmico. 4.3.1.2 Formas de Ligação No transformador trifásico as ligações entre as fases são internas, não podendo ser modificadas. No banco trifásico as ligações entre as fases são externas, podendo assim ser modificadas. No banco trifásico pode-se fazer manutenção em uma unidade, mantendo as outras em funcionamento. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 14 ____________________________________________________________________________ Ligação Y - ∆ Esse tipo de ligação é utilizado em transformadores elevadores de tensão. Se considerarmos: a=N1/N2 temos que sua relação de transformação é a√3 e uma defasagem de 30º entre as tensões de linha do primário e secundário. Ligação ∆ -Y Esse tipo de ligação é utilizado em transformadores abaixadores de tensão. Se considerarmos: a=N1/N2 temos que sua relação de transformação é a/√3 e uma defasagem de 30º entre as tensões de linha do primário e secundário. 4.3.1.3 Ensaios e inspeções em transformadores Sempre que possível o transformador deve ser transportados com o bobinado imerso em óleo, para evitar absorção de umidade. No entanto quando os trafos são muito grandes, devido ao peso, são transportados com os acessórios desmontados e sem óleo. Para evitar a presença de umidade, o tanque é embarcado totalmente lacrado e pressurizado com um gás inerte (nitrogênio superseco). Para garantir que não existiu penetração de umidade, a pressão deve ser controlada desde o embarque, até a montagem final com óleo. Trafos a partir de 230 kV pode sair da fábrica com um sensor de umidade nos bobinados. Grandes trafos são embarcados com registrador de impacto, que medirá indistintamente todas as oscilações as quais foi submetido o equipamento. Os valores máximos permitidos são especificados por norma. Na entrega deve ser feito inspeção visual, para detectar ranhuras, empenos, vazamentos, parafuso frouxos, além de verificar se o radiador, ventilação forçada, instrumentos de proteção e medição estão de acordo com as especificações de compra. Antes de se tocar o trafo deve-se aterrar o tanque, pois o gás a pressão gera tensões estáticas que poderão ser perigosas. Na inspeção interna deve-se despressurizar o tanque e substituir o gás por ar seco ou entrar no tanque com máscara de respiração artificial. Evitar levar pequenos objetos para não correr o risco de cair dentro do tanque e todas as ferramentas que forem utilizadas devem estar amarradas pelo mesmo motivo. A umidade do ar não deve ser superior a 70% e o bobinado é aquecido a pelo menos 10º acima da temperatura ambiente. No transformador com óleo, reduze-se o volume de óleo até 4 ou 5 cm acima Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 15 ____________________________________________________________________________ do núcleo e faz-se a inspeção. No condicionamento e nas inspeções preventivas periódicas são feitos vários ensaios, descritos abaixo. Teste de isolamento com corrente contínua (MEGGER). A Resistência de Isolamento é variável no tempo. Costuma estabilizar antes de 10 minutos em isolações mais comuns, como papel-óleo. A Resistência de Isolamento, R I, depende da temperatura da isolação. No caso de transformadores, considera-se que seu valor cai para a metade a cada 10° de aumento na temperatura. Os valores costumam ser referidos para 75°C através da fórmula R 75=R T/FC (Os valores de FC para uma da temperatura são mostrados na Tabela 4.2). Tabela 4.1 – Fatores de correção de temperatura para 75ºC (NBR –7037) Temp. ºC Fator Temp. ºC Fator Temp. ºC Fator Temp. ºC Fator 0 181 21 42,2 42 9,9 63 2,31 169 22 39,4 43 9,2 64 2,14 2 158 23 36,8 44 8,6 65 2 3 147 24 34,3 45 8 66 1,87 4 137 25 32 46 7,5 67 1,74 5 128 26 29,9 47 7 68 1,62 6 119 27 27,9 48 6,5 69 1,52 7 111 28 26 49 6,1 70 1,41 8 104 29 24,3 50 5,7 71 1,32 9 97 30 22,6 51 5,3 72 1,25 10 91 31 21,1 52 4,92 73 1,15 11 84 32 19,7 53 4,59 74 1,07 12 79 33 18,4 54 4,29 75 1 13 74 34 17,2 55 4 76 0,93 14 69 35 16 56 3,73 77 0,87 15 64 36 14,9 57 3,48 78 0,81 16 60 37 13,9 58 3,25 79 0,76 17 56 38 13 59 3,03 80 0,71 18 52 39 12,1 60 2,8319 48,5 40 11,3 61 2,64 20 45,3 41 10,6 62 2,46 Nos ensaios são medidas as isolações entre os bobinados e entre o bobinado e a carcaça. Esses valores são influenciados pelo estado da superfície do dielétrico, por isso ele deve estar perfeitamente limpo, antes dos testes. A umidade superficial também influencia visto que ela será absorvida devido a higroscopia dos mesmos, reduzindo a resistência de isolamento. Geralmente utiliza-se o instrumento MEGGER. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 16 ____________________________________________________________________________ Figura 4.11 – Vista externa de um MEGGER manual O procedimento do ensaio é o seguinte: • Desconecta-seos cabos das buchas; • Ajusta-se o MEGGER de acordo com o manual de fabricante; • Curto-circuita-se os terminais das buchas do mesmo enrolamento, para evitar sobretensões; • Selecionar a tensão de teste de acordo com a Tabela 4.2; • Conectar o MEGGER de acordo com a Tabela 4.3 (figura 4.12); • Aplica-se a tensão de teste de 100% e inicia-se a contagem de tempo, registra-se valores aos 15’’, 30’’, 1’, 2’ e assim sucessivamente até 10’. Se o índice de polaridade for menor que 1,5 refazer o ensaio com a coluna de 25% e comparar os resultados; • Anotar a temperatura do indicador de óleo do trafo. Tabela 4.2 – Tensões recomendadas para testes de isolamento de transformadores Tensão de testeTensão do Trafo 100% 25% Até 220 V 500 125 220 a 4,16 kV 1000 250 4,16 a 69 kV 2500 500 69 a 230 kV 5000 1000 Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 17 ____________________________________________________________________________ Tabela 4.3 – Conexões do MEGGER para testes de isolamento de dois e três enrolamentos Conexão dos terminais do MEGGERTeste Line Earth Guard Curto-circuitar Parte medida 1 Alta Terra Baixa Alta-terra 2 Alta Baixa Terra Alta-baixaTrafo de dois bobinados 3 Baixa Terra Alta Baixa-terra 4 Alta Terra Média Média-baixa Alta-terra 5 Alta Média Baixa Baixa-terra Alta-média 6 Alta Baixa Média Média-terra Alta-baixa7 Média Terra Alta Alta-baixa Média-terra 8 Média Baixa Alta Alta-terra Média-baixa Trafo de três bobinados 9 Baixa Terra Alta Alta-média Baixa-terra Figura 4.12 – Ligações do MEGGER com o trafo. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 18 ____________________________________________________________________________ Com base nessas medições são calculados os índices de absorção e polarização. Quando um dielétrico é submetido a campo elétrico externo as suas moléculas tendem a se alinhar com esse campo por meio de dipolos elétricos, criando um campo elétrico interno contrário ao externo. Na prática considera-se que o tempo necessário para polarizar completamente um dielétrico é de 10 min. Baseado nisto, define-se índice de polarização de um equipamento elétrico a razão das resistências de isolamento lidas com 10 min e com 1 min. Um outro índice importante é o índice de absorção, definido como a razão entre as resistências de isolamento com 1 min e 30 s, e que também quantifica a umidade encontrada no dielétrico. Verifica-se experimentalmente que esses índices alcançam o máximo valor quando o dielétrico está completamente seco, logo esses índices são um eficiente método para avaliação do grau de umidade dos equipamentos elétricos. Os dados medidos no ensaio devem ser comparados com dados de outras medições (histórico) ou com os dados de fábrica. Um decréscimo superior a 50% nos últimos 2 ou 3 anos é um sinal claro que alguma anormalidade está acontecendo. TRAFO A SECO O isolamento mínimo para trafos a seco é R(MΩ)=kV+1 em 75ºC. Por exemplo, um trafo de 13.8 kV deve possuir um isolamento mínimo de 14.8 MΩ a 75ºC. Os índices de absorção e polarização serão comparados com a Tabela 4.4. O trafo só deverá ser energizado se pelo menos uma das condições mínimas, isolamento ou os índices de polarização forem satisfeitos. Tabela 4.4 – Índices de polarização e absorção para trfo a seco. Condição IA IP Defeituoso ----------- <1,5 Duvidoso 1,1 – 1,25 1,5 – 2 Bom 1,25 – 1,6 3 – 4 Excelente > 1,6 > 4 TRAFO A ÓLEO O isolamento desses trafos é a combinação de isolantes líquidos e sólidos. Neste caso os índices calculados devem ser analisados juntamente com a umidade encontrada no óleo. Por exemplo, baixos índices (com base na Tabela 4.4) em trafos com óleo em Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 19 ____________________________________________________________________________ boas condições de umidade, acidez e filtragem, indica deficiência no isolamento sólido do enrolamento. Este mesmo índice em um óleo com umidade de 25 ppm ou maior, indica que o enrolamento está úmido, neste caso o bobinado deverá ser secado. O cálculo da resistência de isolamento mínimo desses trafos é dado pela seguinte fórmula (NBR7037): Trafo monofásico - f P E M R *65,2)( =Ω Trafo trifásico - f P E M R *65,2*3)( =Ω Onde R – resistência mínima de isolamento a 75ºC; P – Potência do trafo em kVA; F – Freqüência em Hz; E – Classe de tensão em kV. Exemplo: Calcular a resistência de isolamento mínima necessária para energizar um trafo trifásico de 69/13,8 kV, 10 MVA, sabendo que o óleo se encontra a 27ºC. A 75ºC (primário) R= 3*2,65*69/√(10000/60)=14,16 MΩ A 27ºC (Tabela 4.1) R=14,16*27,9=395,16 MΩ A 75ºC (secundário)R= 3*2,65*13.8/√(10000/60)=2,83 MΩ A 27ºC (Tabela 4.1) R=2,83*27,9=79 MΩ Teste de fator de potência dos enrolamentos (DOBLE). Em tensões alternadas as moléculas do dielétrico ficam submetidas a uma série de esforços e deslocamentos proporcionais à freqüência. Como os materiais não são perfeitamente elásticos, devido a viscosidade ou fricção intermolecular, a energia Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 20 ____________________________________________________________________________ aplicada ao dielétrico na expansão não corresponde a energia devolvida na compressão; a diferença dessa energia é transformada em calor e é chamado de histerese dielétrica ou perda dielétrica. Para modelar essas perdas o dielétrico pode ser representado através de um capacitor em paralelo com uma resistência. Figura 4.10 – Modelo das perdas dielétricas no isolante submetido a tensões alternadas. Da figura 4.10b podemos obter a seguinte relação, C R I I tg =δ Nos testes práticos de campo, o ângulo δ resulta muito pequeno pois IR << IC , de tal forma que podemos dizer que IC ≈ I, logo: φ δ δ cossen ==≈= I I I I tg R C R Pela equação acima podemos dizer que tg δ representa o fator de potência do dielétrico. O fator de potencia é muito sensível a variações da umidade e sujeira no dielétrico, isto converte essa medida, num ótimo índice para avaliar a presença de materiais estranhos no dielétrico, tais como água, pó, graxa, etc. O instrumento DOBLE e similares são equipamentos próprios para medição de Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 21 ____________________________________________________________________________ fator de potencia. O DOBLE possui uma chave seletora que permite colocar o medidor em três posições: ground (terra), guard (guarda) e UST ( equipamento não aterrado). A depender do tipo de medição, a chave seletora estará em uma posição determinada. Figura 4.13 – Vista externa de um DOBLE O procedimento do ensaio é o seguinte: • Desconecta-se os cabos das buchas, inclusive o neutro; • Curto-circuita-se os terminais das buchas do mesmo enrolamento, e aterra- se o tanque; • Conectar o DOBLE de acordo com a Tabela 4.5 ou 4.6. As ligações são as mesmas para trafos monofásicos e trifásicos; • Selecionar a tensão de 2,5 kV para trafos até 69 kV, e 10 kV para tensões superiores • Com os valores de potência ativa e aparente calcular o FP pelas fórmulas o mVA mW FP 100*% = para medidor tipo MEU 2500. o mAkV W FP * 100*% = para medidor tipo M2H 10 kV. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 22 ____________________________________________________________________________ Tabela 4.5 – Ligações do medidor de PF para trafos de 2 enrolamentos. ConexõesTeste HV (alta) LV (baixa) Posição da chave Parte aterrada Parte medida 1 Alta Baixa Ground CA+CAB 2 Alta Baixa Guard CA 3 Baixa Alta Ground CB+CAB 4 Baixa Alta Guard Tanque CB CAB=Teste 1 – Teste 2; CAB= Teste 3 – Teste 4 Tabela 4.6 – Ligações do medidor de PF para trafos de 3 enrolamentos. ConexõesTeste HV (alta) LV (baixa) Posiçãoda chave Parte aterrada Parte medida 1 Alta Baixa Guard Média CA+CAM 2 Alta Média+Baixa Guard CA 3 Média Alta Guard Baixa CBM+CM 4 Média Alta+Baixa Guard CM 5 Baixa M´dia Guard Alta CB+CAB 6 Baixa Média+Alta Guard CB 7 Todos Terra Ground Cabo LV CA+CB+CM CAM=Teste 1 – Teste 2; CBM=Teste 3 – Teste 4; CAB= Teste 5 – Teste 6; Teste 7 = Teste 2 + Teste 4 + Teste 6 Para poder comparar o valor do FP nos diferentes testes ao longo da vida útil dos equipamentos, e dessa forma detectar alterações no dielétrico, é necessário que os mesmos sejam relativos a uma mesma temperatura. Existem tabelas de correção para 20ºC para os equipamentos mais importantes. A tabela 4.7 é relativa aos trafos. Tabela 4.7 – Fatores de correção do FP em função da temperatura. Livre: trafo com óleo; Selado: trafo com gás. ºC Livre Selado ºC Livre Selado ºC Livre Selado ºC Livre Selado 1 1,54 1,54 16 1.16 1,09 31 ,6 ,78 46 ,33 ,56 2 1,52 1,5 17 1,12 1,07 32 ,58 ,76 47 ,31 ,55 3 1,5 1,47 18 1,08 1,05 33 ,56 ,75 48 ,3 ,54 4 1,48 1,44 19 1,04 1,02 34 ,53 ,73 49 ,29 ,52 5 1,46 1,41 20 1 1 35 ,51 ,71 50 ,28 ,51 6 1,45 1,37 21 ,96 ,98 36 ,49 ,7 52 ,26 ,49 7 1,44 1,34 22 ,91 ,96 37 ,47 ,69 54 ,23 ,47 8 1,43 1,31 23 ,87 ,94 38 ,45 ,67 56 ,21 ,45 9 1,41 1,28 24 ,83 ,92 39 ,44 ,66 58 ,19 ,43 10 1,38 1,25 25 ,79 ,9 40 ,42 ,65 60 ,17 ,41 11 1,35 1,22 26 ,76 ,88 41 ,40 ,63 62 ,16 ,4 12 1,31 1,19 27 ,73 ,86 42 ,38 ,62 64 ,15 ,38 13 1,27 1,16 28 ,70 ,84 43 ,37 ,6 66 ,14 ,36 14 1,24 1,14 29 ,67 ,82 44 ,36 ,59 68 ,13 ,35 15 1,20 1,11 30 ,63 ,8 45 ,34 ,57 70 ,12 ,33 Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 23 ____________________________________________________________________________ Exemplo 1: O ensaio do FP em um trafo de 13,8 kV blindado, pressurizado internamente com nitrogênio a 35ºC foi 0,6%. Nesta temperatura utiliza-se FC=0,71, logo %FP20=0,71*0,6=0,426 Exemplo 2: A tabela abaixo mostra os resultados num trafo a óleo 13,8/0,48 k, dois enrolamentos, temperatura do óleo de 50º C. Neste caso FC=0,28. Teste KV mVA mW %FPmedido %FP 20ºC 1 2,5 16230 185 1,14 0,32 2 2,5 15000 90 0,6 0,17 3 2,5 14800 195 1,32 0,37 4 2,5 13500 108 0,8 0,22 Interpretação dos resultados Se o FP aumentar com relação aos anos anteriores mais de 25%, as causas deverão ser investigadas; De forma geral os trafos modernos em óleo deverão ter um FP<0,5%. Se não existirem registros históricos convicentes do FP, os seguintes valores serão considerados: • FP<2%, o trafo está em condição de operação • 3%<FP<5%, se o óleo estiver em boas condições indicará deficiência dos isolantes sólidos ou algum tipo de contaminação e u ma inspeção interna deverá se programada. Por outro lado, se óleo estiver em condições desfavoráveis, programar na primeira oportunidade um tratamento de óleo e realizar novos testes. • FP>5%, fazer uma investigação imediata. Antes de condenar o equipamento, tenha certeza que o instrumento foi bem conectado e que está bem calibrado.Compare os valores de FP com os de isolamento e do óleo; se o equipamento estiver realmente com problemas, todos os testes similares deverão dar resultados coerentes. Constatar a existência de falha, procure localizar, testando separadamente os diferentes componentes, buchas, óleo e isolantes sólidos. Resistência ôhmica dos bobinados. A temperatura do bobinado é tomada como igual à temperatura do óleo, desde que o trafo tenha sido desligado por um período superior a 6 horas. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 24 ____________________________________________________________________________ Método da diferença de tensão (Figura 4.14a) Bastante utilizado em trafos onde não sejam necessários valores extremamente precisos. Utilizado em bobinados com corrente nominal superior a 1 A. Utilizar as ligações abaixo e ajustar o potenciômetro de tal forma que percorra o bobinado uma corrente menor que 15% da corrente nominal. Calcular R pela lei de Ohm. Método da ponte de Wheatstone (Figura 4.14b) Utiliza um potenciômetro até que a corrente lida no amperímetro seja nula. Em circuitos indutivos, o tempo de medição pode ser demorado, se a constante de tempo for muito grande (L/R), para reduzir esse tempo pode-se introduzir uma resistência em série com o bobinado no valor de até duas vezes a grandeza da sua resistência (Figura 4.14c). Método da ponte de Kelvin (Figura 4.14d) Método utilizado para medir resistências baixas (<10Ω). Utiliza medidor próprio. Teste de relação de transformação (TTR) Método do Voltímetro Utiliza-se dois voltímetros e medir a tensão no primário e no secundário ao mesmo tempo. Método Comparativo (Figura 4.15) Comparação com outro trafo de relação conhecida. Excita-los em paralelo com seus secundários ligados em oposição através de um voltímetro de precisão, que mostrará a diferença de tensão entre os dois trafos (e%=V1*100/V2). Método do potenciômetro (Figura 4.16) Um dos instrumentos mais práticos de medida de relação é o TTR (Transformer Turn Radio Test). Utilizado conforme a figura abaixo. Ele possui ajustes nas espiras do secundário, de forma a poder igualar a relação de transformação de ambos os trafos, neste caso quando o galvanômetro indicar valor nulo. A relação de transformação é lida Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 25 ____________________________________________________________________________ diretamente no instrumento. Figura 4.14 – Métodos de medição da resistência do bobinado de um trafo. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 26 ____________________________________________________________________________ Figura 4.15 – Medida do erro de transformação pelo método comparativo. Figura 4.16 – Diagrama simplificado do medidor de relação de espiras. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 27 ____________________________________________________________________________ 4.3.1.4 Manutenção em transformadores Manutenção no óleo mineral isolante (OMI) Durante o funcionamento dos transformadores de potência e de disjuntores a óleo vários processos de desgaste e de envelhecimento ocorrem no sistema de isolamento. Os efeitos de fadiga térmica, química, elétrica e mecânica, tais como, pontos quentes, sobre-aquecimentos, sobre-tensões e vibração são responsáveis por alterações do sistema isolante e devem ser monitorados para garantir a eficiência do equipamento, permitindo intervenções de manutenção preditiva, a fim de evitar paradas de máquina e, conseqüentemente, aumento de custos. Dessa forma, a diminuição da vida útil dos transformadores está relacionada com a qualidade dos materiais dielétricos utilizados durante o processo de fabricação. O estabelecimento de um programa de supervisão e manutenção preditiva e preventiva, pelo conhecimento dos materiais dielétricos envolvidos, proporcionará um aumento na vida útil do equipamento em serviço. A determinação das propriedades físico-químicas do OMI é de suma importância para garantir as condições operacionais dos transformadores e para manter ou ampliar a vida útil desses equipamentos. Os vários ensaios realizados no OMI em uso permitem diagnosticar alguns problemas, como pontos quentes, sobre-aquecimento e vazamentos, além de informar sobre a qualidade isolante e térmica do próprio OMI. Os líquidos utilizados em equipamentos elétricos têm como principais funções o isolamento e a refrigeração. Para um líquido cumprir a função de isolamento, este deve atuar como um dielétrico ou extintor de arco entre as partes que apresentaram diferenças de potenciais elétricos. O parâmetro físico-químico para verificar esta característica é a rigidez dielétrica. Para cumprir a função de refrigeração, é necessário que o fluido possua viscosidade adequada, permitindo que o calor gerado pela parte ativa seja trocado com o meio ambiente por convecção naturale, ainda, tenha uma alta condutividade térmica. Na seqüência serão descritos os principais ensaios físico- químicos realizados no OMI para monitorar sua qualidade. Índice de Neutralização O índice de neutralização, expresso em mg KOH/g de óleo, é a medida da quantidade de base (KOH) necessária para neutralizar os constituintes ácidos presentes Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 28 ____________________________________________________________________________ em 1g de óleo. Durante a utilização no equipamento, o OMI está submetido a um processo de oxidação, formando ácidos como produtos finais da sua degradação. Estes compostos, a partir de uma certa concentração, são indesejáveis por reagirem com materiais de construção do equipamento, principalmente, com o papel do isolamento sólido, diminuindo a vida útil dos mesmos. Podem, ainda, polimerizar-se e formar borra, que ao se depositar na parte ativa ou nos trocadores de calor, irá dificultar a transferência de calor para o meio ambiente. Portanto, para óleo em uso, o índice de neutralização é uma medida indireta do grau de oxidação do mesmo. O limite máximo permitido no recebimento é de 0,03 mg KOH/g. Teor de Água O teor de água, expresso em mg/kg, é a medida direta da quantidade de água presente no OMI. A umidade normalmente estará presente nos líquidos isolantes em quantidades que variam com a estrutura química dos mesmos, isto é, fluidos polares (exemplo: silicone) apresentam maior afinidade com a água do que os apolares (exemplo: OMI), e variam, também, com as condições de manipulação às quais os fluidos foram submetidos. Para óleos em serviço, teores elevados relativos ao histórico de monitoramento, podem ser indicativos de problemas de vedação nos equipamentos. A umidade, mesmo em pequenas concentrações (em torno de 35 mg/kg), pode prejudicar as características isolantes dos óleos, diminuindo sua rigidez dielétrica. Atua, ainda, como agente catalisador na degradação do papel isolante, diminuindo, conseqüentemente, a vida útil do equipamento elétrico. O limite máximo permitido para o teor de água no recebimento é de 35 mg/kg. Perdas Dielétricas As perdas dielétricas, expressas em %, correspondem as medidas das perdas elétricas em um líquido isolante quando este é submetido a um campo elétrico alternado e estão relacionadas com a quantidade de energia dissipada pelo material sob a forma de calor. Sob o ponto de vista químico, as perdas dielétricas correspondem diretamente à corrente dissipada no óleo e, indiretamente, aos produtos polares e polarizáveis, partículas metálicas ou não-metálicas. Para óleos em serviço, os valores obtidos têm um acréscimo gradativo ao longo do tempo, acompanhando a sua deterioração e a dos Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 29 ____________________________________________________________________________ demais materiais. Assim, valores elevados (10 ou 12% a 100 °C, por exemplo), para equipamentos com muitos anos de operação não indicam, necessariamente, condições operacionais inadequadas. Os limites máximos permitidos para este parâmetro no recebimento correspondem a 0,05% a 25 °C e 0,50% a 100 °C. Rigidez Dielétrica A rigidez dielétrica, expressa em kV, mede a capacidade de um líquido isolante resistir ao impacto elétrico (diferença de tensão entre dois condutores) sem falhar. É expressa pela máxima tensão aplicável, sem geração de descargas desruptivas, por exemplo, descarga franca do tipo arco, entre eletrodos que se acham submersos no óleo. O valor da rigidez dielétrica não é uma característica intrínseca do material, mas é uma medida indireta das impurezas contidas no líquido (água, fibras celulósicas, partículas), e o seu valor depende, ainda, do método de medida, isto é, da geometria e do afastamento dos eletrodos, da taxa de elevação de tensão, etc . Para óleos em serviço, é um indicativo da presença de água e de partículas sólidas, refletindo as condições de operação do equipamento. Seu monitoramento é muito importante para avaliar a função isolante do líquido. Os limites mínimos permitidos para este parâmetro na etapa de recebimento são de 30 kV para eletrodo em disco e de 42 kV para eletrodo em calota. Tensão Interfacial A tensão interfacial, expressa em mN/m ou dina/cm, é a força necessária para que um anel de platina rompa a interface água-óleo, sendo uma medida indireta da concentração de compostos polares presentes no óleo. Durante a utilização do óleo no equipamento, este passa por um processo de oxidação, formando compostos polares como aldeídos, cetonas e ácidos, os quais apresentam grande interação com a água, diminuindo assim a tensão na interface água-óleo. O OMI novo apresenta, normalmente, valores de tensão entre 45 e 50 dina/cm antes da transferência para o equipamento. Após a transferência, observa-se uma queda aproximada de 5% nesse valor, devido ao contato do OMI com materiais de construção do transformador, como borrachas e tintas, os quais, podem liberar plastificantes e resinas. Estes, solubilizam-se no OMI devido a suas características polares. Durante o funcionamento do equipamento é esperada, normalmente, uma queda mais lenta nos valores de tensão interfacial, Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 30 ____________________________________________________________________________ levando em torno de 20 anos ou mais para que esta propriedade atinja valores representativos para que o OMI seja substituído ou regenerado. Os valores limites para esta propriedade são, de maneira geral abaixo de 17 dina/cm para substituição do OMI, ou entre 20 e 18 dina/cm para sua regeneração. Tratamentos Empregados na Recuperação do OMI em Uso O tratamento termo-vácuo é uma ação corretiva aplicada quando o óleo apresenta elevado teor de água e/ou de partículas que causam diminuição de sua rigidez dielétrica. Com este tratamento, há elevação na rigidez dielétrica, uma vez que os contaminantes (água e partículas), são reduzidos a valores adequados (aproximadamente 40 kV ou acima), e também, redução no teor de gases dissolvidos. A substituição do óleo é uma ação corretiva que se aplica quando o óleo apresenta baixa tensão interfacial (igual ou abaixo de 18 mN/m) e/ou elevado índice de acidez (0,15 mg KOH/g). Estes ensaios determinam se o óleo está oxidado (envelhecido) ou contaminado por compostos polares. Neste caso, o óleo envelhecido ou contaminado pode ser substituído por óleo novo ou regenerado, desde que este último apresente as características físico-químicas de óleo novo. Da mesma forma, a regeneração do óleo é uma ação corretiva que se aplica quando o óleo apresenta baixa tensão interfacial (acima de 18 mN/m) e/ou elevado índice de acidez (0,15 mg KOH/g). Um OMI regenerado apresenta, normalmente, tensão interfacial próxima ou igual a 40 mN/m e índice de acidez próximo ou igual a 0,03 mg KOH/g. Ou seja, após a regeneração o OMI recompõe as características de óleo novo. Neste processo, o óleo é percolado através de um agente adsorvente (bauxita, atapungita ou terra Füller), no qual ficam retidos a maioria dos compostos polares, gerando, ao final, um óleo com características físico-químicas próximas das de um óleo novo, porém com um decréscimo na sua estabilidade à oxidação. Para aumentar a estabilidade à oxidação é adicionado o antioxidante sintético di-terc-butil-p-cresol (DBPC), normalmente na concentração de 0,3% (m/m). Após esta etapa o OMI é submetido ao recondicionamento por termo-vácuo, para retirada de umidade e de gases. Em geral, o custo do OMI regenerado, comparativamente ao do OMI novo, é cerca de 50% inferior. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 31 ____________________________________________________________________________ Além da regeneração do OMI, pode ser realizado o tratamento do núcleo do transformador, que contém basicamentecobre e papel. A secagem do núcleo (Hot Oil Spray) é uma ação corretiva que se aplica quando o papel do isolamento sólido do transformador está contaminado com elevado teor de água. Este tratamento é indicado para os casos nos quais o equipamento elétrico não pode ser deslocado para manutenção em fábrica. Manutenção no Papel Isolante O envelhecimento do isolamento sólido depende das solicitações às quais o mesmo está submetido no transformador. O processo é acelerado pelos efeitos combinados de temperatura, umidade e oxigênio. São três os mecanismos predominantes que promovem sua deterioração em transformadores em operação: • Envelhecimento térmico – Sob ação do calor, a cadeia da celulose passa por modificações nas suas ligações produzindo cadeias menores que a srcinal (diminuição da massa molar). Os produtos finais provenientes do envelhecimento térmico incluem água (H2O), óxidos de carbono (CO e CO2), hidrogênio (H2) e compostos furânicos; • Envelhecimento oxidativo – Na presença de oxigênio as ligações intermoleculares (ligações de hidrogênio), que mantém as cadeias poliméricas unidas tornam-se mais fracas. Os grupos hidroxila reagem convertendo-se em grupos carbonila (aldeídos e cetonas) e carboxila (ácidos). O enfraquecimento das ligações glucosídicas pode levar à cisão da cadeia polimérica. No processo de oxidação são produzidos CO, CO2 e H2O, que contribui numa reação secundária de hidrólise; • Envelhecimento hidrolítico – A água e os ácidos afetam a ligação glucosídica, causando ruptura da cadeia. O resultado é o encurtamento da cadeia polimérica (diminuição da massa molar) com o conseqüente enfraquecimento das fibras, desidratação e formação de compostos furânicos. A secagem de transformadores pode ser feita por vários métodos. A seguir, são listadas as secagens mais utilizadas: Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 32 ____________________________________________________________________________ i. com ar quente: provoca danos à isolação sólida; ii. com aquecimento e vácuo: o vácuo permite a redução da temperatura e do tempo de aquecimento com conseqüente alívio para a isolação sólida; iii. com diferença de pressão de vapor (Vapour phase): constitui o mais moderno e o menos agressivo para a isolação sólida; iv. com aquecimento e passagem de corrente elétrica nos enrolamentos: habitualmente utilizado como coadjuvante; v. com circulação de óleo aquecido: largamente utilizado, devido à facilidade de execução. Em todos os casos, o nível aceitável de decréscimo no grau de polimerização (GP) da celulose é de 5 a 10% do seu valor inicial. 4.3.2 TRANSFORMADOR PARA INSTRUMENTO (Tp e TC) Os relés e medidores de grandezas elétricas, geralmente são conectados ao sistema de potência através de transformadores de corrente (TCs) e/ou potencial (TPs). Dispositivos de acoplamento capacitivo, atuando como divisores de tensão (divisores capacitivos ou TPCs), e acopladores lineares, são também usados (TCs óticos). Embora todos os TCs tenham o mesmo princípio de funcionamento, há de se considerar as características de projeto que diferenciam os TCs de proteção dos de medição. As diferenças básicas, são: • Nos TPs não há distinção entre medição e proteção visto que quandoocorre sobretensões no primário a corrente tende a afundar, não trazendo problemas quanto à saturação que ocorre para valores de corrente elevados. Os TP’s têm classe de exatidão 0,3 , 0,6 e 1,2 % , determinadas de acordo com os paralelogramos de exatidão, onde são levados em conta os erros de relação e fase; • TCs de medição têm classe de exatidão 0,3 , 0,6 e 1,2 % , determinadas de acordo com os paralelogramos de exatidão, onde são levados em conta os erros de relação e fase; Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 33 ____________________________________________________________________________ • TCs de proteção têm classe de exatidão 10% , onde é levado em consideração somente o erro de relação. De acordo com a ABNT, considera-se que um TC de proteção está dentro de sua classe de exatidão, em condições especificadas, quando o seu erro se mantém dentro dos 10%, para valores de corrente ou tensão até 20 vezes a corrente ou tensão nominal do mesmo; • Os núcleos dos TCs de medição são feitos de materiais de alta permeabilidade magnética (pequena corrente de magnetização, consequentemente pequenas perdas e pequenos erros), entretanto entram em saturação rapidamente quando uma corrente no enrolamento primário atinge um valor próximo de 4 vezes corrente nominal primária; • Os núcleos dos TCs de proteção são feitos de materiais que não têm a mesma permeabilidade magnética dos TCs de medição, no entanto só irão saturar para correntes primárias muito superiores ao seu valor nominal ( da ordem de 20 vezes), refletindo consequentemente em seu secundário uma corrente cerca de 20 vezes o valor nominal desta (Fig. 4.17). Figura 4.17 – Curvas de saturação de TCs de proteção e medição Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 34 ____________________________________________________________________________ 4.3.2.1 Transformadores de Corrente (TCs) Os enrolamentos primários têm geralmente poucas espiras, às vezes, uma única (sendo o própio alimentador). Os enrolamentos secundários, ao contrário, têm muitas espiras. A eles são ligados os circuitos de corrente de medidores e/ou relés. Segundo a ABNT, os valores nominais que caracterizam os TCs, são: a) Corrente nominal e relação nominal; A corrente nominal secundária é normalizada em 5 A , às vezes 1 A ; correntes nominais primárias podem ser de 5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 75, 100, 125, 150, 200, 250,300, 400, 500, 600, 800, 1200, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 e 8000 A ; As relações nominais são indicadas da seguinte forma (exemplo): 120:1 , se o TC é 600-5 A. Se há vários enrolamentos primários (série, série-paralelo e paralelo), indica- se assim: 150 x 300 x 600 /5 A. b) Classe de tensão de isolamento; É definida pela tensão do circuito ao qual o TC vai ser ligado (tensão máxima de serviço). Os TCs usados em circuitos de 13,8kV , por exemplo, têm classe 15 kV. c) Freqüência nominal: 50 e/ou 60 Hz.; d) Carga nominal; De acordo com a ABNT, as cargas padronizadas ensaio de classe de exatidão de TCs , são: C2,5 ; C5,0 ; C7,5 ; C12,5 ; C25 ; C50 ; C75 ; C100 e C200 . A letra “C” serefere a TC e o valor após, corresponde a potência aparente (VA) da carga do TC. Por exemplo, 5VA, 7,5VA, 12,5VA, etc. Todas as considerações sobre exatidão de TC está condicionada ao conhecimento da carga secundária do mesmo. Os catálogos dos fabricantes de relés e medidores fornecem as cargas que os mesmos solicitam aos TCs . e) Fator de sobrecorrente (FS); Expressa a relação entre a máxima corrente com a qual o TC mantém a sua classe de exatidão e a corrente nominal. Segundo a ABNT e normas internacionais, o valor Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 35 ____________________________________________________________________________ máximo desse fator é igual a 20 vezes a corrente primária nominal. O FS é muito importante para dimensionar os TCs de proteção, tendo em vista que os mesmos devem responder, de acordo com sua classe de exatidão (±10%), a valores de corrente bastante severos nos seus primários (correntes de curtos-circuitos). f) Classe de exatidão; A classe de exatidão empregada depende da aplicação (medição, controle e proteção): 1) TCs de medição – Por norma (ABNT), têm as seguintes classes de exatidão: 0,3, 0,6 e 1,2% . A classe 0,3% é obrigatória em medição de energia para faturamento. As outras, são usadas nas medições de corrente, potência, ângulo, etc.. Em geral, a indicação da classe de exatidão precede o valor correspondente à carga nominal padronizada, por exemplo: 0,6-C2,5. Isto é, índice de classe= 0,6% , para uma carga padronizada de 2,5 VA. 2) TCs de proteção - É importante que os TCs retratem com fidelidade as correntes de defeito, sofrendo, o mínimo possível, os efeitos da saturação. Neste caso a característica mais importante é que a saturação do seu núcleo só ocorra para valores em torno de 20 vezes o valor da corrente nominal. A classe de exatidão para TCs de proteção é de 10%. g) Fator térmico nominal (FT); É o valor numérico que se deve multiplicar a corrente primária nominal de um TC, para se obter a corrente primária máxima, que poderá suportar, em regime permanente, operando em condições normais, sem exceder os limites de temperatura especificados para a sua classe de isolamento. Segundo a ABNT, esses fatores são: 1,0, 1,3, 1,5 ou 2,0. h) Limites de corrente de curta-duração para efeitos térmico e dinâmico. É o valor eficaz da corrente primária simétrica que o TC pode suportar por um tempo determinado (normalmente 1 s), com o enrolamento secundário curto-circuitado, Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 36 ____________________________________________________________________________ sem exceder os limites de temperatura especificados para sua classe de isolamento. Em geral, é maior ou igual à corrente de interrupção máxima do disjuntor associado. i) Limite de corrente de curta-duração para efeito dinâmico É o maior valor eficaz de corrente primária assimétrica que o TC deve suportar durante determinado tempo (normalmente 0,1 s), com o enrolamento secundário curto- circuitado, sem se danificar mecanicamente, devido às forças eletromagnéticas resultantes. Segundo a norma VDE, vale 2,5 vezes o limite para efeito térmico, nas classes entre 10kV e 30 kV ; e 3 vezes, nas classes entre 60kV e 220 kV. 4.3.2.1.1 Tipos Construtivos São classificados de acordo com o modelo do enrolamento primário, já que o enrolamento secundário é constituído por uma bobina com derivações (taps) ou múltiplas bobinas ligadas em série e/ou paralelo, para se obter diferentes relações detransformação. Quanto aos tipos construtivos, os TCs mais comuns, são: • Tipo primário enrolado: Este tipo é usado quando são requeridas relações de transformações inferiores a 200/5. Possui isolação limitada e portanto, se aplica em circuitos até 15kV. • Tipo bucha: Consiste de um núcleo em forma de anel (núcleo toroidal), com enrolamentos secundários. O núcleo fica situado ao redor de uma “bucha” de isolamento, através da qual passa um condutor, que substituirá o enrolamento primário. Este tipo de TC, é comumente encontrado no interior das “buchas” de disjuntores, transformadores, religadores, etc.. • Tipo janela: Tem construção similar ao tipo bucha, sendo que o meio isolante entre o primário e o secundário é o ar. O enrolamento primário é o próprio condutor do circuito, que passa por dentro da janela. 4.3.2.1.2 Ligações Delta e Estrela Os TCs são monofásicos e suas conexões mais usuais são em estrela (Figura 4.18) Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 37 ____________________________________________________________________________ ou delta (Figura 4.19). Para a adequada conexão de TCs , é indispensável a identificação correta das polaridades dos mesmos. Figura 4.18 – Conexão em estrela aterrada Na ligação estrela, quando em condições normais de cargas balanceadas, apenas deverão existir correntes de fase, porém na presença de desbalanços, a corrente residual (Ires = IA + IB + IC), existirá e corresponderá a 3I0 (Figura 4.10 ), desde que haja caminho para ela circular no sistema primário. Fig. 4.19 – Conexão em delta Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 38 ____________________________________________________________________________ A ligação delta é utilizada, quando se requer correntes compostas ou a eliminação da corrente de seqüência zero (I0). Quando adicionalmente for necessário a detecção de I0 , utiliza-se um TC tipo janela, que alimentará unicamente o circuito de neutro (Figura 4.19). 4.3.2.2 Transformadores de Potencial (TPs) O TP tem como principal função isolar os equipamentos ligados ao secundário de altas tensões, fornecendo no secundário uma tensão proporcional à tensão primária, com certo grau de precisão, dentro de uma faixa especificada para a tensão primária. A sua construção é similar aos transformadores de potência e sua tensão nominal é Vpn ≤ 138 kV, sendo que os mais comuns têm Vpn ≤ 15 kV. Podem ser divididos em: TPI : Transformador de potencial indutivo usado até tensões de 138 kV; TPC: Transformador de potencial capacitivo usado para tensões de 138 kV. Esses transformadores têm os enrolamentos primários com mais espiras que o secundário, mas são construídos com condutores mais finos. Do ponto de vista construtivo isto significa maiores custos pela dificuldade de execução da tarefa (a chance de romper o fio fica muito grande), sem esquecer a natural necessidade de maiores quantidades de isolamentos, para tensões maiores. Desta forma é praticamente impossível bons projetos de TPs com tensão primária nominais acima de 138 kV. Desta forma, é usual construir-se TPs indutivos até a classe de tensão de 138 kV e para aplicações em sistemas com tensões superiores a 138 kV utilizam-se TPs de 13,8 kV acoplados a um divisor de potencial capacitivo, denominados TPCs (transformadores de potencial capacitivos). Nos enrolamentos secundários são ligados em paralelo os circuitos de tensão de medidores e/ou relés. Segundo a ABNT, os valores nominais que caracterizam os TPs, são: a) Tensão nominal e relação nominal; A tensão nominal secundária é normalizada em 115 V (F-F) ou 115/√3 (F-N), as Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 39 ____________________________________________________________________________ tensões nominais primárias mais comuns são 13.8 kV, 34.5 kV, 69 kV e 138 kV. Como os TPs são empregados para alimentar instrumentos de alta impedância (voltímetro, wattímetro, medidores de energia, relés de tensão, etc.) a corrente secundária é muito pequena e por isto se diz que são transformadores de potência que funcionam quase em vazio. São definidas três relações para o TP • Relação de Transformação Nominal : sn pn n V V k = • Relação de Transformação Real : s p r V V k = É relação exata entre uma tensão qualquer aplicada ao primário do TP e o correspondente valor exato verificado no secundário. Essa relação depende da curva de histerese (proporcional na parte linear) e da carga do secundário. • Fator de Correção de Relação: n r k k FCR = È o fator pela qual deve ser multiplicada a relação nominal para se obter a relação real. Como k r varia o valor de FCR também varia, por isso determina-se o valor inferior e superior de FCR para cada TP, sob condições específicas, partindo-se daí o estabelecimento da sua classe de exatidão. Na prática mede-se o valor da tensão no secundário e multiplica por k n obtendo-se o valor ideal (transformador sem perdas) que será diferente do valor exato. Para se achar o valor exato é necessário construir o diagrama fasorial do TP. As relações nominais são indicadas da seguinte forma (exemplo): 120:1 , se o TP é 13.8 kV-115 V. Se há vários enrolamentos primários, indica-se assim: 34.5 kV x 13.8 kV /115 V. b) Classe de tensão de isolamento; É definida pela tensão máxima de operação em qu e o TP pode ser submetido. Em circuitos de 13,8kV , por exemplo, têm classe 15 kV. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 40 ____________________________________________________________________________ c) Freqüência nominal: 50 e/ou 60 Hz.; d) Carga nominal; De acordo com a ABNT, as cargas padronizadas ensaio de classe de exatidão de TPs , são: P12,5 ; P25, P75 ; P200 e P400 . A letra “P” se refere a TP e o valor após, correspondea potência aparente (VA) da carga do TP. Todas as considerações sobre exatidão de TP estão condicionadas ao conhecimento da carga secundária do mesmo. Os catálogos dos fabricantes de relés e medidores fornecem as cargas que os mesmos solicitam aos TPs . e) Classe de exatidão; A classe de exatidão empregada é dada por norma (ABNT) que são 0,3, 0,6 e 1,2% . A classe 0,3% é obrigatória em medição de energia para faturamento. As outras, são usadas nas medições de tensão, potência, ângulo, etc. Não se tem TPs para proteção visto que na sobre tensão as correntes não são elevadas não entrando em saturação, visto que a saturação é influenciada pelas altas correntes. f) Fator térmico nominal (FT); Os TPs são projetados para suportarem uma sobre-tensão de até 10% em regime permanente, sem que nenhum dano lhes seja causado. 4.3.2.2.1 Ligações dos TPs A ligação usual em TPs é a ligação estrela aterrada-estrela aterrada. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 41 ____________________________________________________________________________ Fig. 4.20 – Conexão em estrela aterrada 4.3.2.3 Erros dos TPs e TCs Como qualquer outro equipamento, os transformadores para instrumento (TI) TPs e TCs também não são perfeitos e apresentam erros. Estes erros ocorrem devido aos fluxos de dispersão e perdas no núcleo e cobre dos circuitos primário e secundário. As normas NBR 6855 e NBR 6856 classificam os TI’s quanto à exatidão em três categorias, chamadas de classe de exatidão. 4.3.2.3.1 Transformador de Potencial Os TP’s utilizados com finalidade de medição são classificados em três classes de exatidão: 0,3 - 0,6 e 1,2. Considera-se que um TP está dentro da sua classe de exatidão, quando nas condições especificadas, os pontos determinados pelos fatores de correção da relação (FCR) e pelos ângulos de fase (γ) estiverem dentro do paralelogramo de exatidão. 4.3.2.3.2 Transformador de Corrente Os TC’s utilizados com finalidade de medição são classificados em três classes de exatidão: 0,3 - 0,6 - 1,2. Considera-se que um TC está dentro da sua classe de exatidão, quando nas condições especificadas, os pontos determinados pelos fatores de correção da relação (FCR) e pelos ângulos de fase (β) estiverem dentro do paralelogramo de Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 42 ____________________________________________________________________________ exatidão. Para a verificação de um TI de medição quanto à sua exatidão, devem se utilizar os paralelogramos de exatidão apresentados nas Figuras 4.21 e 4.22. Figura 4.21 – Classe de exatidão 0,3 e 0,6 de Tcs. Figura 4.22 – Classe de exatidão de Tcs e Tps de medição. As coordenadas dos pontos a serem plotados nos paralelogramos são: eixo x = Erro de Fase; eixo y = Erro de Relação ou Fator de Correção de Relação (FCR), cujos termos são definidos como: Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 43 ____________________________________________________________________________ 4.3.2.3.2 Erro de Fase (γ ou β)em Minuto Devido aos fatores já citados, ocorre um defasamento entre a tensão/corrente do primário para a tensão/corrente do secundário, o qual é chamado de erro de defasamento. 4.3.2.3.3 Erro de Relação e Fator de Correção de Relação Além do erro de fase, ocorre que a relação nominal de um TI (relação entre o valor nominal da grandeza primária e o valor nominal da grandeza secundária), não é exatamente igual à relação real. Esta diferença é chamada de erro de relação. O erro de relação é geralmente apresentado em % ou FCR, definido como o fator que multiplica a relação nominal (Kn), para se obter a relação real (Kr). A relação entre o erro de relação e o FCR é dada por: Ep(%)=100-FCR(%). Nos paralelogramos de exatidão apresentados, do lado direito são apresentados os erros e do lado esquerdo os correspondentes FCR’s. 4.3.2.3.4 Fatores que Influenciam nos Erros dos TI´s Além dos erros intrínsecos já mencionados, existem alguns fatores de ordem externa que são importantes considerar: 1) carga secundária (burden) dos TI’s Cada TI é projetado e especificado para trabalhar com cargas secundárias padronizadas pela ABNT, que pode ser consultada nas normas NBR 6855 e NBR 6856.Cargas ligadas ao secundário maiores que as nominais podem causar erros acima das classes de exatidão especificadas, além de influir na saturação dos núcleos. 2) Tensão/corrente primária Os erros do TP ou TC dependem também dos valores aplicados no primário. Os erros são, em geral, menores nos valores próximos aos nominais. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 44 ____________________________________________________________________________ 4.3.3 CHAVES SECCIONADORAS As seccionadoras são equipamentos que seccionam um circuito e são chamadas de equipamentos de manobra passivos, pois não podem ser manobradas em carga. As seccionadoras podem ser classificadas conforme seu tipo construtivo (abertura horizontal e vertical) e conforme sua posição na subestação (pantográficas, “by-pass”, chave de aterramento, etc.). As chaves seccionadoras têm as seguintes funções: • Isolar equipamentos ou linhas para a execução de manutenção; • Manobrar circuitos (transferência de circuitos entre os barramentos de uma subestação); • “Bypassar” equipamentos (p. ex. disjuntores ou capacitores série) para execução de manutenção ou por necessidade operativa; Os seccionadores somente podem operar quando houver uma variação de tensão insignificante entre os seus terminais ou nos casos de interrupção ou restabelecimento de correntes insignificantes. Também são fabricadas chaves seccionadoras interruptoras (baixa tensão), do tipo manual ou automático, que são capazes de desconectar um circuito operando a plena carga. As chaves seccionadoras podem ser construídas com um só pólo (unipolares) ou com três pólos (tripolares). As primeiras são próprias para utilização em redes aéreas de distribuição; o segundo tipo, normalmente, é utilizado em subestações de energia. Sobre os dispositivos de seccionamento pode-se estabelecer: • A posição dos contatos ou dos outros meios de seccionamento deve ser visível do exterior ou indicada de forma clara e segura; • Os dispositivos de seccionamento devem ser projetados e/ou instalados de forma a impedir qualquer restabelecimento involuntário. Esse restabelecimento poderia ser causado, por exemplo, por choque ou vibrações; • Devem ser tomadas medidas para impedir a abertura inadvertida ou desautorizada dos dispositivos de seccionamento, apropriados à abertura sem carga. É necessário que sejam definidos os seguintes elementos para se poder especificar uma chave seccionadora tripolar primária: Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 45 ____________________________________________________________________________ • Corrente e tensão nominal; • Tensão suportável a seco e sob chuva; • Tensão suportável de impulso (TSI); • Uso (interno ou externo); • Corrente de curta duração para efeito térmico, valor eficaz;• Corrente de curta duração para efeito dinâmico, valor de pico; • Tipo de acionamento (manual, ou motorizada). Figura. 4.23 – Chave seccionadora tripolar de baixa tensão. 4.3.3.1 Chave Seccionadora Tripolar de Baixa Tensão É um equipamento capaz de permitir a abertura de todos os condutores não aterrados de um circuito, de tal modo que nenhum pólo possa ser operado independentemente (Figura 4.23). Os seccionadoras podem ser classificados em dois tipos: a) Seccionados com abertura sem carga É aquele que somente deve operar com o circuito desenergizado ou sob tensão. É o caso das chaves seccionadoras com abertura sem carga. b) Seccionados sob carga ou interruptor É aquele que é capaz de operar com o circuito desde a condição de carga nula até a de carga plena. Os seccionadoras de atuação em carga sãoprovidos de câmaras de Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 46 ____________________________________________________________________________ extinção de arco e de um conjunto de molas capaz de imprimir uma velocidade de operação elevada. 4.3.3.2 Chave Seccionadora Tripolar de Alta Tensão As partes principais de uma chave seccionada de alta tensão são mostradas na Figura 4.24. Na Figura 4.25 estão apresentados os diversos tipos construtivos de seccionadores normalmente utilizados em subestações de EAT/UAT. São muitos os fatores que influem na escolha do tipo de seccionador a ser utilizado: nível de tensão e esquema de manobra da subestação, limitações de área ou de afastamentos elétricos, função desempenhada, tipo padrão já utilizado pela empresa, etc. Torna-se difícil, portanto, estabelecer critérios para a escolha do tipo de seccionador a ser usado em determinada situação. De qualquer forma, é possível fornecer determinadas características de alguns seccionadores que podem influenciar na escolha do tipo a ser utilizado: a) Os seccionadores de abertura lateral e de abertura central (1 e 7 na figura 4.25) acarretam espaçamentos entre eixos de fases maiores que os demais, para manter o espaçamento fase-fase especificado. Este fato torna-se mais crítico quanto maior for a tensão da subestação; b) O seccionador de dupla abertura (4 da figura 4.25) é crítico para tensões maiores que 345kV. As lâminas tornam-se muito longas e tendem a sofrer deformações principalmente nos esquemas de manobra em que determinados seccionadores operam normalmente abertos; c) Os seccionadores pantográficos, semi-pantográficos e verticais reversos (9, 6, 8 e 3) apresentam a vantagem de economia de área, os três pólos não precisam necessariamente estar alinhados como nos tipos de seccionadores com acionamento conjunto dos pólos e as fundações são menores. Eventualmente os seccionadores pantográficos podem apresentar maior freqüência de manutenção para o ajuste das articulações. Estes tipos de seccionadores apresentam maior utilização como seccionadores de “by-pass” e como seccionadores seletores de barras. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 47 ____________________________________________________________________________ 1. Base ou estrutura 9. Terminal da articulação2. Mecanismo de operação 10. Terminal de espera 3. Coluna de porcelana 11. Mecanismo de comando manual da lâmina principal 4. Coluna de porcelana rotativa 12. Mecanismo de comando manual das lâminas de terra 5. Terminal de conexão 13. Haste de acionamento conjunto das lâminas principais 6. Articulação de comando 14. Haste de acionamento conjunto das lâminas de terra 7. Haste inferior da articulação principal 15. Lâmina principal 8. Haste superior da articulação principal 16. Lâmina de terra Figura. 4.24 - Componentes principais das chaves seccionadoras. Seccionadores de EAT (242 a 550kV) e de UAT ( maior ou igual a 800kV), se tiverem lâminas de terra, estas devem ficar localizadas no terminal da articulação a fim de se evitar formação de efeito Corona nos contatos das lâminas principais quando o seccionador está aberto com um terminal energizado e o outro aterrado. Da mesma forma, os seccionadores isoladores dos disjuntores devem ter o terminal da articulação localizado do lado do disjuntor (Figura 4.18a) Observar que no caso da figura 4.18b, onde o aterramento da linha é feito por um dos seccionadores adjacentes ao disjuntor, a lâmina de terra está localizada do lado do terminal de espera destes seccionadores. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 48 ____________________________________________________________________________ Figura. 4.25 – Tipos construtivos de chaves seccionadoras. Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 49 ____________________________________________________________________________ Figura 4.26 – Posicionamento dos seccionadores de abertura vertical e localização das lâminas de terra Os acessórios normalmente solicitados em especificações de seccionadores e chaves de terra são os seguintes: • Conectores para fixação de tubos ou cabos aos terminais dos seccionadores; • Conectores de aterramento para fixação dos cabos de aterramento à base dos seccionadores; • Indicador de posição das lâminas (aberta ou fechada); • Dispositivos de intertravamento entre os mecanismos da comando manual e motorizados das lâminas dos seccionadores; Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 50 ____________________________________________________________________________ • Dispositivos de intertravamento entre as lâminas principais e as de terra., etc.; • Botoeiras, termostatos, lâmpadas indicadoras, contadores de operação, etc. para os mecanismos de operação motorizados. O mecanismo de operação dos seccionadores pode ser manual ou motorizado. Aoperação manual dos seccionadores pode ser feita por uma simples vara isolante (p. ex. chaves-fusível em redes de distribuição) ou por uma manivela (ou volante) localizada na base do seccionador. A operação motorizada pode ser feita por um único mecanismo que, através de hastes, comanda a operação conjunta de dos três pólos ou por mecanismos independentes para cada pólo do seccionador (pantográficos e semi- pantográficos). Os seccionadores motorizados, geralmente, também têm mecanismos de operação manual usados em caso de defeito do mecanismo motorizado ou no caso de ajuste das lâminas durante os serviços de manutenção. Figura 4.27 – Corte transversal de um disjuntor a vácuo Helton do Nascimento Alves 3. Transmissão de Energia 51 ____________________________________________________________________________ 4.3.3 DISJUNTORES Os disjuntores são equipamentos de manobra ativos, pois podem desligar um circuito com a presença de corrente elétrica. Esta manobra pode ocorrer em carga normal (quando o disjuntor é comandado pelo operador, a partir de uma chave de comando ou telecomando) ou em defeitos (através de relés de proteção). O disjuntor possui dois contatos, um fixo e outro móvel, que são colocados em um meio que elimina o arco voltaico que tende a surgir quando o disjuntor é acionado. Este meio pode ser vácuo (Figura 4.19), óleo, SF6 ou ar comprimido. Quanto ao acionamento os disjuntores podem ser: hidráulicos, mecânicos ou pneumáticos. Os arcos elétricos foram observados pela primeira vez em condições controladas por Sir Humphrey Davy no início do século XIX, o princípio de formação dos mesmos dá-se em meios gasosos devido à uma prévia ionização do gás (ou vapor) e subseqüente descarga elétrica, tal ionização deve-se a um forte campo incidente na direção axial à de condução da corrente, corrente esta que pode levar o canal do arco a temperaturas superiores a 20000 K. Existem muitos modelos para a representação do arco elétrico, no entanto não existe nenhum modelo que possa ser adotado como universal, ou seja, aplicável em qualquer situação, os que existem são modelos específicos para situações peculiares e condições conhecidas. Desta forma o projeto de equipamentos que trabalham com arco elétrico ou que necessitem de meios eficientes para extingui-los deve desenvolver-se mediante a ensaios de potências em circuitos adequados e coleta direta dos dados desejados. A extinção do arco se faz por meio da desionização do gás condutor por onde a corrente atravessa. O gás desionizado é isolante e o arco é extinto na passagem da corrente pelo zero, no caso de corrente alternada. A forma mais eficaz de desionizar a zona do arco é injetando, através de um sopro, quantidades de gás desionizado. Além de o gás ter características isolantes, o sopro reduz a temperatura do gás ionizado, contribuindo para a desionização do mesmo. Outras características do disjuntor que podem contribuir para a extinção do arco são: • Sua
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