TRABALHO DE PESQUISA AUTOMAÇÃO EM SE

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UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ
CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTÁCIO DA BAHIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
AUTOMAÇÃO EM SE
WAGNER SANTANA DE OLIVEIRA
SALVADOR, 2019.
UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ
CENTRO UNIVERSITÁRIO ESTÁCIO DA BAHIIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
WAGNER SANTANA DE OLIVEIRA
Trabalho apresentado ao Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Estácio de Sá como avaliação da disciplina Subestação
Orientador: Prof. Jorge Mutti
SALVADOR, 2019.
WAGNER SANTANA
PESQUISA SOBRE AUTOMAÇÃO EM SUBESTAÇÃO
Examinador:
______________________________________
Prof. Jorge Mutti
SUMÁRIO
11. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA	�
22. CLASSIFICAÇÃO	�
33. EQUIPAMENTOS ELETROMECÂNICOS	3�
64. CARACTERÍSTICAS	4�
5. SUBESTAÇÃO TRANSFORMADORA	68
�
 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA								1
SUBESTAÇÕES
Uma subestação (SE) como mostra a Figura 2.1, pode ser definida como um conjunto de instalações elétricas em ambiente abrigado ou ao tempo, com equipamentos de manobra e/ou transformação da tensão, distribuição de energia, seccionamento de linhas de transmissão e compensação de reativos usados para dirigir o fluxo de energia em sistema de potência e possibilitar a sua diversificação por meio de rotas alternativas, possuindo dispositivos de proteção capazes de detectar os diferentes tipos de problemas que ocorrem no sistema e de isolar os trechos onde estes problemas ocorrem. Em alguns casos, a SE é utilizada para conversão de frequência ou conversão de VCA em VCC. [2]
Figura 2.1 – Subestação abaixadora 138 kV para 13,8 kV.
Fonte: Catálogo da empresa WEG de transformadores de serviço e subestações, 2010.
2.0 CLASSIFICAÇÃO	2				
Segundo a Eletrobrás, as subestações podem ser classificadas: [3]
Quanto à tensão nominal: BT, MT, AT, EAT, UAT. Classificação:
UAT: Acima de 765 kV;
- EAT: 230 kV < Vn ≤765 kV;
- AT: 35 kV < Vn ≤ 230 kV;
MT: 1 kV < Vn ≤ 35 kV; e
- BT: Vn ≤ 1000 V.
Quanto à relação entre os níveis de tensão de entrada e saída:
De manobra – com mesmo nível de tensão; e
Transformadora – com mudança de nível de tensão, sendo o fluxo unidirecional, a SE transformadora pode ser classificada em:
Elevadora – com tensão de saída superior a de entrada, geralmente próximas a usinas geradoras; e
Abaixadora – com tensão ou tensões de saída inferiores a de entrada.
Quanto à função no sistema elétrico global:
De transmissão – ligada a linhas de transmissão destinadas ao transporte da energia elétrica entre SEs sem derivações; e
De subtransmissão – ligada a linhas de subtransmissão destinadas ao transporte de energia das SEs de transmissão para as SEs de distribuição, podendo ter derivações, ramificações e anéis na sua configuração esquemática.
De distribuição – recebendo energia de linhas de subtransmissão, e transferindo-a geralmente com o abaixamento da tensão para linhas de distribuição que alimentam os consumidores diretamente, ou através de transformação adicional e distribuição secundária.
Quanto ao fluxo de potência entre a SE e o sistema de transmissão:
Transmissora – sentido do fluxo sempre da SE para o sistema geralmente próximo a usinas de geração;
Seccionadora – SE de manobra inserida na linha de transmissão do sistema com potência de entrada igual à potência de saída;
Receptora – sentido do fluxo sempre do sistema para a SE normalmente próximos a centros consumidores de energia; e
Interligadora – SE de conexão entre dois ou mais sistemas, com sentido de fluxo variável.
Quanto ao tipo de instalação:
Externa – instalada ao tempo;
Abrigada – protegida por um teto da ação direta de sol e de chuva;
Interna – instalada dentro da edificação; e
Móvel – montada permanentemente sobre um ou mais veículos.
Quanto ao tipo construtivo do equipamento:
Convencional – com equipamentos construtivamente independentes um do outro, a serem interligados por sistemas de conexão;
Em cabine metálica – com todo o equipamento e suas ligações montadas em fábrica num único abrigo metálico ou em blocos ajustados entre si; e
Blindada – quando os barramentos e os equipamentos principais são dotados de invólucros blindados e envolvidos em um meio isolante que pode ser ar ou SF6.
Quanto à natureza da corrente elétrica:
De CA – sem alteração da frequência e do número de fases;
Conversora de fases – destinada a converter a energia de uma frequência para outra diferente;
Alternadora – destinada a converter energia de CC para CA;
Retificadora – destinada a converter energia de CA para CC; e
Mutadora – destinada a converter energia de CA para CC e vice-versa.
A Figura 2.2 mostra um esquema de um sistema de transmissão de energia e aponta a posição de cada tipo de subestação dentro do sistema desde a geração até o consumidor final. �
Figura 2.2 – Sistema simplificado de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.
Fonte: Mamede, J. Instalações Elétricas Industriais - 7ª edição, LTC, Rio de Janeiro, 2007 pagina 577.
 Aspectos Relevantes
Quando se planeja construir uma subestação, o aspecto de maior importância está na escolha da definição da topologia adotada na subestação para o sistema elétrico. Este nada mais é do que um diagrama unifilar simplificado da subestação que inclui, basicamente, os dispositivos de chaveamento (manobras) e de proteção principais. 
Uma escolha criteriosa leva em conta vários fatores, muitos deles inter- relacionados e nem sempre separáveis como veremos na Tabela 1. �
Tabela 1 – Fatores importantes para um projeto de subestação
	Fatores
	Aspectos Relevantes
	Técnicos
	Continuidade de suprimento, requisitos
operacionais e de manutenção.
	Econômicos
	Disponibilidade financeira, custos de implantação e de manutenção, custo das perdas, custos das interrupções de
serviço.
	Locais
	Área necessária, condições climáticas e
ambientais,	implicações	ecológicas	e estéticas.
	Político e Sociais
	Predominantes	em	empreendimentos
pioneiros ou de interesse público
	Ampliações
	Previsão para uma expansão futura da
subestação
Fatores Técnicos
O fornecimento ininterrupto de energia e o custo de implantação são motivos para uma análise custo x benefício. A continuidade no fornecimento a uma determinada carga é afetada pelo número de interrupções em um determinado período, bem como a sua duração. A continuidade no fornecimento não depende apenas da subestação em si, mas também dos circuitos, LTs, geração, etc. a ela conectados. 
Uma análise técnica vai determinar fatores muito importantes para o dimensionamento da SE, tais fatores podem ser o tipo de consumidor que estará
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utilizando a SE, e quanto tempo pode haver desligamento para manutenção em suas instalações, prevendo assim a instalação de equipamentos reservas se necessário, no caso de um defeito, quebra ou queima de um equipamento do circuito, se este pode permanecer desligado até que seja consertado ou substituído pelo reserva. [3]
Fatores Econômicos
Para que um projeto de uma SE seja economicamente viável é importantíssimo que o dimensionamento da mesma seja realizado conforme os parâmetros básicos de potência, previsão de carga futuras, planejamento regional bem como taxas de crescimento, pois, os transformadores representam o maior percentual de custo de equipamentos em uma SE, conforme demonstra a Tabela 2. [3]
Tabela 2 – Fatores econômicos importantes para um projeto de subestação
	Equipamentos de Transformação AT
	48 a 55%
	Sistemas de Controle Supervisão e
Medição
	15 a 25%
	Obras Civis Estruturais e Conexões de
AT
	20 a 30%
	Montagens Eletromecânicas
	10%
Fonte: CEFET MG. Esquemas ElétricosBásicos das Subestações Elétricas. Minas Gerais: Subestações, 2006.
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 Fatores Locais
Quanto maior é a complexidade do esquema elétrico da SE maior será a área necessária de utilização. Dependendo das condições ambientais e climáticas da região requer cuidados para limpeza e proteção dos equipamentos da SE. Se a SE estiver em zonas urbanas há implicações ecológicas e estéticas requisitando projetos arquitetônicos e paisagísticos da SE. [3]
 Fatores Políticos e Sociais
Fatores políticos são aqueles subordinados aos interesses do governo e consequentemente aos órgãos regulamentadores e fiscalizadores do sistema elétrico brasileiro. [3]
Já fatores sociais, vêm associados à necessidade decorrentes do crescimento demográfico da população associadas à economia. [7]
 Fatores Associados às Ampliações
O conhecimento prévio das possíveis ampliações facilita a implantação dos esquemas elétricos em todas as etapas, sem obras complexas e sem interrupção no fornecimento de energia. Um bom planejamento deve permitir a evolução desde um esquema elétrico simples até um estágio complexo, de forma satisfatória e confiável. Se a ampliação da SE não tiver sido prevista, pelo menos deve haver disponibilidade de área para efetivá-la. [3]
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Projeto Civil
Esta etapa consiste no levantamento e análise topográfica completa da área a ser utilizada, adjacências e acessos. Também são feitas sondagens em pontos essenciais para verificar a natureza do solo e resistividade para dimensionamento das fundações, drenagem e movimentação de terra, bem como dimensionar os equipamentos eletromecânicos da SE. [7]
São feitas plantas estruturais das vigas com layout definido da SE, com vistas e seções típicas trazendo todo o dimensionamento de estruturas metálicas e de concreto. Plantas com arquitetura das edificações e com fachadas, alvenaria e acabamentos tendo também arruamento, cercas e jardins. Basicamente no projeto civil, deve ter os seguintes itens dimensionados:
Terraplanagem e fundações;
 Drenagem de águas pluviais e pavimentação;
Instalações hidráulicas e sanitárias;
Edificações com arquitetura da casa de comando;
Arruamento, cercas perimetrais, com detalhes de fechamento e aterramento e jardins;
Bases para estruturas e suportes de barramento e equipamentos, estruturas metálicas e de concreto;
Canaletas ou dutos complementares para cabos de controle;
Empedramento do pátio;
Iluminação com detalhes de tomadas, luminárias e etc.;
Diagrama isométrico com os respectivos esforços;
Planta de situação; e
Planta de localização. �
EQUIPAMENTOS ELETROMECÂNICOS
Usualmente, os sistemas elétricos têm como principais equipamentos eletromecânicos:
Transformadores (potência, TC, TP);
Chaves seccionadoras (manobras);
Disjuntores (manobras e proteção); e
Barramentos e cabos (interligações).
 Transformadores de Potência
Os equipamentos de transformação são equipamentos de operação estática que, por meio de indução, transfere energia de um circuito, chamado primário para um ou mais circuitos chamados de secundário e terciário, sendo, no entanto, mantida a mesma frequência, porém com tensões e correntes distintas. [4]
Sem os transformadores de potência, Figura 2.3, seria praticamente impossível o aproveitamento econômico da energia elétrica, pois a partir deles foi possível a transmissão em tensões cada vez mais altas, possibilitando grandes economias nas linhas de transmissão em trechos cada vez mais longos. [4]
Figura 2.3 – Transformador 100 MVA, 242 kV.
Fonte: Catalogo da empresa WEG de transformadores de serviço e subestações, 2010.
Os transformadores de potência são classificados segundo o seu meio isolante, podendo ser a óleo mineral, a líquidos isolantes sintéticos pouco inflamáveis (silicone) e secos. [4]
O óleo mineral (derivado do petróleo) e os líquidos isolantes sintéticos usados em transformadores possuem duas funções principais: isolar, evitando a formação de arco entre dois condutores que apresentem uma diferença de potencial, e resfriar, dissipando o calor originado da operação do equipamento. São de emprego generalizado em sistemas elétricos de potência. [4]
Os transformadores a seco utilizam o ar circulante como meio isolante e refrigerante, possuindo isolamento com classe térmica B (130 ºC), classe térmica F (155 ºC) ou classe térmica H (180 ºC). Esses transformadores são de emprego bastante específico por tratar-se de um equipamento de custo muito elevado, comparativamente aos transformadores de líquido isolante. São empregados onde os perigos de incêndio são muito elevados, tais como refinarias de petróleo, indústrias petroquímicas, interior de áreas comerciais e industriais, etc. [4]
O dimensionamento é feito conforme normas para transformadores de potência, exemplos são:
NBR 5356 - Transformador de Potência – Especificação;
NBR 5034 – Buchas para Tensões Alternadas Superiores a 1 kV; e
NBR 5416 – Aplicação de Cargas a Transformadores de Potência – Procedimento. Para o dimensionamento de um transformador de potência devem ser considerados no mínimo os seguintes aspectos:
Níveis de tensão de transformação;
Potência a ser transferida;
Faixas de variação de tensão;
Faixas aceitáveis de impedância;
Níveis de curto-circuito;
Proteção por para-raios;
Existência de compensação reativa no terciário;
Sobretensões;
Na Figura 2.4 a representação do circuito elétrico referente a um transformador de potência, onde o enrolamento primário é identificado pelas resistências “R1” e “R1a” e as reatâncias “X1” e “X1a” e o secundário é identificado através da resistência “R2” e a reatância “X2”. [5]
Figura 2.4 – Circuito elétrico equivalente de um transformador.
Fonte: Mamede, J. Manual de Equipamentos Elétricos - 3ª edição, LTC, Rio de Janeiro, 2009.
Transformadores de Corrente (TC)
Os transformadores de corrente, Figura 2.5, são equipamentos que permitem aos instrumentos de proteção e medição funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem correntes elevadas circulando pelos mesmos. Ele faz a relação de corrente que passa pelo sistema de transmissão tornando-a um nível mais baixo e seguro. [4]
Figura 2.5 – Transformador de corrente de 72,5 kV.
Fonte: Site da empresa WEG de transmissão e distribuição de energia, 2010.
O dimensionamento é feito conforme normas para transformadores de corrente, exemplos são:
NBR 6546 – Transformadores para Instrumentos;
NBR 6821 – Transformador de Corrente – Método de Ensaio; e
NBR 6856 – Transformador de Corrente – Especificação.
Os transformadores de corrente são divididos em duas classes de serviço, de proteção que tem uma classe de exatidão de até 30% ou medição que tem uma classe de exatidão de 1,5%. [4]
Existem vários tipos construtivos de TCs conforme sua utilização no sistema elétrico são eles:
Tipo enrolado;
Tipo barra;
Tipo janela;
Tipo bucha; e
Tipo núcleo dividido.
Para o dimensionamento de um transformador de corrente devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Corrente nominal e relação nominal;
Tensão máxima do equipamento e nível de isolamento;
Frequência nominal;
Carga nominal;
Classe de exatidão;
Numero de núcleos para medição e proteção;
Fator térmico;
Corrente térmica nominal;
Corrente dinâmica nominal; e
Uso interno ou externo.
Na Figura 2.6 a representação do circuito elétrico referente a um transformador de corrente. Onde “Ih” é a corrente no primário, “Ih/n” é a corrente no secundário após a transformação, “Ie” é a corrente de excitação, “IL” é a corrente de dispersão, “ZL” é a impedância de dispersão e “Xm” perdas no núcleo e de excitação. [5]
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Figura 2.6 – Circuito elétrico equivalente de um transformador de corrente.
Fonte: Mamede, J. Manual de Equipamentos Elétricos - 3ª edição, LTC, Rio de Janeiro, 2009.Transformadores de Potencial (TP)
O transformador de potencial TP, Figura 2.7, é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em derivação ao sistema elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle. [4]
Figura 2.7 – Transformadores de potencial de 420, 245, 145 e 72,5 kV.
Fonte: Site da empresa WEG de transmissão e distribuição de energia, 2010.
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são:
�Existem dois tipos de características elétricas construtivas de TPs que
TP do tipo indutivo (TPI) para utilização até 138 kV por apresentarem
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uma construção mais simples e um custo mais baixo; e
TP do tipo capacitivo (TPC) são utilizados para tensões iguais ou superiores a 138 kV, apresentam uma construção mais elaborada, por isso, tem alto custo.
O dimensionamento é feito conforme normas para transformadores de potencial, exemplos são:
NBR 6546 – Transformadores para Instrumentos;
NBR 6855 – Transformadores de Potencial Indutivos;
NBR 10022 – Transformador de potência com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV - Características específicas – Padronização.
Para o dimensionamento de um transformador de potencial devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Tensão máxima do equipamento e níveis de isolamento;
Frequência nominal;
Carga nominal;
Classe de exatidão;
Números de enrolamentos secundários;
Relação de transformação nominal;
Conexão dos enrolamentos secundários;
Carregamento máximo dos enrolamentos secundários;
Potência térmica nominal de cada enrolamento; e
Uso interno ou externo.
Abaixo a representação do circuito elétrico referente a um transformador de potencial indutivo TPI, Figura 2.8 e um transformador de potencial capacitivo TPC, Figura 2.9.
Figura 2.8 – Circuito elétrico equivalente de um transformador de potencial indutivo TPI.
Fonte: CIGRÉ, Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Equipamentos Elétricos – Especificação e Aplicação em Subestações de Corrente Alternada. Rio de Janeiro: Furnas / UFF, 1985.
Figura 2.9 – Circuito elétrico equivalente de um transformador de potencial capacitivo TPC.
Fonte: CIGRÉ, Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica. Equipamentos Elétricos – Especificação e Aplicação em Subestações de Corrente Alternada. Rio de Janeiro: Furnas / UFF, 1985.
Onde “Es” é o gerador equivalente do sistema, “Rp” e “Xp” são resistência e reatância do enrolamento primário, “Rs” e “Xs” são resistência e reatância do enrolamento secundário, “Lm” é a indutância de magnetização do núcleo, “Rfe” é a resistência representativa do ferro e “Zb” é a carga secundária. [4]
Chaves Seccionadoras
As chaves seccionadoras, Figura 2.10, são dispositivos destinados a isolar equipamentos ou zonas de barramentos, ou ainda, trechos de LTs. [4]
Figura 2.10 – Chaves seccionadoras com abertura vertical.
Fonte: Catalogo da empresa WEG de seccionadoras, 2010.
Existem vários tipos construtivos de chaves seccionadoras, conforme seu tipo de abertura e sua utilização no sistema elétrico são eles:
Abertura vertical;
Abertura lateral;
Vertical reverso;
Dupla abertura lateral;
Semipantográfica horizontal;
Semipantográfica horizontal e vertical;
Abertura central;
Semipantográfica vertical; e
Pantográfica.
O dimensionamento é feito conforme normas nacionais e internacionais para chaves seccionadoras, exemplos são:
NBR IEC 62271-102 – Equipamentos de alta tensão – Seccionadoras e chaves de aterramento;
NBR IEC 60694 - Especificações comuns para normas de equipamentos de manobra de alta-tensão e mecanismos de comando;
IEC 129 – Alternating Current Disconnectors (Isolators) and Earthing Switches; e
IEC 265 – High-Voltage Switches;
Para o dimensionamento de uma chave seccionadora devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Tensão nominal;
Níveis de isolamento;
Frequência Nominal;
Corrente Nominal;
Corrente de curto circuito;
Esforços mecânicos nominais sobre os terminais;
Tensão nominal de alimentação dos dispositivos de operação e/ou circuitos auxiliares; e
Capacidade de interrupção e de estabelecimento da corrente dos seccionadores e chaves terra.
Disjuntores
Os disjuntores, Figura 2.11, são os principais equipamentos de proteção, bem como os mais eficientes dispositivos de manobra em uso nas redes elétricas. Possuem capacidade de fechamento e abertura que devem atender a todos os pré- requisitos de manobra sobre condições normais e de contingência de operação. [5]
Figura 2.11 – Disjuntor a gás SF6, 36 kV.
Fonte: Site da empresa WEG de transmissão e distribuição de energia, 2010.
Além dos estados estacionários (fechado e aberto), definem-se ambos os estados transitórios da manobra de fechamento (ligamento) e de abertura (desligamento). No estado ligado ou fechado, o disjuntor deve suportar a corrente nominal da linha, sem ultrapassar os limites de temperatura permitidos. No estado desligado ou aberto, a distância de isolamento entre contatos deve suportar a tensão de operação, bem como as sobretensões internas, devido a surtos de manobra ou descargas atmosféricas. [5]
Quanto à manobra de fechamento, o disjuntor deve, no caso de curto- circuito, atingir corretamente sua posição de fechado e conduzir a corrente de curto- circuito. No caso de abertura, o disjuntor deve suportar todos os casos de manobra possíveis na rede na qual está instalado. [5]
É importante lembrar que disjuntores, frequentemente instalados ao tempo, permanecem meses a fio no estado estacionário ligado, conduzindo a corrente nominal sobre condições climáticas as mais variáveis, proporcionando, às vezes, variações de temperatura de várias dezenas de graus, agentes atmosféricos agressivos a vários de seus componentes e outras condições adversas. Após todoesse tempo de inatividade operacional mecânica, o disjuntor deve estar pronto para interromper correntes de curto-circuito, sem o menor desvio das especificações, por isso a necessidade de fazer manutenções preditivas após curtos períodos. É fácil perceber então que uma confiabilidade total é exigida dos disjuntores de potência e deve ser consequência de um projeto racional e de um controle de qualidade extremamente rigoroso, que vai desde a seleção de matérias primas, passando por: ensaio de materiais, controle dos processos de fabricação, ensaios de subconjuntos, até os ensaios finais. [5]
O dimensionamento é feito conforme normas para disjuntores, exemplos
são:
NBR IEC 62271-100 – Equipamentos de alta tensão – Disjuntores de
Alta Tensão de Corrente Alternada; e
NBR 7102 – Ensaios Sintéticos em Disjuntores de Alta Tensão. Existem vários tipos construtivos de disjuntores são eles:
Disjuntores a óleo;
Disjuntores a ar comprimido;
Disjuntores a SF6; e
Disjuntores a vácuo.
Para o dimensionamento de um disjuntor devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Corrente nominal;
Frequência nominal;
Duração nominal da corrente de curto circuito;
Corrente de curta duração admissível;
Valor da crista da corrente admissível;
Características dielétricas;
Tensão nominal;
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico;
Tensão suportável nominal de impulso de manobra;
Características relativas à manobra de correntes de falta;
Tempo de interrupção nominal;
Capacidade de interrupção nominal em curto-circuito;
Capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito;
Tensão de reestabelecimento transitória; e
Condição de abertura em discordâncias de fases.
Reatores Derivação
Em sistemas de potência, os reatores em derivação, Figura 2.12, são empregados para controlar as tensões nos barramentos, em regime permanente, compensando a capacitância das linhas de transmissão no período de carga leve, e para a redução dassobrecorrentes, nos surtos de manobra. Para atender a essas funções, a característica “tensão x corrente” deve ser linear até um determinado valor de tensão. Isso é conseguido com reatores com núcleo de ar ou reatores com núcleo de ferro e entreferros, sendo estes últimos os de maior utilização em sistemas de potência. [4]
Figura 2.12 – Reator em derivação.
Fonte: Site da empresa WEG de transmissão e distribuição de energia, 2010.
Os reatores em derivação podem ser de ligação permanente ou manobrável através de disjuntores, e eles podem ser classificados de acordo com a sua localização, quanto ao número de fases e segundo o tipo de núcleo.
O dimensionamento é feito conforme normas para reatores de potência, exemplos são:
NBR 5119 – Reatores para Sistema de Potência – Especificação; e
NBR 7569 – Reatores para Sistema de Potência – Métodos de Ensaio.
Para o dimensionamento de um reator em derivação, devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Nível de tensão;
Potência reativa;
Proteção por para-raios;
Sobretensões; e
Características ambientais.
Capacitores Derivação
O planejamento do sistema elétrico brasileiro tem optado pela instalação de grandes blocos de capacitores, Figura 2.13, com o objetivo de se diminuir os custos e otimizar o desempenho do sistema. O objetivo básico de uma compensação reativa capacitiva é de compensar o fator de potência das cargas, refletindo-se, principalmente, no aumento da tensão nos terminais da carga, indiretamente, melhorando a regulação de tensão, reduzindo perdas na transmissão e o custo do sistema e liberando a capacidade de demanda do sistema. [4]
Figura 2.13 – Capacitores de potência.
Fonte: Catalogo da empresa SHREEM de capacitores de potência, 2010.
O dimensionamento é feito conforme normas para capacitores de potência, exemplos são:
NBR 5282 – Capacitores de potência em derivação para sistema de tensão nominal acima de 1000 V;
NBR 12479 – Capacitores de potência em derivação para sistema de tensão nominal acima de 1000 V – Características elétricas e construtivas – Padronização.
Para o dimensionamento de um capacitor em derivação devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Unidades capacitivas:
Tensão nominal e níveis de isolamento;
Tensão máxima suportada pelos capacitores sem perda acelerada de
�
vida;
Máxima potência contínua;
Potência reativa à tensão nominal; e
Regime de funcionamento (fixo ou automático)
Tensão e corrente transitória de energização mais desfavorável com número provável de energizações por dia (módulo, frequência e amortecimento); e
Uso interno ou externo.
Capacitores Série
Os capacitores série são utilizados em sistemas de transmissão para diminuir a reatância série das linhas e, por conseguinte, a distância elétrica entre as barras terminais. A utilização de capacitores série apresenta as vantagens do aumento da capacidade de transmissão de potência da linha, aumento da estabilidade do sistema, diminuição das necessidades de controle da tensão, pois propicia menor queda de tensão ao longo da linha, melhor divisão de potência entre linhas, reduzindo as perdas globais do sistema e economia nos custos, quando comparados com alternativas tecnicamente possíveis. Havendo a desvantagem de elevar a tensão a níveis superiores aos desejados.[4]
O dimensionamento é feito conforme normas para capacitores de potência, exemplo:
NBR 8763 – Capacitores Série Para Sistemas de Potência.
Para	o	dimensionamento	de	um	capacitor	em	série,	devem	ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Tensão nominal e máxima;
Frequência;
Características de isolamento;
Corrente nominal;
Reatância nominal;
Potência nominal;
Sistema de proteção do banco; e
Capacidade de sobrecarga.
	
Buchas
As buchas são empregadas para a passagem de um condutor de alta tensão através de uma superfície aterrada, como o tanque de um transformador ou de um reator. As buchas devem ser capazes de transportar as correntes dos equipamentos em regime normal de operação e de sobrecarga, de manter o isolamento, tanto para a tensão nominal quanto para as sobretensões, e de resistir a esforços mecânicos. [5]
As buchas, de acordo com suas funções, podem ser classificadas em buchas de terminais de linha, buchas de terminais de neutro e buchas de terciário.
O dimensionamento é feito conforme normas para buchas que é:
NBR 5034 – Buchas para Tensões Superiores a 1 kV.
Para o dimensionamento de uma bucha, devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Tensões nominais dos equipamentos;
Correntes nominais dos equipamentos;
Níveis de isolamento dos equipamentos;
Proteção por para-raios;
Sobretensões;
Níveis de curto-circuito; e
Características ambientais.
Para-raios
Os equipamentos de uma subestação podem ser solicitados por sobretensões provenientes de manobras no sistema ou de descargas atmosféricas. Com o objetivo de impedir que estes equipamentos sejam danificados, é necessária a instalação de dispositivos de proteção contra sobretensões, sendo os para-raios, Figura 2.14, os equipamentos mais adequados para esta finalidade. Atuam como limitadores de tensão, impedindo que valores acima de um determinado nível pré- estabelecido possam alcançar os equipamentos para os quais fornecem proteção. [4]
Figura 2.14 – Para-raios.
Fonte: Site da empresa WEG de transmissão e distribuição de energia, 2010.
De uma forma geral, pode-se afirmar que se trata de um equipamento bastante simples do ponto de vista construtivo. Um para-raios é constituído de um elemento resistivo não linear associado ou não a um centelhador em série. Em operação normal, o para-raios é semelhante a um circuito aberto. Quando ocorre uma sobretensão, o centelhador dispara e uma corrente circula pelo resistor não linear impedindo que a tensão nos seus terminais ultrapasse um determinado valor, como mostra a Figura 2.15 que representa o circuito elétrico equivalente de um para- raios. É possível a eliminação do centelhador, utilizando-se somente o resistor não linear se o material não linear apresentar uma característica suficientemente adequada para esta finalidade. Os elementos utilizados no componente não linear são o carboneto de Silício (SiC) e o óxido de zinco (ZnO). [5]
Figura 2.15 – Circuito elétrico equivalente de um para-raios.
Fonte: Mamede, J. Manual de Equipamentos Elétricos - 3ª edição, LTC, Rio de Janeiro, 2009. São o dimensionamento é feito conforme normas para para-raios, exemplo:
NBR 5287 e NBR 5309 – Para-raios de Resistor Não Linear a Carboneto
de Silício para Sistemas de Potência;
NBR 5424 – Guia de aplicação de para-raios de resistor não linear a sistemas de potência;
NBR 6939 – Coordenação de Isolamento; e
NBR 8186 – Guia de Aplicação de Coordenação de Isolamento – Procedimento.
Para o dimensionamento de um para-raios devem ser observados no mínimo os seguintes aspectos:
Tensão de interrupção;
Tensão máxima de disparo para onda escarpada;
Tensão máxima de disparo para impulso atmosférico;
Tensão máxima de disparo para impulso de manobra;
Nível de proteção a impulso de manobra;
Tensão residual;
Tensão mínima de disparo à frequência industrial; e
Capacidade de absorção de energia.
Relés
Relés de proteção, Figura 2.16, são dispositivos encarregados de supervisionar a SE, eles comparam os parâmetros reais com o seu pré-ajuste, e ao detectar anormalidades, atua diretamente sobre um equipamento ou um sistema, retirando de operação os equipamentos e/ou componentes envolvidos com a anormalidade, além de acionar circuitos de alarme quando necessário. Por outro lado, também pode ser o elemento que, satisfeitas certas condições de normalidade, irá dar a permissão para a energização de um equipamento ou de um sistema. 
Figura 2.16 – Relé Digital.
Fonte: Site da empresa ABB de transmissão edistribuição de energia, 2010.
Em resumo sua finalidade é:
Medir as grandezas atuantes;
Comparar os valores medidos com os valores pré-ajustados;
Operar (ou não) em função do resultado dessa comparação;
Acionar a operação de disjuntores ou de relés auxiliares; e
Sinalizar sua atuação via indicador de operação visual e/ou sonoro.
O relé consiste basicamente de um elemento de operação que monitora e controla grandezas. O elemento de operação recebe a informação de corrente e/ou tensão através dos transformadores de instrumentos, TPs e TCs, compara a grandeza medida com um ajuste pré-estabelecido e transforma o resultado num movimento dos contatos se necessário.
De uma maneira geral, o dimensionamento dos relés, é feita da seguinte
forma:
Aspectos construtivos - relés eletromecânicos, eletrônicos ou estáticos,
digitais e numéricos;
Atuação no circuito a proteger - atuação direta e indireta;
Instalação - relé primário ou secundário;
Corrente de ajuste - tracionamento na mola; variação de entreferro; mudança de tap na bobina magnetizante; variação de elementos no circuito; controle por software; e
Tempo de Atuação - relé instantâneo e temporizado, podendo este ser de tempo definido ou inverso, moderadamente inverso, muito inverso e extremamente inverso.
O dimensionamento pode ser feito conforme normas nacionais para relés de proteção como:
NBR IEC 60255-8 – Relés Elétricos.
No anexo C está uma tabela com os principais requisitos para o dimensionamento dos equipamentos elétricos estudados.
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Simbologia dos Equipamentos
O diagrama da Figura 2.17 mostra um sistema elétrico simples de uma subestação com os principais equipamentos através de sua simbologia disposto no projeto. 
Figura 2.17 – Simbologia dos equipamentos.
Fonte: PAREDES, A. E. R. O. Integração de Sistemas de Supervisão, Proteção e Automação de Subestações de Energia Elétrica. 2002. 215 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica). Universidade Federal de Itajubá.
Barramentos
A configuração dos barramentos de uma SE influi de forma decisiva na flexibilidade, tanto da sua operação quanto da sua manutenção. A possibilidade de se atender a todos os consumidores, mesmo durante um defeito, é uma característica bastante desejável em uma SE. 
Arranjos básicos de SEs
Os barramentos podem ser classificados quanto à sua continuidade e quanto ao arranjo.
Quanto à continuidade:
Barramentos Contínuos: não existem chaves ou disjuntores particionando ou interrompendo o barramento; e
Barramentos Seccionados: o barramento é constituído por duas ou mais seções interligadas por chaves ou disjuntores, onde cada seção pode atender a um ou mais consumidores.
Quanto ao arranjo:
Barramentos Simples: Figura 2.18, a SE possui uma só barra de AT e/ou BT. Só são usados em pequenas SEs;
Figura 2.18 – Barramentos simples.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Barramentos Principal e de Transferência: Figura 2.19, este é o tipo de arranjo utilizado na maioria das SEs, pois oferece um bom plano de manutenção, principalmente devido à existência do disjuntor de interligação de barras, que pode substituir qualquer outro. Por ter dois barramentos, existe a possibilidade de manutenção de um deles, mantendo-se as cargas em outro, ainda que com imitações;
Figura 2.19 – Barramentos principal e de transferência.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Barramento Duplo: Figura 2.20, utiliza-se da possibilidade de separação das LTs em dois barramentos distintos. Normalmente, o disjuntor de interligação de barras também é utilizado. Este esquema impede, assim, a retirada das duas LTs devido a algum defeito em um dos barramentos. Consequentemente, a confiabilidade do sistema aumenta e o risco de perda da estabilidade do mesmo diminui;
Figura 2.20 – Barramentos duplos.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Barramento em Anel: nesta configuração há uma boa flexibilidade para manutenção dos disjuntores, sem interrupção do fornecimento de energia existem 3 tipos quanto a continuidade que são:
Os tipos contínuo, Figura 2.21, são normalmente contidos em cabines, até 34,5 kV, com disjuntores removíveis, porque qualquer defeito no barramento tiraria toda SE de serviço.
Figura 2.21 – Barramentos em anel contínuos.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Já os tipos seccionados, Figura 2.22, oferecem a possibilidade de manutenção em qualquer trecho dos mesmos. Neste caso, para isolamento de um defeito, haverá sempre a necessidade de se acionar dois disjuntores simultaneamente. Isso, teoricamente, aumenta o risco de falhas.
Figura 2.22 – Barramentos em anel seccionados.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Um caso particular do barramento em anel é o chamado “Anel Modificado”, Figura 2.23. Neste caso, dependendo da posição da linha, até três disjuntores precisam ser acionados para isolamento do defeito. 
Figura 2.23 – Barramentos em anel modificado.
Fonte: ELETROBRÁS, Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Diretrizes Básicas Para Projetos de Subestações Tipo Convencional Aberto. Rio de Janeiro: DPE, 1982.
Tipos
Para barramentos em subestações os mais utilizados são os seguintes tipos de perfis:
Barras chatas: podem ter seções retangulares ou possuírem formas em U, em V ou em C. Possuem a vantagem de ter uma grande superfície de resfriamento, por isso são usadas para altas correntes e baixas tensões;
Vergalhões: seções circulares maciças, usado para baixas correntes em pequenas subestações e cubículos de baixa tensão;
Tubos: possuem melhor refrigeração do que os vergalhões devido ao maior perímetro, portanto são melhores para transportar maiores correntes. Além disso, a forma tubular apresenta melhor comportamento mecânico do que a forma maciça. São frequentemente usados para subestações de ate 138 kV. 
Na Tabela 3 vemos os tipos de perfis mais utilizados e disponíveis no
mercado.
Tabela 3 – Tipos de Perfis
	Alguns Perfis Disponíveis no Mercado
	Barras Chatas
	
	Perfil em U
	
	Vergalhão
	
	Tubo
	
Fonte: Mamede, J. Manual de Equipamentos Elétricos - 3ª edição, LTC, Rio de Janeiro, 2009.
Dimensionamento
Para dimensionamento de barramentos devem ser observados os seguintes dados:
Corrente de serviço;
Corrente de curto-circuito;
Tempo de exposição;
Frequência;
Distancias entre apoios;
Distancia entre fases;
Tempo de atuação das proteções;
Material do barramento;
Modulo de elasticidade; e
Carga de segurança a flexão. [5]
Com	estes	dados	dimensiona-se	o	barramento	para	suportar	as características do sistema através de três critérios que são:
Critério elétrico: a determinação através da corrente nominal é feita quando há equilíbrio térmico entre o calor gerado pela corrente ao passar pelo condutor por efeito Joule e o calor dissipado no ambiente. Fabricantes determinam a
capacidade de condução dos barramentos através de processos experimentais e ensaios. Tabelas de fabricantes relacionam diâmetro do barramento, corrente nominal e temperatura;
Critério térmico: esse critério serve para evitar recozimento do barramento durante o tempo de curto-circuito. Para correntes de curto-circuito todo calor produzido na barra causa aumento de temperatura, porque devido ao curto tempo de existência da falhanão existem perdas por radiação. Os parâmetros considerados são a área de seção do barramento, tipo do material, duração do curto circuito e temperatura inicial e final do barramento; e
Critério mecânico: cálculo de momento fletor, máxima tensão de tração de esforços mecânicos pelo próprio peso do barramento, peso dos acessórios, carga do vento, carga do curto-circuito e forças eletromagnéticas que atuam nos barramentos pela circulação de corrente. 
Cabos
Na SE os cabos podem ser utilizados como barramento dependendo de sua configuração, ambiente e corrente. Os cabos também são utilizados para interligação de equipamentos. 
Tipos
Para barramentos flexíveis são usados normalmente cabos de cobre e alumínio nu. São cabos usados em sistemas de potência:
AAC (All Aluminium Conductor): condutor totalmente em alumínio. Tem uma alta relação peso condutividade. Devido a esse fator é recomendado para o uso em áreas urbanas com limitações de espaço onde os vãos da SE são curtos e necessita-se de alta condutividade. É o cabo mais utilizado em uma SE;
ACSR (Aluminium Conductor Stell Reinforced): condutor de alumínio com alma de aço (CAA). Devido a sua alta resistência mecânica, tem uma alta condutividade. É recomendado para o uso em linhas de transmissão em áreas rurais onde os vãos são maiores;
AAAC (All Aluminium Alloy Conductor): condutor de liga de alumínio. Tem alta resistência mecânica e condutividade semelhante aos dois primeiros porém tem uma resistência a corrosão superior. É usado em áreas costeiras e demais áreas onde há uma agressividade maior do ambiente no material e onde não é aplicável o uso do cabo ASCR;
ACAR (Aluminium Conductor Alloy Reinforced): condutor de alumínio, reforçado com fios de liga de alumínio. Esse condutor tem uma relação peso condutividade parecida com a do ACSR, porém com uma resistência a corrosão maior. [5]
Já para interligação de equipamentos em uma SE são utilizados cabos de potência com isolação para tensões máximas de 35 kV conforme NBR 6251, tais como:
PVC/A (Plolicloreto de Vinila);
PE (Polietileno Termoplastico);
EPR, HEPR e EPR 105 (Borracha etilenopropileno);
XLPE (Polietileno reticulado quimicamente); e
TR	XLPE	(Polietileno	reticulado	quimicamente	retardante	a arborescência).
Dimensionamento
O dimensionamento de cabos para o uso como barramentos tem os mesmos critérios de dimensionamento dos barramentos rígidos, mostrado anteriormente. Já para o dimensionamento de cabos para interligação, devem ser observados e calculados conforme critérios da norma da ABNT 14039:
Seção mínima permitida para o dimensionamento;
Corrente nominal;
Queda de tensão;
Sobrecarga;
Curto-circuito; e
Contatos indiretos. 
Aterramento
Deve ser dimensionado para garantir a máxima segurança ao pessoal de serviço para que não haja tensões de passo e toque superiores aos limites admissíveis, sob quaisquer condições e a instalação deve ter baixa resistência para a terra e limitar qualquer possível elevação de potencial à terra na SE, conforme norma ABNT NBR 15751. Existem programas de cálculos e otimização de redes de aterramento que exigem, porém, bom conhecimento das características do terreno tanto nas camadas superficiais como as subjacentes e admitem certos graus de uniformidade no mesmo. Para projetar o aterramento, o projetista deve ter em mãos dados sobre a geologia do terreno e sua resistividade, se houver uma homogeneidade nas camadas do solo, os softwares poderão fazer com grande confiabilidade o aterramento. Porém, se o solo for heterogêneo, será necessário efetuar sua construção em duas etapas:
Instalar de inicio a malha dimensionada; e
Medir sua resistência para terra em condições adversas e complementar se necessário com adição de novas hastes para diminuir a resistência até valores aceitáveis.
Quando a resistividade é realmente alta, mesmo recorrendo às camadas mais profundas com hastes maiores, pode ser necessário estender a malha de terra além dos limites de área construída para se obter valores adequados de resistência para terra, ou ser obrigatório seu reforço para se obter tensões de passo e toque adequadas.
A correção química do solo para reduzir sua resistividade pode ser eficiente, mas tem duração limitada há poucos anos, não é considerada como solução definitiva justamente por serem necessários controles periódicos e eventuais
repetições de tratamento. Caberia aplicá-la apenas quando não houvesse outra solução. Para evitar danos a terceiros, deve haver o aterramento de cercas e estruturas metálicas fora da SE. A necessidade de aterramento de cercas e portões se deve a possibilidade de transferência de potenciais perigosos da malha para pontos distantes, expondo pessoas a riscos de choques com tensões fatais. Caso a cerca se encontre sobre o terreno malhado, deve ser aterrada diretamente na malha. Em geral, a cerca limite de propriedade é distante da área malhada da subestação, neste caso, deve ser necessariamente isolada da malha. Caso alguma parte da cerca cruze a malha, este trecho deve ser isolado do restante da cerca e aterrado. Devem ser eliminados os possíveis caminhos de transferência de potenciais perigosos da malha para as áreas circunvizinhas, tais como: canos telefônicos, trilhos, etc. 
Distâncias de Segurança
Estas distâncias de segurança dimensionam a instalação e configuração da SE, que deverá suportar as sobretensões, os impulsos atmosféricos e os impulsos de manobra sem haver acidentes humanos e danos materiais. Em AT, a influência preponderante na determinação dessas distâncias é correspondente a determinados valores de tensão suportável dos equipamentos instalados na SE e da probabilidade de impulsos atmosféricos na região onde será instalada a SE. 
Proteção Contra Descargas Atmosféricas
A proteção contra descargas diretas e indiretas deve ser feita por meio de hastes montadas sobre as estruturas conforme norma ABNT 5419 ou então através de um cabo que passa por cima de toda a linha e serve como para-raios. Essa�
descarga deve ser extinta de modo a não causar danos ao sistema, por isso, para- raios e malha de aterramento são primordiais para o bom funcionamento da SE. 
Serviços Auxiliares
Serviços auxiliares são sistemas compostos por dispositivos e cargas necessárias à operação dos equipamentos principais de uma SE. Tal sistema abrange cargas, fontes de alimentação e subsistemas de manobra que interligam fontes e cargas. Geralmente, são dotados de subsistemas em corrente alternada e contínua. Um sistema de serviços auxiliares confiável eleva a confiabilidade da SE. Em geral, a confiabilidade deve ser alcançada com sistemas simples e seguros, que visem à facilidade de operação. 
Devem ser levado em consideração no projeto de uma SE as seguintes questões sobre serviços auxiliares:
Escolha de fontes;
Escolha dos níveis de tensão;
Levantamento e classificação das cargas internas da SE;
Necessidade ou não de fonte de emergência para o subsistema em corrente alternada (geradores) ou continua (banco de baterias);
Necessidade de automatização do sistema de serviços auxiliares; e
Tipo de retificadores e conjuntos de baterias.
Compatibilidade Eletromagnética
Uma subestação é um ambiente complexo, composto por equipamentos que ao mesmo tempo geram e são submetidos a campos eletromagnéticos severos e constantes. A compatibilidade eletromagnética dos equipamentos é vital para que a subestação não tenha seu funcionamento prejudicado por esse motivo todos os
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equipamentos passam por rigorosos testes de imunidade. A falta de imunidade eletromagnética de equipamentos ou sistemas é um fator típico para a perda de confiabilidade de uma instalação. Tal situação, resulta comumente da aquisição de equipamentos de baixa qualidade (ou baixo custo) e da falta de exigências de ensaios de compatibilidade eletromagnética por parte da concessionáriaquando da especificação ou compra de um novo equipamento. É imprescindível que todos os equipamentos de uma subestação tenham sido testados quanto a requisitos de compatibilidade eletromagnética, pois a falha de apenas um equipamento pode acarretar na falha do sistema como um todo. 
 Função no sistema elétrico:
4.0 SUBESTAÇÃO TRANSFORMADORA
É aquela que converte a tensão de suprimento para um nível diferente, maior ou menor, sendo designada, respectivamente, SE Transformadora Elevadora e SE Transformadora Abaixadora.
Geralmente, uma subestação transformadora próximas aos centros de geração é uma SE elevadora. Subestações no final de um sistema de transmissão, próximas aos centros de carga, ou de suprimento a uma indústria é uma SE transformadora abaixadora.
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Subestação Seccionadora, de Manobra ou de Chaveamento
É aquela que interliga circuitos de suprimento sob o mesmo nível de tensão, possibilitando a sua multiplicação. É também adotada para possibilitar o seccionamento de circuitos, permitindo sua energização em trechos sucessivos de menor comprimento.
 Modo de instalação dos equipamentos em relação ao meio ambiente:
Subestação Externa ou Ao Tempo
É aquela em que os equipamentos são instalados ao tempo e sujeitos portanto às condições atmosféricas desfavoráveis de temperatura, chuva, poluição, vento, etc., as quais desgastam os materiais componentes, exigindo portanto manutenção mais freqüente e reduzem a eficácia do isolamento.
Subestação Interna ou Abrigada
É aquela em que os equipamentos são instalados ao abrigo do tempo, podendo tal abrigo consistir de uma edificação e de uma câmara subterrânea.
Subestações abrigadas podem consistir de cubículos metálicos, além de subestações isoladas a gás, tal como o hexafluoreto de enxofre (SF6).
Principais Equipamentos de uma Subestação e suas Funções
 Equipamentos de Transformação
	Transformador de força
		Transformadores	de	instrumentos	(transformadores	de	corrente	e transformadores de potencial (capacitivos ou indutivos)
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Sem os transformadores de força seria praticamente impossível o aproveitamento econômico da energia elétrica, pois a partir deles foi possível a transmissão em tensões cada vez mais altas, possibilitando grandes economias nas linhas de transmissão em trechos cada vez mais longos.
Já os transformadores de instrumentos (TC’s e TP’s) têm a finalidade de reduzir a corrente ou a tensão respectivamente a níveis compatíveis com os valores de suprimento de relés e medidores.
 Equipamentos de Manobra
	Disjuntores
	Chaves seccionadoras
Os disjuntores são os mais eficientes e mais complexos aparelhos de manobra em uso de redes elétricas, destinados à operação em carga, podendo sua operação ser manual ou automática.
As chaves seccionadoras são dispositivos destinados a isolar equipamentos ou zonas de barramento, ou ainda, trechos de linhas de transmissão. Somente podem ser operadas sem carga, muito embora possam ser operadas sob tensão.
 Equipamentos para Compensação de Reativos
	Reator derivação ou série
	Capacitor derivação ou série
	Compensador síncrono
	Compensador estático
Desses equipamentos o que é utilizados com mais freqüência nas SE’s receptoras de pequeno e médio porte é o capacitor derivação. Assim, a
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abordagem do curso se concentrará neste equipamento que tem por finalidade básica corrigir o fator de potência do sistema elétrico.
 Equipamentos de Proteção
	Pára-Raios
	Relés
	Fusíveis
O pára-raios é um dispositivo protetor que tem por finalidade limitar os valores dos surtos de tensão transitantes que, de outra forma, poderiam causar severos danos aos equipamentos elétricos. Eles protegem o sistema contra descargas de origem atmosféricas e contra surtos de manobra.
Os relés têm por finalidade proteger o sistema contra faltas, permitindo através da atuação sobre disjuntores, o isolamento dos trechos de localização das faltas.
O fusível se destina a proteger o circuito contra curtos, sendo também um limitador da corrente de curto. Muito utilizado na indústria para a proteção de motores.
 Equipamentos de Medição
Constituem os instrumentos destinados a medir grandezas tais como corrente, tensão, freqüência, potência ativa e reativa, etc.
SISTEMA DE SUPRIMENTO
Em geral, a alimentação de uma industria é de responsabilidade da concessionária de energia elétrica. Assim, o sistema de alimentação vai depender da disponibilidade das linhas de transmissão existentes na região do projeto.
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O sistema de suprimento mais utilizado na	indústria de pequeno e médio porte é o radial simples mostrado esquematicamente na Figura 1.
Barra SE
da Concessionária
Linha de Distribuição
SE - Indústria
Chave Seccionadora
Disjuntor
Trafo 1	Trafo 2
Figura 1	Sistema Radial Simples
PRINCIPAIS ESQUEMAS DE SUBESTAÇÕES DE MÉDIA TENSÃO
Entre os vários esquemas de subestações de média tensão encontrados na prática, podem ser destacados, pela sua freqüência de utilização, a entrada direta e o barramento simples, descritos a seguir.
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Entrada direta
Em SE’s receptoras com uma só entrada e um só transformador não é necessário barramento, podendo ser prevista uma alimentação direta. A Figura 2 mostra esquemas de subestações com entrada direta.
Figura 2	Entrada Direta
Barramento Simples
Havendo mais de uma entrada, e/ou mais de um transformador em SE receptora o barramento simples é o esquema de maior simplicidade e menor custo, com confiabilidade compatível com este tipo de suprimento. A seguir são apresentadas figuras com as principais variações encontradas em SE’s de barramento simples.
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	Figura A e B
O defeito em qualquer transformador causa a abertura do disjuntor, desligando por completo a SE, cabe ao operador identificar a unidade afetada, isolá-la através dos respectivos seccionadores e providenciar o religamento do disjuntor.
(B)
	Figura C
Este esquema, utilizado em SE’s de maior porte, limita o desligamento ao transformador defeituoso, introduzindo disjuntor individual para cada transformador. O acréscimo de chaves de isolamento e de contorno (by- pass) dá maior flexibilidade à operação, às custas de maior complexidade nos circuitos de controle (aumentando os intertravamentos) e de proteção (adicionando transferência de disparo no caso de contorno de um disjuntor).
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 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
�	�	�
(C)
As figuras D, E, F e G apresentadas a seguir mostram esquemas para SE’s com duas entrada radiais, com um ou mais transformadores.
	Figura D
Este esquema só permite a alimentação da SE por uma entrada de cada vez, mediante intertravamento adequado, obrigando o desligamento momentâneo da carga quando for necessária a transferência de fonte.
 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
(D)
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	Figura E
Se as entradas puderem ser ligadas em paralelo, obtém-se maior confiabilidade com o esquema E, onde cada entrada sendo dotada de disjuntor próprio, pode ser desligada em caso de falha, independentemente de outra. Neste caso, o(s) disjuntor(es) não precisa(m) de chave de contorno face a existência da segunda entrada.
 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
(E)
	Figuras F e G
Havendo dois transformadores, pode ser seccionada a barra para tornar a operação mais flexível (F). Se for necessário evitar a interrupção total do suprimento ao ser desligado um transformador, instala-se um disjuntor para seccionar a barra (G).
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(F)
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(G)
As SE’s receptoras destinadas às indústrias que aparecerem com maior freqüência são na faixa de tensão de 13,8 a 69 kV, prevalecendo em sua grande maioria as SE’s de pequeno porte (13,8 kV). Assim, serão enfatizados tanto os esquemas comoo arranjo físico dessas SE’s.
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ESQUEMAS DE MANOBRA E ARRANJOS DE SE’S RECEPTORAS
Esquemas de Manobra de SE’s Receptoras
Os esquemas mais utilizados são os da figura A para as SE’s de 13,8 kV e B para as SE’s acima de 13,8 até 69 kV.
Arranjos Físicos de SE’s Receptoras
Neste item serão apresentados alguns dos principais arranjos utilizados nas SE’s receptoras.
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Arranjos Físico das Subestações de 13,8 kV
Os principais tipos de arranjos físicos característicos das subestações de 13,8 kV são:
 SE Abrigada
A Figura 3 apresenta um esquema típico de uma subestação abrigada em 13,8 kV.
Planta Baixa
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Corte A-A	Diagrama Unifilar
Figura 3	SE Abrigada
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 SE Ao Tempo
As Figuras 4 e 5 mostram alguns detalhes de SE’s de 13,8 kV ao tempo.
Figura 4	Vista Geral de SE de 13,8 kV Ao Tempo
Figura 5	Detalhe do Transformador: SE de 13,8 kV Ao Tempo
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 SE Semi-Abrigada
A Figura 6 apresenta a planta baixa de uma SE semi-abrigada de 13,8 / 4,16 kV. A Figura 7 mostra um corte.
Figura 6	SE Semi-Abrigada: Planta Baixa – SE 13,8 / 4,16 kV
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Figura 7	SE Semi-Abrigada: Corte A-A – SE 13,8 / 4,16 kV
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 SE Blindada ao Tempo
A Figura 8 apresenta uma SE blindada ao tempo.
Vista Frontal com Portas Externas Abertas
Diagrama Unifilar
Figura 8	SE Blindada ao Tempo
 SE Blindada Abrigada
A Figura 9 mostra uma SE blindada abrigada. Pode-se observar o transformador seguido de um disjuntor e TI’s.
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Vista Frontal
Corte A-A
Corte B-B	Diagrama Unifilar
Figura 9	SE Blindada Abrigada
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Arranjo Físico de uma Subestação de 69 kV
As Figuras 10 a 13 apresentam a vista geral e detalhes de equipamentos de uma SE de 69 kV.
Figura 10	Visão Geral: SE 15 MVA – 69 / 4,16 kV
Figura 11	Detalhe de Disjuntor de 69 kV a PVO
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Figura 12	Detalhe de TI’s de SE de 69 kV
Figura 13	Detalhe de um Transformador de uma SE de 69 kV
Na Figura 14 pode ser vista uma chave seccionadora de 69 kV com dupla abertura lateral montada horizontalmente.
Figura 14	Detalhe de Chave Seccionadora de uma SE de 69 kV
TABELAS PARA PROJETO DE SUBESTAÇÕES
	Serviço Interno
	Serviço Externo
	Fase-Fase
(mm)
	Fase-Neutro
(mm)
	Fase-Fase
(mm)
	Fase-Neutro
(mm)
	Mín
	Recomendado
	Mín
	Recomendado
	Mín
	Recomendado
	Mín
	Recomendado
	150
	200
	115
	150
	170
	300
	130
	200
Figura 15	Afastamento dos Barramentos de SE de 13,8 kV
	Distâncias Mínimas (m)
	25/34 kV
	69 kV
	138 kV
	230 kV
	Entre fases, para barras rígidas
	1,20
	2,15
	2,40
	3,60
	Entre fases, para barras flexíveis
	1,20
	2,50
	3,00
	4,50
	Entre fase e terra, para barras rígidas
	0,50
	1,50
	1,50
	2,50
	Entre fase e terra, para barras flexíveis
	0,50
	2,00
	2,20
	3,40
	Alturas mínima do solo, das partes vivas
	3,00
	4,00
	4,50
	5,00
	Altura mínima do solo, das partes em tensão reduzida a zero (porcelana, isoladores, etc.)
	
2,50
	
2,50
	
2,50
	
3,00
As chaves no barramento são consideradas como barras flexíveis.
As distâncias fase-terra de barras flexíveis são do ponto de flexa máxima ao solo.
Figura 16	Distâncias Mínimas
	
Demanda (kVA)
	Tubo ou Barra Retangular de Cobre
(mm2)
	Fio
Cobre Nu (AWG)
	Vergalhão de Cobre ( mm)
	ATÉ 700
	20
	4
	6,5
	De 701 a 2500
	50
	-
	8,5
Figura 17	Dimensionamento do Barramento de Alta Tensão de SE de
13,8 kV
SELEÇÃO DE NÍVEIS DE TENSÃO DAS SUBESTAÇÕES
Uma forma de estimar o nível da tensão de suprimento para instalações com potência acima de 1000 kW é através da seguinte fórmula:
	�
Onde:
�
T 	tensão (kV);
P 	potência instalada (MW)
�
É interessante ressaltar que esta é uma forma aproximada e a escolha definitiva do nível de tensão deve sempre submetida a uma análise das cargas por parte da concessionária. Deve-se conhecer os níveis de tensão disponíveis no local de implantação do projeto e a partir daí verificar se as necessidades do projeto são atendidas.
Após a seleção da tensão de suprimento, pode-se definir a tensão dos equipamentos. No caso de motores, é muito importante a escolha correta da tensão nominal em função da potência de forma a obter um equipamento mais econômico.
A tabela da apresenta uma relação tensão - potência utilizada na prática.
	Potência (cv)
	Tensão (V)
	Até 500
	380 ou 440
	500 – 1500
	2300
	1000 – 5000
	4000
	> 4000
	6600 ou 13200
Figura 18	Escolha da Tensão: Motores
DEFINIÇÃO DA POTÊNCIA DAS SUBESTAÇÕES PARA INDÚSTRIAS
A seguir serão apresentados dois exemplos para definição da potência de SE’s para indústrias.
Pequeno Porte
Uma indústria contém 12 motores de 10 cv alimentados pelo CCM1, 10 motores de 30 cv e 5 motores de 50 cv alimentados pelo CCM2. O QDL, responsável pela iluminação da indústria, alimenta 150 lâmpadas fluorescentes de 40 W e 52 incandescentes de 100 W. Todas essas cargas são alimentadas pelo QGF que é suprido pelo transformador da subestação.
Determinar as demandas do CCM1, CCM2, QDL, QDF e QGF e a potência necessária do transformador da subestação. Sabe-se que todos os motores têm fator de potência 0,85.
Obs: Considerar as potências dos motores em cv já incluindo o rendimento do motor.
Potência dos Motores
S10 cv = 10  0,736  8,66 kVA
0,85
�
S30 cv =
�30  0,736  25,98
0,85
�
kVA
�
�
S50 cv =
�50  0,736  43,29
0,85
�
kVA
�
Demanda dos Quadros de Distribuição
-	CCM1
DCCM1 = N10 cv x S10 cv x FS
�
Onde:
�
N – número de motores
FS – fator de simultaneidade
�
DCCM1 = 12 x 8,66 x 0,65 = 67,55 kVA
CCM2
DCCM2 = (N30 cv x S30 cv x FS) + (N50 cv x S50 cv x FS)
DCCM2 = (10 x 25,98 x 0,65) + (5 x 43,29 x 0,7) = 320,39 kVA
QDL
Perdas no reator nas lâmpadas de 40 W: 20 W DQDL = 150 x (40 + 20) + 52 x 100 = 14,2 kVA
QGF
DQGF = DCCM1 + DCCM2 + DQDL
DQGF = 67,55 + 320,39 + 14,2 = 402,14 kVA
Potência do Transformador
Potência mais próxima padronizada: 500 kVA
Cálculo do Fator de Demanda
�
Potência instalada =
�(12 10  10  30  5  50)  0,736  14,2  594,34 kVA
0,85
�
�
Fator de demanda =
�402,14  0,68
594,34
�
	
Aparelhos
	Número de Aparelhos
	
	2
	4
	5
	8
	10
	15
	20
	50
	Motores: ¾ a 2,5 cv
	0,85
	0,80
	0,75
	0,70
	0,60
	0,55
	0,50
	0,40
	Motores: 3 a 15 cv
	0,85
	0,80
	0,75
	0,75
	0,70
	0,65
	0,55
	0,45
	Motores: 20 a 40 cv
	0,80
	0,80
	0,80
	0,75
	0,65
	0,60
	0,60
	0,50
	Acima de 40 cv
	0,90
	0,80
	0,70
	0,70
	0,65
	0,65
	0,65
	0,60
	Retificadores
	0,90
	0,90
	0,85
	0,80
	0,75
	0,70
	0,70
	0,70
	Soldadores
	0,45
	0,45
	0,45
	0,40
	0,40
	0,30
	0,30
	0,30
	Fornos Resistivos
	1,00
	1,00
	--
	--
	--
	--
	--
	--
	Fornos de Indução
	1,00
	1,00
	--
	--
	--
	--
	--
	--
Grande Porte
Fator de Carga (FC) = [carga do trafo] / [potência nominal do trafo] FC (máx) = 150%		normalizado
Potência nominal do trafo = [carga do trafo] / [FC]
Considerações para o cálculo: FC = 100%; fator de segurança = 1,25 x carga Carga:
Dois motores de 355 kW		788,81 kVA Um motor de 710 kW		788,81 kVA Um motor de 1500 kW		1666,5 kVA Partida de um motor de 1500 kW:
5 x 1666,5 kVA		8332,5 kVA
Carga Total		11576,6 kVA Estimando potência em transformador de 10000 kVA:
FC = 11576,62 kVA / 10000 kVA = 1,15766 = 115,76%
Para fator de segurança de 25%:
Carga: 11576,62 x 1,25 = 14470,77 kVA
FC = 144,7%		dentro da norma
EQUIPAMENTOS:TIPOS, SELEÇÃO E DIMENSIONAMENTO
VIII.1Transformadores de Força
Os transformadores de força são classificados segundo o seu meio isolante, podendo ser a óleo mineral, a líquidos isolantes sintéticos pouco inflamáveis (silicone) e secos.
O óleo mineral (derivado do petróleo) e os líquidos isolantes sintéticos usados em transformadores, possuem duas funções principais: isolar, evitando a formação de arco entre dois condutores que apresentem uma diferença de potencial, e resfriar, dissipando o calor originado da operação do equipamento.
Os transformadores secos utilizam o ar circulante como meio isolante e refrigerante, possuindo isolamento classe B, classe F ou classe H.
VIII.2Transformadores de Corrente
O transformador de corrente (TC) é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em série a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de correntes de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle.
Princípios Fundamentais
A Figura 19 mostra o esquema básico de um TC.
Figura 19	Esquema Básico de um TC
O enrolamento primário dos TC’s é, normalmente, constituído de poucas espiras (2 ou 3 espiras, por exemplo) feitas de condutores de cobre de grande seção.
�
Principais Tipos Construtivos
Os transformadores de corrente classificados de acordo com a sua construção mecânica são os seguintes:
 Tipo Primário Enrolado
TC cujo enrolamento primário constiuído de uma ou mais espiras envolve mecanicamente o núcleo do transformador.
O TC tipo primário enrolado é mais utilizado para serviços de medição, mas pode ser usado para serviços de proteção onde pequenas relações são requeridas. A Figura 20 mostra este tipo de TC.
Figura 20	TC Tipo Enrolado
 Tipo Barra
TC cujo primário é constituído por uma barra, montada permanentemente através do núcleo do transformador.
Este TC é adequada para resistir aos esforços de grandes sobrecorrentes. A Figura 21 mostra o esquema básico de um TC tipo barra.
�	�
Figura 21	TC Tipo Barra
 Tipo Janela
É aquele que não possui primário próprio e é constituído de uma abertura através do núcleo, por onde passa o condutor do circuito primário. A Figura 22 mostra este tipo de TC.
Figura 22	TC Tipo Janela
 Tipo Bucha
Tipo especial de TC tipo janela é construído e projetado para ser onstalado sobre uma bucha de um equipamento elétrico, fazendo parte integrante do fornecimento deste.
Pelo seu tipo de construção e instalação, o circuito magnético dos TC’s tipo bucha é maior que nos outros TC’s , sendo mais precisos para corrente altas, pois possuem menor saturação. Em baixas correntes são menos precisos em virtude da maior corrente de excitação, razão pela qual não são usados para medição. A Figura 23 mostra este tipo de TC.
Figura 23	TC Tipo Bucha
 Tipo Núcleo Dividido
Este tipo possui o enrolamento secundário completamente isolado e permanentemente montado no núcleo, mas não possui enrolamento primário. Parte do núcleo é separável ou articulada para permitir o enlaçamento do condutor primário.
Destina-se ao uso em circuito constituído de condutor completamente isolado ou um condutor nu.
Um tipo muito difundido de TC com núcleo dividido é o amperímetro alicate. A Figura 24 mostra o esquema básico de um TC de núcleo dividido.
	�
Figura 24	TC de Núcleo Dividido
Principais Características Elétricas dos TC’s
As principais características dos TC’s são:
Corrente Secundária Nominal: Padronizada em 5 A.
Corrente Primária Nominal: Caracteriza o valor nominal suportado em regime normal de operação pelo TC. Sua especificação deve considerar a corrente máxima do circuito em que o TC está inserido e os valores de curto-circuito.
Classe de Exatidão: Valor máximo do erro do TC, expresso em percentagem, que poderá ser causado pelo TC aos instrumentos a ele conectados. A tabela da mostra as classes padronizadas.
	
	TC para Medição
	TC para Proteção
	ABNT
	0,3 ; 0,6 ; 1,2 ; 3,0
	5 ; 10
	ANSI
	0,3 ; 0,6 ; 1,2
	10
Figura 25	Classes de Exatidão
A Classe de exatidão do TC para medição com finalidade de faturamento a consumidor: 0,3 (ver tabela da Figura 26).
	TC’s Alimentando Instrumentos
	Classe de Exatidão
	
	Recomendada
	Aceitável
	Medidores
Indicadores
	0,3
0,6
	0,6
1,2
Figura 26	TC’s Alimentando Instrumentos
Carga Nominal: Carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TC. A tabela da Figura 27 mostra a designação da carga nominal dos TC’s segundo a ABNT: EB-251.2.
	Designação da Carga
	Resistência
()
	Reatância
()
	Potência Aparente (VA)
	Fator de Potência
	Impedância ()
	C
	2,5
	0,09
	0,0436
	2,5
	0,90
	0,1
	C
	5,0
	0,18
	0,0872
	5,0
	0,90
	0,2
	C
	12,5
	0,45
	0,2180
	12,5
	0,90
	0,5
	C
	25,0
	0,50
	0,8661
	25,0
	0,50
	1,0
	C
	50,0
	1,00
	1,7321
	50,0
	0,50
	2,0
	C
	100,0
	2,00
	3,4642
	100,0
	0,50
	4,0
	C
	200,0
	4,00
	6,9283
	200,0
	0,50
	8,0
Figura 27	Carga Nominal: EB-251.2
Fator Térmico: Fator pelo qual deve-se multiplicar a corrente primária nominal para se obter a corrente primária máxima que o TC é capaz de conduzir em regime permanente, sob freqüência nominal, sem exceder os limites de elevação de temperatura especificados e sem sai de sua classe de exatidão.
Nível de Isolamento: Define a especificação do TC quanto às condições que deve satisfazer a sua isolação em termos de tensão suportável.
Corrente Térmica Nominal: Maior corrente primária que um TC é capaz de suportar durante 1 segundo, com o enrolamento secundário curto- circuitado, sem exceder, em qualquer enrolamento, a temperatura máxima especificada para sua classe de isolamento.
�
Iterm  INI do disjuntor
Corrente Dinâmica Nominal: Valor de crista da corrente primária que um TC é capaz de suportar durante o primeiro meio ciclo com o enrolamento secundário curto-circuitado, sem danos devido às forças eletromagnéticas resultantes. É igual a 2,5 vezes o valor da corrente térmica nominal.
Polaridade: Normalmente é utilizada a polaridade subtrativa.
Designação Normativa dos TC’s
 TC’s para Serviço de Medição
A designação dos TC’s, de acordo com a ABNT, é feita indicando a classe de exatidão seguida da carga nominal com a qual se verifica esta exatidão.
Exemplos:	0,6 – C50,0
0,3 – C2,5
A designação de acordo com a ANSI é feita indicando a classe de exatidão seguida da letra “B” e da impedância da carga nominal com a qual se verifica esta exatidão.
Exemplos: 0,6B – 2,0
0,3B – 0,1
�
 TC’s para Serviço de Proteção
A designação dos TC’s, de acordo com a ABNT e ANSI, é feita de acordo com a tabela da Figura 28.
	Características Nominais
	Designação
	Impedância Secundária Interna
	Classe de Exatidão
(%)
	Potência Aparente
(VA)
	Tensão Secundária (V)
	ANSI (C.57.13)
	ABNT (EB- 251.2)
	
	
	
	
	Rev. 1968
	Ver. 1980
	
	10
	2,5
	10
	T 10
	10A 10
	
	10
	5,0
	20
	T 20
	10A 20
	
	10
	12,5
	50
	T 50
	10A 50
	Alta
	10
	25,0
	100
	T 100
	10A 100
	
	10
	50,0
	200
	T 200
	10A 200
	
	10
	100,0
	400
	T 400
	10A 400
	
	10
	200,0
	800
	T 800
	10A 800
	
	10
	2,5
	10
	C 10
	10B 10
	
	10
	5,0
	20
	C 20
	10B 20
	
	10
	12,5
	50
	C 50
	10B 50
	Baixa
	10
	25,0
	100
	C 100
	10B 100
	
	10
	50,0
	200
	C 200
	10B 200
	
	10
	100,0
	400
	C 400
	10B 400
	
	10
	200,0
	800
	C 800
	10B 800
Figura 28	TC’s para Serviço de Proteção
Determinação da Corrente Primária Nominal do TC
Por recomendação do IEEE, a relação ideal do TC é a que atende a condição:
�
Onde “k” é a relação de transformação nominaldo TC, ou seja: resultando:k  IN1 ,
5A
>	>
Além disso:
 Função da Capacidade Dinâmica
I	 IM
 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
N1
1
 Função da Capacidade Térmica
�
Sendo:
�IIN
N1
2
�
 IN1 – Corrente nominal primária do TC;
 IM – Corrente momentânea do disjuntor do sistema ou ramal elétrico;
 b1 – Coeficiente do limite de corrente de curta duração para efeito mecânico;
 IIN – Corrente de interrupção nominaldo disjuntor do sistema ou ramal elétrico;
 b2 – Coeficiente do limite de corrente de curta duração para efeito térmico.
VIII.3Transformadores de Potencial
O transformador de potencial (TP) é um transformador para instrumento cujo enrolamento primário é ligado em derivação a um circuito elétrico e cujo enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de medição e proteção ou controle.
Princípios Fundamentais
A Figura 29 apresenta o esquema básico de ligação de um TP.
Figura 29	Transformador de Potencial
O TP é construído com N1 > N2.
Principais Características dos TP’s
As principais características dos TP’s são:
Tensão Primária Nominal: Estabelecida de acordo com a tensão do circuito no qual o TP será instalado.
Tensão Secundária Nominal: É padronizada em 115 V ou 115/	V.
Classe de Exatidão: Valor máximo do erro (expresso em percentagem) que poderá ser causado pelo transformador aos instrumentos a ele conectados (ver tabela da Figura 30).
	TP’s Alimentando Instrumentos
	Classe de Exatidão
	
	Recomendada
	Aceitável
	Medidores
Indicadores
	0,3
0,6
	0,6
1,2
Figura 30	Classe de Exatidão
Carga Nominal: Carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TP. A tabela da Figura 31 apresenta a designação segundo a ABNT e a ANSI.
	Designação ABNT
	Designação ANSI
	P 12,5
	W
	P 25
	X
	P 75
	Y
	P 200
	Z
	P 400
	ZZ
Figura 31	Carga Nominal
Exemplo: Um relé de consumo 20 VA/fase a 110 V é aplicado a um TP com tensão secundária de 120 V. O valor corrigido será:
�
VA  V I  V  V
Z
� V2
Z
� V2
 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
R
�
�
20 
�(110)2
R
�R 
�(110)2
 SHAPE \* MERGEFORMAT ���
20
�
�
(120)2
VAnovo  (110)2
20
	(120)2
(110)2
 23,8 VA
Potência Térmica: Maior potência aparente que um TP pode fornecer em regime permanente sob tensão e freqüências nominais, sem exceder os limites de temperatura permitidos pela sua classe de isolamento.
Nível de Isolamento: Define a especificação do TP quanto à sua isolação em termos de tensão suportável.
Designação Normativa dos TP’s
A designação correta dos TP’s é feita indicando-se a classe de exatidão separada por um hífen do valor da maior carga nominal com a qual esta se verifica.
	Exemplos:
	0,6 – P400
	(ABNT)
	
	0,6 – ZZ
	(ANSI)
	
	1,2 – P25
	(ABNT)
	
	1,2 – X
	(ANSI)
Grupos de Ligação
De acordo com a ABNT, os TP’s classificam-se em três grupos:
 Grupo 1: TP projetado para ligação entre fases;
 Grupo 2: TP projetado para ligação entre fase e neutro de sistemas diretamente aterrados;
 Grupo 3: TP projetado para ligação entre fase e neutro de sistema onde não se garanta a eficácia da aterramento.
Defini-se um sistema trifásico com neutro efetivamente aterrado como sendo um sistema caracterizado por um fator de aterramento que não exceda 80%. Esta condição é obtida quando:
�
X0  3
X1
e	Ro  1
X1
VIII.4Chaves Secionadoras
As chaves secionadoras são dispositivos destinados a isolar equipamentos ou zonas de barramentos, ou ainda, trechos de LT’s.
Tipos Construtivos
Os tipos construtivos de chaves estão definidos em diversas normas. É apresentada a seguir a classificação segundo as normas ANSI, definidas com relação ao tipo de abertura ou ao modo de operação, ou ainda, ao meio de movimentação do contato móvel.
 Abertura Vertical – Tipo A
A chave é composta por três colunas de isoladores fixados sobre uma única base. O movimento de abertura ou fechamento do contato móvel (lâmina) dá- se num plano que contém o eixo longitudinal da base e é perpendicular ao plano de montagem da mesma. Devido a essa forma construtiva, a distância entre fases pode ser reduzida ao mínimo permitido.
As chaves de abertura vertical (Figura 32) podem ter montagem horizontal, vertical ou invertida, sendo aplicadas para isolar equipamentos e circuitos, para desvio (by-pass) ou como chave seletora.
Figura 32	Abertura Vertical
 Dupla Abertura Lateral – Tipo B
Essa chave é composta por três colunas de isoladores fixadas sobe uma base única, sendo a coluna central eqüidistante das duas colunas externas. O movimento de abertura ou fechamento do contato móvel dá-se num plano paralelo ao plano de montagem da base, através da rotação da coluna central.
As chaves com dupla abertura lateral (Figura 33) podem ter montagem horizontal, vertical ou invertida, sendo aplicadas para isolar equipamentos e circuitos, para desvio (by-pass) ou como chave seletora.
Figura 33	Dupla Abertura Lateral
 Basculante (3 colunas) – Tipo C
A chave é composta por três colunas de isoladores ligadas a uma base única, sendo as duas colunas extremas fixas suportando os terminais e a interior móvel. Esta última apresenta movimento de rotação em torno do ponto de fixação à base, e carrega o contato móvel em seu topo.
Podem ter montagem horizontal, vertical ou invertida, sendo aplicadas para isolar equipamentos e circuitos, para desvio (by-pass) ou como chave seletora.
 Abertura Lateral – Tipo D
A chave é composta por duas colunas de isoladores ligadas a uma única base, sendo o contato fixo suportado por uma coluna fixa e o contato móvel por uma coluna rotativa. O movimento de abertura ou fechamento da lâmina dá-se em um plano paralelo ao plano de montagem da chave.
As chaves de abertura lateral (Figura 34) podem ter montagem horizontal, vertical ou invertida, sendo aplicadas para isolar equipamentos e circuitos, para desvios ou como chave seletora.
Figura 34	Abertura Lateral
 Abertura Central – Tipo E
A chave seccionadora com abertura central (Figura 35) é composta por duas colunas de isoladores, ambas rotativas e ligadas a uma única base. O movimento de abertura e fechamento da lâmina é seccionada em duas partes fixadas ao topo das colunas rotativas, ficando o contato macho na extremidade de uma das partes da lâmina e a fêmea, na outra.
Esse tipo de chave tem montagem horizontal ou vertical, sendo aplicada para isolar equipamentos e circuitos, para desvio ou como chave seletora.
Figura 35	Abertura Central
 Basculante (2 Colunas) – Tipo F
Esta é composta por duas colunas de isoladores ligadas a uma única base, sendo uma delas fixa e suporte para o conato fixo e a outra móvel e suporte para o contato móvel. O movimento da coluna móvel é de rotação ao redor do ponto de fixação à base.
 Aterramento – Tipo G
A chave de aterramento é composta por uma coluna de isoladores fixa, em cujo topo encontram-se os contatos fixos e a lâmina fecha paralela à coluna de isoladores. Podem ter montagem horizontal, vertical ou invertida.
 Operação por Vara de Manobra – Tipo H
A chave é composta por duas colunas de isoladores fixas. A abertura ou fechamento da lâmina dá-se através de engate da vara de manobra a um gancho ou olhal apropriado. Sua montagem pode ser vertical ou invertida.
 Fechamento ou Alcance vertical – Tipo J
Também chamado de chave vertical reversa (Figura 36), este tipo de chave é composto por duas ou três colunas de isoladores. O movimento de abertura ou fechamento da lâmina dá-se num plano perpendicular ao plano de montagem da base, na qual estão fixadas as duas colunas de isoladores, uma rotativa e outra fixa. Existem duas possibilidades