EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

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1. 
Equipamentos Elétricos 
 
1. Principais Equipamentos e suas Funções 
 
1.1.Classificação dos Sistemas de Transmissão e das SEs 
 
O Ministério de energia preconiza o uso das tensões abaixo relacionadas como aquelas a 
serem usadas em todo o território nacional: 
 
 Sistemas de Transmissão: 
 – Transmissão: 760 kV, 500 kV, 345/400 kV, 230 kV, 138 kV 
 – Subtransmissão: 69 kV 
 – Distribuição: 34.5 kV, 13.8 kV, 11 kV (rural) 
 
 SEs: 
 – EAT: 760 kV, 500 kV, 345/400 kV 
 – AT: 230 kV, 138 kV 
 – MT: 69 kV, 34.5 kV, 13.8 kV, 11 kV 
 
• Exemplo de um sistema elétrico: 
 
• Definição de Subestação: 
 
É um conjunto de equipamentos de manobra e/ou transformação e compensação usado para 
dirigir o fluxo de energia em um sistema de potência e possibilitar a sua diversificação 
através de rotas alternativas, possuindo dispositivos de proteção capazes de detectar falhas 
e isolar trechos. 
 
• Classificação das SEs 
 
Quanto à sua função 
 
 - SE Geradora: associada aos geradores de uma usina, são também chamadas de SE 
elevadora. Exemplo: SE A. 
 - SE Transformadora: transforma a tensão de suprimento para um nível maior ou 
menor. Exemplo: SE A (elevadora), SE C (abaixadora). 
AT -MT 
MT-AT 
2. 
 
 - SE Seccionadora, de Manobra ou Chaveamento: interliga circuitos de suprimento sob 
o mesmo nível de tensão, possibilitando a sua multiplicação. Exemplo: SE B. 
 
Quanto à sua instalação 
 
 - SE Externa: equipamentos instalados ao tempo. 
 
 - SE Interna: equipamentos instalados ao abrigo do tempo, também chamadas de “SE 
abrigada”. 
3. 
1.2. Principais Equipamentos e suas Funções 
 
1.2.1. Equipamentos de Transformação 
 
• transformadores de força 
• transformadores de instrumentos (TI), que podem ser transformadores de corrente ou de 
potencial, sejam capacitivos ou indutivos. 
 
 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 grande economia nas LTs, em trechos cada vez mais longos. Já 
em função do uso de tensões e correntes cada vez maiores nos sistemas elétricos, devido à sua 
grande extensão, se faz necessário o uso de TIs que possibilitam a transmissão aos 
instrumentos de medição e proteção dessas grandezas. 
 
 Logo, os TIs têm por objetivo: 
 
∗ alimentar o sistema de proteção e medição com tensões e correntes reduzidas, mas 
proporcionais às grandezas do circuito de força; 
 
∗ proporcionar isolamento entre o circuito de alta tensão e os instrumentos e, 
consequentemente, segurança pessoal; 
 
∗ padronizar fabricação de instrumentos. 
 
 Praticamente, apenas duas grandezas são medidas através dos TIs: 
 
− corrente de linha; 
 
− tensão entre fases ou tensão entre fase e terra. 
 
Para medi-las são usados, respectivamente, transformador de corrente (TC) e transformador 
de potencial (TP). 
 
1.2.2. Equipamentos de Manobra 
 
• Disjuntores e chaves seccionadoras 
 
 Os disjuntores são os mais eficientes e complexos equipamentos de manobra em uso 
nas redes elétricas, destinados à operação em carga, podendo sua operação ser manual ou 
automática. 
 
 As chaves seccionadoras são dispositivos destinados a isolar equipamentos, zonas de 
barramento, ou ainda, trechos de LTs. Somente podem ser operadas sem carga, muito embora 
possam ser operadas sob tensão. 
 
 
1.2.3. Equipamentos para Compensação de Reativos 
4. 
 
• reator de derivação 
• capacitor derivação ou série 
• compensador síncrono 
• compensador estático 
 
 Os reatores derivação são ligados entre o sistema de transmissão e a terra e objetivam 
introduzir uma indutância que compense o efeito capacitivo de linhas em vazio ou com carga 
leve, sendo usados para limitação de sobretensões temporárias ou permanentes. 
 
 Os capacitores derivação também são ligados entre o sistema e a terra, têm por 
finalidade regular a tensão do sistema, através da neutralização da potência reativa indutiva 
predominante em regime de carga pesada. 
 
 Os capacitores série aumentam o limite de potência ativa de uma LT, através da 
redução da reatância série da linha. 
 
 Os compensadores síncronos permitem um controle constante da potência reativa, 
podendo fornecer potência reativa capacitiva (quando superexcitados) ou indutiva (quando 
subexcitados). No entanto, convém notar que eles contribuem para a corrente de curto-
circuito, apresentam elevada inércia, o que pode levar a problemas de estabilidade, e, em se 
tratando de máquinas rotativas, requerem manutenção mais frequente. 
 
 O compensador estático consiste usualmente de um reator derivação saturado com os 
enrolamentos interligados de forma que correntes de baixos harmônicos sejam eliminadas, e 
de capacitores derivação, normalmente limitados à classe de 72.5 kV, o que significa que 
devem ser limitados a um transformador abaixador ou, eventualmente, ao terciário de um 
transformador de força. 
 
1.2.4. Pára-Raios 
 
 Os pára-raios são constituídos de resistores variáveis e protegem o sistema contra 
descargas atmosféricas e contra surtos de manobra. 
 
1.3 Normas para Especificações e Ensaios 
 
 Equipamentos elétricos são fabricados e ensaiados de acordo com as normas ABNT, 
ANSI, IEC, NEMA, DIN etc. 
 
5. 
1.4. Simbologia 
 
Símbolo Função Símbolo Função 
 
 
Transformador de 
Força de 2 
Enrolamentos 
 
Capacitor de 
Derivação 
 
Transformador de 
Força com 
Enrolamento 
Terciário 
 
 
 
Reator Derivação 
 
 
TC 
 
 
Disjuntor Tripolar 
AT e MT 
 
 
TP 
 
 
 
 
Chave 
Seccionadora 
 
 
TPC 
 
 
 
 
Chave de 
Aterramento 
 
 
Máquina Síncrona 
 
Chave 
Seccionadora com 
Lâmina de Terra 
 
 
Chave Fusível 
 
Filtro de Onda 
(ou Bobina de 
Bloqueio) 
 
 
Pára-Raios 
 
6. 
1.5. Diagramas Unifilares 
 
• Esquema de Manobra 
 
 
 
• Esquema de Manobra com Barra Dupla e Disjuntor e um Terço 
 
 
B.M. (Barra de Manutenção) 
B.O. (Barra de Operação) 
Proteção diferencial de barra 
Proteção 2 + falha de disjuntor 
Proteção 1 
Medição 
TC com 4 núcleos 
(1 medição + 3 
proteção) 
89T1 
89T2 
B. A (Barra de Operação A) 
B. B (Barra de Operação B) 
L1 
L2 
L3 
89 A 
52 A 
89 E 
89 C 
52 C 
89 F 
89 D 
52 D 
89 G 
89 H 
52 B 
89 B 
medição L1 
proteção 1-L1 e 2-L1 
falha disjuntor 52-A 
proteção diferencial B. A 
medição L1 
medição L2 
proteção 1-L1 e 2-L1 
proteção 1-L2 e 2-L2 
falha de disjuntor 52-C 
medição L2 
medição L3 
proteção 1-L2 e 2-L2 
proteção 1-L3 e 2-L3 
falha de disjuntor 52-D 
medição L3 
proteção 1-L3 e 2-L3 
falha de disjuntor 52-B 
proteção diferencial B. B 
7. 
Transformadores de Corrente – TC 
 
1. Definição 
 
 É um TI cujo enrolamento primário é ligado em série em um circuito elétrico e cujo 
enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de correntes de instrumentos 
elétricos de medição, proteção ou controle. Na prática, é considerado um “redutor de 
corrente”, pois a corrente que percorre o seu circuito secundário é normalmente menor que 
a corrente que percorre o seu enrolamento primário. 
 
2. Princípios Fundamentais do TC 
 
 
 Por I2 ser menor que I1, o TC é considerado um redutor de corrente. 
 
 O enrolamento primário dos TCs é normalmente constituído de poucas espiras (2 ou 3, 
por exemplo) feitas de condutor de cobre de grande seção. 
 Há TCs que o próprio condutor do circuito principal serve como primário, sendo 
considerado que, neste caso, o enrolamento primário possui apenas uma espira. 
 
3. Corrente Secundária Nominal Padronizada: 5 A 
 
4. Corrente Primária Nominal 
 
 A corrente nominalpadronizada será estabelecida de acordo com a ordem de grandeza 
da corrente do circuito em que o TC será ligado. 
Ex: 200/5 A, 300/5 A, 400/5 A, 1000/5 A, … 
 Quando o primário é percorrido pela corrente nominal para a qual o TC foi construído, 
no secundário tem-se 5 A. 
 Quando o primário é percorrido por corrente maior ou menor que a nominal, no 
secundário tem-se também uma corrente maior ou menor que 5 A, mas nas mesmas 
proporções que as correntes do primário do TC utilizado. 
Ex: TC 100/5 A 
Se o primário é percorrido por uma corrente de 84 A, o secundário é percorrido por 
4.2 A; se é percorrido por 106 A, tem-se no secundário 5.3 A. 
TC 
I1 
I2 
O TC apresenta N1 < N2 
 
Sendo N1I1 = N2I2 : 
N1/N2=I2/I1, 
 
 I2 < I1 
N1 
N2 
8. 
5. Emprego 
 
 Os TCs são empregados para alimentar instrumentos elétricos de baixa impedância 
(amperímetros, bobinas de corrente de wattímetros, relés de corrente, etc.). 
 
OBS: A corrente I1 surge no 
primário do transformador de força como uma conseqüência 
da corrente I2, originada por solicitação da carga alocada no 
seu secundário. No transformador de corrente, entretanto, a 
corrente I1 é originada diretamente por solicitação da carga 
com a qual o TC está em série, surgindo então a corrente I2, 
como uma conseqüência de I1, independentemente do 
instrumento elétrico que estiver em seu secundário. 
 
6. Relação Nominal e Real do TC 
 
– Relação Nominal (também chamada de Relação de Transformação Nominal ou, 
simplesmente, Relação de Transformação) 
 
 kc = I1n # N2 # = muito aproximadamente igual 
 I2n N1 
 
Definição: é a relação entre os valores nominais I1n e I2n das correntes primária e 
secundária, respectivamente. Estas correntes são aquelas para as quais o TC foi 
projetado e construído (indicadas pelo fabricante na placa de identificação). 
 
– Relação Real 
 
 kr = I1 
 I2 
 
Definição: é a relação entre o valor exato I1 de uma corrente qualquer que percorre 
o primário do TC e o correspondente valor exato I2 verificado no secundário dele. 
 
 Em virtude de ser o TC um equipamento eletromagnético, a cada I1 corresponde um I2 
e, conseqüentemente, um kr. 
 Ex: I1 = kr, I1’ = kr’, I1” = kr”, … 
 I2 I2’ I2” 
 Esses valores de kr são todos muito próximos entre si e também de kc, pois os TCs são 
projetados dentro de critérios especiais e são fabricados com materiais de boa qualidade. 
Z 
carga do 
sistema carga 
I1 I1 
I2 
9. 
 Como não é possível medir I1 com amperímetro (I1 tem normalmente valor elevado ou 
está em circuito de tensão elevada) mede-se I2 e chega-se ao valor exato de I1, através da 
construção do diagrama fasorial do TC. Desta forma, a relação real aparece mais 
comumente indicada sob a seguinte forma: 
 | I1 | = kr 
 I2 
10. 
7. Fator de Correção de Relação 
 
 FCRc = kr = relação verdadeira 
 kc relação nominal 
 
Definição: é o fator pelo qual deve ser multiplicada a relação de transformação kc 
do TC para se obter a sua relação real kr. 
 
 De imediato, vê-se que a cada kr do TC corresponde um FCRc. Em virtude dessas 
variações, determinam-se os valores limites inferior e superior do FCRc para cada TC, sob 
condições especificadas, partindo-se daí para o estabelecimento de sua classe de exatidão. 
 Na prática, obtém-se o valor da corrente I2 com um amperímetro ligado ao secundário 
do TC e multiplica-se esse valor lido por kc para chegar-se ao valor da corrente primária, 
valor este que representa o valor medido da corrente primária e não o valor exato da 
mesma. 
 
Ex: Um TC de 200-5 A tem o primário ligado em série com uma carga e o secundário 
alimentando um amperímetro, no qual se lê: 3.8 A. A relação de transformação, nesse caso, 
é 40. Qual é a corrente primária solicitada pela carga? 
I1 = 40 x 3.8 = 152 A 
 
Ex: Idem anterior para TC 300-5 A, I2 = 3.8 A 
kc = 300/5 = 60 
I1 = 60 3.8 = 228 A 
 
8. Diagrama Fasorial do TC 
 
 O primário do TC tem impedância muito baixa. A queda de tensão nesse enrolamento 
pode ser considerada desprezível, não aparecendo a sua representação no diagrama fasorial. 
 U1 = E1 # 0 
 No exemplo anterior, o valor encontrado de 228 A é o valor medido no primário do 
TC. Para se determinar o valor verdadeiro dessa corrente ter-se-á de construir o diagrama 
fasorial deste TC, conforme abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Rp Xp 
Ip Is 
Rs Xs 
Iβ 
Iµ 
I0 
11. 
 
 
 
 
 
 
 
 
α = ângulo de perda devido à excitação no núcleo 
Iµ = componente de magnetização de I0, Iβ = componente de perdas (histerese e correntes parasitas) 
φ = fluxo principal 
I0 = corrente de excitação, I1 = corrente primária, I2 = corrente secundária 
r2I2 = queda de tensão na resistência própria do enrolamento secundário 
X2I2 = queda de tensão na reatância de dispersão do enrolamento secundário 
E2 = f.e.m. do enrolamento secundário, U2 = tensão nos terminais do secundário 
12. 
 Pelo diagrama fasorial pode ser visto que o inverso de I2 está defasado de um ângulo β 
em relação a I1. Num TC ideal este ângulo seria 0. Estas considerações levam a concluir 
que o TC, ao refletir no secundário o que se passa no primário, pode introduzir 2 erros, 
como ver-se-á a seguir. 
 
 9. Erros do TC 
 
– Erro de Relação εc: 
 
Valor relativo: εc = kcI2 - | I1 | 
 | I1 | 
 Valor percentual εc %= kcI2 - | I1 | x 100 
 | I1 | 
 
 
– Erro de Ângulo de Fase β: 
 
Definição: é o ângulo de defasagem existente entre I1 e o inverso de I2. 
 
- se o inverso de I2 é adiantado em relação a I1: β é positivo; 
- se o inverso de I2 é atrasado em relação a I1: β é negativo; 
 
9.1 Equivalência entre εc e FCRc 
 
ε =
−
⋅ = −





 ⋅
k I I
I
k I
I
c c2 1
1
2
1
100 1 100
| | | | 
Como I2 é o valor verdadeiro da corrente secundária, tem-se: 
I
I k r
2
1
1
| |
= , pois: k
I
Ir
=
| |1
2
 
Substituindo-se acima, tem-se: 
ε% = −





 ⋅ = −





 ⋅
k I
I
k
k
c c
r
2
1
1 100 1 100 
Por definição, FCRc = kr/kc. Logo: 
( )ε% = −




 ⋅ =
−




 ⋅ ≈ ⋅ −
1 1 100
1
100 100 1
FCR
FCR
FCR
FCR
c
c
c
c , pois FCRc # 1 
 
 
Notas: 
• Se kc < kr ⇒ FCRc > 100% e εc < 0 
 valor medido < valor verdadeiro ⇒ erro por falta 
• Se kc > kr ⇒ FCRc < 100% e εc > 0 
 valor medido > valor verdadeiro ⇒ erro por excesso 
 
Ex: O primário de um TC de 200-5 A sob ensaio é percorrido por uma certa corrente que faz 
surgir no secundário a corrente de 4.96 A. Constata-se depois que a corrente primária fôra de 
13. 
exatamente 200 A. Determinar: relação de transformação nominal, relação real, fator de 
correlação, erro de relação. Por fim, conclua. 
 
kc = 200/5 = 40 
kr = 200/4.96 = 40.32 
FCRc = kr/kc = 40.32/40 = 1.008 
εc = 100 - FCRc% = 100 - 100.8 = - 0.8 % 
Conclusão: como FCRc > 100%, o erro cometido em relação à corrente primária é 
por falta. Comprovação: εc < 0. 
 
10. Procedimentos para Especificar-se um TC para Medição 
 
 Para se especificar corretamente um TC é necessário, antes de tudo, saber qual será a 
finalidade de sua aplicação, pois isso definirá a classe de exatidão (por exemplo: 0.3 → 
medição de faturamento de energia elétrica para consumidor). A carga nominal do TC será 
estabelecida tendo em vista as características (em termos de perdas elétricas internas) dos 
instrumentos elétricos que serão inseridos no secundário, características essas que são 
normalmente fornecidas pelos fabricantes ou poderão ser determinadas em laboratório, através 
de ensaios apropriados. 
 O quadro a seguir indica, a título de referência, a ordem de grandeza das perdas da 
bobina de correntede alguns instrumentos elétricos que são utilizados com TCs em condições 
de 5 A, 60 Hz. 
TCs, 5A, 60 Hz 
Instrumento VA W var 
Medidor de kWh 0.7 a 2.0 0.5 a 1.6 0.4 a 1.5 
Medidor de kvarh 0.7 a 2.0 0.5 a 1.6 0.4 a 1.5 
Wattímetro 1.0 a 2.5 0.5 a 0.7 0.9 a 2.4 
Varímetro 1.0 a 2.5 0.5 a 0.7 0.9 a 2.4 
Amperímetro 1.2 a 3.0 1.0 a 1.5 0.9 a 2.5 
Fasímetro 2.5 a 3.6 2.2 a 2.6 1.0 a 2.5 
Relés 8.0 a 15.0 2.0 a 4.0 8.0 a 14.9 
 
 Cabe ressaltar que a ABNT estabelece, para a bobina de corrente dos medidores de 
energia, que as perdas não deverão exceder 2 W e 2.5 VA; a IEC também limita nesses valores. 
 
Ex: Especificar um TC para medição para faturamento a um consumidor energizado em 69 
kV, cuja corrente na linha chegará a cerca de 80 A no primeiro ano de funcionamento, 
podendo atingir cerca de 160 A partir do segundo ano. Os instrumentos elétricos que serão 
empregados, abaixo indicados, ficarão a 25 m do TC e serão ligados ao secundário deste 
através de fio de cobre 2.5 mm2. 
a) medidor de kWh com indicador de demanda máxima tipo mecânico 
b) medidor de kvarh sem indicador de demanda máxima 
Dados: Resistência do condutor: 5.3 Ω/km 
 Os fabricantes dos instrumentos forneceram as seguintes perdas em 5A, 60 Hz: 
Instrumento W var 
Medidor kWh 1.4 0.8 
Medidor kvarh 1.4 0.8 
 
– Resistência total (RT): 
14. 
RT = 0.0053 x 50 = 0.265 Ω ⇒ RT(W) = 6.625 W 
– Perdas Totais: 
ativas: 9.4 W (1.4 + 1.4 + 6.6) 
reativas: 1.6 var (0.8 + 0.8) 
– Carga Nominal do TC: 
S = + =9 4 1 6 9 542 2. . . 9,54VA → ABNT: 12.5 VA. O fator de potencia desse TC é 0,9. 
Deve-se calcular a potencia ativa e reativa do TC que deve ser superior a potencia 
ativa e reativa calculada. 
– Especificações: 
• TC para medição de faturamento de energia elétrica 
• correntes primárias no medidor: 100 X 200 A (ligação série/paralelo no 
primário) 
• freqüência: 60 Hz 
• carga nominal: C 12.5 (ABNT) 
• classe de exatidão: 0.3 – C 12.5 (ABNT) 
• corrente secundária: 5 A 
• fator térmico: 1.2 
• instalação: externa 
• nível de isolamento: para Vnom = 69 kV 
• tensão máxima de operação: 72.5 kV 
• tensões suportáveis nominais à freqüência industrial e de impulso atmosférico: 
140 e 350 kV, respectivamente 
 
11. Resumo das Características do TC 
 
11.1. Corrente secundária nominal: de um modo geral, 5A. Casos especiais em proteção: 
pode haver TCs com corrente secundária nominal de 1 A. 
 
11.2. Corrente primária nominal: caracteriza o valor nominal de I1 suportado pelo TC. Na 
escolha de um TC deve-se especificá-lo tendo em vista a corrente máxima no circuito em 
que o TC vai ser inserido, considerando os valores de curto-circuito. 
 
11.3. Classe de exatidão: valor máximo do erro, expresso em percentagem. 
0.3 – 0.6 – 1.2 – 3.0 : medição 
5.0 – 10.0 : proteção 
 
11.4. Carga nominal: carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TC. 
 
11.5. Fator térmico: fator pelo qual deve ser multiplicada 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 cair fora da sua classe de exatidão. De acordo com a EB-251 tem-se: 
1.0 – 1.2 – 1.3 – 1.5 – 2.0 
 
11.6. Nível de isolamento: define a especificação do TC quanto às condições que deve 
satisfazer a sua isolação em termos de tensão suportável. 
 Consultar tabelas 5, 6 e 7 do anexo A da ABNT – EB-251.2 
15. 
 
11.7. 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, uma temperatura máxima especificada. 
 
11.8. Corrente dinâmica nominal: valor de crista da corrente primária que um TC é capaz 
de suportar durante o primeiro meio-ciclo. A EB-251.2 estabelece que o valor de crista é 
normalmente 2.6 vezes o valor da corrente térmica. 
 
11.9. Polaridade: aditiva e subtrativa. É normalmente utilizada a polaridade subtrativa 
(facilita manuseio, por parte dos instaladores). 
11.10. Se um TC alimenta vários instrumentos elétricos, estes devem ser ligados em série, 
a fim de que todos sejam percorridos pela mesma corrente do secundário do TC. 
 
11.11. Quando se emprega TCs em medição de energia elétrica para fins de faturamento a 
consumidor, é recomendável que esses TCs sejam usados exclusivamente para alimentar o 
medidor da instalação. 
 
11.12. Recomendações práticas: 
 
11.12.1. Na fase de anteprojeto, faltando informes tais como tipo e procedência dos 
relés, comprimento dos cabos, … (o que impossibilita o perfeito dimensionamento 
dos TCs), recomenda-se adotar: 
11.12.1.1. TC para proteção diferencial do motor: 
a) auto-balanceado: tipo janela, relação 50-5 A, designação 10B10 
b) percentual: tipo barra, relação a ser determinada, designação 
10A200 
11.12.1.2. TC no primário de transformador de força para proteção 
diferencial: 
a) tipo bucha, relação a ser determinada, designação 10B200 
11.12.1.3. TC num resistor de aterramento (para resistor 400 A – 10 s) 
a) tipo barra, relação 200-5 A, designação 10A200 
OBS.: Não é permitido o uso de fusíveis de proteção no secundário de TCs. 
11.12.2. O fator térmico recomendado para os TCs é de 1.0 
11.12.3. Classes de exatidão recomendadas: 
 TC para proteção: 10.0 
 TC para medição sem finalidade de faturamento: 0.6 
 
12. Classificação dos TCs de Acordo com a Construção Mecânica 
 
12.1 TC tipo enrolado (primário enrolado) 
 TC cujo enrolamento primário, constituído de uma ou mais espiras, envolve 
mecanicamente o núcleo do transformador. Mais utilizado para serviços de medição 
(utilizado para serviços de proteção para relações abaixo de 200-5 A). 
 
12.2. TC tipo barra 
 TC cujo primário é constituído por uma barra montada permanentemente através do 
núcleo do transformador. 
16. 
 
12.3. TC tipo janela 
 TC sem primário próprio, construído com uma abertura através do núcleo por onde 
passará o condutor do circuito primário, formando uma ou mais espiras. 
 
12.4. TC tipo bucha: 
 Tipo especial de TC tipo janela, projetado para ser instalado sobre uma bucha de 
equipamento elétrico, fazendo parte integrante deste. Por exemplo, transformador. 
 
12.5. TC de núcleo dividido 
 Tipo especial de TC tipo janela em que parte do núcleo é separável ou basculante, para 
facilitar o enlaçamento do enrolamento primário. Por exemplo amperímetro tipo alicate. 
17. 
Esquemas Construtivos de TCs: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TC tipo enrolado 
TC tipo barra 
TC tipo janela 
TC tipo bucha 
TC de núcleo dividido 
18. 
 
 
 
 
 
 
 
[1] Stanley E. Zocholl - Analise e Aplicação de Transformadores de corrente. 
 
19. 
 
 
 
 
 
 
 
20. 
 
 
Verificação da saturação em regime permanente 
 
O TC não satura para corrente até 20 x I2 
 
Exemplo: Verificar se os Tcs de proteção a serem instalados numa SE de 138 kV estão 
adequados para essa SE considerando que os TCs atendem às solicitações de curto-
circuito para os efeitos térmicos e dinâmicos. 
 
1- Corrente de cirto-circuito simétrico em geração máxima para 2020: 12 kA; 
2- Corrente que circula no trecho: 360 A. 
 
Solução: 
Corrente nominla segundo IEEE 
1,66x360>=I1>=1,25x360 
597,6 A>=I1>=450 A 
TC 500-5A; relação 100:1 
21. 
Não satura até 20xI2; 20x5A=100A secundário; 
 
Passando a corrente de 12 kA no primário tem-se no secundário: 
I2= 12000 / 100 = 120A > 100A  não atende; 
 
Assim, escolhe-se a relação imediatamente acima: 600-5A relação: 120:1 
 
I2 = 12000 / 120 = 100A  atende, o TC não deve saturar. Adoto: TC 600-5A. 
 
 
 
Verificação dos relés de proteção 
 
• Suportabilidade térmica: 500A em 1 segundo; 
 
• Suportabilidade dinâmica: 1250A. 
 
Considerando arelação 3000-5A e curto de 50kA, tem-se: 
 
Relação = 600; Isec. = 83,3A. Quando passa uma corrente de 50kA no primário, teremos no 
secundário 83,3A. Assim, o relé atende para o TC na relação considerada. 
 
22. 
Polaridade de Transformadores 
 
 A polaridade dos transformadores relaciona o sentido instantâneo das tensões 
primárias e secundárias. 
 No transformador, diz-se que o terminal X1 do seu secundário tem a mesma polaridade 
do terminal H1 do primário se, no mesmo instante, H1 e X1 são positivos (ou negativos) em 
relação a H2 e X2. As figuras abaixo ilustram esse conceito. 
 
 
 Figura 1 Figura 2 
 
 Conforme a disposição externa dada aos terminais de mesma polaridade os 
transformadores podem ser de polaridade aditiva ou subtrativa: 
– Polaridade aditiva: quando seus terminais de mesma polaridade não são adjacentes, isto 
é, estão colocados externamente em diagonal (Figura 1). 
– Polaridade subtrativa: quando seus terminais de mesma polaridade são adjacentes, isto é, 
estão colocados externamente do mesmo lado (Figura 2). 
 
OBS. 1: Os TIs (TPs e TCs) são normalmente de polaridade subtrativa (facilita manuseio 
por parte dos instaladores). 
OBS. 2: Do ponto de vista de desempenho ou de utilização, tanto faz o transformador ser 
de polaridade aditiva ou subtrativa. 
OBS. 3: É comum, na prática, para melhor entendimento, associar-se a noção de polaridade 
do transformador ao sentido instantâneo que têm as correntes primárias e secundárias 
quando ele alimenta uma carga, enunciando-se: “num transformador, diz-se que o terminal 
X1 do secundário tem a mesma polaridade do terminal H1 do primário se, quando a 
corrente I1 percorre o enrolamento primário de H1 para H2, no mesmo instante a corrente I2 
percorre a carga de X1 para X2”. 
 
 
23. 
Transformador de Potencial – TP 
 
1. Definição 
 
 É um TI 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, controle ou proteção. Na prática, é considerado um “redutor de 
tensão”, pois a tensão no seu circuito secundário é normalmente menor que a tensão no seu 
circuito primário. 
 
2. Princípios Fundamentais do TP 
 
 
 
3. Tensão Secundária Nominal Padronizada: 115 V 
 
4. Tensão Primária Nominal 
 
 É estabelecida de acordo com a tensão entre fases do circuito em que o TP será ligado. 
Ex: TPs para 2300/115 V, 13800/115 V, 69000/115 V, … 
 Quando se aplica no primário a tensão nominal para a qual o TP foi construído, no 
secundário tem-se 115 V. 
 Quando se aplica no primário tensão maior ou menor que a nominal, no secundário 
tem-se também uma tensão maior ou menor que 115 V, mas nas mesmas proporções que as 
tensões do primário do TP utilizado. 
Ex: TP 13800/115 V 
Tensão aplicada ao primário: 13440 V ⇒ Tensão no secundário: 112 V 
Tensão aplicada ao primário: 14280 V ⇒ Tensão no secundário: 119 V 
 
• TPs Ligados entre Fase e Neutro 
 
 São construídos para: 
• Tensão primária nominal: V 3 V (V = tensão entre fases do circuito) 
• Tensão secundária nominal: 115 3 V ou 115 3 V e 115 V 
 
OBS.1: Os TPs são projetados e construídos para suportarem uma sobretensão de até 10% 
em regime permanente, sem que nenhum dano lhes seja causado. 
OBS.2: Os TPs são projetados e construídos para alimentarem instrumentos de alta 
impedância (voltímetros, bobinas de potencial de wattímetros, relés de tensão, etc.). A 
corrente secundária I2 é muito pequena. 
O TP apresenta N1>N2: 
 
U1 = N1 (N1/N2 = a) 
U2 N2 
 
U1 = aU2 ⇒ U2<U1 
24. 
5. Relações Nominal e Real do TP 
 
– Relação Nominal 
 
 kp = U1n # N1 # = muito aproximadamente igual 
 U2n N2 
 
Definição: é a relação entre os valores nominais U1n e U2n das tensões primária e 
secundária, respectivamente. Estas tensões são aquelas para as quais o TP foi 
projetado e construído. 
Considerações importantes: 
1. A relação nominal é indicada pelo fabricante na placa de identificação. 
2. A relação nominal é também chamada de relação de transformação sendo, nas 
aplicações práticas, considerada uma constante para cada TP. 
 
– Relação Real 
 
 kr = U1 
 U2 
 
Definição: é a relação entre o valor exato U1 de uma tensão qualquer aplicada ao 
primário do TP e o correspondente valor exato U2 verificado no secundário dele. 
 
 Em virtude de ser o TP um equipamento eletromagnético, a cada U1 corresponde um 
U2 e, conseqüentemente, um kr. 
 Ex: U1 = kr, U1’ = kr’, U1” = kr”, … 
 U2 U2’ U2” 
 No caso de uma mesma tensão U1 aplicada ao primário, a cada carga colocada no seu 
secundário poderá corresponder um valor de tensão U2 e, como conseqüência, um kr. 
 Ex: U1 = kr, U1 = kr’, U1 = kr”, … 
 U2 U2’ U2” 
 Esses valores de kr são todos muito próximos entre si e também de kp, pois os TPs são 
projetados dentro de critérios especiais e são fabricados com materiais de boa qualidade. 
 Como não é possível medir U1 com voltímetro (U1 tem normalmente valor elevado), 
mede-se U2 e chega-se ao valor exato de U1, através da construção do diagrama fasorial do 
TP. Por isso, a relação real aparece mais comumente indicada sob a seguinte forma: 
 
 | U1 | = kr 
 U2 
 
6. Fator de Correlação de Relação 
 
 FCRp = kr = relação verdadeira 
 kp relação nominal 
 
Definição: é o fator pelo qual deve ser multiplicada a relação de transformação kp 
do TP para se obter a sua relação real kr. 
25. 
 De imediato, vê-se que a cada kr do TP corresponde um FCRp. Em virtude dessas 
variações, determinam-se os valores limites inferior e superior do FCRp para cada TP, sob 
condições especificadas, partindo-se daí para o estabelecimento de sua classe de exatidão. 
 Na prática, obtém-se o valor da tensao U2 com um voltímetro ligado ao secundário do 
TP e multiplica-se esse valor lido por kp para chegar-se ao valor da tensão primária, valor 
este que representa o valor medido da tensão primária e não o valor exato da mesma. 
 
Ex: Um TP de 13800/115 V com primário ligado em duas fases e o secundário 
alimentando um voltímetro, no qual se lê: 113 V. A relação de transformação, nesse caso, é 
120. Qual é a tensão do circuito? 
U1 = 120 113 = 13560 V 
 
7. Diagrama Fasorial do TP 
 
 O diagrama fasorial do TP é o mesmo do transformador geral. 
 No exemplo anterior, o valor encontrado de 13560 V é o valor medido no primário do 
TP. Para se determinar o valor verdadeiro dessa tensão ter-se-á de construir o diagrama 
fasorial deste TP, conforme abaixo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Pelo diagrama fasorial pode ser visto que o inverso de U2 está defasado de um ângulo γ 
em relação a U1. Num TP ideal este ângulo seria 0. Estas considerações levam a concluir 
que o TP, ao refletir no secundário o que se passa no primário, pode introduzir 2 erros, 
como ver-se-á a seguir. 
 
8. Erros do TP 
 
– Erro de Relação εp: 
 
Valor relativo: εp = kpU2 - | U1 | 
 | U1 | 
 
– Erro de Fase ou Ângulo de Fase: 
 
Definição: é o ângulo de defasagem γ existente entre U1 e o inverso de U2. 
26. 
 
- se o inverso de U2 é adiantado em relação a U1: γ é positivo; 
- se o inverso de U2 é atrasado em relação a U1: γ é negativo; 
 
8.1 Equivalência entre εp e FCRp 
 
ε =
−
⋅ = −





 ⋅
k U U
U
k U
U
p p2 1
1
2
1
100 1 100 
Como U2 é um valor comprovado com um instrumento, então este U2 é o valor 
verdadeiro da tensão secundária. Logo: 
U
U kr
2
1
1
| |
= 
Substituindo-se acima, tem-se: 
ε% = −





 ⋅ = −





 ⋅
k U
U
k
k
p p
r
2
1
1 100 1 100 
Por definição, FCRp = kr/kp. Logo: 
( )ε% = −




 ⋅ =
−



 ⋅ ≈ ⋅ −
1 1 100
1
100 100 1
FCR
FCR
FCR
FCR
p
p
p
p 
 
Conclusão: 
• Se kp < kr ⇒ FCRp > 100% e εp < 0 
Neste caso o valor considerado kpU2 é menor do que o seu valor verdadeiro ⇒ erro 
por falta 
• Se kp > kr ⇒ FCRp < 100% e εp > 0 
Neste caso o valor considerado kpU2 é maior do que o seu valor verdadeiro ⇒ erro 
por excesso 
 
 Em termos práticos não é usual o levantamento do diagrama fasorial como método 
para se determinar os erros de relação e de fase de um TP. Para se determinar esses erros e, 
conseqüentemente, a classe de exatidão do TP prefere-se comparar o TP com um TP 
padrão, idêntico a ele, de mesma relação de transformação nominal, porém sem erros ou 
com erros conhecidos: 
 
 
 
 Sabendo-se o FCRp e o γ (pois o erro e o ângulo são obtidos da leitura do ensaio) 
entra-se no paralelogramo de exatidão do TP e obtém-se a classe de exatidão. 
TP padrão TP sob ensaio 
TP padrão: relação real: kS 
 FCRS 
 ângulo de fase: γS 
 erro de relação: εS 
 
 FCRS - FCRp = erro 
 γ - γS = ângulo 
 
TP padrão sem erros: 100 - FCRp = erro 
 γ = ângulo 
 
27. 
Ex: Ao primário de um TP de 13.8 kV/115 V sob ensaio aplica-se uma certa tensão que faz 
surgir no secundário a tensão de 114 V, comprovada através de um voltímetro. Constata-se 
depois que a tensão primária fôra de exatamente 13800 V. Determinar: relação de 
transformação, relação real, fator de correlação, erro de relação. Por fim, conclua. 
 
kp = 13800/115 = 120 
kr = 13800/114 = 121,053 
FCRp = kr/kp = 121.053/120 = 1.00877 = 100,877% 
εp = 100 - FCRp% = 100 - 100.877 = - 0.877 % 
Conclusão: como FCRp > 100%, o erro cometido em relação à tensão primária é 
por falta. Comprovação: εp< 0. 
Esta tensão seria de: V1 = 120 x 114 = 13,68 kV 
 
9. Resumo das Características do TP 
 
9.1. Tensão primária: depende da tensão φφ ou φn do circuito em que o TP vai ser 
instalado. 
 
9.2. Tensão secundária: 115 V ou 115/ 3 V 
 TPs antigos: 110 V, 120 V e, às vezes, 125 V 
 
9.3. Classe de exatidão: valor numérico do erro (expresso em percentagem) que poderá ser 
causado pelo transformador aos instrumentos a ele conectados. 
 0.3 – 0.6 – 1.2 
 
9.4. Carga nominal: carga na qual se baseiam os requisitos de exatidão do TP. 
 
9.5. Potência térmica: maior potência aparente que um TP pode fornecer em regime 
permanente sob tensão e freqüência nominais, sem exceder os limites de temperatura 
especificados. 
ABNT : 
• Grupos de Ligação 1 e 2 ⇒ potência térmica ≥ 1.33 x (carga mais alta em VA, 
referente à exatidão do TP) 
• Grupo de Ligação 3 ⇒ potência térmica ≥ 3.6 x (carga mais alta em VA, referente à 
exatidão do TP) 
 
9.6. Nível de isolamento: define a especificação do TP quanto à sua isolação em termos de 
tensão suportável. 
⇒ Tabelas 3, 4 e 5 do anexo A da ABNT 
 
9.7. TP alimentando instrumentos: os instrumentos devem ser ligados em paralelo, para 
ficarem submetidos à mesma tensão. 
 
9.8. Dimensionamento dos TPs: 
9.8.1. Determinação da carga nominal 
 O somatório das cargas conectadas aos TPs tem de ser menor que a sua 
potência aparente. 
28. 
 Na determinação da carga nominal podem ser desprezadas as impedâncias dos 
cabos que interligam os instrumentos e/ou relés aos TPs. 
 
9.8.2. Determinação da classe de exatidão 
TPs alimentando Classe de Exatidão 
instrumentos Recomendada Aceitável 
medidores 0.3 0.6 
indicadores 0.6 1.2 
 
9.9. Recomendações práticas 
9.9.1. Os TPs do grupo 1, por razões econômicas, só devem ser utilizados nos sistemas 
cujas tensões primárias nominais sejam inferiores a 15 kV. 
9.9.2. Os TPs dos grupos 2 e 3 só devem ser especificados nos sistemas cujas tensões 
primárias nominais sejam superiores a 15 kV. 
9.9.3. Classe de exatidão recomendadas para os TPs: 
1.2 – quando destinados apenas à energização de relés. 
0.6 – quando destinados apenas à energização de relés e de instrumentos de 
medição (também indicadores). 
0.3 – quando destinados à medição de energia elétrica com a finalidade de 
faturamento. 
9.9.4. A proteção dos TPs é feita por fusíveis limitadores de corrente e estes devem ser 
localizados da seguinte forma: 
– grupo 1: lado primário; 
– grupos 2 e 3: lado secundário. 
9.9.5. Os TPs devem ter polaridade subtrativa. 
 
9.10. Ensaios 
9.10.1. Ensaios normativos de rotina: 
• tensão induzida 
• tensão aplicada ao dielétrico 
• descargas parciais 
• polaridade 
• exatidão 
• fator de potência do isolamento 
• estanqueidade a frio 
• resistência mecânica à pressão interna (para TPs imersos em líquidos 
isolantes) 
9.10.2. Ensaios de tipo: 
Relacionados no sub-item 6.2 da EB-251.1; usualmente são substituídos pelos 
relatórios dos ensaios efetuados nos respectivos protótipos dos TPs. 
 
9.11. Especificação do TP 
 Para se especificar um TP é necessário, antes de tudo, saber-se qual será a finalidade 
de sua aplicação, pois isto definirá a classe de exatidão, conforme sub-item 9.9.3. 
 A potência nominal do TP será estabelecida tendo em vista as características dos 
instrumentos elétricos conectados no secundário, normalmente fornecidas pelo fabricante. 
29. 
Ex: Especificar um TP para medição para faturamento a um consumidor energizado em 69 kV. 
Os instrumentos elétricos que serão empregados estão indicados abaixo: 
a) medidor de kWh com indicador de demanda máxima tipo mecânico 
b) medidor de kvarh sem indicador de demanda máxima 
 Os fabricantes dos instrumentos forneceram as seguintes perdas em 60 Hz: 
Instrumento W var 
Medidor kWh (bobina de potencial) 1.2 7.8 
Motor do conjunto de demanda máxima 2.8 4.0 
Medidor kvarh (bobina de potencial) 2.0 7.5 
 
– Perdas Totais: 
ativas: 6.0 W (1.2 + 2.8 + 2.0) 
reativas: 19.3 var (7.8 + 4.0 + 7.5) 
– Carga Nominal do TP: 
S = + =6 0 19 3 20 212 2. . . VA → ABNT: 25 VA (P25 o fp=0,7, recalculando, conclui-se que o TP 
não atende) 
– Especificações: 
• TP para medição 
• tensão primária nominal: 69 kV 
• relação nominal: 69000/115 ⇒ 600:1 
• freqüência: 60 Hz 
• carga nominal: P75 (ABNT) 
• classe de exatidão: 0.3 – P75 (ABNT) 
• potência térmica: 1000 VA 
• instalação: externa 
• nível de isolamento para tensão nominal de 69 kV 
• tensão máxima de operação: 72.5 kV 
• tensões suportáveis nominais à freqüência industrial e de impulso atmosférico: 
140 e 350 kV, respectivamente (tabela 3, EB-251.1) 
30. 
Transformador de Potencial Capacitivo – TPC 
 
 Em circuitos de AT e EAT é mais conveniente e econômico o emprego dos TPs tipo 
capacitivo em lugar dos TPs tipo indução, vistos até agora. 
 
Esquema Elétrico do TPC: 
 
Descrição: 
 O primário é constituído por um conjunto C1 , C2 de elementos capacitivos em série 
ligados entre fase e terra, havendo uma derivação intermediária B correspondente a uma 
tensão U (da ordem de 5 a 15 kV), para alimentar o enrolamento primário de um TP tipo 
indução intermediário, o qual fornecerá a tensão U2 aos instrumentos de medição e/ou 
dispositivos de proteção ali inseridos. 
 Um reator é posto em série com o primário do TP intermediário de modo que o 
conjunto tenha reatância Lω, que satisfaça a seguinte igualdade: 
 
 Lω = 1 [ 1 ] 
 (C1+C2) ω 
 
 
 Esta expressão mostra que a relação entre as tensões U1 e U independe da corrente, 
sendo o TP intermediário construído de tal modo que: 
 U = k U2 
 Obtém-se de [ 5 ]: U1 = k C1+C2 [ 6 ] 
 U2 C1 
Relação de Transformação Nominal: 
 O TPC construído para U1 e U2 teremos: U1n = kp 
 U2n 
 Logo: kp = k C1+C2 
U1 = -j (I+I1) - j I [ 2 ] 
 C1 ω C2 ω 
U = - j I - j L ω I1 [ 3 ] 
 C2 ω 
Substituindo em [ 3 ] o Lω de [ 1 ]: 
U = - j I - j I1 [ 4 ] 
 C2 ω (C1+C2) ω 
Dividindo-se [ 2 ] por [ 4 ] tem-se: 
U1 = C1+C2 [ 5 ] 
U C1 
A 
C11 
C2 
L U1 
U2 
D 
B 
TP tipo indução intermediárioU1 
U U2 
L C1 
C2 
I + I1 
I1 
I 
31. 
 C1 
32. 
Chaves Seccionadoras 
 
1. Função 
 
 As chaves seccionadoras são dispositivos destinados a isolar equipamentos ou zonas 
de barramentos, ou ainda, trechos de LTs. Somente podem ser operadas sem carga, muito 
embora possam ser operadas sob tensão (isoladora, desvio, seletora, aterramento e 
interligação). 
 
2. Simbologia 
 ou 
3. Aplicação em Sistemas 
 
 As chaves seccionadoras são aplicadas em sistemas de BT, MT, AT e EAT. Nos 
sistemas de baixa tensão, podem ser usadas para abertura em carga e sem carga; nos demais 
sistemas, só utiliza-se seccionadoras sem carga. 
 
4. Considerações sobre Seccionadoras de EAT 
 
 Uma seccionadora a ser instalada em EAT num sistema de transmissão deve ser 
especificada e projetada de forma que assegure sua plena funcionalidade, quer em situações 
normais, quer em situações anormais esperadas. Dessa forma, a seccionadora deve: 
• conduzir sua corrente nominal sem que a temperatura de suas partes ultrapasse limites 
pré-fixados; 
• suportar as correntes máximas de curto-circuito; 
• suportar todas as tensões transitórias esperadas na operação do sistema; 
• não produzir tensão de rádio-interferência excessiva e não apresentar Corona visual 
quando submetida à máxima tensão de operação do sistema; 
• oferecer operação confiável mesmo quando submetida à condições adversas por longos 
períodos; 
• ter vida útil compatível com os demais equipamentos. 
 Um meio usual de se verificar se a seccionadora foi projetada conforme o especificado, 
é a realização de ensaios (tipo ou rotina), através dos quais a seccionadora é submetida, em 
laboratório, às diversas solicitações de ordem elétrica e mecânica previamente 
estabelecidas. 
 
5. Tipos Construtivos 
 
 Os tipos construtivos de chaves estão definidos em diversas normas. É apresentada a 
seguir a classificação constante das normas ANSI, definidas com relação ao tipo de 
abertura ou ao modo de operação, ou ainda, ao meio de movimentação do contato móvel. 
 Nas configurações representadas aqui, a primeira imagem refere-se ao esquema físico 
e a segunda, à forma adotada em diagramas. 
 
5.1. Abertura Vertical – Tipo A 
 
33. 
 A chave é composta por três colunas de isoladores fixados sobre uma base única. O 
movimento de abertura ou fechamento do contato móvel (lâmina) dá-se em um 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. 
• Capacidade: 15 - 800 kV (nominal); 
• Corrente Nominal: 600 - 4000 A (nominal) 
• Montagem: horizontal, vertical ou invertida. 
• Aplicação: isoladora de equipamentos ou circuitos, desvio (by-pass), seletora. 
• Configuração: 
 
 
5.2. Dupla Abertura Lateral – Tipo B 
 
 A chave é composta por três colunas de isoladores fixados sobre uma base única, 
sendo a coluna central eqüidistante das duas externas. O movimento de abertura ou 
fechamento do contato móvel dá-se em um plano paralelo ao plano de montagem da base, 
através da rotação da coluna central. 
• Capacidade: até 765 kV 
• Corrente Nominal: 600 - 6000 A (Lorenzetti) 
• Montagem: horizontal, vertical ou invertida. 
• Aplicação: isoladora de equipamentos ou circuitos, desvio (by-pass), seletora. 
• Configuração: 
 
 
5.3. 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 e a interior móvel. Esta última apresenta movimento de 
rotação em torno do ponto de fixação à base, além de suportar o contato móvel em seu topo 
• Capacidade: até 345 kV 
• Montagem: horizontal, vertical ou invertida. 
• Aplicação: isoladora de equipamentos ou circuitos, desvio (by-pass), seletora. 
• Configuração: 
 
 
5.4. Abertura Lateral – Tipo D 
 
34. 
 A chave é composta por duas colunas de isoladores ligadas a uma base única, sendo o 
contato fixo suportado por uma coluna fixa e o contato móvel pela outra coluna (rotativa). 
O movimento de abertura ou fechamento da lâmina dá-se em um plano paralelo ao plano 
de montagem da chave. 
• Capacidade: até 161 kV 
• Montagem: horizontal (pode ser vertical ou invertida). 
• Aplicação: isoladora, desvio, seletora. 
• Configuração: 
 
 
5.5. Abertura Central – Tipo E 
 
 A chave é composta por duas colunas de isoladores, ambas rotativas e ligadas a uma 
base única. O movimento de abertura ou fechamento da lâmina é seccionado em duas 
partes, fixadas ao topo das duas colunas rotativas, ficando o contato macho na extremidade 
de uma das partes da lâmina e o fêmea, na outra. 
• Capacidade: até 765 kV 
• Montagem: horizontal (pode ser vertical para tensões menores). 
• Aplicação: isoladora, desvio, seletora. 
• Configuração: 
 
 
5.6. Basculante (2 Colunas) – Tipo F 
 
 A chave é composta por duas colunas de isoladores ligadas a uma base única, sendo 
uma delas fixa e suporte para o contato 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. 
• Capacidade: até 34.5 kV 
• Configuração: 
 
 
5.7. Aterramento – Tipo G 
 
 A chave é composta por uma coluna isoladora fixa, em cujo topo encontram-se os 
contatos fixos e a lâmina fecha paralela à coluna de isoladores. 
• Capacidade: até 500 kV 
• Montagem: horizontal, vertical ou invertida. 
• Configuração: 
35. 
 
36. 
5.8. Operação por Vara de Manobra – Tipo H 
 
 A chave é composta por duas colunas de isoladores fixas. O movimento de abertura ou 
fechamento da lâmina dá-se através de engate da vara de manobra a um gancho ou olhal 
apropriado. 
• Capacidade: até 161 kV 
• Montagem: vertical ou invertida. 
• Configuração: 
 
 
5.9. Fechamento ou Alcance Vertical 
 
 A chave é composta por duas ou três colunas de isoladores. O movimento de abertura 
ou fechamento da lâmina dá-se em um plano perpendicular ao plano de montagem da base, 
na qual estão fixadas as duas colunas de isoladores, uma rotativa e outra fixa. Este tipo de 
chave é apresentado com duas possibilidades de montagem dos contatos fixos: em coluna 
de isoladores invertida ou diretamente no barramento. 
Nome: Chave Vertical Reversa 
 Pode-se incluir nessa classe as chaves pantográfica e semi-pantográfica. 
• Capacidade: até 765 kV 
• Montagem: horizontal. 
• Configuração: 
 
 
6. Características Elétricas 
 
6.1. Tensão Nominal 
 É a máxima tensão nominal do sistema no qual a chave será instalada. 
 
6.2. Tensão Nominal Máxima 
 É a máxima tensão eficaz para a qual a chave foi projetada. 
 
6.3. Freqüência Nominal 
 É a freqüência do sistema para a qual a chave foi projetada. 
 
6.4. Corrente Nominal 
 É a máxima corrente eficaz, em Ampères, à freqüência nominal que a seccionadora é capaz de 
conduzir sem exceder os limites de elevação de temperatura considerados. 
 
6.5. Corrente Nominal de Curta Duração 
37. 
 É o valor eficaz da corrente total (incluindo a componente contínua transitória) que a chave é 
capaz de conduzir por um intervalo de tempo especificado. 
Definições da ANSI: 
– Corrente Momentânea: é o valor crista, incluindo a componente contínua, cuja duração máxima 
deve ser 1 ciclos. 
– Corrente de 3 Segundos: é o valor eficaz da corrente simétrica. 
 
6.6. Tensões Nominais Admissíveis 
 Define os valores suportáveis das tensões de baixa freqüência e de sobretensões impulsivas a 
seco e sob chuva para os quais a chave foi projetada. Define, pois, o nível de isolamento da 
seccionadora. 
 
7. Componentes da Chave Seccionadora 
 
• Base (ou estrutura) 
• Colunas de Porcelana (fixas e rotativas) 
• Lâminas (principal e de terra) 
• Terminais de Conexão 
• Terminal Articulado 
• Terminal deEspera 
• Mecanismo de Operação Manual (lâmina principal e lâmina de terra) 
• Haste de Acionamento (lâmina principal e lâmina de terra) 
 
8. Tipos de Operação e Comando 
 
8.1. Operação em Grupo 
 
 Os pólos da seccionadora são interligados mecanicamente através de hastes ou cabos, e 
são operados simultaneamente. As chaves de operação em grupo podem ter ainda comando 
direto ou indireto. 
– Comando Direto: o movimento é transmitido às colunas rotativas através de um dos 
próprios pólos. 
– Comando Indireto: o movimento é transmitido às colunas rotativas através de rolamentos 
auxiliares, comumente chamados de “bases de comando”. 
 
8.2. Operação Monopolar 
 
 Os pólos são comandados individualmente, sem interligação mecânica entre eles. A 
operação monopolar também pode ser direta ou indireta. 
 
8.3. Comando Manual 
 
 O comando manual pode ser realizado com ou sem o auxílio de redutores. 
 
8.4. Comando Motorizado 
 
 Os comandos motorizados podem ser realizados através de controles hidráulicos, 
pneumáticos, etc. 
38. 
9. Elevação de Temperatura 
 
 Historicamente, as partes condutoras de corrente de seccionadoras (partes vivas sobre 
os isoladores) têm sido construídas sobre peças fundidas de ferro e bronze e tubos 
extrudados e barras de cobre. A capacidade de condução de corrente das seccionadoras está 
baseada em uma elevação de 30 °C quando conduzindo a corrente nominal em uma 
temperatura ambiente máxima de 40 °C. 
 Este procedimento tem sido considerado como correto, porque incorpora o conceito de 
70 °C de temperatura máxima e, conseqüentemente, não virão a recozer durante a vida 
esperada da seccionadora. 
 Atualmente, as normas da ANSI para seccionadoras permitem temperaturas máximas 
de até 105 °C. Os quatro grupos de temperatura são: 75 °C, 80 °C, 90 °C e 105 °C. 
 As normas ANSI deixam ainda uma abertura para a determinação da máxima 
temperatura permitida a materiais que possam vir a ser disponíveis para a construção de 
seccionadoras. Por exemplo, sabe-se que o cobre extrudado permite uma temperatura 
máxima de operação, durante sua vida, de 80 °C, sem apresentar recozimento excessivo. 
No entanto, certa liga de cobre e prata permite operação em temperatura de 148 °C, com 
elevação máxima permitida de 82 °C. 
 
10. Ensaios 
 
10.1. Ensaios de Tipo 
 
 A realização dos ensaios de tipo tem a finalidade de provar que a seccionadora possui 
as características nominais estabelecidas. De um modo geral, os ensaios de tipo realizados 
em um determinado seccionador podem ser usados para comprovar a performance de outro 
do mesmo tipo. São os seguintes os ensaios de tipo normais: 
• ensaios dielétricos; 
• ensaios de medição de elevação de temperatura sob corrente nominal; 
• ensaios de curto-circuito; 
• ensaios de operação e vida mecânica. 
 Os ensaios dielétricos a serem realizados são os seguintes: 
• ensaios de tensão à freqüência industrial; 
• ensaios de tensão impulsivas (impulso atmosférico e impulso de manobra). 
 
10.2. Ensaios Especiais (conforme IEC) 
 
• ensaios de operação sob gelo; 
• ensaios de operação sob mínima e máxima temperaturas; 
• ensaios de medição de tensão de rádio-interferência. 
 
10.3. Ensaios de Rotina 
 
 Os ensaios de rotina devem ser realizados em um número de amostra definido, para 
que seja assegurado que a produção está de acordo com as amostras nas quais foram 
realizadas os testes de tipo. São os seguintes os ensaios de rotina: 
• tensão aplicada em freqüência industrial ao circuito principal; 
39. 
• tensão aplicada nos circuitos auxiliares e de controle; 
• medição da resistência ôhmica do circuito principal; 
• ensaios de operação mecânica. 
 
11. Tipos de Seccionadores Utilizados em EAT 
 
 Os tipos de seccionadores que apresentam maior número de aplicações em EAT são: 
abertura vertical, abertura central, dupla abertura lateral, vertical reversa (fechamento 
vertical), pantográfica e semi-pantográfica. 
 Os usuários estão familiarizados com esses tipos básicos de seccionadores, que estão 
adaptados aos vários níveis de tensão, dependendo das limitações de espaço, esforços 
mecânicos nos isoladores, disposição física com relação a equipamentos associados, etc. 
 Obviamente, alguns tipos de seccionadores apresentam melhores condições de 
utilização do que outros em situações específicas, porém, pode-se afirmar que o seccionador 
de abertura vertical é do tipo que apresenta maior número de aplicações. 
 
 
40. 
 
41. 
Disjuntores 
 
1. Definição 
 
 Disjuntores de alta tensão, freqüentemente denominados disjuntores de potência 
(Power Circuit Breakers) são os principais equipamentos de segurança, bem como os mais 
eficientes aparelhos de manobra em uso nas redes elétricas. Possuem uma capacidade de 
fechamento e ruptura que deve atender a todos os pré-requisitos estabelecidos de manobra, 
sob todas as condições normais e anormais de operação. 
 
2. Considerações 
 
 Além dos estados estacionários de fechado (ou ligado) e aberto (ou desligado) define-
se ambos os estados de transição da manobra de fechamento ou ligamento e manobra de 
abertura ou desligamento. 
 No estado ligado ou fechado o disjuntor deve suportar a corrente nominal da linha, 
sem que venha a se aquecer além dos limites permissíveis. No estado aberto ou desligado a 
distância de isolamento entre contatos deve suportar a tensão de operação, bem como as 
sobretensões internas, devidas a surtos de manobra ou descargas atmosféricas. 
 Quanto à manobra de fechamento, o disjuntor de potência deve também, no caso de 
um curto-circuito, atingir de maneira correta a sua posição de fechado e conduzir a corrente de 
curto-circuito. 
 Quando da manobra de abertura, o disjuntor deve dominar todos os casos de manobra 
possíveis da rede na qual está instalado. 
 Além das manobras com carga, ele deve interromper com segurança altas correntes de 
curto-circuito indutivas (Ex: cosφ < 0.2 : até 80 kA, em 420 kV). 
 Um disjuntor moderno está em condições de interromper a corrente sob todas essas 
condições, com tempo de duração do arco voltaico de 5 a 20 ms. Convém lembrar que os 
disjuntores, freqüentemente instalados ao tempo, permanecem meses a fio no estado 
estacionário ligado, conduzindo a corrente nominal sob 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 todo esse tempo de inatividade operacional mecânica, deve estar pronto para 
interromper uma corrente de curto-circuito, sem o menor desvio das especificações, pois 
qualquer falha na manobra resultaria em incalculáveis danos materiais e, eventualmente, 
pessoais. 
 Do exposto, depreende-se que uma confiabilidade total é exigida do disjuntor de 
potência e esta confiabilidade deve ser conseqüência de um projeto racional e um controle de 
qualidade extremamente rigoroso que vai, desde a seleção de matérias-primas, passando pela 
revisão de entrada, ensaio de materiais, controle dos processos de fabricação, ensaios de 
subconjuntos, até os ensaios finais. 
 
3. O Processo de Interrupção 
 
 (ver folhas anexas) 
42. 
4. Classificação dos Disjuntores – Princípios de Extinção do Arco – Detalhes Construtivos e 
Características Principais 
 
4.1. Introdução 
 
 Pode-se considerar que os disjuntores se constituem dos seguintes subconjuntos 
principais: unidade de comando, sistema de acionamento ou mecanismo de operação e 
unidade interruptora. 
 
4.2. Unidade de Comando 
 
 É o subconjunto que abrange os elementos de comando, controle e supervisão do 
disjuntor. Por exemplo, disjuntor SF6 com acionamento eletro-hidráulico deverá ter sistemas 
de supervisão de densidade do gás e pressão do óleo na unidade de comando, enquanto que 
disjuntor a óleo com acionamentoa mola dispensa estes tipos de supervisão. 
 
4.3. Sistema de Acionamento 
 
 É o subconjunto que possibilita o armazenamento de energia necessária à operação 
mecânica do disjuntor, bem como a oportuna liberação dessa energia através de mecanismos 
apropriados quanto ao comando de abertura ou fechamento do mesmo. 
 
 manobra individual de cada pólo 
 Monopolar mais complexos e mais caros, pois são 3 acionamentos (1 p/ cada 
pólo) 
Acionamento uso: quando necessário religamentos monopolares no caso de faltas 
1φ 
 Tripolar operação centralizada em uma unidade e transmitida aos 3 pólos 
simul- 
 taneamente, via acoplamento mecânico, hidráulico ou pneumático 
 
– Tipos de Acionamento 
 
{ { 
{ 
43. 
– Acionamento por Solenóide 
Aciona os contatos na operação de fechamento e carrega a mola de abertura. 
Desvantagem: capacidade de armazenamento de energia limitada. Têm seu emprego 
restrito aos disjuntores de media e baixa tensão. 
 
− Acionamento a Mola 
 
A energia para fechamento é acumulada em uma mola. Consiste em geral de molas 
pré-carregadas, isto é, a operação de carga da mola não precisa ser automaticamente 
seguida da alteração no estado dos contatos principais, possibilitando assim a livre 
escolha do instante de fechamento. 
 
Assim, a mola de fechamento é carregada e travada, ficando preparada para, sob a ação 
de um comando apropriado, ser liberada para o fechamento do disjuntor, com 
velocidade independente do operador. 
 
Simultaneamente à operação de fechamento, a mola de abertura é carregada de modo 
automático. 
 
Após uma operação de fechamento, a mola de fechamento é recarregada 
automáticamente pelo acionamento motorizado, ou ainda manualmente, caso os 
acionamentos não sejam motorizados (a mola pode ser carregada manualmente ou 
através de motores elétricos). 
 
− Aplicação: 
 
Utilizações mais freqüentes: disjuntores até 38 kV (MT); 
 disjuntores de 69 kV a 230 kV (AT), podendo ser 
utilizado em até 500 kV. 
 Tipos de disjuntores que utilizam esse acionamento: GVO, PVO, sopro 
magnético, a vácuo e a SF6 
 
- Avaliação dos disjuntores com acionamento a mola 
 
O mecanismo de operação totalmente a mola torna os disjuntores independentes, isto 
é, prescindindo de instalações de ar comprimido ou outros. 
 
As molas são carregadas por motor elétrico, que pode ser de corrente alternada ou 
contínua. O carregamento manual também é previsto, como alternativa para 
carregamento da mola. 
 
Uma restrição aos mecanismos a mola é o limitado acúmulo de energia, tornando 
difícil o atendimento a ciclos de operação com sucessivos religamentos. 
 
A operação apresenta nível de ruído elevado e sua utilização se limita a disjuntores de 
até 230 kV (para níveis de tensão mais elevados são usados somente os acionamentos 
a ar comprimido e eletro-hidráulico. Atualmente o acionamento a mola está sendo 
utilizado em disjuntores de até 500 kV). Esse tipo de acionamento possui um 
44. 
funcionamento simples, dispensando qualquer supervisão, o que pode ser considerado 
ideal para MT. No entanto, a ausência de supervisão, se por um lado simplifica e 
barateia o disjuntor, por outro não permite que se tenha controle das partes vitais de 
acionamento, de maneira a se prever qualquer falha de operação que, nesse caso, 
ocorreria de forma totalmente imprevista. Na aplicação em AT, este fator deverá ser 
analisado. 
 
− Acionamento a Ar Comprimido 
 
A energia necessária à operação do disjuntor é armazenada em recipientes de ar 
comprimido e liberada através de disparadores atuando sobre válvulas que acionam os 
mecanismos dos contatos via êmbolos solidários ou através de conexões pneumáticas. 
 
Fechamento: a energização da eletrovávula de fechamento libera o pistão de controle 
associado, e por conseguinte a entrada de ar na parte superior do cilindro, 
movimentando o pistão principal que empurra a haste de acionamento, ocasionando o 
fechamento do disjuntor. 
 
Abertura: a energização da eletrovávula de abertura causa o deslocamento dos pistões 
de controle associados, e portanto elevando um pistão auxiliar na parte inferior do 
cilindro, o que possibilita a entrada de ar na parte inferior do pistão principal. 
O movimento desse pistão para cima causa a abertura do disjuntor. A abertura da 
válvula de aeração na parte superior do cilindro reduz a contrapressão ao valor 
requerido para a ruptura adequada através do pistão principal. 
 
Para este tipo de mecanismo, há alternativas para suprimento de ar comprimido: uma 
delas dotando cada disjuntor do seu próprio compressor de ar (solução que opta pela 
independência dos disjuntores), e outra prevendo uma instalação central de ar 
comprimido, solução particulamente economica nas grandes subestações. 
 
Aplicação: em disjuntores de AT e EAT e é a solução natural para disjuntores que 
usam o ar comprimido como meio extintor, embora também seja usado para 
disjuntores a óleo e SF6. 
 
− Acionamento Hidráulico 
 
A energia necessária para a operação do disjuntor é armazenada em um acumulador 
hidráulico, que vem a ser um cilindro com êmbolo estanque, tendo: de um lado, óleo 
ligado em circuitos de alta e baixa pressão através de bomba hidráulica e, do outro, um 
volume reservado a uma quantidade pré-fixada de N2. 
 
A bomba hidráulica de alta pressão comprime o óleo e, conseqüentemente, o N2, até 
que seja atingida a pressão de serviço (aproximadamente 320 bar); através de 
disparadores de abertura e fechamento, são acionadas as válvulas de comando que 
ligam o circuito de óleo com o êmbolo principal de acionamento. 
 
Operação de abertura e fechamento: o óleo a uma pressão de 320 kgf/cm2 é 
acumulado, por uma bomba de óleo, e o fechamento é provido pela liberação de óleo a 
45. 
alta pressão à parte inferior de um pistão no cilindro de óleo, o qual empurra as partes 
condutoras móveis para a posição de fechada, através de uma haste isolada. 
A posição fechada é mantida pelo óleo a alta pressão. 
A abertura é obtida com a rápida exaustão ou alívio do óleo a alta pressão da parte 
inferior do pistão, o que implica em que o óleo a alta pressão na parte superior do 
pistão conduz os contatos móveis para a posição aberta a qual é mantida pelo óleo de 
alta pressão. 
 
Característica principal: grande capacidade de armazenagem de energia, aliada a 
reduzidas dimensões. 
 
Aplicação: muito usado em disjuntores a SF6, em AT e EAT. 
 
4.4. Unidades Interruptoras 
 
4.4.1. Introdução 
 
 As unidades interruptoras, também chamadas câmaras de extinção, constituem-se em 
subconjuntos onde se processa a extinção do arco voltaico. 
 As câmaras de extinção podem conter os contatos e todos os elementos necessários 
àquele processo, como no caso dos disjuntores a óleo, a ar comprimido, a vácuo e a SF6. 
Podem também não contê-los, como no caso dos disjuntores a sopro magnético. 
 O meio extintor e, como conseqüência, as câmaras mencionadas, constituem-se nos 
principais elementos de classificação dos disjuntores, como ver-se-á a seguir. 
 
4.4.2. Tipos Principais de Disjuntores 
 
 São eles: disjuntor a sopro magnético, disjuntor a óleo (GVO e PVO), disjuntor a 
vácuo, disjuntor a ar comprimido e disjuntor a SF6. 
 
4.4.2.1. Disjuntor a Sopro Magnético 
 
4.4.2.1.1. Princípios de Extinção 
 
 Os contatos se abrem no ar, impelindo o arco voltaico para dentro das câmaras 
de extinção, onde ocorre a interrupção, devido a um aumento na resistência do arco e, 
conseqüentemente na sua tensão. O aumento da resistência do arco é obtido através de: 
a) aumento do comprimento do arco; 
b) fragmentação do arco em vários arcos menores, em série, nas várias 
fendas da câmara de extinção; 
c) resfriamento do arco em contato com as múltiplas paredes da câmara. 
46. 
As forças que impelem o arco para dentro das fendas da câmara são produzidas pelo 
campo magnético da própriacorrente, passando por uma ou mais bobinas (daí o nome 
de sopro magnético) e eventualmente por um sopro pneumático auxiliar produzido 
pelo mecanismo de acionamento. 
 
4.4.2.1.2. Aspectos Construtivos – Tipos de Circuitos Magnéticos 
 
• Núcleo externo: o campo magnético é produzido pela corrente a ser 
interrompida circulando através de bobinas. 
• Núcleo interno: o campo magnético é produzido pelo próprio arco voltaico 
através de um circuito magnético formado pela própria câmara. 
 
4.4.2.1.3. Aplicações 
 
 Os disjuntores a sopro magnético são usados em MT até 24 kV, principalmente 
montados em cubículos. 
Vantagens: não possui meio extintor inflamável (como óleo) tornando-os seguros e 
aptos para certos tipos de aplicações específicas. Não produzem grande surto de 
manobra (reduz o valor instantâneo da tensão de restabelecimento após a interrupção). 
Desvantagens: o fato de queimarem o arco no ar, provoca rápida oxidação dos 
contatos, exigindo manutenção mais freqüente; produzem grande ruído quando 
operam. 
 
4.4.2.2. Disjuntores a Óleo 
 
 O óleo mineral com suas destacadas características de isolante e extintor foi 
usado desde os primórdios da fabricação dos disjuntores. 
 
4.4.2.2.1. Princípios de Extinção 
 
• Efeito de Hidrogênio: à altíssima temperatura, o arco voltaico decompõe o 
óleo, liberando assim vários gases, dentre os quais predomina o hidrogênio, a 
ponto de poder-se dizer que o arco queima numa atmosfera de hidrogênio. Como 
este gás tem uma condutividade térmica bem elevada, comparada ao nitrogênio, 
a retirada de calor das vizinhanças do arco se processa de maneira eficiente, 
resfriando o mesmo. 
• Efeito de Fluxo Líquido: consiste em se jogar óleo mais frio sobre o arco dando 
continuidade ao processo de evaporação aludido, de maneira que grandes 
quantidades de calor possam ser retiradas pelos gases resultantes. 
 
4.4.2.2.2. Disjuntor a GVO (Grande Volume de Óleo) 
 
 Os disjuntores a grande volume de óleo possuem grandes câmaras de extinção, 
nas quais se força o fluxo de óleo sobre o arco. Nas potências mais baixas, as três 
fases, normalmente, estão imersas em um único recipiente e, nas mais elevadas, o 
encapsulamento é monofásico. 
 Disjuntores a grande volume de óleo são usados em MT e AT, até 230 kV. 
Apesar de serem tecnicamente ultrapassados em relação a outros tipos de disjuntores, o 
47. 
seu uso é ainda muito difundido nos E.U.A., devido a custos locais competitivos e 
critérios das concessionárias americanas. 
 A sua característica principal é a grande capacidade de ruptura em curto-
circuito (Ex: 63 kA em 138 kV). Não são muito apropriados para chaveamentos de 
linhas em vazio ou bancos de capacitores (correntes capacitivas) e de reatores 
(pequenas correntes indutivas). 
 
4.4.2.2.3. Disjuntor a PVO (Pequeno Volume de Óleo) 
 
 Estes disjuntores representam o desenvolvimento natural dos antigos GVO, na 
medida em que se procura projetar uma câmara de extinção com fluxo de óleo forçado 
sobre o arco, aumentando-se a eficiência do processo de interrupção da corrente e 
diminuindo-se drasticamente o volume de óleo do disjuntor. 
Aplicação: os disjuntores a PVO são excelentes em MT (capacidade de ruptura de até 
63 kA). No nível de 138 kV, a sua capacidade de ruptura por câmara está limitada a 20 
kA; para maiores correntes de curto (31.5, 40 e 50 kA), que são comuns nesta tensão, 
deve-se empregar várias câmaras em série com uso obrigatório de capacitores de 
equalização e acionamento mais possante, com conseqüente complexidade do 
equipamento. 
 O desempenho para correntes capacitivas é também limitado (com solução: 
utilizar várias câmaras em série). 
 
4.4.2.3. Disjuntor a Vácuo 
 
 Utiliza o vácuo como meio isolante e de extinção do arco voltaico. 
Características e aplicações: o disjuntor a vácuo representa a tendência mais 
moderna na área de MT até 38 kV. 
Vantagens: grande segurança de operação, pois não necessitam de suprimentos de 
gases e líquidos e não emitem chamas ou gases; praticamente não requerem 
manutenção, possuindo vida útil extremamente longa em termos de números de 
operação a plena carga e em curto-circuito; devido ao reduzido curso dos contatos 
requerem pouca energia mecânica para operá-los tendo, conseqüentemente, 
acionamentos mais leves, duráveis e de operação mais silenciosa; a relação capacidade 
de ruptura / volume é bastante grande, tornando esses disjuntores apropriados para uso 
em cubículos; devido à ausência de meio extintor gasoso ou líquido, podem fazer 
religamentos automáticos múltiplos. 
Comparação disjuntor a vácuo X PVO: 
 
Duração Número de Manobras 
dos Contatos PVO a Vácuo 
Corrente nominal de interrupção de 25 kA 4 100 
Corrente nominal de 2000 A 130 20.000 
 
4.4.2.4. Disjuntor a Ar Comprimido 
 
4.4.2.4.1. Princípios de Extinção 
 
48. 
 O mecanismo eletro-pneumático provê duas funções simultaneamente: a de 
proporcionar a função mecânica do disjuntor através da abertura e fechamento dos 
contatos e também a de efetuar a extinção do arco, fornecendo ar na quantidade e 
pressão necessárias para tal. O princípio de extinção é bastante simples, consistindo 
em criar-se um fluxo de ar sobre o arco, fluxo este provocado por um diferencial de 
pressão, quase sempre descarregando-se o ar comprimido - após a extinção - para a 
atmosfera. 
 
4.4.2.4.2. Aspectos Construtivos 
 
 Os modelos atuais utilizam o princípio de sopro axial, ou seja, o ar é distendido 
e soprado axialmente em relação aos bocais de contato, e pode ser classificado em: 
sistema de sopro unidirecional e sistema de sopro bidirecional. O unidirecional é 
chamado de “mono blast” e o bidirecional de “dual blast”. 
 O ar comprimido tem três funções: meio acionador, meio extintor e meio 
isolante. Portanto, ele deve ter características de pureza, ausência de umidade e pressão 
adequada. Isto é conseguido através de unidades centrais de ar comprimido compostas 
de compressores, filtros, desumidificadores, etc. Estas unidades produzem o ar a uma 
pressão de 150 a 200 bar, que é armazenado em recipientes e levado até os disjuntores 
por tubos de distribuição. A redução da alta pressão para a pressão de utilização dos 
disjuntores (que é de aproximadamente 30 bar), pode ser feita logo após os 
reservatórios de alta pressão, ou na própria unidade de comando do disjuntor. 
 
4.4.2.4.3. Características e Aplicações 
 
 Embora possam ser usados em toda a gama de tensões, a faixa ideal de 
aplicação é na alta e na extra alta tensão, ou seja, acima de 245 kV. As características 
de rapidez de operação aliadas às boas propriedades extintoras e isolantes do ar 
comprimido, bem como a segurança de um meio extintor não inflamável, garantiram 
uma posição de destaque a esses disjuntores, nos níveis de AT e EAT. Esta situação 
perdurou até o início da década de 70, com o desenvolvimento de disjuntores a SF6 de 
pressão única, que começaram a deslocar os disjuntores de ar comprimido de sua 
posição de liderança. 
Vantagens: a mobilidade do meio extintor (que é também o meio isolante) com alta 
velocidade de propagação, tornando esses disjuntores bastante rápidos, isto é, aptos a 
atuar em EAT (exigência de abertura em 2 ciclos); pode-se ajustar a capacidade de 
interrupção e propriedades de isolação, variando-se a pressão de operação; a 
compressibilidade do meio extintor que, ao contrário do óleo, permite que as estruturas 
estejam isentas de ondas de choque transitórias, geradas pelo arco voltaico. 
Desvantagens: alto custo do sistema de geração de ar comprimido; a distribuição do 
ar comprimido em alta pressão por toda a subestação, além de ter alto custo, requer 
manutenção freqüente; no caso de operação junto a áreas residenciais, onde existem 
limitações de níveis de ruído, é obrigatório o uso de silenciadores para esses 
disjuntores. 
 
4.4.2.5. Disjuntores a SF6 
 
4.4.2.5.1. Propriedadesdo SF6 
49. 
 
 O gás SF6 possui uma série de propriedades físicas e químicas que o tornam 
um meio isolante e extintor por excelência. O SF6 é um gás incombustível, não 
venenoso, incolor, inodoro e, devido à sua estrutura molecular simétrica, é 
extremamente estável e inerte até cerca de 500 °C, comportando-se, portanto, como 
um gás nobre. Com peso específico de 6.14 g/l, é 5 vezes mais pesado que o ar. Esta 
propriedade, aliada à ausência de cheiro e cor, requer que se tomem algumas 
precauções a se trabalhar com grandes quantidades desse gás (por exemplo, em 
subestações blindadas), pois ele tende a se depositar nas depressões e reentrâncias do 
terreno, como valas e espaços confinados, removendo todo o ar, podendo causar 
acidentes até fatais, por asfixia. 
 O comportamento do SF6 perante o arco voltaico é um outro parâmetro 
importante na avaliação do SF6. As descargas elétricas tendem a decompor o gás numa 
intensidade proporcional à energia das mesmas. Sob a influência do arco voltaico, o 
hexafluoreto de enxofre se decompõe nos seus elementos atômicos conforme a 
equação: 
 ∆E 
 SF6 S + 6F 
 
 Diminuindo a temperatura, a reação se dá rapidamente na direção oposta, 
recompondo o SF6. A restauração do gás seria total, se não houvessem reações 
secundárias entre o gás decomposto e metais vaporizados dos contatos e outras partes 
estruturais do disjuntor. 
 Os produtos mais comuns dessas reações secundárias são fluoretos de cobre e 
fluoretos de tungstênio (CuF2 e WF6). Estes compostos, porém, são também não 
condutores e, portanto, uma eventual deposição dos mesmos nas paredes da câmara do 
disjuntor não irá afetar o desempenho do mesmo. Poderá também haver a formação de 
compostos secundários de enxofre, como SF4 e S2F2, também não condutores. 
 Se o SF6 contiver umidade, os produtos secundários supracitados irão reagir 
com a água, liberando ácido fluorídrico, altamente corrosivo e tóxico. No caso de 
disjuntores, principalmente aqueles de pressão única, o SF6 encontra-se em um 
sistema fechado e praticamente isento de umidade por toda a vida útil do equipamento. 
Além disso, existe a presença de filtros com elementos desumidificadores, de maneira 
que o problema de umidade praticamente não existe. 
 As características isolantes do SF6 variam em função da pressão e são bastante 
superiores àquelas dos meios isolantes mais comuns (óleo mineral e ar comprimido), 
usados em outros disjuntores. 
 
4.4.2.5.2. Disjuntores a SF6 de Dupla Pressão 
 
 Estes disjuntores constituem a primeira geração de disjuntores a SF6. Hoje, 
praticamente não são fabricados, cedendo seu lugar aos disjuntores de pressão única 
(segunda geração, de construção mais simples). 
 
4.4.2.5.3. Disjuntores a SF6 de Pressão Única 
 
 Nestes disjuntores, o gás está num sistema fechado com pressão única de 6 a 8 
bar. O diferencial de pressão, sempre necessário nos disjuntores de meio gasoso, para a 
50. 
criação de um fluxo de gás sobre o arco, é conseguido através da formação de uma 
sobrepressão transitória durante a manobra de abertura dos contatos. 
 
Princípio de autocompressão 
Princípio de puffer 
Bocais duplos de grafita resistentes ao arco elétrico 
No caso dos disjuntores de alta tensão 3AT, o sistema de contato que incorpora os bocais de 
grafita duplos garante as propriedades de extinção de arco e resistência dielétrica constante, 
independente do valor pré-esforçado, ou seja, o número de operações de isolamento e a 
corrente em comutação. Os bocais duplos de grafita são resistentes ao arco elétrico e possuem 
vida útil longa. Isto significa que a unidade do interruptor é excepcionalmente poderosa . 
Outra vantagem importante do princípio de puffer com bocais duplos de grafita é que as 
câmaras de arco atuam com pressão positiva durante o processo de extinção. Como resultado, 
isto significa que pequenas quantidades de energia de operação são suficientes. O plasma do 
arco é de condutividade comparativamente baixa, o que possui um efeito adicional benéfico 
sobre a capacidade de criação e interrupção. 
Também para aplicações especiais: 
As propriedades específicas do sistema de bocais duplos são benéficas para a comutação sem 
contato de correntes baixas de indução e capacitor. Graças à alta resistência ao arco, o sistema 
é adequado especialmente para a interrupção de determinados tipos de fuga, tais como os 
próximos a geradores. 
Modo de operação: 
 
1 Disjuntor na posição Ligado 
A montagem do caminho é formada por duas placas terminais, o primeiro tubo fixo (1), 
contato móvel (2) e segundo tubo fixo (1). O tubo termina a montagem com os bocais de 
extinção de grafita. O contato móvel (2) é formado de peças de contato com acionamento 
anexadas ao cilindro do puffer (4) e dispostas em um anel. O cilindro do puffer (4) contém um 
pistão anular (3). O contato móvel (2), cilindro do puffer (4) e pistão (3) formam a parte 
móvel da câmara de interrupção. 
 
2 Pré-compressão 
O pistão (3) e cilindro do puffer (4) são movidos em direções opostas pela haste e acopladores 
51. 
de operação (5,6). A peça móvel é guiada por uma haste, e desta forma a pressão do SF6 entre 
o pistão e o cilindro do puffer (4) aumenta. O contato móvel (2) movimenta-se com o cilindro 
do puffer (4) para a posição aberta. 
 
3 Extinção 
Quando os contatos se separam, o tubo de contato móvel (2), que age como uma válvula que 
se fecha, libera o SF6. É criado um arco entre um bocal e o tubo de contato (2). O arco é 
guiado - em milissegundos - entre os bocais pelo jato de gás e suas próprias forças 
eletrodinâmicas. O cilindro do puffer (4) encerra a montagem da extinção do arco (1) como 
uma câmara de pressão. O F6 comprimido flui radialmente até o disjuntor e é descarregado na 
linha do eixo no bocal. 
 
4 Disjuntor na posição desligada 
Após a extinção do arco, o tubo de contato móvel (2) move-se para a posição aberta. 
 
4.4.2.5.4. Disjuntores a SF6 com Resistores de Pré-Inserção e Resistores de Abertura 
 
 Ao fecharmos uma linha em vazio, a carga armazenada na capacitância da 
mesma irá provocar uma sobretensão. Para redes de 420 kV e acima, essas 
sobretensões podem atingir valores inadmissíveis. A fim de se amortecer esses picos 
de tensão, utilizam-se resistores de fechamento que atuam por um tempo relativamente 
curto (alguns ms), em paralelo com os contatos principais (este princípio de operação 
também é válido para disjuntores a ar comprimido). 
 Os resistores de abertura, por outro lado, às vezes são necessários em AT e 
EAT quando ocorrem interrupções de pequenas correntes indutivas nos casos em que 
se tem a necessidade de manter as sobretensões daí advindas abaixo de um 
determinado nível. 
 O princípio de funcionamento é similar àquele do resistor de pré-inserção, na 
medida em que os resistores de abertura também são ligados em paralelo aos contatos 
principais do disjuntor e operam durante um curto tempo, ou seja, eles são conectados 
antes da separação dos contatos principais, permanecendo fechados por alguns ms, 
tempo necessário para amortecimento das sobretensões. 
 
4.4.2.5.5. Disjuntores a SF6 de Dois Ciclos 
 
 Para redes com tensões nominais maiores ou iguais a 420 kV, é muito 
importante obter-se tempos de interrupção bastante curtos para grandes correntes de 
52. 
curto, tendo-se em vista a estabilidade da rede e a carga dos geradores que estão 
alimentando o curto. 
 Para isto, utiliza-se geralmente os disjuntores de 2 ciclos, ou seja, disjuntores 
que manobram com rapidez e eficiência suficientes para cortar correntes de curto em 
apenas 2 ciclos (33.33 ms em 60 Hz ou 40 ms em 50 Hz). 
 O disjuntor de ar comprimido é por natureza um disjuntor de 2 ciclos pelo fato 
de ser bastante rápido na manobra (as massas a serem movimentadas são relativamente 
pequenas). 
 No disjuntor a SF6 o requisito de 2 ciclos foiatingido através de um artifício 
mecânico na unidade interruptora. 
 
4.4.2.5.6. Características e aplicações dos Disjuntores a SF6 
 
 Os disjuntores a SF6 representam a tendência atual nas áreas de AT e EAT. O 
fato da técnica de ar comprimido ser bem superior à do SF6 (e por serem mais 
rápidos), garante-lhes uma posição de destaque nas redes de EAT. Todavia, esta 
posição está sendo tomada pela técnica do SF6, à medida em que novas instalações de 
referência nos níveis de 500 e 800 kV em SF6 vão surgindo e a experiência 
operacional vai sendo adquirida. 
 Na faixa de 138 kV, com capacidade de ruptura de 40 kA e níveis de tensão de 
245 e 326 kV, o SF6 é majoritário, inclusive no Brasil. Aplicações em 138 kV para 
banco de capacitores também dão preferência ao SF6, devido às qualidades específicas 
dessa operação. 
 Em aplicações em 138 kV com 31.5 kA e abaixo (20 kA), bem como em 69 
kV, ainda se encontra em instalações os disjuntores a PVO. Alguns fabricantes 
europeus oferecem o disjuntor a SF6 para MT (13.8 a 34.5 kV); porém, sua 
participação no mercado mundial não chega a ser majoritária embora seja bastante 
grande. 
 Com base nos dados disponíveis, pode-se dizer que a faixa de aplicação dos 
disjuntores a SF6 tende a se estabelecer predominantemente em níveis de 13,8 a 800 
kV. 
 Deve-se ressaltar que esta enorme gama de tensões que mostram uma 
preferência pelo SF6 provêm não só das excelentes características extintoras e 
isolantes do SF6, como também da simplicidade de construção e operação dos 
disjuntores a SF6 a pressão única que reduz consideravelmente os custos de 
manutenção, normalmente altos. 
 
DIAGRAMA DE COMANDO DE DISJUNTORES 
 
53. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
54. 
 
 
 
 
 
55. 
 
 
 
56. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
57. 
 
58. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
59. 
 
 
 
 
 
60. 
 
 
 
61. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
62. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
63. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
64. 
 
 
 
 
 
 
65. 
 
 
 
 
66. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
67. 
 
 
 
 
 
 
68. 
 
69. 
Pára-Raios 
 
 O pára-raios é um dispositivo protetor que tem por finalidade limitar os valores dos 
surtos de tensão transitante que, de outra forma, poderiam causar severos danos aos 
equipamentos elétricos. 
 Por exemplo,: Uma onda transitante, que se desloca ao longo de uma LT, encontra um 
pára-raios, que converte-a a uma tensão que varia segundo a forma dessa onda. Para um dado 
valor dessa sobretensão, o pára-raios (que antes funcionava como um isolador) passa a ser 
condutor e descarrega parte da corrente para a terra, reduzindo a crista da onda a um valor que 
depende das características do referido pára-raios. 
 Considerando que os pára-raios estão permanentemente ligados aos circuitos elétricos 
que devem proteger, deverão obedecer a duas condições fundamentais, a saber: 
• Não devem permitir, nas condições normais de operação do sistema, o 
escoamento da corrente elétrica para a terra; 
• Uma vez descarregada para a terra a corrente elétrica associada a um surto de 
tensão que a tenha atingido, deverá voltar à sua condição de isolante. 
 A primeira condição é evidente, uma vez que, de outra forma, o pára-raios introduziria 
uma falta permanente para a terra, no sistema elétrico a que estivesse conectado. 
 A segunda condição envolve a definição de “tensão nominal do pára-raios”. Esta, é a 
máxima tensão, sob freqüência nominal do sistema, a que estando sujeito um pára-raios, este é 
ainda capaz (logo após ter escoado para a terra a corrente associada a um surto de tensão) de 
interromper ou evitar a drenagem para a terra da corrente nominal do sistema. 
 A tensão máxima, à freqüência nominal do sistema, a que o pára-raios poderá ser 
submetido, sem que se processe a descarga da corrente elétrica através do mesmo, é 
denominada de “tensão disruptiva à freqüência nominal” (nas normas americanas, é igual a 
1.5 vezes a tensão nominal do pára-raios). 
 Tendo em vista o exposto, é evidente que a tensão máxima, à freqüência nominal do 
sistema, a que um pára-raios for submetido por um tempo prolongado, não deve ser superior à 
sua tensão nominal pois, se assim for, poderá verificar-se um dos seguintes casos: 
a) Se o pára raios estiver submetido a uma sobretensão, à freqüência do 
sistema, superior à sua “tensão disruptiva à freqüência nominal”, ele permitirá a 
passagem da corrente elétrica do sistema, enquanto estiver submetido a tal 
sobretensão. Se esta for de aplicação prolongada, verificar-se-á a queima do 
pára-raios. 
b) Se o pára raios estiver submetido a uma sobretensão, à freqüência do sistema, 
superior à sua tensão nominal, porém inferior à sua “tensão disruptiva à freqüência 
nominal”, ele permanecerá na sua condição de isolante. Porém, se for atingido por 
um surto de tensão associado a uma onda transitante, não interromperá a passagem 
da corrente elétrica para a terra, após ter escoado aquela correspondente a esse 
surto. Formar-se-á, assim, um curto entre fase e terra e, possivelmente, verificar-se-
á a queima do pára-raios. 
 Os pára-raios são construídos para resistirem a correntes elevadas, porém quando 
aplicadas durante alguns microssegundos, como acontece quando o pára-raios é atingido por 
uma onda transitante. 
 Portanto, conclui-se que, ao selecionar e aplicar um pára-raios, deve-se tomar cuidado 
para que a sua tensão nominal seja superior às prováveis sobretensões prolongadas, à 
freqüência nominal, a que possa estar sujeito. 
70. 
 Usualmente, as sobretensões selecionadas para servir como base a este critério são 
aquelas que aparecem em duas fases do sistema quando se verifica uma falta para a terra na 
outra fase. 
 
 Sendo essas sobretensões dependentes da forma de aterramento do neutro desse 
sistema, é usual efetuar-se a divisão dos sistemas em duas classes principais, assim definidas: 
 
– Sistemas Efetivamente Ligados à Terra 
 A relação entre a reatância de seqüência zero, X0, e a reatância de seqüência 
positiva, X1, quando vistas da falta está compreendida entre 0 e 3 para uma falta em 
qualquer ponto do sistema e em qualquer condição de funcionamento do mesmo. 
 A relação entre a resistência de seqüência zero, R0, e a reatância de seqüência 
positiva, X1, quando vistas da falta, deverá ser menor do que 1 para uma falta em 
qualquer ponto do sistema e em qualquer condição de funcionamento do mesmo. 
 Num sistema assim definido, as sobretensões máximas previstas para duas 
fases, como resultado de uma falta para terra na outra fase, não excederão 80% da 
tensão nominal entre fases do sistema. 
 Nesse caso, os pára-raios selecionados deverão ser aqueles cuja tensão nominal 
é de 80% da tensão entre fases do sistema, e são usualmente denominados de “oitenta 
por cento”. Costuma-se considerar uma margem de 5% e assim, pára-raios de 80% 
são, na verdade, selecionados à base de 85% da tensão entre fases do sistema. 
 
Ex: Selecionar pára-raios para um sistema de 115 kV, com neutro efetivamente ligado 
à terra. 
A tensão nominal dos pára-raios deverá ser: 
115 x 0.85 = 97 kV 
 
– Sistemas Não Ligados Efetivamente à Terra 
No caso de não se verificarem as condições dos dois primeiros parágrafos do item 
anterior, o sistema não poderá ser considerado como efetivamente aterrado e as 
sobretensões resultantes de uma falta para terra podem atingir valores iguais à tensão 
entre fases. 
 Neste caso, os pára-raios selecionados deverão ser aqueles cuja tensão nominal 
é de 100% da tensão entre fases do sistema. 
 A fim de se obter uma certa margem de segurança, os pára-raios são 
usualmente selecionados para 105% da tensão entre fases.Convém, porém, notar que por vezes, os pára-raios podem ficar sujeitos a 
sobretensões prolongadas superiores àquelas resultantes de uma falta para terra. 
Entretanto, não seria econômico construir os mesmos para os valores máximos que 
E = sobretensão para a seleção do 
 pára-raios 
71. 
podem atingir essas sobretensões. Desta forma, deve-se resignar a danificações 
esporádicas de um pára-raios. 
 Entre essas sobretensões, pode-se citar as seguintes (com os respectivos valores 
máximos que podem atingir): 
• sobretensões devido aos geradores elétricos do sistema atingirem a velocidade 
de disparo: 120 a 200% da tensão entre fases. 
• sobretensões resultantes de operações de manobra: podem atingir 5.5 vezes a 
tensão entre fase e neutro (porém mais comum é de 3 a 3.5 vezes a tensão entre 
fase e neutro). 
• sobretensões resultantes de uma falta para terra e descargas intermitentes: de 
2.5 a 4 vezes a tensão entre fase e neutro (porém praticamente zero nos sistemas 
solidamente ligados à terra). 
 
 Do acima exposto ficam definidas duas importantes características dos pára-raios: 
“tensão nominal” e “tensão disruptiva à freqüência nominal”. Os pára-raios são também 
caracterizados pelas curvas “tensão de impulso X tempo”. Estas estabelecem a relação entre a 
crista de uma onda de impulso (1.5 x 40 µs) e o tempo para o qual se processa a descarga 
disruptiva através do pára-raios. portanto, elas definem as sobretensões máximas que os pára-
raios permitirão que existam nos pontos em que estão instalados. 
 
 Curvas Tensão de Impulso X Tempo dos Pára-Raios para Várias Tensões Nominais 
 
 Verifica-se pelo gráfico que quanto maior é a tensão nominal do pára-raios, menor é a 
proteção que ele oferece. Por exemplo, um sistema de 115 kV, do tipo efetivamente ligado à 
terra, poderá ser protegido por pára-raios de 97 kV. Porém, se o sistema não fosse 
efetivamente ligado à terra, ter-se-ia de usar pára-raios de 121 kV. É evidente, por um exame 
da figura, que os pára-raios de 97 kV oferecem um nível de proteção melhor do que os de 121 
kV, constituindo este fato uma das vantagens de se efetuar o aterramento do sistema de tal 
forma que o mesmo possa ser considerado como efetivamente aterrado. 
 Os pára-raios do tipo válvula são os mais utilizados em subestações. Estão divididos 
em duas classes: tipo estação e tipo linha. A diferença principal entre o estação e o de linha é 
que o estação oferece melhor margem de proteção. 
169 kV 
145 kV 
121 kV 
 97 kV 
72. 
Coordenação de Isolamento 
 
 A coordenação de isolamento consiste na comparação da resistência oferecida pelos 
isolamentos dos vários equipamentos de uma dada instalação, aos surtos de tensão que 
possam atingi-los, representada pelas curvas “tensão de impulso X tempo” correspondentes a 
esses isolamentos, com os surtos de tensão máximos pelos dispositivos protetores utilizados, 
que são também representados pelas suas curvas “tensão de impulso X tempo”. 
 Portanto, em última análise, a coordenação de isolamento consiste na comparação de 
curvas tensão de impulso X tempo, umas referentes aos isolamentos dos equipamentos em 
consideração e as outras aos dispositivos de proteção utilizados. 
 Convém notar que no estudo de coordenação de isolamentos são considerados surtos 
ou sobretensões, que são resultantes da queda de um raio e devidos a operações de manobra. 
 As sobretensões de manobra são decorrentes de: 
a) energização de linha em vazio ou terminada em transformador em vazio; 
b) religamento de linha; 
c) rejeição de carga pela abertura do disjuntor no terminal receptor, com a 
possível abertura do disjuntor no terminal gerador; 
d) chaveamento de transformador em vazio. 
 Ainda se tratando de sobretensões, não se pode deixar de citar as sobretensões 
temporárias, que são oscilatórias e não amortecidas (ou levemente amortecidas), originárias 
do próprio sistema, decorrentes de: 
a) perda súbita da carga; 
b) remoção de cargas indutivas ou conexão de cargas capacitivas; 
c) faltas para terra desequilibradas, entre outras. 
 Em síntese, pode-se dizer: 
SOBRETENSÕES INTERNAS ⇒ Sobretensões Temporárias 
 Sobretensões de Manobra 
 
SOBRETENSÕES EXTERNAS ⇒ Sobretensões Atmosféricas 
 
Definições e Considerações 
 
1. Sobretensão 
 
 Qualquer tensão variável no tempo que surja entre fase e terra ou entre fases, com 
valor de pico excedendo o valor de pico da tensão máxima do equipamento. 
Ex: 2 3Vmax / → VφT 
 2Vmax → Vφφ 
 
2. Sobretensão de Manobra 
 
 Considera-se, para fins de coordenação de isolamento, os valores usados nos ensaios 
de impulso de manobra (normalizados). Impulso padrão: 250 x 2500 µs [tempo de pico x 
tempo de cauda]. 
73. 
3. Sobretensão Atmosférica 
 
 Considera-se, para fins de coordenação de isolamento, os valores usados nos ensaios 
de impulso atmosférico (normalizados). Impulso padrão: 1.2 x 50 µs [frente de onda x tempo 
de cauda]. 
 
4. Sobretensões Temporárias 
 
 Usualmente se originam de operações de manobra ou faltas. Podem ser caracterizadas 
pelas amplitudes, freqüências de oscilação, durações totais ou seus decrementos. 
 
Tópicos sobre Coordenação de Isolamento 
 
– Redução do Nível Básico de Isolamento para Impulso dos Transformadores 
 
 Será focalizada a coordenação de isolamentos dos transformadores de força, utilizando 
como dispositivo de proteção pára-raios do tipo estação. 
 Supondo um transformador de força cujos enrolamentos de AT pertençam à classe de 
isolamento de 115 kV, e cuja curva tensão de impulso X tempo está representada abaixo: 
 
 A fim de proteger devidamente o isolamento deste transformador, os surtos de tensão 
resultantes da queda de um raio não devem evidentemente ultrapassar o limite fornecido pela 
curva representada nesta figura. 
 Porém, para que seja obtida uma margem de segurança, se estabelece que os surtos de 
tensão devem ser limitados a valores no máximo iguais a 80% da curva acima referida. 
 Na figura acima, encontra-se indicado (curva inferior) o limite máximo para os surtos 
de tensão provocados pela queda de um raio, a que deve ser submetido o isolamento dos 
enrolamentos de AT do transformador. Está também assinalada a margem de segurança de 
20% acima referida. 
 Se forem utilizados pára-raios para a limitação desses surtos de tensão, a sua curva 
tensão de impulso X tempo e a respectiva queda de tensão “IR” através dos mesmos, deverá 
ficar situada abaixo da curva inferior da figura, garantindo dessa forma, que as sobretensões a 
que será submetido o isolamento do transformador serão iguais ou inferiores a 80% da curva 
tensão de impulso X tempo deste último, ou seja: os surtos de tensão que podem atingir o 
transformador serão inferiores a 80% de seu NBI. 
Ensaio a onda plena e NBI 
classe de isolamento de 115 kV 
80 % da curva acima 
74. 
 Na figura abaixo, estão repetidas as curvas da figura anterior, representando-se 
também as correspondentes a um pára-raios com a indicação das quedas de tensão IR, devidas 
às descargas das correntes associadas aos surtos. 
 
 Conforme verificado na figura acima, os pára-raios utilizados oferecem uma 
coordenação adequada. 
 Se considerarmos que o enrolamento de AT deste transformador está ligado a um 
sistema com neutro não efetivamente aterrado, a tensão nominal dos pára-raios deverá ser: 
 115 x 1 x 1.05 = 121 kV 
 Supondo porém que o sistema considerado tenha neutro efetivamente aterrado, a 
tensão nominal dos pára-raios seria: 
 115 x 0.8 x 1.05 = 97 kV 
 Estes pára-raios, denominados “80%”, têm sua curva situada abaixo da linha indicada 
nas duas figuras anteriores, oferecendo uma boa coordenação. Aliás, estes pára-raios oferecem 
mesmo uma melhor proteção para o transformador do que os de 100% (121 kV). 
 Do fato constatado de que os pára-raios de 80% oferecem uma maior margem de 
proteção em relaçãoaos de 100%, surgiu a idéia de, nos sistemas efetivamente aterrados, 
utilizar-se os transformadores com NBI reduzido de uma classe. 
 A fim de melhor explicar a redução do NBI, considere a figura seguinte: 
 
 Na figura acima encontram-se as seguintes curvas: 
classe de isolamento de 115 kV 
80% 
pára-raios de 121 kV 
pára-raios de 97 kV 
20 kA 
10 kA 
3 kA 
1.5 kA 
40 kA 
20 kA 
10 kA 
5 kA 
1.5 kA 
Ensaio a Onda Plena e NBI 
NBI = 650 kV 
NBI = 550 kV 
pára-raios de 121 kV (80%) 
40 kA 
20 kA 
10 kA 
5 kA 
1.5 kA 
classe de isolamento de 138 kV (pleno) 
classe de isolamento de 138 kV (redução de uma classe) 
75. 
– curva tensão de impulso X tempo do isolamento dos enrolamentos de AT do transformador 
de 138 kV com pleno isolamento e tendo NBI de 650 kV; 
– curva tensão de impulso X tempo do mesmo transformador, porém com isolamento 
reduzido de uma classe, tendo portanto NBI de 550 kV (correspondente à classe de 115 kV). 
– curva tensão de impulso X tempo de um pára-raios de 121 kV (isto é, de 80%). 
 Conforme pode-se ver, ainda neste caso, a condição da limitação dos surtos de tensão, 
devidos à queda de um raio, a 80% do NBI do transformador é plenamente satisfeita. 
 É bastante comum nos E.U.A. a redução de uma classe no NBI dos enrolamentos dos 
transformadores de 115 kV e acima, sendo raramente construídos transformadores para essas 
tensões com isolamento pleno. 
 Indica-se a seguir os NBIs para classes de 115 a 230 kV, mostrando-se as reduções de 
uma classe: 
Classe de Tensão (kV) NBI Padrão NBI Reduzido de uma Classe 
115 550 450 
138 650 550 
161 750 650 
230 1050 920 
 
 Do exposto, conclui-se que se o sistema elétrico a que for ligado o enrolamento do 
transformador de força for do tipo “sem o neutro efetivamente ligado à terra”, ter-se-á de 
utilizar nesse sistema pára-raios de tensão nominal igual a 105% da tensão entre fases, e o 
NBI desse enrolamento deverá ser o padrão, para essa classe de tensão. 
 
Surtos de Tensão Devidos a Operações de Manobra 
 
 Tais surtos podem ser de pequena (1000 µs) ou grande duração (10000 µs ou mais) e, 
portanto, a resistência oferecida a eles pelo isolamento do transformador pode apresentar os 
seguintes aspectos: 
a) para os surtos de pequena duração, a resistência oferecida pelo 
isolamento do transformador é idêntica à oferecida aos surtos decorrentes da 
queda de um raio, isto é, pode ser considerado igual ao NBI; 
b) para surtos de grande duração, a resistência oferecida pelo isolamento do 
transformador é considerada como aproximadamente igual a 130% do valor de 
crista da tensão de ensaio a alta tensão e baixa freqüência durante um minuto. 
 Na figura abaixo está representada a curva de um transformador de 115 kV, estando 
indicada (linha tracejada) a resistência do isolamento aos surtos de tensão de manobra. 
76. 
 
 Os surtos de tensão deste tipo (de pequena duração) devem ser limitados a 80% do 
NBI e os de longa duração, a 0.8 x 1.3 x 1.41(valor de crista) da tensão de ensaio de alta tensão a 
baixa freqüência. 
 Como, para os surtos de tensão de longa duração, a característica dos pára-raios que 
prevalece é a sua tensão disruptiva à freqüência nominal do sistema, conclui-se que esta 
deverá ser inferior ao valor dado pela expressão de tensão resultante de uma operação de 
manobra. O pára-raios descarregará e limitará o valor da sobretensão a 80% da resistência que 
se espera ser oferecida pelo isolamento do transformador. 
 A redução do NBI dos transformadores de força da classe de tensão superior a 115 kV 
resulta em: 
• economia sensível no preço dos transformadores (15 a 20% a menos do que com 
transformador com NBI padrão); 
• menor impedância dos transformadores; 
• menores perdas; 
• dimensões físicas e peso sensivelmente menores nos transformadores de grande 
capacidade; 
• economia no preço dos pára-raios. 
Classe de Isolamento: 115 kV 
NBI – Resistência do isolamento aos 
surtos de operação de manobra 
tensão de descarga do pára-raios à 
freqüência nominal 
77. 
Características Construtivas dos Pára-Raios 
 
1. Pára-Raios com Gap e Resistor Não Linear 
 
 Estes pára-raios são constituídos basicamente de um gap, em 
série com um resistor não linear, colocados no interior de um 
invólucro de porcelana. 
– Gap 
 Elemento que separa eletricamente a rede, dos resistores não 
lineares. 
 Constitui-se de um conjunto de “subgaps” cuja finalidade é a de fracionar o arco em 
um número de pedaços, a fim de poder exercer um melhor controle sobre ele, no momento 
de sua formação, durante o processo de descarga e na sua extinção. 
 
– Resistor Não Linear 
 Nos pára-raios convencionais o resistor não linear é fabricado basicamente com o 
carbonato de silício. Com este material pode-se observar que, por ocasião de tensões baixas 
tem-se uma resistência elevada e, com tensões elevadas, uma resistência baixa. 
 A característica não linear do carbonato de silício pode ser traduzida por intermédio da 
expressão: 
 V = kIβ , onde: β = 0.33 a 0.2 
 k = 500 a 5000 para amostras na faixa de 0.5 cm de espessura 
1) Gaps Principais 
2) Gaps Auxiliares 
3) Resistor Linear (resistência elevada) 
4) Bobina 
5) Resistor Não Linear 
Ex: 
78. 
 
2. Pára-Raios de Óxido de Zinco 
 
 O pára-raios de óxido de zinco constitui-se basicamente do elemento não linear 
colocado no interior de um corpo de porcelana. Neste pára-raios não são necessários os 
gaps em série, devido às excelentes características não lineares do óxido de zinco. 
 Os pára-raios de óxido de zinco apresentam vantagens sobre os pára-raios 
convencionais, pois estes apresentam alguns inconvenientes, tais como: 
• uso de gaps (gaps estão sujeitos a variações na tensão de descarga de um pára-raios 
que não esteja adequadamente selado, além de que um número elevado de partes no gap 
aumenta a possibilidade de falhas); 
• inconvenientes apresentados pelas características não lineares do carbonato de silício; 
• pára-raios convencionais absorvem mais quantidade de energia do que o pára-raios de 
óxido de zinco, o que permite a este último absorção durante um maior número de ciclos. 
 
Recomendações de Distâncias de Pára-Raios 
 
Distância Máxima do Pára-Raios ao Transformador 
 
 
 Distância (ft) 
Classe de Tensão do 
Transformador (kV) 
NBI 
(kV) 
neutro não aterrado ou 
resistência de 
aterramento (PR 100%) 
neutro efetivamente 
aterrado (PR 80%) 
25 150 25 70 
34.5 200 25 70 
46 250 25 70 
69 350 30 75 
72 450 30 75 
115 550 30 85 
138 650 35 95 
 
 
 
Tensão Nominal (kV) NBI - Trafo (kV) Pára-Raios (kV) Distância (ft) 
34.5 200 37 60 
34.5 200 30 90 
69 350 60 135, 155 
69 350 73 75, 95 
138 550 121 90, 115 
138 650 145 120, 155 
 
 
 
Distância Máxima entre Transformador e Pára-Raios 
 
 
Tensão Nominal Distância entre Pára-Raios e Terra (m) 
(kV) sistema efetivamente aterrado sistema isolado 
34.5 27.4 18.3 
69 41.1 22.9 
138 42.7 27.4 
 
 
79. 
 
80. 
 
81. 
 
82. 
 
83. 
 
 
84. 
 
 
 
 
 
 
 
 
85. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
86. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
87. 
 
 
 
	Princípio de autocompressão
	Princípio de puffer