Relatório de Estágio em Equipamentos de Potência

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Relatório apresentado à disciplina EEL409 – Estagio profissional 
Coordenador do curso: Engo Albertino Nassone 
Supervisor do Estagio: Engo Elísio Janeiro 
Supervisor da Faculdade: Engo Albertino Nassone 
Período da Realização do Estagio: 3 meses. 
Carga Horaria Total: 480 horas. 
 
IDENTIFICACAO: 
Discente: Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Área de concentração: Estaleiro da EDM, EP. – Chimoio 
Área: Departamento de Equipamentos de Potencia, DEP. 
 
 
 
 
 
 
__________________________________ 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Estagiário – Departamento De Equipamentos De Potencia – Chimoio 
__________________________________ 
Engo Elísio Janeiro 
Supervisor Do Estagio – Departamento De Equipamentos De Potencia – Chimoio 
__________________________________ 
Engo Albertino Nassone 
Supervisor Da Faculdade – UCM – Faculdade De Engenharia – Chimoio 
 
 
 
Agradecimentos 
Allhamdulilah! Agradecer em primeiro a ALLAH por me conceder saúde, forcas para conseguir 
colher conhecimento. A minha Mãe, Agira, por sempre criar condições para seguir com o meu 
estágio. As minhas irmãs, Tios, vai o meu muito Obrigado 
Agradecer também ao grupo do DEP que bem me acolheu, ao Eng Elísio Janeiro, Forcelin Danilo 
Maungo, Carlitos Semente e Zito Sixpene. Ao meu amigo e colega Didieur Mapanzene que juntos 
estivemos nesta jornada, ao meu colega Francisco João e a todos os profissionais que sempre 
estiveram disponíveis para me ensinar. 
E por fim, agradecer aos meus amigos que direta ou indiretamente me ajudaram com o pouco que 
tiveram que para mim foi útil. 
 
 
Índice geral 
1. 
Índice de tabelas ............................................................................................................................... i 
Índice de figuras .............................................................................................................................. ii 
Abreviaturas ................................................................................................................................... iii 
2. Introdução ................................................................................................................................ 1 
Apresentação da empresa ............................................................................................................ 1 
3. Objetivos .................................................................................................................................. 3 
Importância do trabalho desenvolvido ........................................................................................ 4 
Introdução do trabalho ................................................................................................................ 5 
4. Revisão bibliográfica ............................................................................................................... 6 
4.1 Subestações Elétricas ....................................................................................................... 6 
4.1.1 Classificação das subestações ................................................................................... 6 
4.2 Localização das subestações ............................................................................................ 8 
4.2.1 Equipamentos de uma subestação ............................................................................. 8 
4.3 Barramentos ..................................................................................................................... 9 
4.4 Disjuntores ....................................................................................................................... 9 
4.4.1 Disjuntores a sopro magnético ................................................................................ 11 
4.4.2 Disjuntor a óleo ....................................................................................................... 12 
4.4.3 Disjuntores a vácuo ................................................................................................. 13 
4.4.4 Disjuntores a ar comprimido ................................................................................... 13 
4.4.5 Disjuntores a gás SF6 .............................................................................................. 15 
4.5 Seccionadores ................................................................................................................. 15 
4.6 Transformadores............................................................................................................. 18 
4.6.1 Tipos de transformadores ........................................................................................ 18 
 
 
4.7 Componentes de um transformador de potência ............................................................ 20 
4.7.1 Buchas ..................................................................................................................... 20 
4.7.2 Preservação do sistema de óleo............................................................................... 23 
4.7.3 Sistemas de resfriamento ........................................................................................ 25 
4.7.4 Vedações ................................................................................................................. 27 
4.7.5 Medidores, indicadores e reles ................................................................................ 28 
4.7.6 Rele detetor de gás tipo Buchholz .......................................................................... 29 
4.7.7 Dispositivo de Alívio de Pressão ............................................................................ 30 
4.7.8 Armário de controlo ................................................................................................ 30 
4.7.9 Transformadores de corrente .................................................................................. 31 
4.7.10 Comutadores de Derivação em Carga ..................................................................... 31 
4.7.11 Parte ativa do transformador ................................................................................... 32 
4.7.12 Óleo isolante ........................................................................................................... 33 
4.8 Pára-raios ........................................................................................................................ 33 
4.8.1 Desempenho dos para-raios instalados em subestações ......................................... 34 
4.8.2 Critérios para a seleção e aplicação dos para-raios para subestações ..................... 35 
4.9 Isoladores ....................................................................................................................... 35 
4.10 Condutores de alta tensão ............................................................................................... 36 
4.11 Tipos de manutenção ...................................................................................................... 37 
4.11.1 Processos de manutenção ........................................................................................ 38 
5. ATIVIDADES ....................................................................................................................... 43 
5.1 Dia de atividade 1 – Cromatografia gasoso ................................................................... 43 
5.2 Correção de gás SF6 nos disjuntores.............................................................................. 45 
5.3 Inspeção de gás nas subestações dia 14.11.19 ............................................................... 45 
5.4 IN AND OUT ................................................................................................................. 46 
 
 
5.4.1 Trabalho em caixas terminais para SE-Chimoio 2 como backup a linha de 66kV . 46 
5.4.2 Montagem de seccionador ......................................................................................52 
5.4.3 Fixação do para-raio do lado out do projeto in and out na SE – Chimoio 2 .......... 54 
5.4.4 Barramentos de ligação de equipamentos de potência no in and out ..................... 55 
5.5 Atividade – Inspeção de celas na SE – Gondola ............................................................ 56 
5.6 Atividade – instalação de mecanismo de operação no grupo 5 da SE – Mavuzi ........... 57 
5.7 Instalação de Transformadores de Corrente na subestação de Tete ............................... 59 
5.8 Instalação de uma mini subestação abaixadora na cidade de Tete ................................. 61 
5.9 Atividade – ventiladores na SE – Chibata ...................................................................... 66 
Conclusões .................................................................................................................................... 68 
Bibliografia ................................................................................................................................... 69 
ANEXOS ...................................................................................................................................... 70 
 
 
i 
 
Índice de tabelas 
Tabela 1: Tabela de testes de gases nos transformadores ............................................................. 43 
Tabela 2: Tabela de teste de rigidez dielétrica em transformadores ............................................. 44 
Tabela 3: Tabela de teste de rigidez dielétrica em transformadores (2) ....................................... 44 
Tabela 4: Resultados de testes de isolamento ............................................................................... 64 
 
ii 
 
Índice de figuras 
Figura 1: Circuito de Acionamento de um Disjuntor .................................................................... 10 
Figura 2: Transformadores de potencia na subestação de Tete .................................................... 18 
Figura 3: Indicador eletromecânico de temperatura ..................................................................... 28 
Figura 4: Indicador eletromecânico de temperatura do enrolamento. .......................................... 29 
Figura 5: Partes ativas de um transformador de potência ............................................................. 33 
Figura 6: Isoladores polimericos, vidro e porcelana ..................................................................... 36 
Figura 7: Ciclo PDCA padrao ....................................................................................................... 38 
Figura 8: Extração do óleo no transformador ............................................................................... 43 
Figura 9: Amostra de um teste de rigidez dielétrica ..................................................................... 45 
Figura 10: Preparação do cabo ...................................................................................................... 49 
Figura 11: Aperto por compressão do terminal ............................................................................ 50 
Figura 12: Terminal finalizado ..................................................................................................... 51 
Figura 13: Fixação do cabo de 66 kV a saída do transformador da subestação de Chimoio 2..... 51 
Figura 14: Montagem de isoladores de apoio de uma fase do seccionador .................................. 53 
Figura 15: Montagem do seccionador finalizado .......................................................................... 53 
Figura 16: Montagem de seccionador e mecanismo de operação concluidas .............................. 54 
Figura 17: Fixação da base com ajuda de grua ............................................................................. 55 
Figura 18: Conexão de seccionador – disjuntor através de cabo Bull .......................................... 56 
Figura 19: Interior do mecanismo de operação de um disjuntor a SF6 ........................................ 59 
Figura 20: TI de 200/1 .................................................................................................................. 60 
Figura 21: Instalação do TI de 400/5 ............................................................................................ 61 
Figura 22: Local da montagem da mini subestação ...................................................................... 62 
Figura 23: Chapa característica do transformador da mini subestação ......................................... 63 
Figura 24: Retirada das pás do ventilador..................................................................................... 66 
Figura 25: Conexões do motor no ventilador ............................................................................... 67 
 
iii 
 
Abreviaturas 
A – Unidade de corrente elétrica no S.I. em Ampere 
CA – Designação de Corrente Alternada 
cm – Unidade designada de distância em centímetro, S.I. 
DGA – Dispositivo de analise de gases; 
EDM – Eletricidade de Moçambique; 
GVO – Grande volume de óleo; 
Hz – Designação da unidade da frequência, S.I em Hertz; 
Icc – Designação de corrente de curto-circuito; 
KV – Unidade designada de tensão elétrica em Quilovolt, S.I; 
KA – Unidade designada de corrente elétrica em Quilo ampere, S.I; 
KVA – Unidade designada de potência elétrica aparente em Quilovolt-ampère, S.I; 
mm – Unidade designada de distância em milímetro, S.I. 
MVA – Unidade designada de potência elétrica aparente em Megavolt-ampere, S.I; 
ppm – Unidade designada para indicar a umidade no transformador. S.I; 
ONAF – Óleo natural e arrefecimento forcado; 
ONAN – Óleo natural e arrefecimento natural 
PVO – Pequeno volume de óleo 
SE – Designação para subestação elétrica; 
SF6 – Designação para hexafluoreto de enxofre; 
S.I – Designação de Sistema Internacional; 
TC’s – Transformador de corrente; 
TPC – Transformador de potencial capacitivo; 
TPI – Transformador de potencial indutivo; 
V – Unidade designada de tensão elétrica em Volt, S.I. 
1 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
2. Introdução 
Apresentação da empresa 
A EDM é a empresa moçambicana com a nobre e desafiante missão de levar energia elétrica para 
todos os pontos do nosso Moçambique. 
A EDM como Empresa Estatal foi criada em 27 de agosto de 1977, há sensivelmente dois anos 
depois da independência de Moçambique. O seu objetivo era o estabelecimento e a exploração do 
serviço público de Produção, Transporte e Distribuição de energia elétrica. Uma das suas primeiras 
tarefas foi a de agregar todos os centros de produção num corpo único, de modo a melhorar a 
satisfação das necessidades de energia elétrica para o desenvolvimento da agricultura, indústria, 
serviços e consumo doméstico, nas condições difíceis de então. A EDM herdou um património 
constituído por equipamento das mais variadas origens, modelos e tipos, em estado precário, e 
salvo raras exceções, sem aprovisionamento de peças sobressalentes necessárias e adequadas. Ao 
mesmo tempo, a competência e capacidade profissional eram limitadas e os poucos técnicos 
qualificados existentes começaram a abandonar a Empresa. 
A "nova EDM" (EDM-E.P.), passou a orientar e desenvolver a sua atividade tendo sempre em 
conta a melhoria da qualidade dos serviços ao cliente e a eficiente utilização de energia, 
promovendo assim a sua imagem. 
Missão 
Exploração dos serviços de produção, transporte, distribuição e comercialização de energia elétrica 
de boa qualidade, em defesa do interesse público, em benefício do consumidor, preservando o 
meio ambiente. 
Visão 
Transformar a EDM numa Utilidade Inteligente e Sustentável, que dá acesso à energia elétrica de 
qualidade a cada moçambicano e exerce liderança no Mercado Regional; 
Valores 
Integridade, Transparência, Igualdade, Competitividade e Espírito de Equipa; 
 
2 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Lema 
Iluminando a transformação de Moçambique.Estrutura organizacional 
A DTCE é a direção responsável pela rede de transmissão da energia elétrica na região centro de 
Moçambique, cuja sua sede cita na Av. Filipe Samuel Magaia No.323, Caixa Postal No.39, 
cidade do Chimoio, Província de Manica. A estrutura orgânica é constituída por um director, e 
três departamentos nomeadamente: Subestações, Equipamentos de Potencia e Linhas de 
Infraestruturas. 
 
Organigrama da empresa 
 
Figura 1: Organigrama da direção de transmissão centro 
 
Fonte: Estrutura orgânica simplificada da EDM 2017 
 
 
3 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
3. Objetivos 
 
Gerais: 
 Aprendizagem pratica e de trabalho em equipa, conciliação teórica, experiencia. 
 
Específicos: 
 Relacionar os conhecimentos obtidos a sua aplicação; 
 Inteirar no dia-a-dia no trabalho, criando uma consciência critica, criativa e concentrada 
na resolução de problemas no campo; 
 Construir um entendimento sólido das atividades no campo; 
 Auxiliar na compreensão de conteúdos teóricos, vistos sob ponto de vista prático; 
 Obter uma capacidade de análise e crítica perante um problema prático ou real. 
 
 
4 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Importância do trabalho desenvolvido 
Este trabalho está dividido em duas partes essenciais, revisão bibliográfica e especificações de 
trabalhos realizados no campo. 
Na parte da revisão bibliográfica procuro dar a conhecer os equipamentos cientificamente, isto é, 
apresentar definições claras de modo que seja uma ferramenta de consulta em caso de duvidas 
técnicas nos trabalhos realizados. 
Na parte de trabalhos realizados procuro dar a conhecer as tarefas realizadas, pontos de vista, o 
que foi aprendido, leitura e interpretações de dados no dia-a-dia do estagio. 
Este trabalho também tem a importância na abertura de portas para a preparação para os trabalhos 
de fim de curso e também uma nova forma cientifica de pensar. 
Mais a fundo, conciliar de forma categórica e coesa, a prática e a teoria. 
 
5 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Introdução do trabalho 
A prática de ensino e os estágios supervisionados representam uma instância importante e 
fundamental a formação do profissional, sendo marcada por intense e significativa aprendizagem 
profissional. 
O estágio realizou-se no departamento de equipamentos de potência, tendo sido norteado por 
empenho e dedicação com vista ao alcance do profissionalismo. O relatório foi desenvolvido 
durante três meses com objetivo de conciliar a teoria e a prática. 
Contudo, uma vez que o trabalho é de carater avaliativo, este tem como objetivo me enquadrar a 
vida de um profissional de eletricidade, assim como familiarizar com o dia-a-dia de um 
profissional da área. 
 
6 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
4. Revisão bibliográfica 
4.1 Subestações Elétricas 
Designa-se por subestação elétrica, ao conjunto de instalações elétricas em media ou alta tensão 
que agrupa os equipamentos, condutores e acessórios, destinados à proteção, medição, manobra e 
transformação de grandezas elétricas. (Parodista) 
As subestações (SE) são pontos de convergência, entrada e saída de linhas de transmissão ou 
distribuição, com frequência, constituem uma interface entre dois subsistemas. 
 
Figura 2: Subestacao de chimoio 2 
 
 
4.1.1 Classificação das subestações 
Quanto a função: 
A. SE de Manobra – Permite manobrar as partes do sistema, inserindo ou retirando-as de 
serviço, em um mesmo nível de tensão; 
7 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
B. SE de transformação 
a) SE elevadora – Localizadas na saída das usinas geradoras; Elevam a tensão para níveis 
de transmissão e sub-transmissao (transporte económico da energia). 
b) SE Abaixadora – Localizadas na periferia das cidades; Diminuem os níveis de tensão 
evitando inconvenientes para a população como: radio interferência, campos 
magnéticos intensos, e faixas de passagem muito largas. 
 
C. SE de Distribuição – Diminuem a tensão para o nível de distribuição primária (33 kV – 
6.6kV); Podem pertencer a concessionária ou a grandes consumidores. 
D. SE de regulação de tensão – Através do emprego de equipamentos de compensação tais 
como reatores, capacitores, compensadores estáticos. 
E. SE Conversores – Associadas a sistemas de transmissão em CC (SE retificadora e SE 
Inversora) 
 
Quanto ao nível de tensao: 
A. SE de Alta Tensão – tensão nominal abaixo de 230kV. 
B. SE de Extra Alta Tensão – tensão nominal acima de 230kV. 
Quanto ao Tipo de instalação: 
A. Subestações Desabrigadas – construídas a céu aberto em locais amplos ao ar livre. 
B. Subestações Abrigadas – construídas em locais interiores abrigados. 
C. Subestações blindadas: 
 Construídas em locais abrigados; 
 Os equipamentos são completamente protegidos e isolados em óleo ou em gás (ar 
comprimido ou SF6). 
As subestações blindadas utilizam gás isolante, em geral, o SF6 (hexafluoreto de enxofre) em seus 
dispositivos de manobra, conferindo-as um elevado grau de compactação, podendo chegar a até 
10% de uma SE convencional. 
8 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Quanto a forma de operação: 
A. Subestações com operador: 
 Exige alto nível de treinamento de pessoal; 
 Uso de computadores na supervisão e operação local só se justifica para instalações 
de maior porte. 
B. Subestações Semiautomáticas: 
 Possuem computadores locais ou intertravamentos eletromecânicos que impedem 
operações indevidas por parte do operador local. 
C. Subestações automatizadas: 
 São supervisionadas à distância por intermedio de computadores e SCADA 
(Supervisory Control and Data Acquisition). 
 
4.2 Localização das subestações 
Considerações quanto a escolha de local para a instalação de uma subestação: 
 Localização ideal: centro de carga; 
 Facilidade de acesso para linhas de subtransmissao (entradas) e linhas de 
distribuição (saída) existentes e futuras; 
 Espaço para expansão; 
 Regras de uso e ocupação do solo; 
 Minimização do número de consumidores afetados por descontinuidade de serviço. 
 
4.2.1 Equipamentos de uma subestação 
São vários os equipamentos existentes em uma SE, tais como: 
 Barramentos; 
 Linhas e alimentadores; 
 Equipamentos de disjunção: disjuntores, seccionadores; 
 Equipamentos de transformação: transformadores de potência, transformadores de 
instrumentação – transformadores de potencial e de corrente, e transformador de serviço. 
9 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Equipamentos de proteção: reles (primário, retaguarda e auxiliar), para-raios e malha de 
terra. 
 Equipamentos de compensação: reatores, capacitores, compensadores síncronos, 
compensadores estáticos. 
 
É indispensável também que em uma subestação, independentemente da sua classificação, 
tenha uma fonte para continuidade dos serviços auxiliares, tanto em corrente alternada como 
também em corrente continua e que são divididos em: 
• Serviços auxiliares de corrente alternada: 
 Fonte: transformadores de serviços auxiliares – 22kV/380-220V; 
 Carga: casa de comando, iluminação, tomada do pátio, retificador. 
• Serviços auxiliares de corrente contínua: 
 Fonte: retificador/carregador e banco de baterias. 
 Cargas: componentes de sistema digital (reles), funcionais dos equipamentos, 
motores dos equipamentos, iluminações de emergência. 
4.3 Barramentos 
Os barramentos são condutores reforçados, geralmente sólidos e de impedância desprezível, que 
servem como centros comuns de coleta e redistribuição de corrente. 
A denominação arranjo é comumente usada para as formas de se conectarem entre si as linhas, 
transformadores e cargas de uma subestação. 
(foto do barramento de Chimoio 2) 
 
4.4 Disjuntores 
Os disjuntores são dispositivos de manobra e proteção que permitem a abertura e fechamento de 
circuitos de potência em quaisquer condições de operação, normal e anormal, manual ou 
automática. Os equipamentos de manobra são dimensionados para suportar correntes de cargae 
de curto-circuito nominais. 
Princípio de funcionamento de um disjuntor 
10 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Acionamento de um disjuntor 
Usando para tanto os transformadores de instrumentação, o rele deteta a condição de anormalidade. 
A figura abaixo ilustra que o rele é ligado ao secundário de um TC. O primário do TC conduz a 
corrente de linha da fase protegida. Quando a corrente de linha excede um valor pré-ajustado, os 
contactos do rele são fechados. Neste instante a bobina de abertura do disjuntor (tripping coil), 
alimentada por uma fonte auxiliar é energizada abrindo os contactos principais do disjuntor. 
 
Figura 3: Circuito de Acionamento de um Disjuntor 
 
Durante a abertura dos contactos principais dos disjuntores são necessária uma rápida desionização 
e resfriamento do arco elétrico. 
Para que a interrupção da corrente seja bem-sucedida é necessário que o meio extintor retire mais 
energia do arco elétrico estabelecido entre os contactos que a energia nela dissipada pela corrente 
normal ou de curto-circuito. 
O comando manual, é realizado no próprio disjuntor através de botões de liga e desliga, localizados 
na parte frontal do equipamento. 
O acionamento elétrico, que é realizado por botoeiras em um painel de comando que pode ser 
instalado dentro ou ate mesmo fora da subestação. Para a utilização do camando elétrico é 
necessário que o disjuntor possua bobina de ligar e desligar. 
11 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Os disjuntores são classificados e denominados segundo a tecnologia empregada para a extinção 
do arco elétrico. Os tipos mais comuns são: 
 Disjuntores a sopro magnético; 
 Disjuntores a óleo; 
 Disjuntores a vácuo; 
 Disjuntores a ar comprimido; 
 Disjuntores a gás SF6. 
 
4.4.1 Disjuntores a sopro magnético 
Neste tipo de disjuntor, os contactos abrem-se no ar, empurrando o arco voltaico para dentro das 
camaras de extinção, onde ocorre a interrupção, devido a um aumento na resistência do arco e 
consequentemente na sua tensão. O aumento da resistência do arco é conseguido através de: 
a. Aumento do comprimento arco; 
b. Fragmentação do arco em vários arcos menores, em serie, nas várias fendas da camara de 
extinção; 
c. Resfriamento do arco em contacto com as múltiplas paredes da camara. 
O nome de sopro magnético surge por causa das forcas que impelem o arco para dentro das fendas 
da camara que são produzidas pelo campo magnético da própria corrente, passando por uma ou 
mais bobinas e eventualmente, por um sopro pneumático auxiliar produzido pelo mecanismo de 
acionamento. 
Detalhes construtivos 
Os circuitos magnéticos de sopro possuem várias configurações, sendo as principais as de tipo de 
núcleo externo (onde o campo magnético é produzido pela corrente a ser interrompida circulando 
através de bobinas) ou interno (onde o campo é produzido pelo próprio arco voltaico através de 
um circuito magnético formado pela própria camara) 
Características e aplicações 
Uma das características deste tipo de disjuntor é a grande resistência do arco voltaico. Isto deve-
se ao facto de que o arco queima no ar e é impelido a se alongar consideravelmente, aumentando 
12 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
a sua resistência e consequentemente a sua tensão. De forma geral, estes disjuntores não produzem 
grandes surtos de manobra. 
São usados em média tensão até 24kV, principalmente montados em celas. O facto de não 
possuírem meio extintor inflamável como o óleo, torna-os seguros e aptos para certos tipos de 
aplicações específicas. O facto de queimarem o arco no ar, provoca rápida oxidação nos contactos 
exigindo uma manutenção mais frequente. 
 
Quando operam produzem grande ruido, o que pode também, em certos casos, limitar o seu uso. 
 
4.4.2 Disjuntor a óleo 
São dispositivos que utilizam o óleo isolante como elemento de extinção do arco elétrico. Nestes 
disjuntores podem-se distinguir dois efeitos principais de extinção do arco voltaico: o efeito de 
hidrogénio e o efeito de fluxo liquido. 
O primeiro consiste no facto de que a altíssima temperatura o arco voltaico, decompõe o óleo, 
liberando de tal modo vários gases onde o hidrogénio predomina, a ponto de se dizer que o arco 
queima numa atmosfera de hidrogénio. 
O segundo efeito consiste em jogar o 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. 
Disjuntores a grande volume de óleo (GVO) 
É o tipo mais antigo dos disjuntores a óleo/ possuem camaras de extinção onde se forca o fluxo de 
óleo sobre o arco. São usados em media e alta tensão ate 230kV. 
A característica principal dos disjuntores GVO é a sua grande capacidade de rutura em curto-
circuito. 
Disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Estes são o desenvolvimento natural dos GVO, na medida em que se procura projetar uma camara 
de extinção com fluxo forcado de óleo sobre o arco aumentando-se a eficiência do processo de 
interrupção de corrente e diminuindo-se drasticamente o volume de óleo no disjuntor. 
4.4.3 Disjuntores a vácuo 
São disjuntores que utilizam o vácuo para a extinção do arco elétrico. Este é um dos sistemas mais 
eficientes para extinção do arco elétrico, pois no vácuo não há decomposição de gases. 
A camara de extinção é um recipiente vedado que, se apresentar defeito precisa ser substituída, 
pois devido a sua característica construtiva e alto vácuo existente no seu interior, não é possível 
realizar manutenção em seus contactos internos, entretanto a sua vida útil é muito longa. 
 
 
4.4.4 Disjuntores a ar comprimido 
O princípio da extinção é, basicamente 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. 
Detalhes construtivos 
Praticamente todos os modelos catuais de disjuntores de ar comprimido usam o princípio de sopro 
axial, ou seja, o arco é distendido e soprado axialmente em relação aos bocais e contactos e podem-
se classificar em duas categorias: 
• O sistema de sopro unidirecional (“mono blast”); 
• O sistema de sopro bidirecional (“dual blast”). 
No primeiro, somente um dos contactos é oco, permitindo a saída do ar apos a extinção somente 
em uma direção. 
No segundo, ambos os contactos, fixo e móvel, são ocos, e o arco expande-se em ambas as 
direções, como se pode observar nas figuras abaixo: 
 
14 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Características e aplicações 
 Embora possam ser usados em toda a gama de tensões, os disjuntores de ar comprimido 
encontram a sua gama de aplicação na alta e na muito alta tensão. 
 As suas características de rapidez de operação (abertura e fecho) aliadas as boas 
propriedades extintoras e isolantes do ar comprimido, bem como a segurança de um meio 
extintor não inflamável, quando comparado ao óleo, garantiram uma posição de destaque 
a estes disjuntores nos níveis extremos de tensão. 
Vantagens: 
 Disponibilidade total do meio extintor; 
 A mobilidade do meio extintor, que é também o meio de acionamento, com alta velocidade 
de propagação, permite que ele seja canalizado para acionar os contactos principais, a 
abertura e o fecho, com mecanismos relativamente leves, o que torna estes disjuntores 
bastante rápidos e, portanto, aptos a atuar em muito alta tensão; 
 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 bem isentas das ondas de choque transitórias, geradas pelo arco voltaico. 
Desvantagens: 
Alto custo do sistema de geração de ar comprimido, principalmente em pequenas instalações onde 
cada disjuntor tem que ter a sua própria unidade geradora, bem como reservatórios de alta pressão; 
Adistribuição do ar comprimido em alta pressão por toda a subestação no caso de unidades centrais 
de geração, alem de ter um alto custo, requer uma constante manutenção; 
No caso de operação junto a áreas residências onde existem limitações de nível de ruido, é 
obrigatório o uso de silenciadores para estes disjuntores. 
 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
4.4.5 Disjuntores a gás SF6 
SF6 – O hexafluoreto de enxofre, SF6, é um gás sintético incolor, inodoro e não combustível. O 
gás apresenta elevada estabilidade química e não reaje com nenhuma outra substancia quando à 
temperatura ambiente. 
A estabilidade do gás é a base do seu emprego em dispositivos elétricos, pois proporciona altíssimo 
isolamento elétrico e consegue extinguir arcos com eficácia. Estas propriedades deste gás tornam 
possível a construção de dispositivos e equipamentos que ocupam pouquíssimo espaço, usam 
menos material, são seguros e apresentam longa vida útil. Em um contexto elétrico, o gás SF6, só 
é usado em sistemas fechados e selados, por exemplo, como gás isolante em subestações e como 
meio isolante e extintor em disjuntores de alta e media tensão. 
 
Figura 4: Disjuntor a SF6 
 
4.5 Seccionadores 
Seccionador é um dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e fechar um circuito elétrico 
quando uma corrente de intensidade desprezível é interrompida ou reestabelecida. Também é 
capaz de conduzir correntes sob condições normais do circuito e, durante um tempo especificado, 
correntes sob condições anormais, como curto-circuito. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Os seccionadores podem ser classificados com base nos tipos de abertura: 
• Abertura lateral – É o tipo mais simples dos seccionadores, geralmente com tensão de 
serviço ate 145kV, devido ao desbalanco provocado pelo peso da lamina no mancal do 
isolador de acionamento. 
• Abertura central – ambos os isoladores são montados sobre mancais rotativos, cada um é 
responsável por acionar uma metade da lâmina principal sendo um contacto chamado de 
“macho” e seu complemento “fêmea”. 
Estes seccionadores acarretam espaçamento entre eixo de fases maiores para manter o 
espaçamento fase-fase específico. 
• Dupla abertura lateral – três colunas isolantes suportam a parte ativa. Muitas das vezes este 
é confundido com o de abertura central. Existem duas variações deste modelo, uma com 
acionamento simples, ou seja, os contactos móveis entram nos contactos fixos 
(mandibulas) sem a rotação do próprio eixo da lâmina, o que eleva o esforço de 
acionamento durante os momentos finais na operação de fechamento e momentos iniciais 
na operação de abertura. 
• Abertura vertical – este equipamento possui três colunas isoladoras, sendo que, acima de 
145kV, uma das colunas tem a função de acionamento da lâmina, portanto, diferentemente 
dos outros dois isoladores restantes, sua classe de flexão pode ser reduzida. 
Desta maneira, para tensões acima de 145kV inclusive, o seccionador é formado por dois 
isoladores tipo suporte e um isolador rotativo. 
• Abertura semi-pantografica horizontal – geralmente este tipo de seccionador é utilizado em 
tensões acima de 245kV. A parte da base do seccionador pode ou não, dependendo do 
fabricante, ou do cliente, ser interligada fisicamente, seja com tubo de aço seja com perfis 
metálicos, isso ajuda a garantir a rigidez mecânica entre os contactos devido as grandes 
dimensões deste modelo. 
• Abertura semi-pantográfica-vertical – Este modelo é bastante utilizado para transferência 
de barramentos. Existem algumas variações deste modelo, como o contacto móvel ser com 
pinças, possibilitando o uso do conector de alta tensão diretamente derivando de cabos, ou 
com tipo pino, onde há um dispositivo anti gelo para locais de baixa temperatura. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Existe também a possibilidade de que o conector de alta tensão fixo possa ser instalado sob 
viga ou pórtico, necessitando então de um isolador suporte tipo invertido para conexão do 
contacto fixo. 
• Lamina terra. 
Parâmetros que influenciam a escolha do tipo de abertura 
1. Nível de tensão; 
2. Esquema de manobra; 
3. Limitação de área ou de afastamento elétrico; 
4. Tipo padrão utilizado pela empresa. 
 
Existem também os seccionadores para uso interno – Geralmente destinados a utilização em 
instalações de subestação do consumidor. Podem ser construídos com um ou três polos, para os 
tripolares, o mecanismo de abertura deve garantir a abertura simultânea dos polos, que podem ser 
divididos em: 
• Seccionadores simples; 
• Seccionador com buchas passantes; 
• Seccionador fusível; 
• Seccionador interruptor; 
• Seccionador reversível. 
Principais partes constituintes de um seccionador: 
• Circuito principal; 
• Circuitos auxiliares e de comando; 
• Polos; 
• Contactos; 
• Terminais; 
• Dispositivo de operação; 
• Dispositivo de bloqueio. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
4.6 Transformadores 
Transformadores são dispositivos destinados a modificar os níveis de tensão e corrente elétrica, 
mantendo a potencia elétrica praticamente constante, de um circuito a outro, modificando também 
os valores das impedâncias elétricas de um circuito elétrico. 
Sua construção básica é formada por fios enrolados em torno de cada lado de um núcleo de ferro, 
formando de um lado uma bobina primária e do outro uma secundária. Este núcleo é curvado para 
que não tenha saída de linhas de campo magnético devido às bordas e este campo se mantenha no 
centro do núcleo. 
 
Figura 5: Transformadores de potência na subestação de Tete 
 
4.6.1 Tipos de transformadores 
Os transformadores podem ser classificados de acordo com vários parâmetros, tais como 
finalidade, tipo, material do núcleo, quanto ao número de fases. 
Finalidade: 
Transformador de corrente – abreviados por TC, é um transformador destinado a reproduzir 
proporcionalmente em seu circuito secundário a corrente de seu circuito primário com sua posição 
fasorial mantida, conhecida e adequada para uso em instrumentos de medição, controle e proteção. 
Isto é, o transformador de corrente (TC) deve reproduzir, no seu secundário, uma corrente que é 
uma réplica em escala da corrente do primário do sistema elétrico. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
O transformador de corrente tem basicamente três finalidades, que são: 
 Isolar os equipamentos de medição, controle e reles do circuito de Alta Tensão (AT); 
 Fornecer no seu secundário uma corrente proporcional à do primário; 
 Fornecer no seu secundário uma corrente de dimensões adequadas para serem usadas pelos 
medidores e pelos reles. 
Transformador de tensão (TP) – É um transformador destinado especialmente para fornecer o sinal 
de tensão a instrumentos de medição, controle e proteção. 
O TP deve reproduzir no seu secundário uma tensão com o menor erro possível. A tensão no 
secundário do TP devera ser uma réplica da tensão do sistema elétrica. 
O TPs são unidades monofásicas. Seus agrupamentos podem produzir as mais diversas 
configurações. 
Transformadores de distribuição – empregado principalmente pelas concessionárias distribuidoras 
de energia e em centrais elétricas. São usados para distribuir a energia gerada ate os consumidores, 
com valores diferentes do que o gerado, adequado a cada tipo de consumidor. Podendo ser auto 
protegido contra sobrecargas e curto-circuitos. 
Transformadores de forca – São usados para geração e distribuição de energia por concessionárias 
e centrais elétricas, e subestações de distribuição de energia elétrica, e subestações de grandes 
indústrias, incluindo aplicações especiais como fornos de infucao e a arco, e retificadores. 
Transformadores elevador e abaixador de tensão – o valor a qual a tensão será apos sair do 
transformador esta diretamente ligado ao número de espiras que cada bobina possui. 
No caso de um transformador elevador de tensão o número de espiras da segunda bobina é maior 
do que o númerode espiras da primeira bobina. E no transformador abaixador, o número de espiras 
da segunda bobina é menor do que o número de espiras na primeira bobina. 
Tipo: 
Número de bobinas ̶ no caso de transformadores de duas bobinas, é comum chama-las de primárias 
e secundárias. Quando há uma terceira bobina, ela se denomina de terciaria. Existem também os 
autotransformadores com apenas uma bobina. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Material do núcleo: 
Ferro magnético – no caso de um transformador com núcleo de ferromagnético, são usadas chapas 
de aço laminadas, no geral chapas de aço de silício, para diminuir as perdas por correntes parasitas. 
Núcleo de ar – os transformadores com núcleo de ar consistem na localização das bobinas, que 
ficam em contacto com a atmosfera. 
Número de fases: 
Monofásicos – esse tipo de transformador é próprio para alimentação de circuitos de comando ou 
de uso industrial. 
Trifásico – o tipo de transformador que podemos ver nas ruas, ele recebe a tensão da subestação 
de distribuição e em um nível de tensão de 22kV ou 6.6kV a 400V. 
Polifásicos – possui eficiência relativamente alta, estes transformadores fornecem a tensão para 
sistemas que necessitam de mais fases através do sistema trifásico. Esse tipo de transformador 
varia de 3 a 6 fases. Esses sistemas que necessitam de mais fases são especialmente para retificação 
de medida de onda completa devido aos seus componentes. 
 
4.7 Componentes de um transformador de potência 
4.7.1 Buchas 
As buchas (bushings) fazem parte do sistema de conexão entre o transformador e o sistema elétrico 
em que o equipamento está conectado. Tem fundamental importância nas politicas de manutenção 
adotadas pelas empresas para transformadores, pois falhas neste componente geralmente são 
seguidas de consequências, como incendio e explosão, que comprometem completamente a 
integridade do transformador. 
Núcleo condensivo – É compostos por uma serie de camadas concêntricas feitas de material 
condutor e material isolante alternadamente, provocando a distribuição uniforme do campo 
elétrico. São conhecidas como capacitivas ou condensivas, normalmente possuem uma derivação 
(tap capacitivo) para ensaios, instalada geralmente na última camada condutora antes do flange de 
fixação. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Para a realização de ensaios neste tipo de bucha, é necessária a instalação de um material isolante 
entre o flange de fixação da bucha e o tanque do transformador, utilizando o próprio flange como 
elétrodo de medição. Em operação, ambos são interligados. 
Isolamento de buchas 
Papel impregnado de óleo (OIP) – o núcleo da bucha é constituído de camadas de papel, isolando 
camadas metálicas (capacitivas), e os espaços entre as camadas capacitivas e o isolador externo à 
bucha, preenchidos com óleo mineral isolante. 
Algumas características: 
• Utilização por muitos anos com histórico de bom desempenho; 
• Possibilidade de análise do estado de isolamento da bucha através da medição de gases 
dissolvidos no óleo isolante; 
• Pode ser utilizada em qualquer classe de tensão; 
• Vulnerabilidade a vazamentos e ingresso de humidade; 
• Quando houver uma ocorrência de falhas, existe risco de explosão da bucha e consequente 
incendio do transformador. 
Papel impregnado com Resina (RIP) – os espaços existentes entre as camadas metálicas, são 
preenchidos com papel e posteriormente impregnado com resina e o espaço existente entre o corpo 
condensivo e o isolador pode ser preenchido com óleo mineral isolante, ou outro material isolante 
como SF6. 
Algumas características 
• Núcleo de baixo risco de incendio; 
• Pode ser utilizada para todas as classes de tensão; 
• Somente é possível verificação do estado de sua isolação através de ensaios off-line ou 
monitoramento. 
Outros tipos de bucha para aplicações especiais ou únicas 
Em subestações isoladas a gás (GIS), são utilizadas buchas com isolamento a gás. Estas buchas 
usam o gás SF6 como o meio principal de isolação. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
As buchas de resina Epóxi já são aplicadas em tensões superiores a 160kV, onde tanto a isolação 
do núcleo como a carcaça externa são feitas exclusivamente de resina Epóxi. 
Buchas com características especiais são frequentemente usadas para conectar a saída do gerador 
aos enrolamentos primários dos transformadores, já que normalmente operam com altas correntes, 
na ordem de kA e tensões inferiores a 30kV. Tais buchas devem suportar elevados esforços 
dinâmicos resultantes das altas correntes de curto-circuito. 
Buchas de neutro, são usualmente de baixa tensão, tipo porcelana-haste, ou tipo seca. Em 
condições normais de operação, não existe a expetativa de surgimento de tensões significativas. 
Tap de derivação 
Este tap permite a medição da capacitância e do fator de potência do isolamento da bucha. 
É constituído de um condutor, uma bucha auxiliar que tem como finalidade isolar o condutor do 
flange metálico da bucha e juntas de vedação que garantem a isolação interna da bucha com a 
atmosfera. 
Quando o transformador está em operação, a bucha pode ter sua isolação monitorada pelo tap 
através de um instrumento de medição (medida de tensão, medida da corrente de fuga ou medição 
de descargas parciais). Se nenhum instrumento for usado, o tap deve ser aterrado de acordo 
Qualquer ação que comprometa a integridade do tap pode danificar a conexão do elétrodo à última 
ou penúltima camada capacitiva da bucha, provocando falha catastrófica da bucha devido ao 
elétrodo não estar aterrado. 
Tipos de conexões de bucha 
O tipo de conexão usado depende da corrente nominal da bucha e do isolamento do local em que 
a bucha está instalada. 
Conexão tipo Draw Lead – utilizada tipicamente para buchas com capacidade de condução de 
correntes de ate 1200 A. Este tipo de conexão utiliza um cabo condutor que faz a interligação do 
enrolamento do transformador passando através do tubo central da bucha ate a conexão do topo da 
bucha. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Conexão tipo Draw Rod – utilizada tipicamente para buchas com capacidade de condução de 
correntes de até 2000 A. A conexão utiliza uma haste condutora removível que faz a interligação 
do enrolamento do transformador passando através do tubo central da bucha ate a conexão do topo 
da bucha. 
Bottom Connected – buchas com conexão fixa no terminal inferior são normalmente aplicadas para 
condução de correntes elevadas, acima de 2000 A, as buchas devem ter a secção do condutor 
central robusta, porque é no condutor central que é realizada a conexão direta à parte inferior da 
bucha. 
Conexão direta com a Barra (Subestação SF6) – Em subestações isoladas a gás e possível conectar 
o transformador diretamente a barra de transmissão isolada a gás usando bucha óleo/gás SF6. Estas 
buchas podem ser de papel impregnado de óleo (OIP) ou resina Epóxi (RIP). 
4.7.2 Preservação do sistema de óleo 
O sistema de preservação do óleo em um transformador tem como função principal preservar a 
qualidade do óleo durante seu ciclo de vida útil. Sua aplicação pode ser realizada de duas formas, 
dependendo do modelo construtivo do equipamento: com tanque principal selado ou com tanques 
de expansão. Outra função importante deste sistema é acomodar as alterações no volume do líquido 
isolante devido as suas variações de temperatura inerentes a operação normal do equipamento. 
O tanque conservador de um transformador consiste tipicamente em um reservatório, comumente 
denominado de tanque de expansão, montado acima do seu tanque principal, com uma altura 
suficiente para manter o nível de óleo no equipamento em condições adequadas de operação, ou 
seja, acima do flange de fixação de sua bucha mais alta sob qualquer temperatura. 
Sistema externo ao conservador – Os sistemas de preservação com tanque externo ao conservador 
são tipicamente baseados em um cilindro com bolsa interna que tem a funçãode permitir o 
isolamento entre o ambiente externo e o conservador. 
Geralmente é composto de tubulações de interligação com o equipamento, registros reguladores 
de pressão e ainda manômetros para verificação da eficácia especificamente do sistema de pressão 
positiva, além de depósito para coletar umidade, com a possibilidade de instalação de dispositivos 
de alarmes. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Sistemas internos ao conservador – Estes sistemas contêm uma bolsa ou membrana internamente 
de modo que não haja contato direto entre o ar atmosférico e o óleo, contribuindo assim para a 
preservação do óleo isolante da seguinte forma: Permitindo que o ar entre na bolsa ou na parte 
superior da membrana, quando a temperatura do equipamento está diminuindo e descarregando-o 
quando da elevação da temperatura. É parte integrante deste sistema, um recipiente com material 
dessecante que tem a finalidade de secar o ar que entra na citada bolsa ou na parte superior da 
membrana. 
Tanque Principal Selado – O sistema composto por um tanque principal selado tem por 
finalidade impedir o contato do líquido isolante com a atmosfera. O uso deste sistema requer que 
o tanque seja grande o suficiente para acomodar as variações de volume do líquido isolante 
decorrente da operação normal do equipamento. 
Respiração Livre – A forma mais simples de preservação do sistema de óleo em transformadores 
é o de respiração livre. 
Seu princípio de funcionamento baseia-se na utilização de um recipiente com material secante 
instalado entre o ar atmosférico e a parte interna do tanque de expansão, permitindo que somente 
o ar seco seja admitido para o conservador do equipamento. Devido a simplicidade do sistema e 
consecutiva fragilidade no impedimento de que ar úmido tenha contato com o líquido isolante, 
recomenda-se que preferencialmente este sistema seja utilizado conjuntamente as opções de 
preservação que utilizam bolsas ou membranas. 
Características 
Características do Sistema externo ao transformador: 
• Facilidade de manutenção; 
• A instalação pode ser feita com o equipamento energizado; 
• O gás de pressurização, normalmente nitrogênio, permanece em contato com o óleo 
isolante. Dependendo das condições de operação ocorrerá a impregnação do óleo isolante 
com o gás; 
• Pode ser utilizado em conjunto com uma das outras opções apresentadas, no lugar do 
secador de ar. 
25 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Características do Sistema interno ao Conservador utilizando membrana: 
• A manutenção exige o desligamento do equipamento; 
• O material utilizado na construção da membrana é permeável a gases de moléculas menores 
ou mesmo ao óleo isolante, após longo tempo de operação. 
Características do Sistema interno ao Conservador utilizando Bolsa: 
• A manutenção exige o desligamento do equipamento; 
• O material utilizado na construção da membrana é permeável a gases de moléculas menores 
ou mesmo ao óleo isolante, após longo tempo de operação. 
Características do Tanque principal selado: 
• Não requer manutenção de bolsa ou membrana; 
• Limitação do uso em função do tamanho e tensão de operação do equipamento; 
• Ocorre a impregnação do óleo isolante com o gás utilizado no colchão, normalmente 
nitrogênio; 
• Não possui relé de gás. 
Características do Sistema com respiração livre: 
• Menor investimento em relação aos demais sistemas propostos; 
• Exige manutenção constante do material utilizado no secador de ar; 
• É o sistema de menor efetividade no controle de penetração de umidade no óleo isolante 
contido no tanque principal do transformador. 
4.7.3 Sistemas de resfriamento 
Os sistemas de resfriamento são utilizados para a realizar a troca térmica entre o líquido isolante 
do transformador com um fluido de resfriamento externo. 
Os tipos mais comuns são constituídos por aletas compostas por duas chapas estampadas formando 
os canais de resfriamento e unidas por solda. Existem também radiadores formados por tubos, 
Os radiadores são fixados diretamente ao tanque do transformador ou em baterias ligadas por 
tubulação. 
26 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
O seu funcionamento baseia-se no princípio da convecção, onde o líquido isolante quente circula 
no interior do radiador, onde será resfriado pelo ar ambiente e retornará ao tanque principal do 
equipamento. 
Dependendo do projeto do equipamento, os radiadores funcionam associados com moto 
ventiladores que produzirão fluxo de ar forçado e bombas de óleo para produzir fluxo forçado, 
com o objetivo de aumentar a eficiência do processo de transferência térmica. 
Inspeções visuais periódicas para deteção e eliminação de corrosão, danos, desgaste no sistema de 
proteção de superfície e vazamentos, devem ser adotadas com o objetivo de conservar e prolongar 
a vida útil dos radiadores. 
Ventiladores – São utilizados em transformadores são do tipo axial, uma vez que os radiadores 
oferecem baixa resistência a passagem do ar. 
São compostos de uma hélice acoplada diretamente ao eixo de um motor, montados em uma 
estrutura cilíndrica que também servirá para sua fixação aos radiadores, juntamente com grades de 
proteção na entrada e saída do ar. 
Quanto a sua instalação podem ser fixados nas laterais dos radiadores, com fluxo de ar na 
horizontal, ou sob os mesmos, com fluxo de ar na vertical. Nesse caso, é conveniente que os 
radiadores estejam a uma distância do solo suficiente para que os ventiladores não aspirem 
materiais que possam comprometer o funcionamento e a vida útil dos equipamentos. 
Medidas de manutenção preventiva para os ventiladores devem ser adotadas com o objetivo de 
prolongar sua vida útil: 
• Verificação sistemática do desgaste dos rolamentos e problemas de desbalanceamento das 
hélices; 
• Verificação da estanqueidade do motor devido a penetração de umidade e sujeira; 
• Inspeção visual com a finalidade de evitar o acúmulo de umidade e sujeira na estrutura 
cilíndrica, nas grades de proteção e nas hélices; 
• Acompanhamento da corrente de partida e em regime de operação do motor. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 6: Ventilador do TR 3 da subestação de Chimoio 2 
 
4.7.4 Vedações 
As vedações têm como função prover a estanqueidade do equipamento em todas as aberturas (para 
acesso de pessoas ou conexão de componentes), evitando contato do interior do equipamento com 
umidade e oxigênio, prolongando sua vida útil. 
Uma vedação ideal deve ser compatível com o equipamento considerando aspetos como o líquido 
isolante adotado e as variações de temperatura operacional e ambiental. 
Existem 02 (duas) formas básicas de vedações adotadas em projetos de transformadores: 
• Anel de vedação (O-ring); 
• Juntas Planas. 
Materiais utilizados na produção de vedações: 
• Elastómero; 
• Papelão hidráulico; 
• PTFE (politetrafluoretileno). 
 
28 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
4.7.5 Medidores, indicadores e reles 
Indicadores de temperatura do óleo e enrolamento – Os indicadores de temperatura são usados 
fundamentalmente para indicar a temperatura do óleo isolante, do enrolamento e a medição 
indireta da temperatura do ponto mais quente do enrolamento (imagem térmica). 
O indicador eletromecânico de temperatura do enrolamento (Imagem térmica) apresenta 
característica construtiva similar ao do óleo, acrescido de componentes utilizados para simular a 
temperatura do enrolamento. 
Indicador eletromecânico de temperatura 
Na figura abaixo, o bulbo sensor (1) e capilar (2) são preenchidos com fluído térmico expansível 
sendo o bulbo instalado em uma cuba estanque localizada na parte superior do transformador. Os 
contatos auxiliares são acionados quando o óleo alcança valores definidos de temperatura. 
 
 
Figura 7: Indicador eletromecânico de temperatura 
 
A figura abaixo exemplifica um dos sistemas de medição de temperatura do enrolamento, onde a 
temperatura do óleo é proveniente do bulbo instalado no topo do transformador,acrescido da 
temperatura gerada pelo elemento de aquecimento (3) que tem a temperatura regulada pela 
variação da corrente circulante no elemento (5). A alimentação de corrente para o circuito de 
aquecimento é produzida no TC de bucha (4). 
29 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 8: Indicador eletromecânico de temperatura do enrolamento. 
 
Indicador de nível de óleo 
Geralmente os transformadores preenchidos com líquido isolante possuem algum tipo de indicador 
que permite a visualização do seu nível que está relacionado com a temperatura do óleo e a do 
ambiente. 
O sistema é acionado mecanicamente por um flutuador (boia ou prato) acoplado a uma haste que 
se movimenta conforme a variação do nível do óleo, transferindo o movimento a um ponteiro do 
mostrador externo. 
Um baixo nível do fluido pode provocar a atuação do relé Buchholz. Para evitar essa condição, o 
indicador de nível pode ser dotado de contatos de alarme. A correção do nível de óleo deve 
considerar as temperaturas do ambiente e do óleo. 
4.7.6 Rele detetor de gás tipo Buchholz 
O dispositivo constitui um dos principais acessórios de segurança e proteção intrínseca utilizados 
em transformadores isolados a óleo e dotados de tanque de expansão. 
O Relé Detector de Gás tipo Buchholz é um dispositivo eletromecânico e tem por finalidade 
proteger continuamente o equipamento, visando detetar situações de formação de gases e a 
presença de fluxo anormal do líquido isolante. É constituído por sistemas de boias responsáveis 
pela atuação dos contatos de alarme e desligamento. Funções: 
 Reter gases gerados no interior do equipamento; 
 Responder a um deslocamento rápido do líquido isolante, devido a ocorrência de uma falha 
interna no equipamento. 
30 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Os contatos também atuarão pela perda de óleo isolante (vazamento). 
O Relé Detetor de Gás tipo Buchholz é instalado em série com a tubulação que interliga o tanque 
principal com o tanque de expansão de óleo do equipamento. Uma seta gravada em alto-relevo, na 
carcaça e tampa do rele, indica o sentido correto para a sua instalação (do tanque para o 
conservador). Pode ser instalado em outros locais que tenham expansão de óleo, tais como, 
compartimentos separados do comutador e seletor de taps. 
4.7.7 Dispositivo de Alívio de Pressão 
O dispositivo de alívio de pressão tem como objetivo minimizar o dano causado por um aumento 
de pressão interna, que pode ser súbito ou lento, decorrente de uma falha interna ou de um defeito 
no sistema de preservação do líquido isolante. 
O dispositivo de alívio de pressão é uma válvula instalada no tanque principal do equipamento, 
composta de um disco metálico sob pressão de mola e calibrado para permitir a descarga do líquido 
isolante em caso de pressão acima do estabelecido. É projetado para fechar automaticamente após 
a normalização da pressão, impedindo saída em excesso de óleo. Sua atuação é indicada localmente 
através de dispositivo de sinalização mecânica e remotamente através de contatos elétricos, 
podendo ter função de alarme ou desligamento. Os rearmes devem ser feitos manualmente. 
Indicador de Fluxo 
Os indicadores do fluxo do óleo são utilizados em transformadores que utilizam bombas de 
circulação forçada de líquido isolante para indicar a vazão nos circuitos de resfriamento. São 
instalados nas tubulações do conjunto formado entre o radiador ou trocador de calor e a bomba. 
4.7.8 Armário de controlo 
No armário de controlo é onde estão instalados os dispositivos do sistema de controlo e supervisão 
do transformador. Fica localizado ao lado do tanque principal e os seus principais componentes 
são: 
• Fiação e blocos terminais; 
• Terminais dos enrolamentos dos transformadores de corrente (TC), de potencial (TP), 
sensores, fusíveis, disjuntores, contatores e relés; 
31 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
• Filtro, resistência de aquecimento para evitar a condensação, exaustor para manter o 
armário de controlo em condições climáticas adequadas para o funcionamento dos 
dispositivos e componentes instalados; 
• Dispositivo de supervisão local; 
• Dispositivos de monitoramento digital. 
4.7.9 Transformadores de corrente 
A instalação típica dos TCs é feita no interior do tanque do transformador em volta da parte inferior 
da bucha e abaixo do flange. 
4.7.10 Comutadores de Derivação em Carga 
Os comutadores de derivação são dispositivos que variam a relação de espiras de um 
transformador, regulando a sua tensão de operação. Os comutadores de derivação podem ser 
divididos em dois tipos fundamentais: 
• Comutadores de derivação em carga; 
• Comutadores de derivação dez energizado. 
O comutador de derivações em carga é projetado para alterar a posição de derivação e, portanto, 
variar a relação de transformação do transformador enquanto ele está energizado e em carga, 
executando esta função sem qualquer interrupção de energia. Esse processo é feito com 
dispositivos operados mecanicamente que selecionam as várias posições de derivação, alterando 
as correntes de carga e os degraus de tensão. 
O comutador de derivações em carga pode ser empregado usando vários princípios de comutação, 
sendo que os dois mais comuns são: 
• Tipo resistivo, com chaveamento de alta velocidade do resistor de transição e; 
• Tipo reator, com chaveamento de reator de transição (autotransformador 
preventivo).Comutadores de derivação em carga 
 
Comutadores de derivação desenergizado 
32 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
O comutador de derivações desenergizado é projetado para mudar a posição da derivação e 
consequentemente variar a relação do transformador enquanto o mesmo está desenergizado. 
Os contatos fixos podem ser dispostos em uma configuração circular (para tipos rotativos) ou em 
linha (para tipo linear). Normalmente o mecanismo de acionamento é manual, porém mecanismos 
motorizados também são utilizados. 
Estes comutadores podem operar em uma posição por longo período de tempo, eventualmente 
formando nos contatos carbono pirolítico. Recomenda-se que quando da necessidade de mudança 
de relação do transformador seja realizada alguns ciclos de comutação para limpeza dos contatos, 
medição de relação e resistência ôhmica na derivação em que o equipamento será energizado. 
Este tipo de comutador é geralmente montado dentro do tanque do transformador, com o 
mecanismo de acionamento montado na sua tampa ou tanque principal. 
Líquido isolante para comutadores de derivação 
Os comutadores de derivações descritos anteriormente neste capítulo requerem um liquido para 
uso como isolante ou como extintor de arco durante uma comutação. Geralmente é utilizado o óleo 
mineral isolante, porém outros tipos de líquidos isolantes podem ser utilizados, como por exemplo, 
o óleo vegetal (Éster Natural), com os cuidados necessários para garantir a compatibilidade com o 
comutador de derivações em consideração. 
4.7.11 Parte ativa do transformador 
 
33 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 9: Partes ativas de um transformador de potência 
 
4.7.12 Óleo isolante 
O óleo deve apresentar rigidez dielétrica adequada para suportar as solicitações elétricas impostas 
em serviço, bem como características adequadas de condutividade térmica, calor específico e 
viscosidade, para que sua capacidade de transferência de calor seja eficiente para o equipamento. 
4.8 Pára-raios 
Os para-raios instalados em subestações são destinados a proteger os equipamentos de um circuito 
contra surto de tensão transitório de origem externa provocado por descargas atmosféricas e/ou 
sobretensões de origem interna provocadas por manobras e chaveamentos. 
Atualmente, os para-raios mais solicitados pelos usuários são os para-raios de Oxido de Zinco 
(ZnO) sem centelhadores. 
Quanto ao aspeto construtivo, é importante ressaltar que existem duas filosofias de para-raios de 
ZnO com relação ao tipo de invólucro: para-raios com invólucros deporcelana e polímero. Para 
ambas filosofias, existem diferentes conceções de projeto de montagem, que são geralmente 
apresentadas pelos fabricantes em seus catálogos técnicos. 
34 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Importante salientar que uma eventual falha do para-raio não acarreta somente na perda do 
equipamento, podendo causar também distúrbios severos no sistema, bem como a danificação de 
outros equipamentos adjacentes (como por exemplo, buchas de transformadores), em caso de 
fragmentação ou explosão do invólucro isolante ou desprendimento dos elementos de ZnO. 
Os para-raios são: 
• Pára-raios de ZnO com invólucro de porcelana; 
• Pára-raios de ZnO com invólucro polimérico; 
• Pára-raios com espaços internos de ar; 
• Pára-raios sem espaços internos de ar. 
4.8.1 Desempenho dos para-raios instalados em subestações 
A sua vida útil é estimada em torno de 20 a 25 anos, mas na prática, tem sido constatado ao longo 
dos últimos anos algumas alterações significativas no seu desempenho que resultam, em muitas 
das vezes na operação inadequada ou até mesmo na falha do equipamento em menos anos em sua 
vida útil, comprometendo a confiabilidade do equipamento e a continuidade no fornecimento de 
energia elétrica. 
Durante a sua vida útil, os para-raios são submetidos a diferentes solicitações elétricas e ambientais 
que podem afetar e alterar de forma significativa a característica “tensão x corrente dos elementos 
de ZnO através do aumento da componente resistiva da corrente e das perdas em condições de 
regime permanente, e da redução da capacidade de absorção de energia dos para-raios. Tais 
solicitações são: 
• Tensão normal de operação; 
• Sobretensões temporárias; 
• Descargas de longa duração ou de alta intensidade e curta duração; 
• Contaminação externa do invólucro, quando instalados em ambientes poluídos; 
• Variações climáticas, exposição a raios ultravioleta, umidades elevadas. 
35 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
4.8.2 Critérios para a seleção e aplicação dos para-raios para subestações 
O dimensionamento adequado dos para-raios em relação às características dos sistemas para os 
quais esses são aplicados, propicia uma proteção adequada aos equipamentos protegidos além de 
uma otimização na relação entre benefício e custo para aquisição dos para-raios. 
De forma genérica, os seguintes passos devem ser seguidos para uma seleção e aplicação 
adequadas dos para-raios em subestações: 
 Seleção das características de operação e de proteção dos para-raios, em função das 
características dos sistemas; 
 Seleção ou determinação da suportabilidade da isolação; 
 Avaliação da coordenação do isolamento 
Seleção do para-raio adequado e determinação das suas características de proteção 
A seleção de um para-raio envolve basicamente as seguintes considerações: 
• Determinação da tensão nominal e da máxima tensão contínua de operação, em função da 
máxima tensão de operação do sistema e das possíveis sobretensões temporárias que 
podem vir a ocorrer e suas respeitavas durações, no ponto de aplicação dos para-raios; 
• Determinação da corrente de descarga nominal; 
• Determinação da capacidade de absorção dos para-raios, em função das energias a serem 
absorvidas por esses, quando da ocorrência de sobretensões atmosféricas e de manobras; 
• Características de proteção para sobretensões atmosféricas e de manobra; 
• Requerimentos de alívio de sobrepressão ou de corrente suportável de falta; 
• Condições de serviço (ambientais). 
4.9 Isoladores 
São elementos que tem como função elétrica, isolarem os condutores em relação a estrutura de 
suporte, devido a diferença de potencial entre o condutor e a terra, ou outros condutores de fase. 
Mecanicamente, devem ser capazes de suportar esforços produzidas pelos condutores. 
Os principais materiais utilizados na fabricação de isoladores são: 
• Cerâmica; 
• Vidro; 
36 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
• Epóxi fibra de vidro; 
• Polímeros. 
 
Figura 10: Isoladores polimericos, vidro e porcelana 
 
4.10 Condutores de alta tensão 
Sem dúvida que os condutores de ouro possui as melhores características de condução elétrica, 
mas o seu uso não é possível devido ao principal facto, custo elevado. 
Também o cobre, que no seu período inicial da transmissão de energia elétrica era muito usado e 
também foi completamente substituído devido ao custo e peso. Dai que, o alumínio surge como a 
melhor escolha. 
Para uma resistência desejada, o condutor de alumínio custa e pesa menos do que o do cobre. O 
condutor de alumínio ainda tem a vantagem de apresentar um diâmetro maior do que o condutor 
de cobre equivalente. Esta é considerada uma vantagem porque, com maior diâmetro, a 
densidade de fluxo elétrico na superfície do condutor de alumínio é menor para a mesma 
tensão. 
Isto significa menor de potencial na superfície e menor tendência à ionização do ar em volta do 
condutor. Esta ionização do ar produz um efeito indesejável chamado efeito corona. 
Os símbolos utilizados para identificar os diversos tipos de condutores de alumínio são: 
• CA – condutores de alumínio puro; 
• AAAC (All-aluminium-alloy-conductors) – condutores de liga de alumínio puro; 
• CAA – condutores de alumínio com alma de aco; 
• ACAR (aluminium conductor, alloy-reinforced) – condutores de alumínio com alma de 
liga de alumínio. 
37 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Os condutores de liga de alumínio possuem maior resistência à tração do que os condutores de 
alumínio comum para fins elétricos. 
O CAA é constituído por um núcleo central (alma) de fios de aço, envolvido por coroas de fios de 
alumínio. 
O ACAR possui um núcleo central de fios de liga de alumínio de maior resistência mecânica, 
envolvido por coroas de fios de alumínio para fins elétricos. 
Cada coroa de fios de um cabo é encordoada em sentido oposto ao da coroa inferior, para evitar 
que o cabo de desenrole e para fazer com que o raio externo de uma coroa coincida com o raio 
seguinte. A disposição em coroas mantem a flexibilidade ate mesmo de cabos de grande secção 
transversal. O número de fios depende do número de coroas e do fato de serem ou não todos eles 
do mesmo diâmetro. O número total de fios em cabos concêntricos, nos quais todo o espaço é 
preenchido por fios de diâmetro uniforme, é 7, 19, 37, 61, 91 ou mais. 
Usando-se combinações variáveis de alumínio e de aço, são obtidos condutores com grande 
variedade de secções, de resistência à tração e de capacidade de corrente. 
 
4.11 Tipos de manutenção 
A manutenção é o procedimento de se manter um dado equipamento ou sistema em perfeitas 
condições de funcionamento, desta forma deve-se entender que a manutenção também busca 
manter o funcionamento do processo. No caso de um transformador, a manutenção deve garantir 
ao mínimo que o sistema não fique sem a energia que obtém dele. 
Com base no conceito de manutenção, pode-se dividir a manutenção em alguns tipos principais: 
Manutenção Corretiva não-Planejada – caracteriza-se pela atuação em fato já ocorrido, seja este 
uma falha ou um desempenho menor do que o esperado. Não há tempo para preparação do serviço 
Manutenção Corretiva Planejada – é a correção do desempenho menor do que o esperado ou da 
falha, por decisão gerencial, isto é, pela atuação em função de acompanhamento preditivo ou pela 
decisão de operar até a quebra. 
38 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Manutenção Preventiva – visa reduzir ou evitar, tanto a falha quanto a queda de desempenho, 
obedecendo a um plano estratégico previamente elaborado, e baseado em intervalos de tempo 
definidos. 
Manutenção Preditiva – visa realizar manutenção somente quando as instalações precisarem dela. 
Essa manutenção pode incluir monitoramentos contínuos que serviriam de base para uma eventual 
programação. 
Manutenção Detetiva – é a atuação feita com sistemas de proteção para detetar falhas ocultas ou 
não percetíveis. Os sistemas projetados para atuarautomaticamente na iminência de desvios que 
possam comprometer as máquinas ou a produção. 
4.11.1 Processos de manutenção 
O Processo de Manutenção pode ser resumido em quatro estágios: Planejamento, Organização, 
Execução e Registro, completando com a etapa de Otimização o ciclo que possibilita o processo 
de melhoria contínua de um ciclo PDCA padrão. 
 
 
Figura 11: Ciclo PDCA padrao 
 
Planejamento 
O planejamento da manutenção de uma empresa se estabelece baseado em diretrizes definidas. 
Estas devem ser capazes de responder de forma clara e detalhada a três perguntas essenciais para 
cada ativo: 
• Que manutenção tem que ser feita? 
• Quando a manutenção precisa ser feita? 
• Como ela deve ser feita? 
39 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Organização 
Na etapa de Organização, a manutenção aplicará o planejamento definido, gerenciando os recursos 
existentes e a indisponibilidade dos ativos, com o objetivo de responder as seguintes perguntas: 
• Qual atividade de manutenção será realizada? 
• Onde será realizada? 
• Quantas pessoas são necessárias? 
• Qual a qualificação requerida das pessoas envolvidas? 
• Qual o cronograma de execução? 
• O equipamento será indisponibilizado? 
• Qual impacto financeiro desta indisponibilidade? 
• Quais recursos materiais (ferramentas, instrumentos de ensaios, consumíveis, 
equipamentos de elevação) serão necessários? 
• Existem procedimentos definidos para execução das atividades da manutenção e de 
segurança? 
Execução 
A execução das atividades é a etapa do ciclo de manutenção que reproduz a qualidade das etapas 
de planejamento e organização definida pela engenharia de manutenção. 
Registro da Manutenção 
Registrar a manutenção permite obter o histórico do equipamento que possibilita avaliar o seu 
desempenho, observar tendências, comparar resultados e traçar estratégias de manutenção 
baseadas nos registros existentes. 
O registro adequado de quais e como as atividades de manutenção são executadas é utilizado no 
processo de Gestão do Conhecimento, onde a preocupação principal é transmitir o conhecimento 
entre as equipes de manutenção. 
Otimização 
Para este processo de melhoria contínua, é necessária a implantação de uma sistemática de análise 
dos dados relevantes a partir das atividades de manutenção realizadas e dos modelos de vida útil 
40 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
dos equipamentos. Esta análise é a base para a tomada de decisão sobre a manutenção de qualquer 
equipamento em particular, assim como a base de conhecimento para a avaliação das ações 
adotadas. As melhorias de médio e longo prazo para o sistema implantado de manutenção dos 
equipamentos devem ser produtos continuamente derivados de um padrão estabelecido. 
Teste de Rigidez dielétrica 
Segundo Milasch (1916), rigidez dielétrica é a habilidade que um líquido tem em resistir a tensão 
elétrica sem falhar. 
O teste de rigidez dielétrica tem como principal função, obter um valor de tensão máxima de 
isolamento suportada pelo óleo que para o nosso caso é o óleo do transformador. O equipamento 
que faz este teste é o DPA. 
DPA é um equipamento de teste de rigidez dielétrica automática, própria para líquidos isolantes. 
As sequências de teste podem ser fácil e totalmente automáticas, em conformidade com todas as 
normas nacionais e internacionais. 
Com resultados de testes informativos e confiáveis, é possível determinar a condição exata do 
material isolante e iniciar as medidas necessárias, como por exemplo, a preparação de óleo de 
transformador. 
O princípio de funcionamento deste equipamento baseia-se (…) 
 
O teste de rigidez dielétrica é feito também para se saber da existência de agentes contaminantes, 
como: 
• Agua; 
• Sujeira; 
• Fibras celulósicas húmidas; 
• Partículas condutoras no líquido. 
 
 
41 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
42 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
 
 
 
 
 
 
TRABALHOS REALIZADOS 
 
43 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
5. ATIVIDADES 
5.1 Dia de atividade 1 – Cromatografia gasoso 
 
Figura 12: Extração do óleo no transformador 
 
 
23/09/2019 
Subestação Transformador Gases 
KS of oil [%] H₂ H₂O CO₂ CO C₂H₄ C₂H₆ CH₄ C₂H₂ TDCG 
SE - Gondola TR 1 <5 29 771 1 55 122 3 2.5 182 26.5 
Móvel casa nova TR 1 <5 35 887 ˂1 59 138 8 <0.5 206 19.2 
SE- Mafambisse 
TR 1 <5 28 806 <1 56 139 8 0.5 189 25.6 
TR 2 <5 30 801 4 57 148 8 1.5 218 28.1 
SE - Guara Guara TR 1 <5 43 857 <1 56 145 9 1.5 49 50.4 
SE - Inchope TR 1 <5 34 1032 38 58 144 5 1.5 247 22.8 
SE - Lamego TR 1 <5 38 1080 <1 57 147 4 2 198 31.7 
Tabela 1: Tabela de testes de gases nos transformadores 
 
 
Teste de rigidez dielétrica 
 Descrição de operação da atividade 
 Foi feita a extração do óleo no transformador; 
 Preparação do equipamento de teste; 
 Lavagem da seringa com o óleo da amostra; 
44 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Regulação da distância dos dielétricos a 2.5mm; 
 
Resultados das amostras: 
 
 
23/09/2019 
Subestação Transformador Media [KV] Desvio padrão [KV] D/M [%] 
SE - Gondola TR 1 52.4 6.5 12.5 
Móvel casa nova TR 1 69 4 5.8 
SE- Mafambisse 
TR 1 57.4 6.8 11.9 
TR 2 57.4 4.8 8.4 
SE - Guara Guara TR 1 71.8 4.2 5.9 
SE - Inchope TR 1 60.4 15.8 26.1 
SE - Lamego TR 1 69.6 8.1 11.6 
Tabela 2: Tabela de teste de rigidez dielétrica em transformadores 
 
 
 
2/10/2019 
Subestação Transformador Media [KV] Desvio padrão [KV] D/M [%] 
SE - Dondo 
TR 1 69.4 4.8 6.9 
TR 2 56.3 6.1 10.8 
TR 3 71.5 4.8 6.5 
R 1 71 4.7 6.8 
SE - Munhava 
TR 1 69.8 7.2 10.3 
TR 2 68.2 8.9 13 
TR 3 63.5 14 22 
SE - Catandica T 2 62.3 13.5 21.7 
Tabela 3: Tabela de teste de rigidez dielétrica em transformadores (2) 
 
 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 13: Amostra de um teste de rigidez dielétrica 
 
5.2 Correção de gás SF6 nos disjuntores 
A correção de gás nos disjuntores é uma atividade recorrente nas subestações para a continuidade 
normal de funcionamento destas. De salientar que somente esta correção é feita somente em 
subestações a desabrigadas. 
 
 
5.3 Inspeção de gás nas subestações dia 14.11.19 
Esta atividade foi feita com o propósito de corrigir gás nos disjuntores das subestações de CL75 
e CL76 para que não se pudesse mover o pessoal à última hora. 
Em T-off das linhas CL76: 
SE Manica – Nesta subestação encontrou-se um bom nível de gás, há 0.52. 
SE Messica – Nesta subestação também encontrou-se um bom nível de gas, há 0.82. 
Subestação de Chicamba – Nesta subestação não foi possível verificar o nível de gás porque as 
condições de temperatura encontradas não eram adequadas para a entrada no parque, mas, os 
registos de níveis de gás que o pessoal das centrais tem feito a cada hora apresentava um bom nível 
de gás, o qual concluiu-se que não havia também a necessidade do pessoal do DEP intervir para a 
correção de gás. 
46 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
5.4 IN AND OUT 
5.4.1 Trabalho em caixas terminais para SE-Chimoio 2 como backup a linha de 66kV 
As caixas feitas na SE-Chimoio 2 foram feitas para que houvesse uma mudança de linha aérea de 
66kV para subterrânea de modo a haver a continuação do projeto in and out. 
A localização da linha aérea de saída encontrava-se no local onde foi projetado o barramento de 
110kV do projeto. Então, uma vez que a linha de 66kV não pode ficar sem energização porque 
alimenta a subestação de Chimoio 1, subestação da cidade de Chimoio, adotou-se o método 
subterrâneo. 
O cabo usado para as caixas foi AAC com isolamento a XLPE. 
Existem 5 tipos de preparação de cabos: 
 Cabos com blindagem em fios e obturador longitudinal tipo sinague; 
 Cabo com blindagem em fios; 
 Cabo com blindagem em fita; 
 Cabo com blindagem em chumbo; 
 Cabo com cobertura em alumínio comungado (CAS) 
Atenções a ter antes de iniciar a montagem: 
• Certificar-se que a caixa que vai utilizar é adequada ao cabo. Para tal deve-se comparar o 
rótulo da caixa com o título da instalação demontagem; 
• É possível que alguns componentes da caixa ou passos na execução da mesma tenham sido 
melhorados, caso o operador tenha instalado o produto antes; 
• Deve-se ler atentamente e se seguir todos os passos de montagem. 
Instruções gerais: 
 Usar um maçarico de gás propano (de preferência) ou butano; 
 Ajustar o maçarico de forma a obter uma chama aberta e amarelada. Evitar chamas azuis 
em ponta; 
 Movimentar continuamente a chama de forma a evitar danificar o material; 
47 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Limpar e desengordurar todas as partes que irão ficar em contacto com os adesivos que 
garantem a estanquicidade; 
 Principiar a retração dos tubos e pecas moldadas se as houver, nas posições recomendadas 
na instrução de montagem; 
 Assegurar a perfeita retração dos tubos ao longo dos condutores para que se apresentem 
lisos, sem bolsas de ar. 
Preparação do cabo com blindagem em fios 
1. Retirar a bainha exterior do cabo segundo as dimensões L+K. Para cabos com bainha 
exterior com camada semicondutora, devera retirar-se totalmente, num comprimento de 
500mm, medido a partir do corte da bainha exterior do cabo. 
Limpar e desengordurar a bainha exterior do cabo em cerca de 200mm. 
2. Aplicar-se o mástique vermelho, esticando-o ligeiramente, a parir do final da bainha 
exterior do cabo cobrindo 150mm da mesma. 
Rebater os fios da blindagem sobre a bainha exterior e sobre a mástique, de modo que os 
fios fiquem paralelos uns aos outros. Fixa-los com afilacamento de fio de cobre, à distância 
de 150mm, e deixar 50mm de comprimento do fio de afilacar. 
3. Retirar a semicondutora, deixando apenas 100mm a parir do final da bainha exterior do 
cabo. 
A superfície do isolamento não deve conter vestígios de material condutor. 
4. Chanfrar-se o final da semicondutora em cerca de 15 a 20mm. Lixar e polir todo o 
isolamento do cabo com lixas de vários grãos. 
NOTA: não danificar o isolamento. 
Proteger a mástique vermelho instalado, com fita PVC, com o adesivo para fora. Uma vez 
acabada a limpeza deve retirar a fita PVC. 
5. Enrolar a fita PVC sobre o isolamento (com a parte adesiva para fora) a 20mm de distância 
do final da semicondutora. Agitar o frasco da tinta da condutora e aplica-la de modo a 
cobrir os 20mm entre a fita PVC e a semicondutora e mais 10mm da própria semicondutora. 
Quando a tinta secar, retirar a fita PVC. 
6. Aplicar uma fina camada de silicone cobrindo 300mm do isolamento e 5mm da tinta 
semicondutora. 
48 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
7. Enfiar o tubo negro de controlo de campo elétrico, de maior dimensão, com a seta a apontar 
para baixo, e inconstando-o aos fios da blindagem. 
Começar a retrair de baixo para cima. 
8. Aplicar uma camada de mástique vermelho, esticando-o suavemente e com uma pequena 
sobreposição, no final do tubo de controlo campo, cobrindo 10mm do isolamento e 10mm 
do tubo negro de controlo de campo de modo a suavizar a transição entre o tubo e o 
isolamento. 
9. Aplicar uma fina pelicula de silicone na zona baca do tubo de controlo de campo, em cerca 
de 10mm. 
10. Enfiar o tubo isolante vermelho mais curto e posiciona-lo a 50mm do final da bainha 
exterior. Começar a retrair de baixo para cima. 
11. Colocar o tubo de controlo de campo mais curto, inconstando-o ao final da bainha exterior. 
Começar a retrair de baixo para cima. 
12. Aplicar o mástique vermelho, na zona de transição entre a manga preta e a vermelha, 
esticando-o ligeiramente e com uma pequena sobreposição, de modo a cobrir 10mm de 
cada lado. 
13. Aplicar a totalidade da mástique preta de controlo de campo, sobre o tubo de controlo 
anteriormente retraído, a uma distância de 90mm do final da bainha exterior. 
14. Aplicar sobre os fios da blindagem, uma camada de mástique vermelho, cobrindo 150mm 
desde o final da bainha exterior. 
No caso de se utilizarem molas espirais de pressão constante, devera também ser coberta 
com a mástique vermelha. 
15. Enfiar o tubo isolante vermelho de maior comprimento de modo a cobrir a mástique 
vermelho aplicado antes. Começar a retrair de baixo para cima. 
16. Enrolar duas voltas da mola espiral no final do tubo vermelho, junto ao afilacamento, e 
posicionar dois fios da blindagem no seu interior. 
17. Aplicar uma volta da mola espiral sobre os fios e em seguida rebater os fios e enrolar o 
resto da mola sobre os fios rebatidos. Apertar bem a mola espiral. 
49 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 14: Preparação do cabo 
 
Terminação com terminal por compressão 
1. Retirar o isolamento de acordo com a profundidade do terminal; 
2. Chanfrar o isolamento em cerca de 40mm, de modo que na parte de cima fique com o 
mesmo diâmetro do terminal e uma transição suave entre a parte superior e a inferior. 
3. Posicionar, cravar o terminal, limpar e desengordurar todo ele; 
4. Enrolar o mástique vermelho, esticando-o ligeiramente, na transição entre o terminal e o 
isolamento. Preencher todos os buracos existentes com a mástique. 
5. Posicionar o tubo de transição de modo a cobrir igualmente o terminal e o isolamento. 
Começar a retrair de cima para baixo. 
6. Instalar as saias segundo as distancias indicadas. Assegurar-se que a primeira saia esta 
ligeiramente abaixo do final da transição do terminal e o isolamento. 
50 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 15: Aperto por compressão do terminal 
 
Terminal com terminal de aperto mecânico 
1. Introduzir o tubo de transição no cabo, antes de colocar o terminal de aperto por parafuso. 
2. Introduzir o condutor totalmente dentro do terminal. Apertar todos os parafusos 
manualmente. 
Em seguida apertar os parafusos com a ferramenta adequada e de acordo com as sequências 
de numeração e alternadamente, ate que parta a cabeça dos parafusos. 
Limpar e desengordurar o terminal. 
3. NOTA: Só para terminais com diâmetro inferior ao isolamento do cabo. 
Aplicar-se a mástique vermelho em volta do isolamento e do terminal, ate obter uma 
transição suave de cerca de 20mm. 
4. Aquecer previamente o terminal do parafuso, colocar o tubo de transição de modo a cobrir 
todo terminal. Começar a retrair de cima para baixo. 
51 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
5. Instalar as saias segundo as distancias indicadas. Assegurar-se que a primeira saia esta 
ligeiramente abaixo do final da transição do terminal e o isolamento. 
 
Figura 16: Terminal finalizado 
 
 
Figura 17: Fixação do cabo de 66 kV a saída do transformador da subestação de Chimoio 2 
 
52 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
5.4.2 Montagem de seccionador 
Na montagem do seccionador seguiram-se basicamente os seguintes passos: 
 Desempacotar components; 
 Usando dispositivos de elevação (grua), colocar a base do seccionador na estrutura de 
suporte; 
 As alavancas de operação e o suporte rotativo são pressionados na base do seccionador na 
fábrica; 
 Montar os isoladores de suporte no pedestal rotativo e nos bancos laterais da estrutura. 
Ajustar a distância entre os dois e os isoladores conforme a distância de isolamento. Isso 
pode ser feito ajustando os parafusos nos isoladores laterais. 
 Montar o conjunto de contato fixo nos isoladores laterais; 
 Montar as facas no isolador central, de modo que as facas estejam na posição aberta; 
 Certificar-se de que as facas estejam na horizontal em relação à base do seccionador; 
 Montar o acessório de proteção corona no caminho atual e nos contatos fixos; 
 Montar as hastes de guia; 
 Fechar as facas até tocar a lâmina no contato fixo; 
 Após o alinhamento vertical, feche o seccionador deslizando os dedos no conjunto de 
contato fixo; 
 Verificar-se o seccionador está ajustando as medidas para a entrada de dedos em 
movimento nos contatos fixos. 
53 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 18: Montagem de isoladores de apoio de uma fase do seccionador 
 
 
Figura 19: Montagem do seccionador finalizado 
 
Montagem do mecanismo de operação do seccionador Montar o pivô na base do seccionador; 
 Inserir o eixo de operação, através do rolamento de articulação; 
54 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Alinhar verticalmente o mecanismo operacional, operando o eixo e monta-lo; 
 Apertar o mecanismo de operação e todos os mancais articulados; 
 Conecte a extremidade do eixo do mecanismo de operação e o eixo de operação ao 
acoplamento; 
 Montar a alavanca de operação na parte superior e no eixo de operação. 
 
Figura 20: Montagem de seccionador e mecanismo de operação concluidas 
 
5.4.3 Fixação do para-raio do lado out do projeto in and out na SE – Chimoio 2 
A fixação do para-raio do lado out foi feita a partir da base. 
A base teve que ser fixada através da ajuda de uma grua e a intervenção do grupo do DEP. 
Os passos foram: 
 Fixação da base principal; 
 Fixação dos isoladores de apoio; 
55 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Fixação dos polos do para-raio. 
 
Figura 21: Fixação da base com ajuda de grua 
 
5.4.4 Barramentos de ligação de equipamentos de potência no in and out 
Os barramentos feitos nos equipamentos foram feitos nos dois lados a partir do secundário do TI 
do lado In ate ao primário do lado Out do parque. 
De referir que o cabo usado foi CA, Bull. Também tiveram que se usar palmas para que fatores 
como estética e esforço fossem adequados. 
 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 22: Conexão de seccionador – disjuntor através de cabo Bull 
 
 
5.5 Atividade – Inspeção de celas na SE – Gondola 
A subestação de gondola é uma subestação que é alimentada por via de T-off da linha CL75 e que 
transforma a tensão de 110kV a 22kV com a potência aparente de 10MVA 
A sala de operação é composta por celas da ABB, disjuntores VD4. 
Dentro da sala de operação contem celas que alimentam Maforga, vila de Gondola e Inchope 
O grupo do DEP foi solicitado para uma inspeção nas celas da subestação porque o responsável 
da subestação notou a ocorrência de chispas. 
Primeiramente, o grupo solicitou o corte de energia elétrica da subestação por completo. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
De seguida, começou-se a fazer a inspeção, cela por cela, fazendo a abertura por parte de trás a 
procura de um defeito e no fim não se localizou nenhuma prova causadora de chispas. 
O que se constatou foi a oxidação (corrosão) de uma fase na cela da vila de gondola e que 
seguidamente foi feita o reforço de isolamento da mesma. 
 
Conclusão e recomendação: 
Depois de finalizada a inspeção chegou-se a conclusão de que as celas não apresentavam nenhuma 
chispa. 
Recomendo que mesmo sem alimentação das celas, deve-se ter um detetor de tensão de modo que 
haja uma melhor confiança para se realizar o trabalho nas celas devido a correntes remanescentes. 
Deve-se também confirmar que as celas estejam devidamente aterradas para qualquer trabalho a 
ser feito. 
5.6 Atividade – instalação de mecanismo de operação no grupo 5 da SE – Mavuzi 
O grupo do DEP foi solicitado na SE – Mavuzi para a substituição do mecanismo de operação do 
disjuntor no grupo 5. 
O mecanismo de operação teve que ser substituído porque já não estava em boas condições de 
funcionamento. A substituição deste mecanismo não foi feita no seu todo, apenas o motor e as 
bobinas de liga e desliga. 
Segurança: 
O mecanismo de operação não devera ser fechado, operado ou manter molas de fechamento 
carregadas ate que todas as tarefas relacionadas à instalação e ao ajuste do disjuntor sejam 
concluídas. 
Para começar a manutenção, fizeram-se basicamente os seguintes passos: 
 Mover o disjuntor para a posição aberta; 
 Desligar a corrente do motor usando o disjuntor de proteção do motor; 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 Realizar uma operação de fechamento e abertura para descarregar as molas do mecanismo 
de operação; 
 Desligar a tensão de controlo e, onde necessário, a tensão do aquecedor também. 
 Desconectar e aterrar; 
Também, para facilitar a manutenção: 
 Remover a tampa da cabine de operação; 
 Abrir o painel de controlo. 
Revisão do motor 
PERIGO 
Antes de trabalhar no mecanismo de operação: 
• A corrente do motor deve estar desligada; 
• O disjuntor deve estar aberto, desconectado e aterrado; 
• O disjuntor (chave de controle) deve estar na posição DESLIGADA. 
1. Verificar se o indicador de carga da mola mostra molas descarregadas; 
2. Girar a manivela no sentido anti-horário para garantir a alavanca de fechamento e repousar 
sobre o rolamento; 
3. Remover a tampa do gabinete do mecanismo de operação; 
4. Soltar os parafusos e a conexão elétrica; 
5. Instalar um novo motor e apertar os parafusos; 
6. Travar os parafusos com líquido fixador; 
7. Recolocar a tampa. 
8. Instalação de Transformadores de Corrente na subestação de Tete 
9. A subestação de Tete é uma subestação com níveis de tensão de 66kV, 33kV e 11kV e com 
uma potência aparente de 20 MVA. 
10. A instalação dos TI’s foi feita porque os anteriores estavam no seu limite de capacidade de 
funcionamento e consequentemente apresentava disparos frequentes. 
11. Os TI’s apresentavam uma relação de transformação de 200/1 e os substitutos apresentam 
uma relação de transformação de 400/5. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
12. Estes TI’s foram instalados na saída para a subestação de Manje, uma outra subestação que 
dista a 70km da cidade de Tete com a capacidade de 10 MVA. 
13. A remoção dos TI’s foi feita com ajuda de uma grua e também a instalação dos novos. 
 
 
Figura 23: Interior do mecanismo de operação de um disjuntor a SF6 
 
5.7 Instalação de Transformadores de Corrente na subestação de Tete 
A subestação de Tete é uma subestação com níveis de tensão de 66kV, 33kV e 11kV e com uma 
potência aparente de 20 MVA. 
A instalação dos TI’s foi feita porque os anteriores estavam no seu limite de capacidade de 
funcionamento e consequentemente apresentava disparos frequentes. 
Os TI’s apresentavam uma relação de transformação de 200/1 e os substitutos apresentam uma 
relação de transformação de 400/5. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 24: TI de 200/1 
 
Estes TI’s foram instalados na saída para a subestação de Manje, uma outra subestação que dista 
a 70km da cidade de Tete com a capacidade de 10 MVA. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 25: Instalação do TI de 400/5 
 
A remoção dos TI’s foi feita com ajuda de uma grua e também a instalação dos novos. 
 
5.8 Instalação de uma mini subestação abaixadora na cidade de Tete 
Especificações: 
Potencia: 10 MVA 
Nível de tensão: 33/11 kV 
Tipo de refrigeração: OFAF 
Tipo de Ligação: Estrela / Triangulo 
 
A instalação desta mini subestação tem como finalidade suprir a demanda da subestação principal 
e móvel da cidade de Tete, melhorando assim o fornecimento contínuo de energia elétrica nesta 
cidade. Importa ainda referir que, a chegada das quadras festivas, esta mini subestação será de 
62 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
grande importância visto que, a demanda poderá ser superior a potencia nominal que as outras 
subestações. 
 
Figura 26: Local da montagem da mini subestação 
 
Dia 1: 18.11.19 
Estudo do local de instalação da mini subestação 
O local da instalação situa-se em antiga central termoelétrica, hoje armazém da EDM. É composta 
por um Transformador colocado num maciço, um contentor de sala de comando, uma linha de 
chegada de 33 kV e duas linhas de saída de 11 kV. 
Analise do transformador e o seu estado; 
O transformador fabricado em 1969 como esperado trás alguns componentes já degradados, como 
por exemplo o termómetro de temperatura e também a tubagem de ligação para o fluxo do óleo 
encontrava-se rompida. 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Figura 27: Chapa característica do transformador da mini subestação 
 
O trabalho feito a seguir, foi o concerto da tubagem. Foi retirada através das flanges e de seguida 
foi soldada. 
A recolocação desta tubagem foi feita através da grua porqueo radiador estava desnivelado em 
relação ao transformador. De seguida foram apertadas as flanges e o radiador foi calcado numa 
das extremidades de baixo de modo que houvesse um nivelamento adequado e a tubagem não 
sofresse nenhum esforço. 
 
Dia 2: 19.11.19 
 Enchimento de óleo no tanque de expansão 
O enchimento de óleo no tanque de expansão foi feito porque encontravam-se baixos níveis de 
óleo no transformador. Foram adicionados 660 litros. 
O procedimento foi usado foi normal, através de uma bomba com fonte de 220 V, 3 tanques de 
óleo e uma mangueira entre a bomba e o tanque de expansão. 
 
64 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Medida de Resistência de isolamento do transformador 
A medida de resistência de isolamento foi feita antes e depois do enchimento do óleo de modo a 
verificar possíveis melhorias de isolamento. 
Este teste foi feito através do dispositivo Megger e os terminais foram dispostos entre as massas, 
fases do lado alta ou baixa tensão consoante a medida requerida. 
Os resultados foram: 
 15 s 60 s 60/15 Classificação 
AT/BT [MΩ] 354 488 1.378531 Mau 
AT/massa [MΩ] 420 480 1.142857 Mau 
BT/massa [MΩ] 312 438 1.403846 Mau 
Tabela 4: Resultados de testes de isolamento 
 
Dia 3: 20.11.19 
Lançamento de cabos de 33 kV 
Foram dispostos os cabos de 33 kV de chegada para sala de comando e cabo de sala de comando 
para o transformador. 
Dia 4: 21.11.19 
Tratamento de óleo do transformador 
O tratamento de óleo de transformador foi feita com base na circulação do óleo na máquina de 
tratamento e o objetivo era de melhorar as suas propriedades. 
O equipamento foi projetado para tratar óleo dielétrico com um teor de umidade de 50 ppm e um 
teor de gás dissolvido de aproximadamente 10% em volume antes de ser tratado. 
Com um número de passe apropriado no sistema, o óleo tratado limpo sai a uma temperatura 
máxima de 80%, com um teor de umidade abaixo de 3 ppm e um teor de gás dissolvido de 
aproximadamente 0,1% em volume. 
Este processo também restaura a rigidez dielétrica do óleo para um valor de no máximo 75 kV. 
65 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
O princípio de operação: o fluido dielétrico entra na fábrica através de um filtro de entrada e depois 
passa através de uma bomba de óleo de entrada e entra no aquecedor, onde é aquecido por 
aquecedores de imersão. Após uma filtração fina em cartucho, o fluido dielétrico é pulverizado em 
uma câmara de vácuo em um cesto. Eliminando a contaminação, o fluido tratado limpo flui através 
da bomba de óleo de saída. 
 
Primeiramente, fizeram-se as ligações das mangueiras entre os terminais de entrada e saída do 
transformador e os terminais de entrada e saída da máquina de tratamento de óleo. 
Seguidamente fez-se o tratamento Termo vácuo do tanque onde iria passar o óleo na máquina. 
Mais adiante, fizeram-se as aberturas das válvulas para passagem do óleo e ligação de resistências. 
E por fim, houve um controlo de resultados durante a circulação de óleo durante 12 horas. 
Foram tratados 6 mil litros de óleo em 9 ciclos 
Durante o processo de tratamento foram feitos testes de resistência de isolamento para avaliar o 
seu estado. 
A quando do início do tratamento a umidade encontrava-se a 12 ppm e a pressão era de 6m3/h e 
temperatura de 54º C. 
Devia-se também tomar atenção acerca do papel isolante no decorrer do tratamento do óleo. 
O teste de rigidez dielétrica de manha era de 49 kV. 
No fim do dia a rigidez dielétrica encontrava-se a 53 kV. 
Depois do arrefecimento do óleo a rigidez encontrava-se a 73,4 kV. Um valor ideal. 
Colocação de terminais plug in na sala de comando 
A colocação de terminais plug in foi feita com muita dificuldade devido a concessão da própria 
sala de comando devido a falta de espaco de manobra e também o cabo, que era tripolar, oferecia 
também dificuldades de colocação dos terminais. 
 
66 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
5.9 Atividade – ventiladores na SE – Chibata 
A subestação de Chibata, localizada a 15km da cidade de Chimoio é uma importante subestação 
que recebe de SE – Matambo, duas linhas de 220kV e que transforma a mesma tensão em 110kV 
por via de dois transformadores. 
Estes transformadores são compostos por 3 transformadores monofásicos, os quais também têm 
genericamente os nomes de elementos W1, W2 e W3 respetivamente e que tem a capacidade de 
28MVA e ao todo a subestação a tem a capacidade de 168MVA. 
A saída da subestação, a 110kV, saem as linhas CL75 (Chibata – Beira) e CL76 (Chibata – 
Mutare). 
Cada elemento é composto por quatro ventiladores. 
O grupo do DEP foi solicitado para a substituição de ventiladores no transformador 1 (TR 1). 
No elemento W1 foi constatado um ventilador. 
No elemento W2 foi constatado dois ventiladores. 
Os procedimentos nos ventiladores foram: 
Retirada da grelha; Retirada da pa do ventilador; desconexão das ligações do motor; retirada do 
motor. 
 
Figura 28: Retirada das pás do ventilador 
 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
E de seguida, fez-se a colocação do novo motor, conexão do motor, encaixe da pa no veio do 
motor e colocação da grelha. 
 
Figura 29: Conexões do motor no ventilador 
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Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
 
Conclusões 
A teoria e a prática são essencialmente bons ingredientes para um conhecimento coeso e fiável, o 
qual tive a oportunidade grande de confirmar durante estes 3 meses no DEP. Com ajuda de técnicos 
e o Engenheiro, pude de certa forma me elevar para um outro nível de pesquisa, analise e 
contextualização científica. 
Pude também com a prática, observar pequenos detalhes, os quais dificilmente são mencionados 
nos estudos teóricos e que apresentam grande importância para continuação de um sistema elétrico 
de potência. 
Outro fator importante o qual tive a oportunidade de seguir foi: safety first. A não observação deste 
ponto, para uma empresa como a Eletricidade de Moçambique, EP. pode resultar em 
consequências para o operador tanto como para empresa grandes perdas num contexto 
generalizado e para vida humana principalmente, a perda de vida. Entretanto, os técnicos do DEP, 
atenciosos, sempre me mantiveram em alerta para sempre observar este ponto para que o tempo 
que por la passei fosse de bom agrado para as duas partes. 
O DEP é um departamento o qual tive a oportunidade de conhecer equipamentos de grande 
importância num SEP, e ficar em contacto com estes equipamentos no dia-a-dia trouxe melhor 
perceção quanto a sua construção, composição, princípios de funcionamento, manutibilidade, 
riscos de má operação, testes e leitura de dados. 
Como conhecimento pratico já sou capaz de fazer testes de rigidez dielétrica, análise de gases, 
utilização de Megger para medidas de resistência de isolamento, caixas terminais para 66kV, 
substituição de disjuntores HD4, identificar palmas para terminais de equipamentos de potência 
em subestação. 
Se um dia for a participar na construção de uma subestação elétrica certamente me apoiarei nos 
conhecimentos os quais tive a oportunidade de colher enquanto estagiário do DEP. 
 
69 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
Bibliografia 
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de Dezembro de 2018, de Wikipédia, a enciclopédia livre.: 
https://pt.wikipedia.org/wiki/Transformador 
70 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
ANEXOS 
 
Reator Shunt na subestacao de chibata 
 
Grupo gerador da central da chicamba 
71 
Edmilson Virgílio Jorge Mussa 
 
Lavagem e colocação de massa de contacto de seccionador na subestacao da cidade de Tete 
	Índice de tabelas
	Índice de figuras
	Abreviaturas
	2. Introdução
	Apresentação da empresa
	3. Objetivos
	Importância do trabalho desenvolvido
	Introdução do trabalho
	4. Revisão bibliográfica
	4.1 Subestações Elétricas
	4.1.1 Classificação das subestações
	4.2 Localização das subestações
	4.2.1 Equipamentos de uma subestação
	4.3 Barramentos
	4.4 Disjuntores
	4.4.1 Disjuntores a sopro magnético
	4.4.2 Disjuntor a óleo
	4.4.3 Disjuntores a vácuo
	4.4.4 Disjuntores a ar comprimido
	4.4.5 Disjuntores a gás SF6
	4.5 Seccionadores
	4.6 Transformadores
	4.6.1 Tipos de transformadores
	4.7 Componentes de um transformador de potência
	4.7.1 Buchas
	4.7.2 Preservação do sistema de óleo
	4.7.3 Sistemas de resfriamento
	4.7.4 Vedações
	4.7.5 Medidores, indicadores e reles
	4.7.6 Rele detetor de gás tipo Buchholz
	4.7.7 Dispositivo de Alívio de Pressão
	4.7.8 Armário de controlo
	4.7.9 Transformadores de corrente
	4.7.10 Comutadores de Derivação em Carga
	4.7.11 Parte ativa do transformador
	4.7.12 Óleo isolante
	4.8 Pára-raios
	4.8.1 Desempenho dos para-raios instalados em subestações
	4.8.2 Critérios para a seleção e aplicação dos para-raios para subestações
	4.9 Isoladores
	4.10 Condutores de alta tensão
	4.11 Tipos de manutenção
	4.11.1 Processos de manutenção
	5. ATIVIDADES
	5.1 Dia de atividade 1 – Cromatografia gasoso
	5.2 Correção de gás SF6 nos disjuntores
	5.3 Inspeção de gás nas subestações dia 14.11.19
	5.4 IN AND OUT
	5.4.1 Trabalho em caixas terminais para SE-Chimoio 2 como backup a linha de 66kV
	5.4.2 Montagem de seccionador
	5.4.3 Fixação do para-raio do lado out do projeto in and out na SE – Chimoio 2
	5.4.4 Barramentos de ligação de equipamentos de potência no in and out
	5.5 Atividade – Inspeção de celas na SE – Gondola
	5.6 Atividade – instalação de mecanismo de operação no grupo 5 da SE – Mavuzi
	5.7 Instalação de Transformadores de Corrente na subestação de Tete
	5.8 Instalação de uma mini subestação abaixadora na cidade de Tete
	5.9 Atividade – ventiladores na SE – Chibata
	Conclusões
	Bibliografia
	ANEXOS