Equipamentos Elétricos - Aula 4

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EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS 
AULA 4 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Prof. Eduardo da Silva 
 
 
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CONVERSA INICIAL 
Olá, seja muito bem-vindo(a) a esta aula! 
Imagine uma árvore de tronco largo e muitos galhos. Cada um deles 
cresce de forma individual, com suas folhas e frutos. Se, por algum acidente, 
um desses galhos quebrar, a árvore segue adiante sem que os demais galhos 
impeçam o seu desenvolvimento. Assim devem ser as instalações elétricas, 
robustas e independentes, ainda que interligadas. Se há um problema em 
alguma das suas ramificações, o sistema deve interromper a alimentação e 
permitir que o restante opere normalmente. 
No conteúdo anterior, falamos sobre os problemas causados por 
descargas atmosféricas e alguns equipamentos utilizados para proteção, 
capazes de interromper o circuito em casos de falhas locais. Agora, vamos 
estudar um pouco mais sobre sistemas de proteção que utilizam aterramento, 
chaves de interrupção de circuitos e sistemas para regular a tensão. 
Você é capaz de se proteger das distrações e seguir ininterrupto 
nos estudos? Então, vamos lá, mãos à obra e bons estudos! 
TEMA 1 – CHAVE DE ATERRAMENTO RÁPIDO 
Anteriormente, vimos algumas soluções para proteção das instalações 
contra sobretensões provocadas por manobras e descargas atmosféricas e 
uma das opções para a proteção de transformadores em subestações, que é o 
uso de disjuntores. 
A chave de aterramento rápido é aplicada em casos em que a 
subestação não requer alto nível de continuidade, ou seja, tipicamente as 
subestações das concessionárias que atendem áreas rurais ou pequenos 
vilarejos. Para evitar o uso de disjuntores de alto custo, uma chave de 
aterramento rápido pode fazer atuar um disjuntor de retaguarda, normalmente 
localizado longe do ponto de instalação da chave, de modo que todo o sistema 
adiante é interrompido. 
Para que possamos entender essa estrutura, vamos analisar o diagrama 
unifilar da Figura 1, que representa uma subestação de 69 kV com saída de 
circuitos alimentadores de 13,8 kV. Considere que o barramento de 69 kV é 
proveniente de subestações anteriores, devidamente protegidas, e que o 
transformador de 5 MVA está na extremidade do sistema. 
 
 
3 
Figura 1 – Sistema elétrico de distribuição de energia elétrica 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
Se ocorrer um defeito monopolar no barramento de 13,8 kV, a corrente 
de curto-circuito vai circular apenas pelo secundário do transformador, assim, o 
disjuntor A fica responsável pelo desligamento do circuito. Note que não 
estamos levando em consideração os equipamentos de proteção dos circuitos 
alimentadores, como os religadores ou chaves fusíveis. 
Ainda que o defeito seja do tipo trifásico no barramento de 13,8 kV, em 
função da distância, a corrente resultante provavelmente não terá um valor 
suficiente para sensibilizar o relé de proteção do disjuntor B, desse modo, o 
disjuntor A ainda é o responsável pela proteção dos alimentadores. 
O objetivo principal da chave de aterramento rápido é proteger o sistema 
de um defeito que possa ocorrer interno ao transformador. Nesse caso, os 
transformadores de corrente (TC), indicam o defeito que sensibiliza o relé 
diferencial RD, fechando os contatos CRD1, CRD2 e CRD3, mostrados na 
Figura 2. Além disso, o relé diferencial também atua sobre o disjuntor A, que 
fecha o contato CD1, permitindo que a bobina BO seja energizada. Desse 
modo, a chave de aterramento rápido é acionada através do contato CCA, 
promovendo o aterramento de uma das fases no primário do transformador, de 
forma que o disjuntor de retaguarda B, que está a 30 km de distância, atue 
provocando o desligamento do circuito. 
 
 
 
4 
Figura 2 – Esquema elétrico básico da chave de aterramento rápido 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
De modo geral, as chaves de aterramento rápido são compostas por três 
partes básicas, como mostra a Figura 3. 
Figura 3 – Esquema elétrico básico da chave de aterramento rápido. 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
 
 
5 
O terminal constitui a chave propriamente dita. Na parte fixa é 
conectada a fase que se pretende aterrar no caso de um defeito, e o contato 
móvel está aterrado. 
A coluna de isoladores geralmente é composta por unidades do tipo 
pedestal, que permitem formar uma cadeia em função do nível de tensão do 
sistema. 
Na caixa de comando é onde está o mecanismo de operação da chave. 
O sistema possui uma bobina de disparo que, quando energizada, libera a 
mola de fechamento, movendo a alavanca de aterramento para conectar-se à 
fase fixada no terminal. 
O sistema ainda pode contar com um motor para o rearme da chave e 
possui os contatos auxiliares para a conexão com o relé que comanda a 
operação. 
Algumas das características elétricas de uma chave de aterramento 
rápido são apresentadas na Tabela 1. 
Tabela 1 – Características elétricas da chave SG-4 
Tensão nominal (kV) 
Tensão suportável ao 
impulso (kV) 
Capacidade de corrente 
instantânea (kA) 
38 200 10 
38 200 20 
72,5 350 10 
72,5 350 20 
145 550 10 
145 550 20 
145 550 10 
145 550 20 
Fonte: Mamede Filho, 2013. 
TEMA 2 – TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO 
A partir de meados dos anos 1960, começaram a ser usados os 
transformadores de potência em delta-estrela (∆-Y). Nessa configuração, o 
primário do transformador é ligado ao sistema elétrico em delta, ou triângulo, já 
o secundário é ligado em estrela, ou Y, com o neutro solidamente aterrado. 
 
 
6 
O aterramento é muito importante para a isolação e a aplicação de 
equipamentos de proteção, como os para-raios. Além disso, quando ocorre um 
defeito fase-terra com a queda de um condutor ao solo, por exemplo, os 
sistemas solidamente aterrados oferecem baixa impedância para corrente de 
sequência zero, o que facilita na identificação do defeito. 
As instalações que utilizam a configuração do primário do transformador 
em delta (sem neutro) ou em estrela com neutro isolado correm o risco de não 
sensibilizar o sistema de proteção do lado primário quando ocorre um defeito 
fase-terra, pois não há caminho para retorno da corrente elétrica, como mostra 
a Figura 4. 
Figura 4 – Ilustração de um defeito fase-terra em uma rede a três fios 
 
A função de um transformador de aterramento, também chamado de 
reator de aterramento, é permitir a detecção de defeito fase-terra em sistemas 
de transmissão ou distribuição alimentados em delta (três fases sem neutro). 
Esse tipo de defeito corresponde à maior parte das ocorrências, e o uso desse 
equipamento permite a atuação dos dispositivos de proteção. 
O transformador de aterramento opera com o enrolamento primário 
ligado em estrela (com neutro aterrado) conectado à rede pelo lado delta (sem 
neutro), e o secundário pode ser do tipo zigue-zague ou delta aberto, ou seja, 
operando sem carga (em vazio). Quando ocorre um defeito fase-terra no 
circuito a três fios, a corrente elétrica encontra um caminho de retorno pelo 
neutro aterrado do transformador de aterramento, como mostra a Figura 5. 
A corrente que retorna pelo neutro é uma componente de sequência 
zero, dividindo-se em três partes de igual intensidade e em fase nas bobinas do 
primário. O fluxo das correntes em fase no primário fará que sejam induzidas 
 
 
7 
três tensões, também em fase, nas bobinas do enrolamento secundário. Como 
consequência, ocorre a circulação de corrente interna no secundário, já que 
este se encontra sem carga. 
Saiba mais 
Saiba mais sobre corrente de curto-circuito e componentes de 
sequência zero, no livro Sistemas elétricos de potência: curso introdutório, do 
autor Ned Mohan, capítulo 13 
A instalação de um TC monitora a corrente que flui pelo condutor de 
neutro, que em condições normais da rede deve ser nula, porém, ao detectar 
um defeito, sensibiliza o sistema de proteção que atua no disjuntor. 
Além disso, a corrente que flui nas bobinas do secundáriotambém pode 
ser monitorada, fazendo com que o transformador de aterramento funcione 
ainda como um sensor de correntes de sequência zero. 
Figura 5 – Ilustração do retorno da corrente pelo neutro de um transformador 
de aterramento 
 
Por se tratar de um transformador, sua aparência externa é muito 
semelhante à de um transformador de potência, e o seu dimensionamento é 
feito considerando uma relação de 1:1, já que não tem função de elevar ou 
rebaixar o nível de tensão. 
 
 
 
8 
Figura 6 – Exemplo de um transformador ou reator de aterramento 
 
Fonte: TSEA Energia, [S.d.]. 
TEMA 3 – CHAVES SECCIONADORAS 
Os termos chave, interruptor e seccionador, intuitivamente, passam a 
ideia de abertura ou descontinuidade de um circuito. A norma NBR 6935 
estabelece uma definição técnica para essas palavras. 
O termo chave é mais genérico e pode estar associado a alguma 
aplicação específica, como chave fusível ou chave seccionadora. Por definição, 
chave é um dispositivo mecânico de manobra que, na posição aberta, garante 
a distância necessária para o isolamento dos contatos. Já na posição fechada, 
deve ser capaz de manter a continuidade do circuito nas condições normais de 
operação. 
Os termos seccionador e interruptor diferem em função das condições 
da corrente no ato de abertura do circuito. Um seccionador pode ser definido 
como um dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e fechar um circuito 
elétrico, desde que a corrente no ato de abertura seja desprezível e não 
provoque variações de tensão nos seus terminais. 
Quando fechado e sob condições normais, deve suportar correntes 
nominais e, por um tempo especificado, sobrecorrentes, como as de curto-
circuito. 
O interruptor é um dispositivo mecânico de manobra capaz de abrir e 
fechar um circuito elétrico, com a presença de uma corrente nominal de carga, 
e ainda ser capaz de resistir aos esforços decorrentes da abertura. 
Apesar de apresentadas as diferenças e definições, o termo mais 
utilizado para um seccionador é chave seccionadora ou simplesmente chave. 
 
 
9 
As principais funções para as quais são utilizadas as chaves seccionadoras 
são: 
• Realizar a transferência de carga entre os barramentos de uma 
subestação. 
• Desconectar algum equipamento da subestação, como transformadores 
ou disjuntores, para manutenção ou outra utilidade. 
• Possibilitar a passagem direta (by-pass) por dispositivos como 
disjuntores e religadores de uma subestação. 
São muitas as variedades desse tipo de chave, as quais podem ser 
compostas de partes distintas, porém as partes apresentadas a seguir são as 
principais e as que compõem a maioria desses equipamentos. 
• Circuito principal: é a haste ou lâmina condutora que é inserida com o 
objetivo de abrir ou fechar o circuito. 
• Circuitos auxiliares e de comando: onde pode ser conectado o motor 
de abertura e fechamento. 
• Polos: constituem todo o conjunto de elementos condutores para cada 
fase do circuito. 
• Contatos: são as partes da chave em que ocorre a conexão das partes 
móveis e fixas. 
• Terminais: locais destinados à instalação dos condutores ligados à 
fonte e à carga. 
• Dispositivo de operação: alavanca ou eixo de acionamento do 
mecanismo de manobra. 
• Dispositivo de bloqueio: indica a posição dos contatos móveis (aberto 
ou fechado) após a realização de uma manobra. 
3.1 Seccionadores para uso interno 
Os seccionadores podem ser do tipo unipolar ou tripolar, e a sua 
operação pode ser feita manualmente ou por ação de um motor. 
As chaves para uso interno são utilizadas em subestações de 
consumidor, sejam elas de pequeno ou médio porte, e também em cabines 
primárias, ou seja, em um abrigo construído em alvenaria ou em um módulo 
metálico. 
 
 
10 
3.1.1 Seccionadores simples 
Esse equipamento pode ser uni ou tripolar, e a sua estrutura é bastante 
simplificada. Possui lâminas condutoras e um mecanismo articulado para 
realizar a manobra. Esse modelo é bastante comum em subestações de 
alvenaria e opera com tensões de 15, 25 e 36 kV, com capacidade de 
condução de 400 e 600 A. 
Figura 7 – Chave seccionadora simples tripolar de comando simultâneo para 
abertura sem carga 
 
Fonte: Mamede Filho, 2013. 
3.1.2 Seccionadores fusíveis 
Como o próprio nome sugere, esse equipamento exerce a função de 
proteção, devido ao fusível instalado junto ao equipamento, e de 
seccionamento. Pode ser uni ou tripolar e possui lâminas que são feitas de 
material não condutor, de modo geral, de resina epóxi ou fenolite, assim como 
o revestimento do cartucho, que contém o elo fusível no seu interior. Como a 
haste é isolante, se um dos fusíveis atuar, o sistema passa a operar com duas 
fases, se não houver a atuação de outro dispositivo de proteção. É 
 
 
11 
recomendado para instalações em subestações de alvenaria, na proteção de 
pequenas unidades de transformação. 
Figura 8 – Chave seccionadora fusível tripolar 
 
Fonte: Mamede Filho, 2013. 
3.1.3 Seccionadores interruptores 
Como comentado anteriormente, os seccionadores devem operar sob 
corrente desprezível, porém esse equipamento vem equipado com câmaras de 
extinção de arco, pois são próprios para serem acionados com correntes 
nominais da chave. 
Nesse caso, a chave possui um sistema com duas lâminas, uma 
principal, de abertura mais lenta, que, ao sair da câmara, deixa a segunda 
lâmina, que tem seção menor e é presa por uma articulação com mola e trava 
à lâmina principal. A lâmina auxiliar tem atuação mais rápida e encontra a 
lâmina principal em uma posição de aproximadamente 80% da sua trajetória de 
manobra. 
Além das lâminas, o seccionador é equipado com fusíveis de alta 
capacidade de ruptura para proteção contra curto-circuito. Diferentemente do 
seccionador fusível, quando um dos fusíveis atua, esse seccionador opera nas 
 
 
12 
três fases, não permitindo o funcionamento parcial. A principal aplicação desse 
equipamento é em subestações industriais. 
Figura 9 – Chave tripolar para abertura em carga ou seccionador interruptor 
 
 
Fonte: Mamede Filho, 2013. 
3.1.4 Seccionadores reversíveis 
Esse tipo de equipamento é utilizado em subestações de consumidor 
para realizar a transferência de carga de um circuito para outro, quando se tem 
uma fonte de geração secundária de emergência, conforme mostra o diagrama 
da Figura 10. Assim como os seccionadores simples, operam com tensões de 
15, 25 e 36 kV, com capacidade de condução de 400 e 600 A. 
Figura 10 – Diagrama unifilar simplificado para um sistema de reversão 
 
Fonte: Mamede Filho, 2013. 
 
 
13 
3.2 Seccionadores para uso externo 
As seccionadoras para uso externo são principalmente utilizadas em 
subestações de potência de pequeno, médio e grande porte, além das redes 
de distribuição rurais ou urbanas. 
3.2.1 Seccionadores para redes de distribuição 
Apesar de existir a fabricação tripolar, a chave seccionadora monopolar, 
também chamada de chave faca, é o mais utilizado na rede de distribuição 
rural ou urbana e, tipicamente, é de classe 15 kV ou 36 kV, sendo o segundo 
mais aplicado às áreas industriais ou para interligar subestações. 
Figura 11 – Chave seccionadora monopolar da classe 15 kV (a) e da classe 36 
kV (b) 
 
(a) (b) 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
3.2.2 Seccionadores para subestações de potência 
Esse tipo de equipamento é de fabricação tripolar, devido às instalações 
de subestações serem trifásicas. As chaves seccionadoras são classificadas 
quando a posição e movimento do mecanismo de manobra. 
3.2.2.1 Abertura lateral singela (ALS) 
Esse tipo de chave caracteriza-se pelo movimento de apenas uma das 
suas colunas isolantes, que gira no próprio eixo deslocando o contato 
 
 
14 
lateralmente até atingir um ângulo de 60º, aproximadamente. Permite operação 
com tensões de 15 a 72,5 kV e corrente nominal de até 600 A. 
Figura 12 – Chave seccionadora deabertura singela lateral, classe 72,5 kV 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
3.2.2.2 Abertura central (AC) 
Essa chave se assemelha a um conjunto de duas chaves ALS, sendo 
que cada uma delas está apoiada por uma coluna girante que se move em 
sentidos opostos uma da outra. O movimento de manobra ocorre de forma 
simultânea e consiste em abrir ou fechar os contatos móveis, que ocorre no 
centro do equipamento. São equipamentos aplicados em instalações de 
diversos níveis de tensão – as figuras a seguir mostram seccionadoras das 
classes 72,5, 138 e 230 kV. 
 
 
15 
Figura 13 – Chave seccionadora de abertura central, da classe 72,5 kV com 
lâminas paralelas (a) e da classe 138 kV com tubo metálico (b) 
 
 (a) (b) 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
Figura 14 – Chave seccionadora de abertura central, da classe 230 kV com 
tubo metálico (a) e exemplo de aplicação (b) 
 
 (a) (b) 
Fonte: (a) Adaptado de Mamede Filho, 2013, (b) Créditos: Mykola Mazuryk/Shutterstock. 
 
3.2.2.3 Dupla abertura lateral (DAL) 
De acordo com a tensão de aplicação, o circuito principal da chave de 
dupla abertura lateral pode ser constituído por lâminas paralelas ou um tubo 
metálico. A fixação da coluna giratória é feita no ponto central da haste, que 
 
 
16 
gira juntamente com o mecanismo de manobra. Possui aplicações em uma 
larga faixa de tensão, a partir de 15 kV até 500 kV ou superior. 
Figura 15 – Chave seccionadora de dupla abertura lateral, da classe 500 kV 
com tubo metálico (a) e exemplo de aplicação em 138 kV (b) 
 
(a) (b) 
Fonte: (a) Adaptado de Mamede Filho, 2013, (b) Créditos: RATTAPON 
YENRAYAP/Shutterstock. 
3.2.2.4 Abertura vertical (AV) 
Essa estrutura é composta, geralmente, por três colunas de isoladores e 
uma lâmina articulada de levantamento vertical. O mecanismo de manobra 
pode ser acionado de forma manual, hidráulica ou pneumática. Também 
podem contar com uma lâmina auxiliar de aterramento, utilizada em casos de 
manutenção e acionada por um mecanismo independente. 
Figura 16 – Chave seccionadora de abertura vertical com lâmina de 
aterramento, classe 75 kV (b) e exemplo de aplicação (b) 
 
 
17 
 
(a) (b) 
Fonte: (a) Adaptado de Mamede Filho, 2013, (b) Créditos: jaaey ng/Shutterstock. 
3.2.2.5 Pantográficos ou basculantes 
O movimento de manobra dessa chave é vertical, porém de forma linear, 
e não em arco, como no modelo anterior. O sistema articulado pantográfico fica 
apoiado por uma coluna de isoladores, ao passo que o sistema de 
acionamento fica em outra coluna, que é rotativa. De modo geral, instala-se o 
barramento da subestação no contato fixo, na parte superior da estrutura. Esse 
equipamento opera nas classes de 15 a 72,5 kV e com corrente de até 600 A. 
Figura 17 – Partes de uma chave seccionadora pantográfica (a) e exemplo de 
aplicação (b) 
 
(a) (b) 
Fonte: (a) Adaptado de Mamede Filho, 2013, (b) Créditos: VG Foto/Shutterstock. 
3.2.2.6 Haste vertical 
 
 
18 
Nessa chave, a lâmina condutora é instalada na posição vertical, 
semelhante à pantográfica, e, quando é acionada, abre lateralmente, formando 
um arco. Esse tipo de seccionador pode ter uma haste articulada que permite 
instalações em pontos mais altos. 
Figura 18 – Chave seccionadora vertical monopolar 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
TEMA 4 – CAPACITORES DE POTÊNCIA 
Os capacitores são dispositivos muito versáteis, que atuam nos mais 
variados níveis, desde pequenos circuitos eletrônicos até altas tensões do setor 
elétrico. Um capacitor é basicamente constituído de um par placas condutoras, 
instaladas paralelamente e separadas por um material dielétrico. O seu 
funcionamento está baseado na capacidade de armazenar uma certa 
quantidade de energia no campo elétrico formado entre as placas. 
As instalações são comumente feitas em bancos de capacitores, 
dimensionados de acordo com a aplicação e que podem ser usados tanto na 
 
 
19 
área de geração, transmissão e distribuição, como no setor industrial e 
comercial. 
A aplicação desses equipamentos tem diferentes objetivos, em função 
das características da elétricas no ponto de instalação, mas, de modo geral, 
eles costumam ser usados para auxiliar os geradores, de modo que consigam 
maior potência ativa, reduzir perdas por efeito Joule e fazer a correção do fator 
de potência. 
As potências de um sistema CA podem ser expressas geometricamente 
na forma de um triângulo retângulo, no qual 𝑆 corresponde à potência 
aparente, que é a potência total da carga, e 𝑃 é a parcela da potência 
realmente utilizada para realizar trabalho, chamada de potência ativa e, por 
último, a chamada de potência reativa, 𝑄, que pode ser produzida devido ao 
efeito indutivo ou capacitivo da carga. A potência aparente (𝑆) é dada em VA 
(volt-ampère), a potência ativa (𝑃) é dada em W (watt), e a potência reativa em 
VAR (volt-ampère reativo). 
 
A interação entre as componentes desse triangulo de potências nos 
permite extrair duas relações importantes. A primeira demonstra 
matematicamente que a potência aparente corresponde à soma vetorial das 
potências ativa e reativa. 
𝑆 = �𝑃2 + 𝑄2 (4.1) 
A outra relação é o que chamamos de fator de potência (FP), que indica 
quanto da potência aparente está sendo convertida em potência ativa, ou seja, 
está de fato produzindo trabalho. 
𝐹𝑃 =
𝑃
𝑆 
(4.2) 
Usando as relações trigonométricas, podemos ainda representar o fator 
de potência como: 
𝐹𝑃 = 𝑐𝑜𝑠 𝜙 (4.3) 
 
 
20 
A característica básica de uma carga indutiva é a sua inércia de 
corrente, que indica que a corrente no indutor não pode variar 
instantaneamente. Para equipamentos de características indutivas, como 
motores, transformadores, fornos de indução, entre outros, a forma de onda da 
corrente pode ficar atrasada em relação à tensão. 
Considerando 𝜙 como o ângulo de defasagem entre as formas de onda 
da tensão e da corrente e assumindo que o sistema não possui conteúdo 
harmônico, o fator de potência pode ser corrigido por meio de um banco 
capacitivo, pois os capacitores operam de forma inversa aos indutores, 
promovendo um atraso na tensão. Assim, o efeito de um banco capacitivo 
tende a reduzir ou cancelar a defasagem entre tensão e corrente, deixando o 
sistema com comportamento resistivo, como mostra a Figura 19. 
Figura 19 – Formas de onda da tensão, corrente e potência, para uma carga 
com característica indutiva (a), capacitiva (b) e resistiva (c) 
 
(a) (b) (c) 
Os capacitores são dimensionados para corrigir uma certa potência 
reativa. De modo geral, os que são usados nas instalações do setor industrial 
operam com tensão entre 220 e 480 V e, para as instalações de média tensão, 
entre 2,4 e 25 kV, com potência nominal de 25 a 400 kVAR. 
Os bancos de capacitores podem ser instalados em série ou em paralelo 
com a rede elétrica. Os bancos em paralelo, também conhecidos como bancos 
em derivação ou ainda bancos em derivância, geralmente são usados para 
fazer a correção do fator de potência desde a geração, liberando maior 
potência ativa ao sistema, mas também em cargas industriais. As instalações 
de bancos em série com a rede elétrica são comuns em linhas de transmissão 
 
 
21 
com tensão de 500 kV e têm por objetivo promover uma compensação de 
tensão, devido às elevadas quedas de tensão das linhas. 
Em casos atípicos, como em manobras de cargas ou em casos de 
falhas, a linha pode apresentar elevada capacitância e reduzir o fator de 
potência do sistema. Para isso, existe o reator em paralelo, também chamado 
de reator shunt, que é análogo a um banco de capacitores, porém de 
característica indutiva. Ele é o responsável por injetar potência reativa indutiva 
na rede e promover a compensação do sistema capacitivo. A Figura 20 mostra 
exemplosde aplicação de bancos de capacitores e reatores shunt em 
instalações de alta tensão. 
 
Figura 20 – Exemplos de aplicação de bancos de capacitores e reatores em 
subestações 
 Créditos: K.Pranot/Shutterstock; jakit17/Shutterstock. 
Exemplo de aplicação 
Considere que uma carga industrial foi medida e verificou-se uma 
potência aparente de 1230 kVA, sendo que a parcela reativa corresponde a 
730 kVAR. Como o fator de potência está muito baixo, deseja-se projetar um 
banco de capacitores para atingir o valor de 0,95. Qual será a quantidade 
mínima de capacitores necessários, se utilizarmos células de 50 kVAR? 
Resolução: 
Com os valores de potência aparente e reativa, é possível encontrar a 
potência ativa do sistema, isolando-a na Equação 4.1, então: 
 
 
22 
𝑃 = �𝑆2 − 𝑄2 → 𝑃 = �12302 − 7302 = 𝟗𝟗𝟎 𝒌𝑾 
Como deseja-se o fator de potência de 0,95, os capacitores deverão 
ser capazes de absorver a seguinte potência reativa: 
𝐹𝑃 =
𝑃
𝑆 → 𝑆 =
990
0,95 = 1042 𝑘𝑉𝐴 
𝑄 = �10422 − 7302 = 𝟕𝟒𝟑,𝟓 𝒌𝑽𝑨𝑹 
Como cada célula é capaz de compensar 50 kVAR, isso resulta em 15 
capacitores. 
TEMA 5 – REGULADORES DE TENSÃO 
A potência gerada nas usinas é fracionada e transmitida em função dos 
centros consumidores. O projeto de uma subestação de distribuição consiste 
em dimensionar o sistema para atender os alimentadores que dali saem. Estes, 
por sua vez, são projetados em função da carga máxima da área atendida, 
porém, com a passar do tempo, as instalações vão se expandindo e alteram os 
valores do projeto inicial. A ANEEL, por meio do manual de procedimentos de 
distribuição de energia elétrica no sistema elétrico nacional (PRODIST), 
estipula a máxima variação de tensão, ou seja, os valores máximos e mínimos 
para que o nível de tensão seja considerado adequado. Em geral, essa 
variação é de 5% para mais e para menos em relação ao valor nominal. 
É muito comum que os circuitos alimentadores façam um longo percurso 
até a carga, especialmente os circuitos que se iniciam em comunidades 
urbanas e alimentam os consumidores rurais. Para evitar que o nível de tensão 
fique abaixo do limite inferior, são utilizados os reguladores de tensão, que 
podem ser instalados na saída no alimentador da subestação ou em 
determinados pontos da rede. Pode ainda ser instalado para regular toda a 
barra de uma subestação, em vez de apenas um alimentador. A Figura 21 
mostra as principais partes que compõem esse equipamento. 
Figura 21 – Regulador de tensão monofásico 
 
 
23 
 
Um regulador de tensão é composto basicamente por um 
autotransformador, com várias derivações (tapes) no enrolamento série. Um 
comutador formado por um reator e dois contatos móveis permite realizar a 
elevação ou a redução da tensão para ajuste de quedas de tensão nos 
circuitos alimentadores. A comutação é feita sob carga, por isso a tensão 
precisa ser alterada em passos de até 8 degraus no sentido de elevar e outros 
8 degraus para rebaixar. 
Nesse equipamento, um TP é utilizado como sensor de tensão para 
informar à central de controle se o sistema deve comandar a chave de 
derivação com o objetivo de elevar ou rebaixar a tensão. 
Se a chave está na posição A, o comutador se desloca de forma 
crescente entre os tapes, e a tensão de saída reduz; o contrário ocorre se a 
chave estiver na posição B, conforme mostra a Figura 22. 
Figura 22 – Esquema básico de um regulador de tensão de 32 degraus 
 
 
24 
 
Fonte: Adaptado de Mamede Filho, 2013. 
Esse equipamento pode ser instalado de forma individual, em um 
sistema monofásico, ou em um conjunto de três equipamentos para um 
sistema trifásico, como mostra a Figura 23. 
 
 
 
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Figura 23 – Exemplo de um banco de reguladores monofásicos formando uma 
ligação trifásica 
 
Créditos: LSqrd42/Shutterstock. 
FINALIZANDO 
Você já conhecia esses equipamentos? Já tinha visto tantas chaves 
diferentes como vimos aqui? Que legal, esse é o nosso sistema elétrico, tão 
cheio de detalhes e fundamentos. 
Nesta aula, estudamos alguns sistemas de proteção por aterramento e 
também vários tipos de chaves seccionadoras, para uso interno e externo. 
Entendemos melhor o que é e como pode ser corrigido o fator de potência por 
meio de bancos de capacitores e, por fim, vimos a aplicação dos reguladores 
de tensão em circuitos alimentadores. 
Ainda temos muita coisa para estudar, e apostamos que você está 
querendo saber mais sobre esses equipamentos. Por isso, preste atenção, 
porque mais adinate vamos estudar mais alguns equipamentos aplicados às 
subestações e à rede de distribuição de energia. 
Te esperamos lá, bons estudos! 
 
 
 
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REFERÊNCIAS 
KINDERMANN, G. Curto-circuito. 2. ed. Porto Alegre: Sagra Luzzatto, 1997. 
MAMEDE FILHO, J. Instalações elétricas industriais. 9. ed. Rio de Janeiro: 
LTC - Livros Técnicos e Científicos Ed., 2017. 
_____. Manual de equipamentos elétricos. 4. ed. Rio de Janeiro: LTC - Livros 
Técnicos e Científicos Ed., 2013. 
MOHAN, N., Sistemas elétricos de potência: curso introdutório. 1. ed. Rio de 
Janeiro: LTC - Livros Técnicos e Científicos Ed., 2016. 
TSEA ENERGIA. Produtos. Disponível em: 
<https://www.tseaenergia.com.br/produtos/>. Acesso em: 3 abr. 2020. 
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