Equipamentos em Subestações de Energia

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DISCIPLINA: SUBESTAÇÕES
PROF. CARLOS HENRIQUE ROCHA
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UNIDADE 3
PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS EM SUBESTAÇÕES E SUA CLASSIFICAÇÃO POR FUNÇÕES
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	Em uma subestação de energia elétrica existem diversos equipamentos com a função de garantir a segurança dos operadores, tanto na manutenção quanto na operação da mesma, assim como seu melhor funcionamento. Os principais equipamentos a serem descritos nessa unidade são: transformadores de potência, transformadores de corrente, transformadores de potencial, para raios, chaves seccionadoras, disjuntores e banco de capacitores. 
	Estes equipamentos são divididos em função da sua finalidade em um sistema elétrico:
Equipamentos de transformação: transformadores de força, corrente e potencial.
Equipamentos de manobra: disjuntores e chaves seccionadoras. 
Equipamentos de proteção: para-raios, relés e fusíveis
Equipamentos de compensação de reativo: reatores, capacitores, compensadores síncronos e compensadores estáticos.
		
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3.1 – EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO
		
3.1.1 – Transformadores de Força
	Um transformador de força é um equipamento que tem por finalidade transmitir energia elétrica de um circuito a outro, transformando tensões e correntes em um circuito de corrente alternada. É um equipamento fundamental tanto do ponto de vista técnico quanto econômico para um sistema de energia, pois possibilita a flexibilidade em operar com a tensão mais conveniente para cada circuito. Trata-se do equipamento mais caro de uma subestação e consequentemente o mais importante, uma vez que a função principal de uma SE é realizada pelo transformador principal. Os transformadores de força podem ser classificados de acordo com suas formas construtivas: 
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Quanto ao número de fases: podem ser monofásicos, bifásicos ou trifásicos; 
Quanto ao tipo de ligação: podem ser ligados em triângulo, estrela e ziguezague, a ligação depende da conveniência em que serão aplicados; 
Quanto ao meio isolante: podem ser transformadores em líquido isolante (óleo mineral, silicone e ascarel) e transformadores a seco;
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Um transformador de força é basicamente constituído das seguintes partes:
 Núcleo: geralmente é feito de material ferromagnético, tem como função confinar o fluxo magnético, onde quase todo fluxo que envolve um dos enrolamentos envolve também o outro, possibilitando a transferência de potência do enrolamento primário ao secundário; 
Enrolamentos: os enrolamentos de um transformador são formados de várias bobinas, que em geral são feitas de cobre eletrolítico e recebem uma camada de verniz sintético como isolante.
Buchas: através das buchas é possível a passagem dos cabos para dentro do transformador, isolando o meio interno do externo. 
Comutador: é um tipo de enrolamento especial com derivações (TAPs). A operação é feita em carga ou a vazio, modificando a relação de transformação de forma que as cargas sejam alimentadas adequadamente. Os comutadores em vazio são operados com o transformador desenergizado, enquanto os comutadores em carga são acionados de forma motorizada.
	
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Tanque de expansão: tem a função de evitar que o transformador sofra um excesso de pressão. O óleo contido no tanque do transformador sofre uma variação de volume com a variação de temperatura, com isso o óleo do transformador é direcionado para o tanque de expansão para que não haja uma sobre pressão no tanque. 
Refrigeração: é fundamental para a operação e tempo de vida do transformador. As principais formas de refrigeração são: refrigeração natural, onde o calor é absorvido pelo óleo e dissipado pelos radiadores, refrigeração por ventilação, refrigeração através de radiadores e refrigeração com um trocador de óleo/água.
Relé Buchholtz: tem a função de proteger o transformador contra falhas que provoquem a diminuição do nível de óleo ou a produção de gás no interior do tanque do transformador. 
Indicador de nível de óleo: Quando o nível de óleo atinge um ponto inferior ou superior ao estabelecido, este dispositivo é acionado.
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Termômetros de óleo: Esses termômetros consistem em termopares ou bulbos contendo elementos bimetálicos que ou serem aquecidos se dilatam provocando a deflexão dos ponteiros que registram a temperatura. O termômetro de óleo também é responsável pelo acionamento da ventilação forçada caso esta exista no transformador. Como orientação, a ventilação forçada liga com 65°C e desliga com 55°C. 
Termômetro de enrolamento: É similar ao termômetro de óleo. O alarme de temperatura do enrolamento atua aproximadamente aos 95°C. 
OBS: Os elementos de controle de temperatura também podem acionar o desligamento do transformador. O termômetro de óleo desliga o transformador a aproximadamente 90°C e o termômetro de enrolamento aos aproximados 105°C. Em todos os casos é necessário consultar os dados técnicos do transformador para determinar os valores precisos conforme orientação do fabricante.
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	Basicamente existem dois tipos construtivos de transformadores: A óleo e a seco. Para os transformadores a óleo, a função deste componente é de isolamento e refrigeração. No caso de transformadores a seco, a isolação é garantida pela resina epóxi que reveste as bobinas e a refrigeração é feita pelo ar que circula entre as bobinas.
	
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	Devido ao funcionamento do transformador, o óleo isolante está sujeito a deterioração. Desta forma é necessário acompanhar periodicamente o óleo isolante através de dois grupos de testes, o físico-químico e o cromatográfico. O grupo de testes cromatográficos analisa os gases dissolvidos no óleo e os testes físico-químicos analisam dentre outros aspectos, os contaminantes presentes no óleo e o grau de envelhecimento do óleo.
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3.1.2 – Transformadores de Potencial
	São equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuir tensão de isolamento de acordo com a rede a qual estão ligados. Os valores padronizados de tensão secundária são 115V ou 115V / √3. Desta forma os instrumentos de medição e proteção utilizam componentes de baixa isolação reduzindo o tamanho dos mesmos.
	A fórmula a seguir representa a relação de transformação em um TP:
 RTP = VP / VS
Onde
RTP - Relação de transformação do TP
VP – Tensão primária
VS – Tensão secundária
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	Este tipo de equipamento é utilizado para suprir aparelhos que apresentam alta impedância, tais como relés de tensão, voltímetros, bobinas de tensão de medidores de energia, etc. São utilizados nos sistemas de proteção e medição de energia elétrica. 
	Existem dois tipos de erro em um TP: 
 O erro de relação de transformação ocorre quando a tensão primária não corresponde exatamente ao produto da tensão lida no secundário pela relação de transformação do TP. 
O erro de ângulo de fase mede a defasagem entre a tensão vetorial primária e a tensão vetorial secundária. 
	A classe de exatidão exprime nominalmente o erro esperado de um TP, levando em consideração o erro de relação de transformação e o erro de engulo de fase.
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 3.1.3 – Transformadores de Corrente
	São equipamentos que permitem aos instrumentos de medição e proteção funcionarem adequadamente sem que seja necessário possuírem correntes nominais de acordo com a corrente de carga do circuito ao qual estão ligados. Os valores padronizados de corrente secundária são 5 A ou 1 A. 
	A fórmula a seguir representa a relação de transformação em um TC:
 RTC = IP / IS
Onde
RTC - Relação de transformação do TC
IP – Corrente primária
IS – Corrente secundária
	
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 	Existem dois tipos de erro em um TC: 
O erro de relação de transformação ocorre quando a corrente primária não corresponde exatamente ao produto da corrente lida no secundário pela relação de transformação do TC. 
O erro de ângulo de fase mede a defasagementre a corrente vetorial primária e o inverso da corrente vetorial secundária. 
	A classe de exatidão exprime nominalmente o erro esperado de um TC, levando em consideração o erro de relação de transformação e o erro de engulo de fase.	
	
	
	 		
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3.2 – EQUIPAMENTOS DE MANOBRA
3.2.1 – Disjuntores 
	São equipamentos destinados a interromper a corrente elétrica de um circuito em condições normais, anormais ou em curto circuito. Os disjuntores devem ser instalados acompanhados da aplicação dos relés respectivos, que são os responsáveis pela detecção das correntes elétricas do circuito. Um disjuntor instalado sem um relé perde a sua função de proteção e transforma-se em uma chave de manobra
	Uma das funções do disjuntor é a extinção do arco elétrico. Ao interromper a corrente elétrica em um circuito, há formação de arco elétrico que é definido pela passagem da corrente elétrica através do ar ou do meio isolante. Como a rigidez dielétrica ( resistência ) do ar ou meio isolante é maior que a do condutor, a passagem da corrente elétrica neste meio provoca uma elevada temperatura, da ordem de milhares de graus. 	
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	 A intensidade do arco elétrico depende da corrente que está percorrendo o circuito no momento de sua interrupção e do tempo de abertura do circuito. A formação do arco elétrico possui características de uma explosão, com elevada energia térmica e acústica emitida. As altas temperaturas do arco elétrico danificam os contatos, isto provoca a necessidade de sistemas de extinção do arco elétrico nos disjuntores. 
	Interromper o circuito significa extinguir o arco plasma que se forma, quando se abre os contatos do disjuntor, dentro de no máximo oito ciclos da corrente. Basicamente são aplicados os seguintes meios para extinção do arco:
 Grande volume de óleo (GVO) e Pequeno volume de óleo (PVO)
 Gás (SF6)
 Ar comprimido
 Vácuo
 Sopro magnético	
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 - Disjuntores a óleo (PVO e GVO). 
	São dispositivos que utilizam o óleo isolante como elemento de extinção do arco elétrico. O que diferencia os disjuntores GVO e PVO é a quantidade de óleo e alguns detalhes construtivos. Por ter boa característica dielétrica de extinção e resfriamento, o óleo mineral sempre foi utilizado como meio de extinção de arco elétrico desde os disjuntores mais antigos. 
	No momento da abertura e do fechamento do disjuntor, o arco provoca elevada temperatura dentro da câmara de extinção. O arco é extinto quando o óleo é injetado com temperatura menor e rigidez maior diretamente no ponto onde está formado o arco elétrico.
			
	
  
	
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 - Disjuntores a Gás SF6
	O hexafluoreto de enxofre (SF6) é um dos gases mais pesados conhecidos, possui uma rigidez dielétrica 2,5 vezes maior que a do ar, além de aumentar rapidamente com a pressão. Os primeiros disjuntores a SF6 eram do tipo dupla pressão baseado no funcionamento dos disjuntores a ar comprimido. Eles foram substituídos pelos disjuntores do tipo auto compressão, onde o SF6 permanece no disjuntor, durante a maior parte do tempo, a uma pressão de 3 a 6 bars, e serve de isolamento entre as partes com potenciais diferentes. 
	
			
	
  
	
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 - Disjuntores a Ar Comprimido
	A extinção do arco é feita a partir de um sopro feito com ar comprimido sobre a região dos contatos, a partir disso o arco é resfriado e comprimido. A reincidência do arco em seguida à ocorrência de um zero de corrente é prevenida pela exaustão dos produtos ionizados da região entre os contatos pelo sopro de ar comprimido.
	
			
	
  
	
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 - Disjuntores Vácuo
	São os que utilizam uma câmara de vácuo como elemento de extinção do arco. Quando os contatos do disjuntor são abertos, inicia-se, através da corrente a ser interrompida, uma descarga do arco voltaico por meio do vapor metálico. A corrente flui até sua primeira passagem pelo zero natural da senóide, após isso arco extingue-se nas proximidades desse ponto e o vapor metálico liberado das superfícies dos contatos fixos e móveis se condensa em poucos microssegundos sobre as superfícies metálicas dos respectivos contatos de onde foi liberado. Assim, o dielétrico entre os contatos fixos e móveis é reconstituído rapidamente, inibindo os fenômenos transitórios.
	
			
	
  
	
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 - Disjuntores de Sopro Magnético
	Utilizam o princípio da força eletromagnética para conduzir o arco elétrico a uma câmara de extinção, onde é dividido, deionizado, resfriado e extinto. Esse tipo de disjuntor é muito utilizado para interrupção em sistemas de corrente contínua e nos sistemas de corrente alternada de alta responsabilidade.	
			
	
  
	
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	Outra classificação atribuída aos disjuntores se refere ao mecanismo de operação e sua escolha independe do tipo de meio de extinção do arco elétrico, sendo orientada pelos seguintes aspectos:
Economia – Fundamental em subestações pequenas ou industriais
Rapidez de Operação – Fundamental em EAT
Facilidade de Manutenção – 
Confiabilidade
	O mecanismo dos disjuntores é responsável por impulsionar o contato móvel dos pólos, promovendo a sua abertura e o seu fechamento. Este movimento precisa ser rápido tanto na abertura quanto no fechamento.
	Este acionamento pode ser feito pelos seguintes mecanismos:
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 - Disjuntor de Comando Manual
	O disjuntor é fechado manualmente através de uma alavanca (algumas vezes um volante) que também carrega a mola de aceleração de abertura. A abertura também é feita manualmente por uma alavanca que libera diretamente o gatilho no qual se apoia todo mecanismo do disjuntor, quando o mesmo está fechado. Proporcionam baixas velocidades de abertura, sendo, entretanto bastante simples e confiáveis, por isto, somente são utilizados em SE’s industriais de até 13,8 KV.
Disjuntor de Comando a Solenóide
	Este mecanismo de acionamento é utilizado em até 138 KV, sendo de concepção antiga. Através da energização de um solenóide, constituído de muitas espiras reforçadas, o disjuntor é fechado (carregando também a mola de aceleração de abertura). O disjuntor também pode ser aberto, invertendo-se o campo do solenóide. Este é um mecanismo simples e confiável, porém, consome muita energia do banco de baterias, dependendo delas para atuar. É um mecanismo lento
 
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 - Disjuntor de Comando a Motor Mola
	Neste mecanismo é retida em uma mola a energia potencial que fecha o disjuntor e carrega a mola de aceleração de abertura. Um motor de aproximadamente 1 HP, através de uma caixa de redução, carrega a mola de fechamento e seu retorno fica impedido por um mecanismo tipo relojoaria, o qual só permite a liberação através de uma bobina, liberando um gatilho e fechando, então, o disjuntor.
	A abertura é feita pela ação da gravidade e da mola de aceleração de abertura, existindo um dispositivo que desacopla a mola de fechamento durante a operação. Seu ciclo de abertura é demorado, pois caso seja feito um fechamento e abertura imediata deve-se esperar um novo carregamento da mola para um novo fechamento.
	Este mecanismo é lento, porém de fácil manutenção e confiável. Não contém muitas peças móveis, porém, devido a complicações mecânicas, só pode ser utilizado em disjuntores de até 138 KV.
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 - Disjuntor de Comando Pneumático (Ar Comprimido)
	O ar comprimido é um instrumento poderoso para gerar grandes forças mecânicas sendo utilizado largamente na indústria com este fim. Um conjunto motor-compressor carrega um tanque de ar comprimido acoplado ao próprio disjuntor, e, através de duas válvulas eletromagnéticas, atuadas pelo circuito elétrico de fechamento e abertura do disjuntor, o ar é liberado em um êmbolo, fechando ou abrindo o disjuntor. Nos casos de abertura do disjuntor o processo é auxiliado pela mola de aceleração de abertura.
	No tanque de ar comprimido existem pressostatos que servem para acionar o compressor para carregar o tanque, dar alarme caso não haja quantidade de ar suficiente para acionar o disjuntor e impedir o fechamento, casoa quantidade não seja suficiente para realizar um fechamento completo.
	Tem como principal virtude a rapidez de atuação, sendo muito adequado a disjuntores de EAT, entretanto, é menos confiável que os anteriormente descritos, pois pode haver problemas no conjunto motor-compressor-tanque devido a vazamentos, impurezas e umidade do ar entre outros, exigindo uma constante manutenção.
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 - Disjuntor de Comando Hidráulico
	A utilização do sistema de vasos comunicantes com óleo levanta, entre outras utilizações, automóveis nos elevadores de postos de gasolina.
	Neste mecanismo, que é o mais moderno, existe um motor que comprime um óleo contido em um sistema de vasos comunicantes, este por sua vez, comprime um volume de nitrogênio que então poderá se liberado através de válvulas eletromagnéticas para abertura e fechamento do disjuntor, de modo similar ao mecanismo de ar comprimido. Existem os mesmos pressostatos descritos no mecanismo anterior. Todo o conjunto é contido em uma caixa, previamente ajustado na fábrica, com o óleo e o nitrogênio funcionando em um circuito fechado (não exige reposição), não podendo ser aberto no campo por pessoas que não sejam altamente treinadas pelo fabricante.
	É o mecanismo mais rápido entre todos os descritos, portanto ideal para disjuntores de EAT, sendo, entretanto o mais caro. Exige pouca manutenção, porém, caso necessário, a mesma deve ser feita na fábrica.
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3.2.2 – Chaves Seccionadoras
	São dispositivos destinados ao isolamento dos circuitos ou equipamentos. São destinadas à operação sem carga; todavia as chaves seccionadoras de passagem (By Pass) devem possuir chifres para operar com a corrente de desvio. Caso sejam operadas em carga, seus contatos são danificados pelos efeitos térmicos da corrente, além de colocar em risco o operador. 
	Podem ser classificadas em função do tipo de acionamento e do tipo de abertura.
	Quando ao tipo de acionamento são classificadas em:
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Acionamento Individual por Vara de Manobra
	São usadas em até 34,5 KV. Neste caso a lâmina se desloca num plano perpendicular ao plano da base possuindo um olhal com um ferrolho que deve ser acionado através do olhal com uma vara de manobra para abrir a chave. As varas de manobra permitem acessar o olhal com o circuito sob tensão, pois são isoladas. Para tal deve-se proporcionar um ângulo de 30 entre a base da chave colocada verticalmente e a vara de manobra.
	O tempo de manobra é muito grande, não sendo usadas, portanto, em tensão muito elevadas.
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	Um tipo especial deste equipamento é a chave faca com elo fusível, que pode ser aberta com carga ou até mesmo em curto circuito. A lâmina da chave é substituída por um cartucho oco de fibra especial que sobre ação de calor produz muito gás, tendo no seu interior um elo fusível que se funde sob ação da corrente de curto aquecendo o interior do cartucho e produzindo os gases mencionados. Estes gases são expelidos pelas extremidades do cartucho provocando vácuo no interior do mesmo e a consequente extinção da corrente. Como a chave fica travada mecanicamente pelo elo, a fusão deste faz abrir a chave que, deste modo, permite ao operador identificar a fase que está com defeito.
	As correntes interrompidas por este método podem ser de até 20 KA e como o elo obedece normas de fabricação rígidas, pode haver perfeita coordenação de tempo de atuação com outros dispositivos de proteção.
	
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Acionamento Mecânico à Distância
	A característica principal desta chave é que a ação de abertura e fechamento delas é feita simultaneamente nos três pólos através de um mecanismo que atua em um dos isoladores da chave, provocando um giro do mesmo, e movendo a lâmina. A figura abaixo mostra um mecanismo para atuação destas chaves sendo o mesmo constituído de haste e punho de acionamento, mancal para transformar o movimento rotativo da haste de manobras em puxamento das alavancas horizontais entre pólos e isoladores de cada pólo. Para evitar atuação indevida existe um dispositivo para travamento do punho que pode ser um cadeado ou pino magnético.
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Quanto ao seu tipo de abertura as chaves seccionadoras são classificadas da seguinte forma:
Dupla Abertura Horizontal
	Esta chave não necessita de espaço vertical, sendo a mais indicada para o uso em SE’s com dois níveis de barramentos. De operação bastante segura quanto a aberturas intempestivas ocasionadas por forças de curtos-circuitos. Possui a vantagem de não transmitir esforços ao mecanismo de manobra, pois a lâmina tem seu peso equilibrado em um isolador.
	São utilizadas em até 750 KV.
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Abertura Vertical
	Esta chave não ocupa espaço no sentido horizontal, sendo, portanto mais indicada quando se quer reduzir as dimensões das instalações. A lâmina transmite seu peso para o mecanismo de manobra, entretanto, isto pode ser compensado através de contrapesos.
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Abertura Central
	Nesta chave se economiza uma coluna de isoladores (de alto custo) e também ocupa pouco espaço horizontal, é, portanto a mais econômica sob todos os aspectos, entretanto existe uma tendência de abrir intempestivamente sob ação das correntes de curto-circuito devido às forças eletromagnéticas, porém, dispositivos patenteados pelos fabricantes diminuem ou impedem esta possibilidade. Utilizadas em até 345 KV.
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Semi Pantográficas
	São sem dúvida as que requerem menos espaço no arranjo físico e compactam uma instalação requerendo até 30% menos de espaço. Sua instalação com o barramento superior com cabos requer cuidados no projeto, para minimizar os problemas do movimento dos mesmos e a mudança da altura devido às flechas modificadas pela variação da temperatura. Na figura abaixo, vemos um exemplo de utilização deste tipo de chave, demonstrando a economia de espaço proporcionada pela utilização da mesma.
	
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Com Isolador Basculante
	O movimento do isolador em que o mecanismo de abertura-fechamento atua é de deslocamento no plano vertical em torno da sua fixação na base, desta forma a chave ocupa pouco espaço horizontal e vertical possibilitando arranjos compactos. O movimento do isolador impede, porém, a sua construção para tensões elevadas, pois haveria muito peso sobre o mecanismo de abertura-fechamento.
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3.3 – EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO
	A função de um esquema de proteção em um sistema elétrico de potência é detectar falta e isolar a área afetada no menor tempo possível, de forma confiável e com mínima interrupção possível. São objetivos de um Sistema de Proteção:
Segurança pessoal;
Manter a integridade dos equipamentos;
Isolar a parte afetada do restante do sistema;
Assegurar a continuidade de fornecimento.
	Requisitos do Sistema de Proteção – propriedades que descrevem as características funcionais de um sistema de proteção:
Seletividade – determina a coordenação da proteção
Rapidez ou Velocidade
Sensibilidade
Confiabilidade
Custo
	
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3.3.1 – Fusíveis
	O mais básico elemento de proteção de sobrecorrente é um fusível. Os fusíveis são relativamente baratos e isentos de manutenção. Por estas razões, eles são largamente usados por muitas concessionárias de distribuição para proteger transformadores e ramais de alimentadores laterais.
	A função principal dos fusíveis é operar mediante faltas permanentes e isolar (seccionar) a seção faltosa da porção sem defeito. 
	
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3.3.2 – Isoladores
	Fazem a isolação dos componentes energizados dos circuitos, barramentos e condutores, aos componentes estruturais das subestação. 
	Mecanicamente devem ser capazes de suportar esforços produzidos pelos condutores. Os principais materiais utilizados na fabricação de isoladores são a cerâmica, o vidro, epóxi fibra de vidro e poliméricos.
	
	
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3.3.3 – Para Raios
	As linhas de transmissão, redes de distribuição e SE’s urbanas e rurais são extremamente vulneráveis às descargas atmosféricas que, em determinadas condições, podem provocar sobretensões elevadasno sistema (sobretensões de origem externa), ocasionando a queima dos equipamentos, tanto os da companhia concessionária como os do consumidor.
	Para que se protejam os sistemas elétricos dos surtos de tensão, que também podem ter origem durante manobras de chaves seccionadoras e disjuntores (sobretensões de origem interna) são instalados equipamentos apropriados que reduzem o nível de sobretensão a valores compatíveis com a suportabilidade desses sistemas. Estes equipamentos são denominados para raios. Estes equipamentos baseiam-se em:
Gaps – São pequenas distâncias isoladas geralmente pelo ar.
Resistores não lineares - Estes resistores tem valores de resistências inversos em relação aos níveis de tensão a que são submetidos. Geralmente são fabricados em Carboneto de Silício (SiC) ou Óxido de Zinco (ZnO).
	
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	São em geral localizados nas entradas de linha, saídas de linhas e na extremidade de algumas barras de média tensão de subestações para proteção contra sobretensões promovidas por chaveamentos e descargas atmosféricas no sistema. Os pára-raios são também localizados nos transformadores de distribuição.
	Um para raios ideal seria aquele que limitasse todas as sobretensões em um determinado nível de tensão deixando de conduzir logo após a volta da tensão aos seus níveis normais de operação.
	A fim de evitar que o para raios entre em operação indevidamente as normas estabelecem que o valor mínimo de tensão à 60 Hz que produza descarga no para raios seja 1,5 vezes a tensão nominal do mesmo (En). Esta tensão é chamada tensão disruptiva na frequência industrial (Ed). 
	 
 1,5 En > Ed
	
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3.3.4 – Relés
	Os relés de proteção são dispositivos responsáveis pelo gerenciamento e monitoramento das grandezas elétricas em um determinado circuito. Os relés são projetados para sentir perturbações no sistema elétrico e automaticamente executar ações de controle sobre dispositivos de disjunção a fim de proteger pessoas e equipamentos.
	
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	O sistema de proteção não é composto apenas pelo relé, mas por um conjunto de subsistemas integrados que interagem entre si com o objetivo de produzir a melhor atuação sobre o sistema, ou seja, isolar a área defeituosa sem que esta comprometa o restante do SEP. Estes subsistemas são formados basicamente por relés, disjuntores, transformadores de instrumentação e pelo sistema de suprimento de energia. A Figura abaixo mostra a associação entre um relé de proteção e os demais elementos do sistema de proteção.
	
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	A função principal de um relé de proteção é enviar um sinal de disparo, através de um contato seco (SD), para uma bobina de abertura ou de mínima tensão dos disjuntores associados.
	Os relés de proteção atuam a partir da comparação dos dados medidos no sistema elétrico com valores pré-ajustados no próprio relé. Os relés recebem sinais de tensão e/ou sinais de corrente através de transformadores de instrumentos, TP e TC, respectivamente, compara com valores pré-definidos, e caso identifiquem a existência de alguma anormalidade, ou seja, as grandezas medidas pelo relé na zona de proteção sob a sua responsabilidade atingir valores acima ou abaixo dos valores pré- definidos, os relés enviam comandos de abertura (trip) para o(s) disjuntor(es) e este isola a parte do sistema elétrico sob falta, do restante do sistema.
	
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3.4 – EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO DE REATIVOS
3.4.1 – Reator de Derivação
	Ligados entre o sistema de transmissão e a terra. O objetivo é introduzir uma indutância que compense o efeito capacitivo de linhas em vazio ou carga leve, sendo usados para limitação de sobretensões temporárias ou permanentes.
3.4.2 – Reator Série
	São geralmente instalados com o propósito de aumentar a impedância entre partes do sistema diminuindo o nível de curto-circuito. Geralmente a sua aplicação é bastante reduzida.
	
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3.4.3 – Capacitor de Derivação
	Ligados entre o sistema e a terra. O objetivo é regular a tensão do sistema através da neutralização de potência reativa indutiva, predominantemente em sistemas com sobrecarga. 
	
3.4.4 – Capacitor Série
	Aumenta o limite da transmissão de potência ativa de uma linha de transmissão, através da redução da reatância série da linha. Como decorrência , permitem uma melhor estabilidade do sistema e ainda redução do número de circuitos em paralelo.
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3.4.5 – Compensador Síncrono
	Permitem um controle constante da potência reativa, podendo fornecer potência reativa capacitiva (superexcitados) ou indutiva (subexcitados).
Observação:
Contribuem para a corrente de curto circuito;
Podem gerar problemas de estabilidade;
Exigem manutenção frequente.
	
3.4.6 – Compensador Estático
	Uma combinação de reatores de derivação e de capacitores de derivação, ambos chaveados por tiristores. São normalmente limitados à 72,5kV. Sua utilização se restringe a transformadores abaixadores ou ao terciário de um transformador de força. Um dos aspectos mais importantes é o seu controle.
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3.5 – MALHA DE TERRA
	Os principais objetivos de uma malha de terra de uma subestação são:
Proteger pessoas e equipamentos contra potenciais perigosos que possam se desenvolver 
 na área da subestação;
Possibilitar o escoamento para a terra das correntes devidas às descargas atmosféricas captadas por pontas e cabos para raios.
Possibilitar o escoamento para a terra das correntes de descargas através dos equipamentos para raios e centelhadores; 
Descarregar para o potencial de terra as partes que possam ser portadoras de corrente, devido a induções ou falta para terra possíveis de serem tocadas por pessoas;
Possibilitar um caminho de baixa impedância para a terra das correntes de falta, das quais depende a operação dos relés de proteção respectivos; 
Fornecer um caminho de baixa impedância para a terra das correntes de neutro dos circuitos e equipamentos (sistemas conectados com o neutro fortemente aterrado);
	
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	A malha de aterramento da subestação deverá ser dimensionada a partir da medição da resistividade do solo no local da implantação, além de outros dados do sistema elétrico, por exemplo, o tempo de eliminação da falta para a terra.
	Dever ser calculados os parâmetros de resistência de malha, tensão de passo, tensão de toque, tensão de mesh, tensão transferida, correntes de curto de curta duração e por tempo indeterminado.	
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	Os principais componentes de uma malha de aterramento são:
Haste
	Tratam-se de eletrodos cravados no solo, constituídos de hastes cilíndricas com alma de aço revestidas de uma camada de cobre (copperweld), cantoneiras de aço galvanizadas, etc.	
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Conectores de Aterramento
	Tratam-se de condutores metálicos, destinados a executar conexões entre os diversos componentes da malha (p. ex.: cabo-haste, cabo-cabo, cabo-estrutura, etc.). Podem ser de cobre eletrolítico ou bronze.	
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Cordoalhas de Aterramento
	Tratam-se de conexões flexíveis constituídas de fios finos de cobre trançados e estanhados. Aplicam-se ao aterramento de cercas, portões, alavancas de mecanismos de manobra, etc.
	
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Conexões Exotérmicas
	Tratam-se de conexões efetuadas a partir de uma reação química exotérmica, onde uma mistura de pó de cobre e pólvora é detonada no interior de um cadinho (molde) de grafite.	
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	Todos os componentes metálicos da subestação (estruturas, equipamentos, cercas e portões, etc.), inclusive aqueles localizados na sala de controle, devem ser solidamente conectados à malha de aterramento.
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	Toda estrutura que possa fazer parte integrante do caminho da corrente de falta deverá possuir, no mínimo, 2 pontos de conexão à malha.
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	As tubulações metálicas instaladas na área da subestação devem ser conectadas à malha em um único ponto para se evitar que através dasmesmas circulem correntes de falta.
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	Se algum tubo metálico (p. ex.: tubo de água, eletroduto, tubo de gás, etc.) se estender para fora da área da subestação, o mesmo deverá ser interrompido com um trecho de peça isolante, de modo a se evitar que potenciais perigosos sejam transferidos para fora da área da malha e, consequentemente, vitimando pessoas por choque elétrico.
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	Toda malha deve ser coberta com uma camada de 100 mm de espessura de brita. A área da malha deve ser circundada por um meio fio, de modo a delimitar a superfície britada. Em geral, o meio fio é instalado a 1 m de distância externamente ao último condutor da malha.
 Obs.: a camada de brita, além de funcionar como dreno das águas pluviais, atua como um isolante, haja visto que sua resistividade, quando encharcada é da ordem de 3000 Ω.m.
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	Cravar eletrodos (hastes) de aterramento, preferencialmente do tipo “copperweld” de dimensões ∅ ¾” x 3000 mm de comprimento. Os locais prioritários são: 
cantos da malha; 
aterramento de cada para-raios; 
neutros transformadores; 
neutros dos reguladores de tensão. 
Obs.: quando a haste se destinar a ponto de medição, protegê-la com uma manilha.
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	Cercas e portões devem ser aterrados utilizando-se cordoalhas flexíveis de cobre estanhado. Instalar eletrodos de aterramento ao longo da cerca, distanciando-os de 50 m entre si. A malha deve ser executada em torno de 1 m para fora da área varrida pelo portão quando de sua abertura. Da mesma forma, o aterramento de dispositivos de manobra das chaves seccionadoras deverá ser efetuado através de cordoalhas flexíveis;
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	Nos locais onde LT’s e RD’s cruzarem a cerca, lançar um cabo de cobre enterrado no piso e ligado a eletrodos (hastes), de modo a facilitar o eventual escoamento de uma corrente de falta para a terra, caso um condutor venha a cair sobre a cerca.
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	Se a cerca for de fios de arame farpado, cada fileira deverá ser aterrada utilizando-se fios de cobre nu, os quais deverão ser levados através de um cabo de cobre nu até a haste de aterramento.
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	Junto aos mecanismos de manobra das chaves seccionadoras, deverá ser instalada uma chapa xadrez no piso, a qual deverá ser devidamente conectada à malha para equalizar o potencial nos pés do operador.
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3.6 – FILOSOFIA DE AUTOMAÇÃO E MONITORAMENTO DE DADOS EM SE´S, SISTEMA SCADA
	Tradicionalmente as subestações eram protegidas através de relés eletromecânicos e eletrônicos. Com o avanço tecnológico na área de TIC (Tecnologia de Informática e Comunicação), as empresas de energia elétrica, ao longo do tempo, foram implantando sistemas de aquisição de dados, supervisão e controle (SCADA – Supervisory Control and Data Aquisition) nos centros de operação de sistemas. Inicialmente as Unidades Terminais Remotas (UTR), localizadas nas subestações, realizaram a interface entre o sistema SCADA do Centro de Operação do Sistema (COS) e os relés eletromecânicos e/ou eletrônicos; disjuntores e secionadores. 
	Com a redução dos custos da tecnologia microprocessada e a consolidação no mercado dos relés digitais multifunção, baseados em microprocessador, surgiram os sistemas digitais para automação de subestação (SDA). 
	Na figura a seguir é apresentado um diagrama de bloco simplificado de um SDA para uma subestação com os respectivos níveis funcionais. 	
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	Os SDAs, conforme apresentado na figura do slide anterior, são compostos de três níveis funcionais:
 − Nível 0: corresponde ao processo – vãos, disjuntores e secionadores; 	
 − Nível 1: constituído das unidades de controle de posição (UCPs) - relés, intertravamentos e automatismos locais;
 − Nível 2: composto da unidade de controle de subestação (UCS), sistema SCADA e comunicação com o Nível 1 (UCPs) e o
 − Nível 3: (SCADA do Centro de Operação do Sistema – COS). 
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	Uma das funções do sistema SCADA é receber informações de mudanças de estados do sistema elétrico e de falhas e atuações de equipamentos e dispositivos de proteção e controle da subestação, tais como atuação das funções de proteção, estado dos disjuntores, falhas de relés e disjuntores, etc. A partir das informações recebidas, os operadores realizam os diagnósticos das ocorrências no sistema elétrico. 
	
	As atribuições reguladas pelos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) da ANEEL para os Centros de Operação são: 
Coordenar e executar o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de distribuição e de instalações dos acessantes que interferem no sistema de distribuição. 
Receber ou enviar aos acessantes e aos agentes de transmissão as solicitações de intervenções. 
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Analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções. 
Realizar ou solicitar análises e estudos sempre que se fizerem necessários para verificar impactos ou interferências de uma ou mais intervenções no sistema de distribuição, visando sempre medidas preventivas para garantir a qualidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica.
Manter atualizada a base de dados do sistema de distribuição sob sua supervisão, incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre outros. 
Convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participar de sua programação. 
Caracterizar se as intervenções são de emergência ou de urgência, nos casos de intervenções não programadas. 
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