Apostila Sep Senai 2016

Equipamentos de Alta Tensão – Prospecção e H ierarquização de Inovações Tecnológicas

refere-se ao estabelecimento e aplicação de metodologia de hierarquização aos temas selecionados, considerando as dimensões: aumento da capacidade de transporte, aumento da confiabilidade, redução do impacto ambiental e redução dos custos. Durante a realização desta pesquisa, surgiu a ideia de fazer uma atualização do livro publicado em 1985 – Equipamentos Elétricos, Especificação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão – pela Universidade Federal Fluminense em parceria com a empresa Furnas Centrais Elétricas S.A. Este livro foi resultado da consolidação dos conhecimentos de uma equipe de engenheiros que enfrentou diversos desafios na implantação do sistema de transmissão de Furnas. Foi então concebido juntar a missão da atualização do livro original com os resultados do atual projeto de pesquisa. Deve-se ressaltar que muitos dos autores do livro de 1985, ainda atuantes no setor de energia elétrica, concordaram em contribuir para este novo livro, repartindo quando necessário esta tarefa com outros técnicos ligados à indústria de fabricação de equipamentos. Formou-se, assim, um grupo de especialistas, professores e alunos que têm neste momento a recompensa de entregar uma obra de relevante conteúdo que certamente irá contribuir para o aprimoramento do setor elétrico brasileiro.

SEP - EQUIPAMENTOS DE ALTA TENSÃO prospecção e Hierarquização de inovações tecnológicas

Brasília

2013

JANEIRO 2016

Em 2011, TAESA e Brasnorte propuseram o seguinte projeto de pesquisa no âmbito do programa de P&D da Aneel – Prospecção e Hierarquização de Inovações Tecnológicas Aplicadas a Equipamentos de Alta Tensão em Corrente Alternada. Este projeto denominado de INOVAEQ, teve como objetivo analisar as inovações aplicadas aos equipamentos de alta tensão, de maneira a levantar e analisar as tecnologias empregadas em equipamentos, apresentando aquelas mais promissoras para futuros desenvolvimentos. Este projeto foi executado pela Fundação de Empreendimentos Científicos e Tecnológicos (Finatec) da Universidade de Brasília (UnB), com uma equipe constituída de professores, bolsistas e alunos que participaram de diversas etapas do projeto e contribuíram de forma relevante para a prospecção e hierarquização das inovações tecnológicas aplicadas aos equipamentos. O projeto foi conduzido em três etapas. Na primeira, foi realizada a contextualização do tema a partir da análise dos diversos estudos necessários para a implantação de um equipamento, da análise do sistema de transmissão atual, da expansão planejada e dos indicadores de desempenho. A segunda etapa refere-se à realização das atividades de prospecção para a identificação e análise dos temas que poderiam conduzir a inovações tecnológicas. Já a terceira

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

44

Capítulo I Definições e estudos do sistema elétrico que servem de base para as especificações técnicas dos equipamentos para subestações de transmissão e distribuição Por Sergio Feitoza Costa*

Nesta

são

Cigré Internacional em dezembro de 2014:

apresentados conceitos de engenharia para o

série

de

fascículos,

Tools For The Simulation Of The Effects

projeto e especificação de equipamentos de

Of The Internal Arc In Transmission And

subestações de transmissão e distribuição.

Distribution Switchgear;

São abordadas todas as fases do ciclo de vida

•

Disjuntores,

dos equipamentos, desde o planejamento

e

para-raios:

dos valores de tensões e correntes da futura

de equipamentos de subestações por



subestação até sua utilização propriamente

concessionárias de energia;

de uma subestação, além das situações

dita.

•

secionadores, especificações

painéis

especificações técnicas dos equipamentos.

Tensões e correntes aplicadas nos equipamentos de uma subestação

técnicas No dia a dia dos equipamentos elétricos

proteção

“normais” em regime permanente ocorrem

os

contra incêndios: especificações técnicas

situações “anormais” como curtos-circuitos

capítulos serão agrupados nos seguintes

de equipamentos de subestações por

e sobretensões.

temas:

concessionárias de energia;



Para

facilitar

a

compreensão,

Transformadores,

reatores,

Nas situações normais, são aplicadas

• Equipamentos para usos em locais

correntes e tensões não superiores aos

• Definições e estudos do sistema elétrico

especiais

valores

que servem de base para as especificações

salinidade, poluição): técnicas de projeto,

Pode-se dizer que um equipamento que foi

técnicas dos equipamentos;

ensaios e normas;

projetado para operar durante uma certa

• Curtos-circuitos, ampacidades, sobrecargas

• Normas técnicas sobre painéis de baixa

vida útil, se for utilizado até seus valores

e contatos elétricos (fundamentos do projeto

tensão: conceitos, regras de projeto e

nominais terá um envelhecimento normal.

para elevação de temperatura, forças e

oportunidades para evitar a repetição de



tensões eletrodinâmicas no curto circuito,

ensaios;

de partes metálicas, conexões e isolantes não

tensões transitórias de restabelecimento e

• Normas técnicas sobre painéis de média e

ultrapassam certos limites especificados nas

processos de interrupção e aspectos de arcos

alta tensões: conceitos, a nova IEC 62271-

normas técnicas para os ensaios de elevação de

de potência);

307 (2015) sobre extensão da validade de

temperatura. Da mesma forma, para as tensões,

• Técnicas de ensaios de alta potência,

relatórios de ensaios;

se os valores não passam muito dos valores

laboratórios de ensaios e fundamentos dos

• Técnicas para simulação de ensaios de alta

nominais, o isolamento não é prejudicado ou

principais ensaios;

potência e aplicações no desenvolvimento e

tem seu envelhecimento acelerado.

(atmosferas

explosivas,

alta

• Estudos elétricos de sobretensões, coor­

certificação de produtos;

de­­ nação

aterramento,

• Tecnologias atuais e futuras para os

determinação de efeitos e impactos de

principais equipamentos para subestações

campos elétricos e magnéticos;

de transmissão e distribuição.

de

isolamento,

nominais

dos

equipamentos.

Neste caso, as elevações de temperatura

As situações “anormais” mais comuns são: • Sobrecorrentes de curta duração causadas por curtos-circuitos (< 3 s);

• Particularidades dos arcos de potência internos e externos, segurança de pessoas



O texto a seguir é o primeiro tema da

• Sobrecorrentes de longa duração (dezenas

e instalações e informações sobre a

série e trata das definições e estudos do

de segundos ou minutos) causadas por

“Brochura Cigré 602”, publicada pelo

sistema elétrico que servem de base para as

sobrecargas;

Apoio

• Sobretensões de longa duração (s ou dezenas

voluntária (PDVs) tiraram prematuramente

contatos, terminais, conexões, soldas e

de s) causadas por distúrbios no sistema;

do trabalho a maior parte do excelente corpo

isolantes. Tais partes podem ter limitações

• Sobretensões de curtíssima duração (µs)

técnico formado pouco antes. É um erro

quanto às máximas temperaturas ou

como as ondas de impulso.

grosseiro de planejamento que demonstra

elevações de temperaturas permissíveis. Os

falta de interesse no longo prazo. Parece

valores são influenciados pelos diferentes

Em

podem

que longo prazo agora é o período de um

ciclos de correntes.

ocorrer efeitos elétricos ou mecânicos

consequência

destas

mandato. Saímos da boa rota de investir

Nas normas IEC, base das normas

importantes, conduzindo a falhas mais ou

em tecnologia e capacitação para investir

brasileiras, os valores de temperaturas e

menos imediatas na instalação. Embora

apenas em marketing de realizações que os

elevações de temperatura permissíveis

levem sempre a culpa, estes eventos são

escândalos e os fatos mostram que não são

partem dos princípios de que a temperatura

totalmente previsíveis, não mudaram muito

verdade. As seguidas mudanças de modelo do

ambiente não excede a 40 °C e seu valor

nos últimos 100 anos e não são os culpados

setor elétrico não nos levaram à frente.

médio em período de 24h não excede a 35

de apagões e outras anormalidades. Para lidar com estes basta ter bom planejamento

°C. Se a temperatura do ambiente em que Sobrecorrentes de longa duração

o equipamento está instalado é superior a

e capacitação técnica.

São causadas por sobrecargas de

estes 40 °C, os limites de norma, para efeito

Nestes aspectos, em meus 60 anos,

dezenas de segundos até alguns minutos.

de ensaios de elevação de temperatura,

testemunhei, nos setores elétrico e de energia,

A temperatura de partes dos equipamentos

devem ser reduzidos.

muitos avanços dos anos 1970 até meados

pode tornar-se mais elevada que a



dos 1990. Depois entramos em uma trajetória

suportabilidade dos materiais isolantes.

na norma para a elevação máxima de

descendente. Nos últimos 15 anos, à medida

Esta é caracterizada pelos limites que não

temperatura de uma conexão é de 75 K e o

que o Brasil crescia, a capacitação técnica e

podem ser excedidos aos especificados nas

equipamento é instalado em um local em

a disponibilidade de laboratórios de ensaios

normas técnicas, para ensaios de elevação

que a temperatura máxima do ar ambiente

decresceu. Seguidos planos de demissão

de temperatura. São limites aplicáveis a

é de 50 °C, o limite a não ultrapassar no

Por exemplo, se o limite especificado

45

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

ensaio de elevação de temperatura será de

Tabela 1 – Alguns valores das máximas temperaturas e elevações permitidas nas normas IEC

75 - 10 = 65 K ao invés de 75 K. Um ótimo documento para entender melhor estes conceitos é a IEC/TR 60943: Guidance concerning the permissible temperature rise for parts of electrical equipment, in particular for terminals (ver Tabela 1).

Se estes limites são excedidos no dia

a dia da utilização dos equipamentos, por exemplo, nas sobrecargas das horas de

ponta,

o

equipamento

tem

seu

envelhecimento normal acelerado de forma calculável. Por exemplo, considere que se aplica uma sobrecarga e a temperatura do fluido envolvendo um contato ou terminal passa de Te1 para Te2 e que a elevação de temperatura naquele passa de ΔTi1 para ΔTi2. De acordo com expressão de cálculo mostrada na IEC 60943, a vida útil do componente é multiplicada por um fator de envelhecimento K expresso por: K = 2 [(ΔTi1- ΔTi2) / Δi + (Te1-Te2)/ Δe] ΔTi1 e ΔTi2 são as elevações de temperatura do componente nas condições normais e de sobrecarga. Te1 e Te2 são as temperaturas do fluido em torno do componente nas mesmas condições. Com base nesta expressão, se um contato de cobre tem máxima elevação de temperatura permitida pela norma de ΔTi = 35K e é utilizado regularmente com

Figura 1 – Elevação de temperatura durante circuitos.

elevação de temperatura de ΔTi2 = 35K + 6,5 = 41,5 K sua vida útil é reduzida em algo da ordem de 50%. Os limites máximos de elevação de temperatura das normas levam em conta dois grupos de valores. O primeiro corresponde a partes de componentes cujas temperaturas não devem exceder certo valor que ocasionaria muito rápida ou imediata destruição. Esta é a situação de materiais isolantes, contatos estanhados e molas. O segundo grupo diz respeito a componentes suscetíveis a envelhecimento gradual, mas cuja temperatura de destruição rápida é elevada. Um exemplo é a elevação de temperatura dos contatos de cobre nu limitada a 35 K.

Sobrecorrentes de curta duração

nos momentos iniciais da circulação das

São causadas por curtos circuitos

correntes. Na norma IEC 61117: Method

havendo

for assessing the short-circuit withstand

dois

efeitos

importantes

a

considerar:

strength of partially type-tested assemblies (PTTA), são mostrados os métodos de

• Superelevações adiabáticas de temperatura

cálculo, considerando-se, inclusive, os

que podem chegar a recozer peças de cobre

efeitos de ressonâncias. No fascículo sobre

ou mesmo fundir componentes. A Figura 1

simulações de ensaios de alta potência,

mostra a equação base de cálculo;

serão mostrados exemplos detalhados

• Os efeitos eletrodinâmicos das correntes

extraídos do documento “Validação da

de curto-circuito podem implicar em

Simulação de Ensaios de Alta Potência”,

esforços da ordem de toneladas em

que

isoladores e peças metálicas.

www.cognitor.com.br/TR_071_ENG_

pode

ser

baixado

em:

http://

ValidationSwitchgear.pdf

As elevadas correntes de curto-circuito

produzem esforços mecânicos elevados

Devido

ao

grande

número

de

variáveis envolvidas, mesmo para sistemas

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

relativamente simples, é necessário o uso de softwares específicos. No dimensionamento de barramentos e cubículos é um cálculo imprescindível. Há detalhes no livro “Painéis, Barramentos E Secionadores e Equipamentos de Subestações”, de autoria de Sergio Feitoza. Download livre em: http://www.cognitor. com.br/Book_SE_SW_2013_POR.pdf Há

ainda

dois

outros

aspectos

importantes associados a curtos circuitos que serão tratadas em outro fascículo desta série. É o caso dos arcos de potência. O caso típico dos arcos internos é o que ocorre em cubículos de médias e baixas tensões quando tal equipamento é energizado e alguém esqueceu Figura 2 – Configuração básica para cálculo de esforços eletrodinâmicos.

uma ferramenta dentro. O outro caso é o de arcos de potência em cadeias de isoladores que ocorrem em torres de transmissão. Estes podem derreter peças mecânicas importantes fazendo até mesmo que haja queda do cabo. Um outro tipo de arco interno é o que ocorre em falhas de transformadores de transformadores. Existe a norma ABNT NBR 8222 - Execução de sistemas de prevenção contra explosão e incêndio, por evitar sobrepressões decorrentes de arcos elétricos internos em transformadores e reatores de potência, única no mundo, que trata deste assunto. Foi publicada em dezembro de 2014 a brochura Cigré 602 “Tools for the simulation of the effects of internal arc in transmission and distribution switchgear”,

Figura 3 – Forças ao longo do tempo.

elaborada por grupos de trabalho – dos quais eu participei – nos âmbitos, respectivamente, do CB-24 da ABNT e do WG A3-24 do Cigré internacional. Sobretensões de longa duração Estas

sobretensões

ocorrem

com

relativa frequência, por exemplo, quando em circuitos trifásicos, uma das fases é aberta durante uma falta permanecendo as demais fechadas. São sobretensões da ordem de até 150% da tensão da rede e na frequência da rede ou próxima dela. Associadas a estas ocorrências existe o ensaio de tensão aplicada a frequência industrial a seco ou sob chuva conforme será detalhado no próximo fascículo sobre Figura 4 – Sobretensões x ensaios.

ensaios (Figura 4).

Apoio

Sobretensões de curta duração As

principais

ocorrências

atender a uma necessidade de energia ou

Estudos de fluxo de potência ou de carga

nas

tráfego de energia em uma certa região.



redes elétricas são devido às descargas

A própria existência da subestação pode

os parâmetros do funcionamento do sistema

atmosféricas e os chamados impulsos

ser um fator de motivação para o futuro

e da subestação em regime permanente desde

de manobra. Os impulsos de manobra

aumento da carga e desenvolvimento na

as horas de carga leve até as horas de ponta.

surgem devido à abertura e fechamento sob

região. Por isso, os estudos realizados

Um equipamento da subestação, ao longo

tensão dos disjuntores e secionadores. São

procuram visualizar um horizonte de pelo

de um dia, pode estar sendo utilizado com

simulados em laboratório por impulsos de

menos uns 15 a 20 anos. Nos anos iniciais,

correntes permanentes que variam de 30% a

tensão com uma forma de onda de 250 µs x

os equipamentos trabalharão com pouca

130% dos valores nominais.

2500 µs, sendo o primeiro valor o tempo de

carga e com menores níveis de curto-

Nestes estudos, serão definidos, em função

frente e o segundo associado ao tempo de

circuito. O passar do tempo fará estes

de outras subestações vizinhas à nova, valores

cauda. As descargas atmosféricas provocam

valores crescerem. Por exemplo, quando se

como: a) o carregamento de linhas, geradores

sobretensões elevadas que, em laboratório,

adquire um disjuntor de 31,5 kA – 145 kV

e transformadores, b) as perdas de transmissão,

são representadas por impulsos de tensão

para uma nova subestação ele pode nos anos

c) os módulos e ângulos de fase das tensões

com forma de onda 1,2 / 50 µs.

iniciais precisar abrir correntes de apenas

nas barras, d) as potências ativas e reativas nas

30% ou 60% de suas possibilidades. Este é

linhas de transmissão.

um dos motivos pelos quais os ensaios de



interrupção em disjuntores são feitos para

base na experiência anterior e em práticas

100%, 60%, 30% e 10% da plena capacidade

do setor, calculam-se quais as maiores

Especificação dos valores de tensão e corrente em uma nova subestação

Estudos fornecem informações e definem

A partir das possíveis configurações com

de interrupção.

correntes permanentes que circularão nas

Quando uma concessionária de energia

Os principais estudos feitos para a

barras, secionadores, disjuntores e outros

ou o operador do sistema elétrico vai

definição dos valores da subestação são: (a)

equipamentos. Isto é feito com base no tipo

definir os valores de uma futura subestação

Estudos de fluxo de carga, (b) Estudos de

de arranjo, por exemplo, disjuntor e meio,

de energia, em geral, parte da premissa de

curto circuito e (c) Estudos de estabilidade.

varra dupla etc. (ver Figura 5).



49

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

Figura 5 – Estudo de fluxo de carga.

Depois de calculados os valores

Nestes estudos, são obtidos os

de cálculo como o ATP / EMTP –

máximos que podem ocorrer nos vários

valores das correntes suportáveis de

ATPDRAW, entre outros. A partir das

setores da subestação, são definidos os

curta duração e de crista e também as

alternativas

valores reais, selecionando-se um dos

durações máximas destas correntes. Para

base na experiência anterior e práticas

valores padrão imediatamente superior

disjuntores e fusíveis são ainda obtidos

no setor, calculam-se quais as maiores

mostrados

na

norma

técnica,

de

configurações

com

por

os valores de X/R, parâmetros da tensão

correntes permanentes que circularão

exemplo, 1.250 A e 1.600 A. Depois desta

de restabelecimento transitória (TRT) e

nas barras, secionadores, disjuntores e

seleção, pode-se decidir por exemplo

componentes CA e CC no momento da

outros equipamentos. Isto é feito com

padronizar todos os equipamentos pelo

separação dos contatos dos disjuntores.

base no tipo de arranjo, por exemplo

valor máximo, evitando ter dois valores

Com base nos estudos se pode,

disjuntor e meio, varra dupla etc.

diferentes na mesma subestação. Isto é

a título de exemplo, definir que será

decidido caso a caso e de acordo com as

usado um secionador com capacidade

Estudos de estabilidade

práticas de que está implantando ou vai

de 40 kA eficaz durante 1 segundo com

eletromecânica, flutuação de

operar a subestação. Evitar exageros em

valor da primeira crista igual a 2,6 x 40

tensão e impactos no sistema

especificações aumenta a eficiência da

= 104 kAcr.

Para que uma nova subestação seja

empresa sem perda de qualidade. Estudos de curtos-circuitos

Figura 6 – Estudos de curto-circuito.

O procedimento é parecido com

conectada à rede elétrica, devem ser

o dos estudos de fluxo de carga já

cumpridos

descritos. Porém, são usados programas

pelo Operador Nacional do Sistema

requisitos

estabelecidos

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

(Procedimentos de Rede). Há vários módulos que devem ser seguidos, por exemplo, o 3.6, que estabelece os requisitos técnicos mínimos para a conexão à rede básica.

Nestes estudos, devem ser listados os

tipos de cargas a utilizar e os impactos que podem ser causados no sistema pelas operações feitas na subestação. Dependendo da situação, são requeridos estudos de proteção, flutuação de tensão, penetração

harmônica,

estabilidade

eletromecânica, em que são verificados

Figura 7 – Campo magnético próximo a dois condutores.

aspectos como as variações de tensão de curta duração que ocorrem nos curtos-

Tabela 2 – Níveis de referência para campos elétrico e magnéticos (60 Hz).

circuitos.

Instalação em 60Hz

A título de exemplo, se em um ponto

do sistema ocorre uma manobra ou curto que produz uma queda de tensão de 5% nas subestações próximas, este evento

Campo Elétrico (kV/m)

Campo Magnético (μT)

Público em geral

4,17

200,00

População

8,33

1000,00

Ocupacional

provavelmente não terá impacto ou nem será percebido. Se ocorre uma queda de tensão de, digamos 12% durante 0,2s, típica de um pequeno curto-circuito na rede ou um ensaio de alta potência em laboratório, para um observador atento, esperando pelo evento, isto pode ser percebido como uma pequena piscada na luz não suficiente para atuar relés de subtensão nas subestações.

Se ocorrem, entretanto, subtensões

com de mais de 20% e, particularmente, se

houver

religamentos

(evento

frequente na residência deste autor ao longo de muitos anos e reclamações à concessionária), isto pode causar queima de aparelhos, computadores ou mesmo desligar cargas importantes do sistema. Figura 8 – Imagens mostram a pequena distância entre os equipamentos e uma residência.

Estudos de campos elétricos e magnéticos

e magnéticos, cabe mencionar alguns

intensidade

Depois de definida a subestação, são

de

corrente

elétrica.

aspectos dos campos magnéticos.

Diminuem ao aumentar a distância

necessários estudos adicionais para o

A

correntes

do condutor por onde a corrente está

projeto detalhado. Estes incluem desde

permanentes elevadas produz campos

circulando. A indução magnética (B),

cálculos para definir as malhas de terra,

magnéticos que, se ficarem acima de

produzida a uma distância (r) de um

potenciais de passo, tensões induzidas

certos níveis, podem ser prejudiciais

condutor em que passa uma corrente

e medidas de segurança elétrica até os

a pessoas (saúde) e a instalações

(I), pode ser calculada pela expressão

estudos de campos eletromagnéticos.

(aquecimentos indevidos). Os campos

B = (μ * I) / (2.π.r), em que B mede-se

Para os estudos de campos elétricos

magnéticos

em Tesla, a corrente I em Amperes e

circulação

são

de

proporcionais

à

Apoio

a distância r em metros. Suponha que

Entretanto, as regras para redes de média

• Disjuntores e Chaves – Aplicação em

tivéssemos dois fios, por exemplo,

tensão com instalações próximas a

Sistemas de Potência – CE 13 do Cigré -

as duas fases do secundário de um

prédios, nos meios das grandes cidades,

Brasil em parceria com Furnas / UFF, 1996.

transformador de distribuição 225 kVA

não são bem definidas. Vejam na Figura

• Transients in Power Systems – Lou Van de

13,8/220V em que circulassem 600 A

8 duas fotos que mostram a distância

Sluis - John Wiley & Sons Ltd. ISBN 0471486

como na Figura 7. Usando a expressão

entre os transformadores e as chaves

396.

mencionada, teríamos a 1 metro de

fusíveis da janela do apartamento. Estas

• ABB Switchgear Manual -

distância um campo magnético da

não estão localizadas em favelas, estão

http://www.4shared.com/office/

ordem de grandeza de 240 micro Tesla.

em áreas de alto valor de IPTU, perto

ErozeZWB/20269998-5068033-ABB-Switch-



Os campos magnéticos produzidos

da residência do autor deste artigo.

Ge.html.

nas imediações da subestação não

É difícil imaginar o que aconteceria

• “Painéis, barramentos, seccionadores e

podem

ser

superiores

impostos

pela

exposição

de

se uma criança esticasse um cabo de

equipamentos de subestações de transmissão

a

vassoura para tocar nos fios? Se isto não

e distribuição”, livro de Sérgio Feitoza Costa.

Informações

é admissível em um país do primeiro

Livre download em: http://www.cognitor.

mundo por que é tão comum aqui?

com.br/Book_SE_SW_2013_POR.pdf.

aos

legislação pessoas.

limites para

a este respeito são encontradas em documentos como a norma ABNT NBR 15415, a Lei Federal 11.934, de

Referências

Referências

5/5/2009, as Resoluções Aneel 398, de 23/03/2010, e 616, de 01/07/2014. Na

• Equipamentos Elétricos – Especificação

Resolução Aneel 616/2014, estes valores

e Aplicação em Subestações de Corrente

são como na Tabela 2.

Alternada – Furnas / UFF, 1985.



• Transitórios Elétricos e Coordenação de

As regras para subestações de alta

tensão são razoavelmente claras e

Isolamento – Aplicação em Sistemas Elétricos

com base nas normas internacionais.

de Alta tensão – Furnas / UFF, 1987.

53

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

Capítulo II Curtos-circuitos, ampacidades, sobrecargas e contatos elétricos



No capítulo anterior, foram abordados

aspectos

dos

estudos

mais caro.

sistema

aos requisitos da concessionária, deve ter

Utilizamos

elétrico que servem de base para as

um ângulo de fase próximo de zero (por

corrente eficazes (138 kVef e 40 kAef),

especificações técnicas dos equipamentos

exemplo, fator de potência > 0,92). Na

assim como o termo corrente instantânea

para

e

carga, o consumidor deve, se necessário,

(2,5 x 40 kAef = 100 kAcr na primeira

distribuição de energia elétrica. Este

colocar capacitores em paralelo com as

crista de uma corrente de curto-circuito)

capítulo

curtos-circuitos,

indutâncias, por exemplo, de motores

da forma como mostrado na Figura 2.

ampacidades, sobrecargas e contatos

para que a reatância seja mínima e o

Uma típica situação de subestação

elétricos – fundamentos do projeto para

fator de potência seja atendido. Na linha

é como na Figura 3. Em regime

elevação de temperatura, forças e tensões

de transmissão, a concessionaria deve

normal, uma corrente menor ou igual à

eletrodinâmicas

curto-circuito,

fazer o necessário para que as perdas

corrente nominal (IN) chega às cargas

tensões transitórias de restabelecimento e

sejam mínimas e a potência produzida no

alimentadas (XL e RL, em que XL <<

processos de interrupção.

gerador chegue, quase toda, na carga.

RL). Quando ocorre um curto-circuito

Alguns termos, conceitos e definições

Ainda na Figura 1, quanto mais baixo

perto da subestação, a tensão da fonte

o fator de potência da carga (<0,92)

passa a alimentar apenas as reatâncias e

maior precisaria ser a tensão do gerador

resistências da fonte (Xf e Rf onde Xf >>

para fazer circular o mesmo 1 A na carga.

Rf) e, por este motivo, a corrente cresce

Ter-se-ia, neste caso, um gerador maior e

muito. Uma típica corrente de curto-

subestações tratará

de de

do

por exemplo, 87°. Já a carga, para atender

transmissão

no

Um sistema elétrico em geral é formado

por

geradores,

linhas

de

transmissão e cargas supridas pelo sistema de distribuição. No exemplo da Figura 1, apenas para mostrar a relação entre cada parte, colocamos um gerador que produz uma tensão eficaz de

V e impedâncias

do sistema que somam Ω (uma reatância de 1 Ω e uma resistência de 1 Ω). Por este circuito circularia uma corrente da fonte para a carga de 1 A.

Em um sistema elétrico, a linha de

transmissão corresponde a uma reatância muito grande e uma resistência dos cabos muito pequena em relação à reatância. O ângulo de fase entre a reatância e a resistência da linha é algo próximo de 90°,

Figura 1 – Sistema elétrico simplificado.

os

termos

tensão

e

Apoio

controle. Os sincronizadores agregam um certo custo ao disjuntor, mas produzem benefícios muito maiores que este custo. Nas subestações de tensões superiores a 245 kV, eles são muito utilizados. Nas redes de alta tensão de 138 kV, 69 kV e menos são pouco utilizados devido à visão incorreta de que encarecem o disjuntor. Nos países desenvolvidos, em que a cultura de economia e mais forte e os desperdícios muito menores a utilização é maior. Em países de baixo nível médio de educação como o Brasil, é muito

Figura 2 – Ângulo de fechamento de curto-circuito.

difícil falar seriamente de economias,

circuito varia entre 4 e 25 vezes a corrente

de sincronizadores, que permitem fazer

otimizações, planejamento e eficiência

nominal.

certas operações de fechamento e abertura

energética porque os desperdícios técnicos

No momento em que ocorre um

de disjuntores de subestação segundo um

e não técnicos são muito grandes. De que

curto-circuito causado, por exemplo,

ângulo controlado.

adianta ficar anos planejando e fazendo

por um galho de árvore tocando um dos

Ao se controlar estes ângulos de

estudos de viabilidade econômica para a

cabos, a onda de tensão (Figura 4) pode

fechamento ou abertura pode forçar que

escolha da próxima usina mais econômica

estar passando por qualquer ponto da

as sobretensões ou sobrecorrentes de

se depois, no mundo real, aquele gasto

onda de tensão (ângulo de fechamento

uma determinada operação de manobra

estimado vai ser quatro ou mais vezes

Ø). Existem equipamentos chamados

sejam inferiores às que ocorreriam sem

maior?

47

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

disjuntores, religadores e fusíveis é a tensão de restabelecimento transitória (TRT). Quando ocorre um curto-circuito na rede, que pode até mesmo originar um apagão, temos uma disputa entre o disjuntor tentando abrir o circuito o mais rápido possível e a chamada TRT, que é uma reação provocada pelas indutâncias, capacitâncias e resistências do sistema tentando manter a situação anterior.

O processo é mostrado na Figura 6.

A linha vermelha é a suportabilidade Figura 3 – Típica subestação, correntes nominais e de curto-circuito.

do disjuntor à TRT, no período após a tentativa de interrupção no zero de corrente. Quanto mais o tempo passa e os contatos se afastam, maior torna-se a suportabilidade dielétrica até que chegue ao fim do curso e a linha fique horizontal. A linha oscilante preta é a TRT que depende

das

características

elétricas

do sistema e (quase) não depende do disjuntor a menos que este tenha resistores ou capacitores especiais que se somam aos valores da rede para facilitar a interrupção. Se a linha preta passa a ficar acima da linha vermelha, o disjuntor não consegue mais isolar a falta e ocorre uma reignição, restabelecendo-se a corrente de Figura 4 – Ângulo de fechamento e corrente instantânea de curto-circuito.

curto-circuito.

O formato das máximas TRTs que

O ângulo de fechamento sobre a

transitórias e subtransitórias são bem

podem ser produzidas pelo sistema está

onda de tensão no momento do curto-

menores do que as de regime permanente.

descrito nas normas da Internacional

circuito afeta o valor da primeira crista

Um fator crítico na especificação

Electrotechnical Commission (IEC) e

de corrente que vai acontecer. Os valores

de dispositivos de interrupção como

normas nacionais delas derivadas. Estes

de reatâncias e resistências mostrados na equação da Figura 4 fazem que a primeira crista de corrente, quando não estamos muito próximos a geradores, seja da ordem de 2,5 a 2,6 vezes o valor da corrente eficaz. A título de exemplo, é comum ver a seguinte especificação de um disjuntor 145 kVef para corrente de curto-circuito simétrica 40 kAef e primeira crista da corrente 2,5x40 = 100 kAcr de crista. Quando

o

curto-circuito

ocorre

próximo a geradores, o chamado fator de assimetria pode ter valores bem maiores que 2,6 (Figura 5). Isso ocorre porque nos momentos iniciais do curto, as reatâncias

Figura 5 – Corrente de curto-circuito perto ou longe de geradores.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

valores são estabelecidos pela IEC a partir de enquetes feitas, em geral, nos grupos de trabalho do International Council on Large Electric Systems (Cigré). Nestas enquetes são consultados países de todo o mundo. As formas de onda da TRT têm frequências

e

amplitudes

diferentes

dependendo do maior ou menor valor da corrente interrompida (Figura 7). Se o curto-circuito ocorre mais próximo ou mais distante do disjuntor são diferentes as capacitâncias e as indutâncias e estas afetam o valor da corrente e forma de onda da TRT. Figura 6 – Tensão de restabelecimento transitório.



Nas normas, as formas de onda da

TRT são representadas a dois parâmetros (Figura 8) ou a quatro parâmetros dependendo do nível de tensão do sistema. A representação a quatro parâmetros é utilizada por disjuntores acima da faixa de 245 kV e é uma representação mais refinada da forma de onda. Outro fator necessário na especificação é o fator de primeiro polo (Figura 9). Este fator é relacionado ao fato de que as correntes de curto-circuito em cada uma das três fases estão defasadas em 120 graus. Portanto, a interrupção em uma das fases acontece antes da interrupção simultânea nas outras duas. Pode-se mostrar por calculo que a tensão na primeira fase a Figura 7 – Interrupção de correntes baixas e elevadas.

interromper é algo da ordem de 1,4 a 1,6 vezes a que ocorrerá nas duas seguintes.

Para os disjuntores de maior potência,

digamos acima de 8.000 MVA (por exemplo, 145 kV – 40kAef) mesmo os maiores do mundo não podem ensaiar as três fases simultaneamente. O ensaio é feito em apenas um polo com a corrente de curto-circuito plena e uma tensão na interrupção igual atenção fase terra vezes o fator de primeiro polo.

Quanto à capacidade dos equipamentos

da subestação de conduzir as correntes normais (ampacidades), o principal fator a considerar são as temperaturas de certas partes do equipamento que não podem ser excedidas em regime permanente Figura 8 – Representação da TRT a dois parâmetros.

sob o risco de provocar envelhecimento

Apoio

prematura ou danos imediatos.

anos seria preciso comprar três contatos

digamos, uns 1.800 A, a elevação de

Como mencionamos no fascículo

ao invés de apenas um.

temperatura em todos os seus pontos

anterior,

partes

Os principais vilões provocadores

seria algo da ordem de 30 K acima do

condutoras ou isolantes não pode ir

das altas temperaturas são os inevitáveis

ar ambiente. Se, entretanto, serrássemos

além dos limites de suportabilidade dos

contatos e conexões elétricas. Imagine

a

materiais. Estes limites são especificados

que tivéssemos uma barra de cobre com

aparafusada no ponto de corte, a elevação

nas

serem

10 metros de comprimentos e nenhuma

de temperatura próxima a esta conexão

utilizados nos ensaios de elevação de

emenda. Ao passar uma corrente de,

passaria a ser da ordem de 40 K.

a

normas

temperatura

técnicas

de

para

temperatura. São limites aplicáveis a contatos, terminais, conexões, soldas e isolantes. Por exemplo, a elevação de temperatura de uma conexão prateada, medida no ensaio não pode ir além de 75 K. Imaginando que a temperatura do ar ambiente envolvendo esta conexão fosse de 40 °C, o que a norma quer dizer é que a temperatura média de trabalho em longos períodos não pode ser superior a 40 + 75 = 115 °C. Os métodos de cálculo mostrados no documento IEC 60943 permitem estimar que, se um contato trabalha com uma temperatura de 10 °C acima do limite, sua vida útil será reduzida em 67%. Por exemplo, em um período de dez

Figura 9 – Fator de primeiro polo na interrupção.

barra

e

fizéssemos

uma

união

51

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

• Velocidade do fluido, tipo e área de ventilação; • Seção reta e posição geométrica das barras (vertical, horizontal); •

Materiais

das

barras

e

seus

revestimentos; •

Interligações

do

fluido

entre

compartimentos.

As normas IEC não tratam da relação

entre os ensaios de elevação e de arco interno e não explicitam tudo que deve ser registrado nos relatórios de ensaios. Figura 10 – Elevação de temperatura próxima a um contato elétrico (ver IEC 60943).

Por exemplo, as normas de painéis de média e de baixa tensão deveriam pedir - mas não pedem - para registrar no relatório de ensaios os fatores acima. No que diz respeito aos esforços eletrodinâmicos que ocorrem durante um curto-circuito, na Figura 12 são mostrados Quando um

os circula

condutor,

conceitos uma é

principais.

corrente

por

produzido

um

campo magnético que atua sobre os condutores vizinhos produzindo forças nos condutores, tendendo a dobrálos (Referência [1]). Estas forças serão transmitidas a isoladores e suportes. A Figura 11 – Cálculo da resistência de um contato elétrico (ver IEC 60943).

As

resistências

de

contato,

de

o resultado dos ensaios de elevação de

IEC 61117 mostra detalhadamente um método de cálculo. Este método consiste em:

conexões e de junções de barramentos

temperatura são:

podem ser calculadas a partir de

• As resistências de contatos e conexões

•

expressões como a mostrada na Figura

(e não apenas a resistência total por

estáticas pelas equações;

11. A IEC 60943 mostra uma série de

fase);

• Converter forças estáticas em “dinâmicas”;

particularidades sobre este tema. Para transformadores, os conceitos são de mesma natureza e os limites de elevação de

temperatura

seguem

princípios

similares. O foco neste caso está em que não sejam ultrapassadas as temperaturas que

provocariam

envelhecimento

acelerado do papel isolante ou que poderiam

iniciar

um

processo

de

deterioração e formação de bolhas no óleo isolante. Isso se aplica inclusive nos pedidos das sobrecargas dos horários de ponta. Os principais parâmetros que afetam

Figura 12 – Esforços eletrodinâmicos.

Calcular

distribuições

de

forças

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

54

Figura 13 – Cálculo de forças nos isoladores e tensões mecânicas nos condutores.

• Calcular forças nos isoladores, forças

que, para o cobre, devem permanecer

cortantes e diagrama de momentos

inferiores a um valor da ordem de 250

fletores;

N/mm2.

•

Calcular

tensões

mecânicas

nos

Referências

condutores (momento fletor / momento resistente). Os principais parâmetros que afetam o resultado dos ensaios de esforços eletrodinâmicos são: • Geometria e distâncias entre fases; • Materiais utilizados e suas propriedades elétricas e mecânicas; • Valores das correntes de curto-circuito e sua assimetria; • Suportabilidade (tração, compressão e flexão) e distância entre isoladores.

A Figura 13 exibe uma típica folha

de resultados de análise de esforços eletrodinâmicos para projeto de painéis e

barramento

(SwitchgearDesign).

Na parte superior, estão as forças nos isoladores que não podem superar os valores limites especificados pelo fabricante do isolador. Na parte inferior da figura aparecem as tensões mecânicas

[1] Livro “Painéis, barramentos e secionadores e equipamentos de subestações de transmissão e distribuição”. Autor: Sergio Feitoza Costa. Disponível em: http://www.cognitor.com.br/Book_ SE_SW_2013_POR.pdf. [2] IEC/TR 60943: Guidance concerning the permissible temperature rise for parts of electrical equipment, in particular for terminais. [3] IEC 61117: Method for assessing the short-circuit withstand strength of partially type-tested assemblies (PTTA). [4] N. Uzelac, (US) M. Glinkowski, (US), L. del Rio (ES), M. Kriegelr (CH), J. Douchin (FR), E. Dullni (DE), S. Feitoza Costa (BR), E. Fjeld (NO), H-K. Kim (KR), J. Lopez-Roldan (AU), R. Pater (CA), G. Pietsch (DE), T. Reiher (DE), G. Schoonenberg (NL), S. Singh (DE), R. Smeets (NL), T. Uchii (JP), L. Van der

Sluis (NL), P. Vinson (FR), D. Yos hida (JP) ***** CIGRE WG A3.24 ****Brochure 602 / 2014: “Tools for the simulation of the effects of the internal arc in transmission and distribution switchgear” [5] Proposal for IEC Guidelines for the use of simulations and calculations to replace some tests specified in international standards". Autor Sergio Feitoza Costa. Este documento é referenciado na Brochure 602 / 2014 indicada acima. [6] M. Kriegel, X. Zhu, H. Digard, S. Feitoza Costa, M. Glinkowski, A. Grund, H.K. Kim, J. Lopez-Roldan, P. RobinJouan, L. Van der Sluis, R.P.P. Smeets, T. Uchil, D. Yoshida, ***** Simulations and calculations as verification tools for design and performance of high-voltage equipment, CIGRE WG A3.20, CIGRE session Paris, paper A3.210, 2008.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

Capítulo III Técnicas de ensaios de alta potência, laboratórios e fundamentos dos principais ensaios

Laboratórios de ensaios e o desenvolvimento da indústria elétrica brasileira

natural (Gasoduto Brasil Bolívia) e carvão

equipes que resolviam bem os problemas

mineral.

do setor elétrico. O nível de educação no

laboratórios de ensaios para a indústria

avançava positivamente.

Os países líderes na produção de

elétrica brasileira, vale lembrar três

Antes

equipamentos e tecnologias de produtos

períodos distintos do setor elétrico. No

laboratórios de testes no Brasil, quase nada

para o setor elétrico têm em comum um

primeiro, de meados dos anos 1970 até

de novo era produzido em tecnologias e

planejamento

implementado

1995 havia a construção de Itaipu e outras

produtos elétricos. Para fazer testes era

com pouca interferência política, um

grandes usinas e subestações. O segundo

necessário enviar o equipamento para o

bom sistema de normas técnicas, a

vai até por volta de 2004, incluindo o

exterior. O transporte e as despesas com

disponibilidade de laboratórios e centros

racionamento de energia de 2001 e a

o pessoal para acompanhar os ensaios

de pesquisa, além de um nível crescente

RESEB – reestruturação do setor elétrico.

faziam o teste no exterior custar uns 40%

de educação da população. Entre os

O terceiro é o que vem após 2005 com

a mais do que fazê-lo no Brasil.

exemplos mais recentes estão os países

outras mudanças no setor elétrico.



do leste asiático, como a China e a Coreia



deficiente sendo as normas uma mistura

do Sul. Boa parte de seu sucesso se deve

um modelo centralizado.

Havia um

de normas americanas ANSI e UL com

a fortes investimentos na educação que é

competente processo de planejamento

normas IEC. Neste período houve grande

algo que ainda não começamos a praticar

de longo prazo da expansão conduzido

avanço no sistema de normalização,

no Brasil.

principalmente

as

setorial

Para

falar

da

importância

dos

No primeiro período, o setor tinha

por

técnicos

da

Brasil, na média, era insuficiente mas da

criação

dos

grandes

O sistema de normalização técnica era

concessionárias

não

competiam

elétrico

Eletrobras. Quase tudo que era planejado

entre si e isto permitia normas e regras

brasileiro desde 1976, quando me formei

pelos técnicos tinha suporte político e

homogêneas.

engenheiro eletricista. Trabalhei 21 anos

era construído. Fazia-se um ranking das

recursos na normalização e participava

no projeto, implantação, operação e

próximas plantas de energia a construir.

da condução da normalização. Estes

coordenação dos laboratórios de ensaios

O valor da planta construída não era tão

avanços deram base para a certificação de

do Cepel. Participei alguns anos das

diferente do planejado como é hoje e isto

produtos (Inmetro).

reuniões de planejamento da expansão

dava credibilidade ao planejamento. Isto



do setor elétrico na época do Grupo

era possível porque a influência política

de um modelo com maior participação

Coordenador

nas empresas e concessionárias era muito

da iniciativa privada nos investimentos.

Sistemas Elétricos (GCPS) em contato

menor que hoje.

A ideia era boa e representava uma

com a Eletrobras e com a Secretaria de



tendência

Energia do Ministério de Minas e Energia

e bons laboratórios de ensaios. Havia

a intenção de áreas do governo de

(MME). Ali se tratavam projetos como o

a visão de que o mais importante era a

enfraquecer o excelente planejamento

PNCE, o Proinfa (fontes alternativas) e o

formação de bons especialistas e não as

setorial

planejamento de usinas hidrelétricas, gás

caras instalações. Formaram-se excelentes

Este período foi curto e os conceitos

Acompanho

o

do

setor

Planejamento

dos

Foram criados centros de pesquisa

A

Eletrobras

colocava

No segundo período, houve a busca

mundial.

conduzido

Foi

pela

perceptível

Eletrobras.

Apoio

não chegaram a ser implementados.

empresas ligadas ao governo.

e aperfeiçoados. Quando a economia

AEletrobras parou de colocar recursos



No terceiro período, a boa capacitação

brasileira entrou em ordem, saindo da

e

do

técnica anterior foi quase dizimada

inflação, o Brasil começou acrescer e

sistema de normalização técnica e isto

pelos PDVs. O planejamento técnico da

se pode perceber que não havia mais

o

concessionárias

expansão existe, mas há uma questão

capacidade de atendimento suficiente

reduziram sua participação nas normas

de credibilidade. O que adianta ter um

nos laboratórios brasileiros. Hoje as filas

técnicas ao mínimo necessário. Programas

ranking das plantas mais econômicas a

de espera para fazer um ensaio são mais

de aperfeiçoamento de produtos bem-

implantar, do ponto de vista da sociedade,

demoradas que o aceitável pela indústria

sucedidos, como o Proquip, do período

se no final, como mostrado na mídia, a

elétrica. Por este motivo, há empresas que

anterior, pararam de acontecer. Estes

planta acaba custando dez vezes.

têm necessitado levar equipamentos ao

eram baseados em trazer para as normas



exterior para testar, como ocorria há 30

a experiência de ensaios em produtos

é que motiva a indústria elétrica a

anos.

que falhavam muito no campo, como

melhorar seus produtos e criar produtos



chaves e elos fusíveis de distribuição,

novos. Pode-se perceber claramente isto

FIEMG e SINAEES avançou e está no

reles

entre

no período que veio após a criação dos

início da construção do novo complexo

outros. Naquela época, algumas normas

laboratórios do Cepel até por volta do

de grandes laboratórios em Itajubá (MG).

técnicas brasileiras eram o estado da arte

ano 2000. Várias empresas desenvolveram

O Instituto Senai de Inovação – Centro de

e, por exemplo, a ABNT NBR 7282 foi

equipamentos muito competentes, por

Desenvolvimento Empresarial e Inovação

a base da revisão da IEC 60282-2 (High

exemplo, secionadores de 362 kV e 550

da

VoltageExpulsionTypeFuses),

participar

do

enfraqueceu.

gerenciamento As

fotoelétricos,

para-raios,

publicada

A existência de laboratórios próximos

Felizmente, uma iniciativa da CNI,

Indústria

Elétrica

e

Eletrônica

kV para correntes de curto-circuito até 63

(ISI-CEDIIEE) – terá laboratórios de

pela IEC em 1989. Neste segundo período,

kAef.

alta

começaram os planos de demissões



de temperatura, grau de proteção e

voluntárias (PDVs) nas concessionárias e

e de baixa tensão foram desenvolvidos

Muitos equipamentos de distribuição

potência,

atmosferas

alta

tensão,

explosivas,

elevação para-raios,

49

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

e atmosferas explosivas incluem, entre muitos outros, os de grau de proteção de invólucros primeiro e segundo numerais (sólidos IP1 a 6, líquidos IPX1 a 8), ensaios com aparelho de faiscamento padrão, ensaio do sistema de pressurização e sistema de proteção, sobre pressão do meio de pressurização, e análise de equipamentos com segurança aumentada.

Figura 1 – Novos laboratorios de ensaios em Itajubá (MG).



Há ainda ensaios de compatibilidade

compatibilidade eletromagnética, ensaios

• Ensaios de curto-circuito;

eletromagnética (CEM) como os de

mecânicos, óleos isolantes e calibração.

• Interrupção e estabelecimento de curto-

verificação de limites de emissão radiada

Estes laboratórios estão sendo projetados

circuito;

econduzida

e construídos para atender às demandas

• Arcos de potência internos e externos;

magnéticos. No Laboratório de Para-

oriundas do crescimento da indústria

• Ensaios de interrupção e manobras de

Raios, os ensaios típicos são os de

elétrica brasileira (veja a Figura 1).

cargas ativas, indutivas e capacitivas;

corrente suportável de impulso até 100

• Ensaios de correntes suportáveis de

KA (elevada, retangular e descarga de

curta duração até 220 kAe/575 kAcr

linha), os de ciclo de operação e impulsos

(esforços eletrodinâmicos).

de corrente.

Principais ensaios realizados em laboratórios

e

imunidade

a

campos

A lista dos ensaios que poderão ser

No laboratório de alta tensão, os

realizados nos novos laboratórios do

ensaios dielétricos para equipamentos até

ISI-CEDIIEE (Itajubá) é típica do que é

a classe de tensão 550 kV serão:

Fundamentos dos ensaios de alta potência, de alta tensão e de elevação de temperatura

(Holanda e Estados Unidos), CESI (Itália),

•



KERI (Coreia do Sul), CPRI (Índia), JSTC

industrial a seco e sob chuva;

mostramos

(Japão) e o Cepel.

• Impulso atmosférico e de manobra a

dos principais ensaios realizados em

seco e sob chuva;

laboratórios e que são complementados

equipamentos como transformadores de

• Tensões combinadas (bias);

nas

potência, reatores, painéis, disjuntores,

• Medições de descargas parciais, radio-

quantidade de informações e detalhes é

secionadores, fusíveis limitadores de

interferência, capacitância e tangente

mostrada no livro “Painéis, barramentos

corrente e do tipo expulsão, chaves

delta e ruído audível.

e seccionadores e equipamentos de



feito em outros laboratórios como KEMA

São

de

ensaios

abertura

sob

aplicados

carga,

em

Tensão

aplicada

sob

frequência

Nos capítulos 1 e 2 deste fascículo,

linhas

alguns

a

dos

seguir.

fundamentos

Uma

grande

subestações” (ver referências).

religadores,

contadores, para-raios, entre outros.

Para o laboratório de elevação de



Ensaios de interrupção são aplicáveis



equipamentos

Os equipamentos podem ser de alta

temperatura, os ensaios típicos são os de

a

tensão e de baixa tensão, além de os ensaios

elevação de temperatura, ciclos térmicos,

tensões. Visam verificar a capacidade de

relevantes são especificados nas normas

continuidade elétrica, sobrecorrentes e

disjuntores, fusíveis, chaves e religadores

de produtos da IEC, ABNT, entre outras.

durabilidade elétrica. Serão realizáveis

de

Em geral, os ensaios são classificados

para equipamentos em geral de até 25.000

correntes, desde valores da ordem de

como de alta potência, quando envolvem

A e também para transformadores de

grandeza da corrente nominal até as

correntes, potências elevadas e ensaios

distribuição.

correntes de curto-circuito. Os fatores

dielétricos de alta tensão. Estes últimos



Associados aos acima estão ensaios

que mais impactam nos resultados foram

envolvem tensões elevadas, mas potência

realizáveis no Laboratório de Ensaios

mostrados no capítulo anterior e incluem

e energias relativamente baixas. Há ainda

Mecânicos,

operação

a tensão de restabelecimento transitória,

ensaios de elevação de temperatura

mecânica,

mecânica,

a corrente interrompida e o fator de

que envolvem correntes elevadas, mas

proteção

potências baixas.

resistência do material isolante ao calor

São simulados diferentes tipos de



anormal, ao fogo e corrente de fuga e de

solicitações impostas pela rede elétrica.

resistência mecânica.

Os valores aplicados são especificados nas

A título de exemplo, os ensaios que

serão realizados no laboratório de alta potência com geradores de 2.500 MVA são:

tais

como

durabilidade contra

choques

elétricos,

Os ensaios típicos de grau de proteção

de

baixas

interromper

a

altas

adequadamente

primeiro polo (Figura 2).

normas técnicas.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52



As forças devem permanecer abaixo

dos limites especificados pelo fabricante do isolador para não danificá-lo. As tensões

mecânicas

nos

condutores

devem ser mantidas abaixo de certos limites (por exemplo, 200 N/mm² para o cobre), caso contrário, o barramento sofrerá uma deformação permanente e visível. Os resultados são afetados pela corrente de curto-circuito, pelos materiais utilizados e pela geometria do sistema de condutores e isoladores. O

Figura 2 – Ensaios de interrupção.

bom desempenho no ensaio é verificado

Ensaios de elevação de temperatura

não de aberturas de ventilação. As

por inspeção visual e, dependendo

são aplicáveis a equipamentos de baixas a

resistências de contato e a área de

do

altas tensões. O equipamento é instalado

ventilação são fatores essenciais para o

resistências elétricas antes e depois do

em uma sala livre de correntes de ar e a

bom desempenho do equipamento. Se

ensaio (Figura 3).

corrente nominal é aplicada durante um

esta resistência não está registrada no



tempo suficiente para a estabilização

relatório de ensaio, o ensaio não tem

aplicáveis a equipamentos de baixas a altas

das temperaturas dos pontos medidos.

reprodutibilidade. As normas de painéis

tensões. A ideia é criar um arco durante

A elevação de temperatura medida

e barramentos pedem para medir apenas

certo período de tempo. Os efeitos das

não deve ir além de certos limites

a resistência total por fase e não também

sobrepressões provocadas são observados.

especificados nas normas técnicas. Estes

a resistência do disjuntor ou chave por

Os requisitos para aprovação nos testes

limites tem relação direta com a vida

fase vista a partir dos terminais.

incluem que as portas não devem abrir

útil do equipamento. Se os limites são



Ensaios de corrente suportáveis de

permitindo a saída dos gases quentes e os

ultrapassados no dia a dia, a vida util é

curta duração e de crista são feitos para

gases expelidos através dos dispositivos

reduzida de forma calculável.

verificar os efeitos das forças e as altas

de alívio de pressão não podem queimar

temperaturas atuantes em isoladores e

os indicadores de algodão colocados

condutores durante um curto-circuito.

perto das partes acessíveis e que simulam





Os resultados do ensaio de elevação

de

temperatura

são

influenciados

equipamento,

por

medidas

das

Ensaios de arco interno também são

de

As forças mecânicas nos isoladores

a pele de uma pessoa. Buracos causados

materiais, as resistências de contato, a

(tração, compressão e flexão) e as

pelo arco nas paredes externas não são

temperatura do fluido, a geometria dos

tensões mecânicas nos condutores são

permitidos.

condutores, o volume interno líquido

calculáveis por expressões mostradas na



do compartimento e a existência ou

referência ao final deste artigo.

a ar, a principal causa de falhas durante

pela

corrente

aplicada,

tipo

Figura 3 – Ensaio de correntes de curta duração.

Em conjuntos de manobra isolados

Figura 4 – Ensaio de arco interno.

Apoio

53

os testes é a queima dos indicadores de algodão horizontais após reflexões dos gases quentes no teto. Os principais fatores que influenciam os resultados são a tensão, a corrente, o volume líquido interno do compartimento, o tempo de resposta e a área dos dispositivos de alívio de pressão. As aberturas de ventilação, que causam impacto positivo nos resultados dos ensaios de elevação de temperatura, são um caminho de saída de gases quentes que podem queimar os indicadores de algodão e provocar falha no ensaio.

Figura 5 – Tensão suportável à frequência industrial.

A Figura 4 dá uma ideia dos

61641 está virando uma especificação

e mesmo em condições que simulam

fundamentos. Os indicadores de algodão

regular dos compradores.

poluição (Figura 5).

representam a pele das pessoas próximas

Tensão

que não podem ser queimadas pelos

industrial a seco e sob chuva são

seco e sob chuva e tensões combinadas

gases quentes provenientes do interior.

aplicados

alta

(BIAS) buscam simular em laboratório a

Este teste ainda não é um ensaio de tipo

tensão e visam simular as condições

ocorrência se sobretensões de durações

para painéis de baixa tensão. Como os

de tensões temporárias que acontecem

da ordem de microssegundos, mas que

riscos e níveis de energia em instalações

nas subestações e podem ter durações

podem chegar a valores de pico da ordem

acima de 40 kA são consideráveis, o que

da ordem de dezenas de segundos.

de seis vezes a tensão normal do sistema.

está prescrito no documento IEC TR

Podem ser realizados a seco e sob chuva

Os impulsos atmosféricos representam a

aplicada a

sob

equipamentos

frequência de



Impulso atmosférico e de manobra a

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

54

Figura 6 – Ensaio de impulso e ensaio de BIAS.

Figura 7 – Ensaio de radio-inteferência.

queda de raios. Os impulsos de manobra

e que se propagam por condutores. Podem

equipamentos de subestações de

representam as sobretensões causadas

interferir nas rádios, especialmente na

transmissão e distribuição. Disponível

por operações como abertura de linhas,

faixa AM. Estes pulsos alcançam valores

em:
de transmissão, reatores e bancos de

da ordem de grandeza de 50 µVa 1500 µV

Book_SE_SW_2013_POR.pdf>.

capacitores (Figura 6). O ensaio de BIAS

em função da distância. Em laboratório, a

simula a condição de ocorrência de uma

ideia é medir as ondas “conduzidas”. Em

sobretensão de impulso em um lado do

linhas de transmissão, podem-se medir as

equipamento estando outro lado também

componentes irradiadas.

energizado a 60 Hz. Medições de radiointerferência são

Referência

feitas para medir a magnitude de pulsos de

[1] COSTA, Sergio Feitosa. Painéis,

alta frequência gerados por equipamentos

barramentos e secionadores e

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

Capítulo IV Estudos elétricos de sobretensões, coordenação de isolamento e impactos de campos elétricos e magnéticos

Nesta

série

de

fascículos

são

apresentados conceitos de engenharia para o projeto e a especificação de equipamentos de subestações de transmissão e distribuição. O primeiro capítulo desta série cobriu aspectos dos estudos do sistema elétrico que servem de base para as especificações técnicas dos equipamentos. O segundo cobriu conceitos sobre curtos-circuitos, ampacidades,

sobrecargas

e

contatos

elétricos. Já o terceiro capítulo abordou as técnicas de ensaios de alta potência, laboratórios

de

ensaios

e

principais

ensaios. Este quarto capítulo abordará o tema “Estudos elétricos de sobretensões,

coordenação de isolamento e impactos de

As sobretensões que acontecem em

campos elétricos e magnéticos”.

uma rede elétrica podem ser classificadas como “longa duração”, quando duram

Estudos elétricos de sobretensões

até dezenas de segundos e as de “curta duração”, que são da ordem de grandeza

Da mesma forma como são realizados

estudos relacionados à circulação de correntes de curto-circuito e correntes nominais, que foram descritos no segundo capítulo

desta

série,

são

realizados

outros estudos relacionados às tensões permanentes e transitórias que são aplicadas aos equipamentos de uma subestação no dia a dia.

Figura 1 – Exemplos das durações das sobretensões.

de 100 a 3.000 microssegundos. Uma típica sobretensão de longa duração é a que ocorre quando, durante um temporal, um galho de árvore toca o cabo de uma das três fases do circuito e provoca um curto fase terra que abre o fusível da chave fusível daquela fase. No momento da interrupção da corrente na fase defeituosa, é provocada uma sobretensão nas duas fases não defeituosas que pode fazer o valor da tensão subir

Apoio

do valor fase terra para algo próximo da

comprimento, da potência de curto-circuito

valor à estética dos sistemas de distribuição

tensão fase-fase e isso é percebido nas casas

local e grau de compensação da linha.

de energia, é comum encontrar pelas

com a luz ficando mais forte. Se a duração

Quanto mais malhado o sistema, menor

ruas gambiarras (Figura 2) que seriam

do evento é maior, pode-se queimar

será a sobretensão, sendo que, como ordem

inaceitáveis em alguns países do primeiro

geladeiras, aparelhos de ar condicionado,

de grandeza, estas sobretensões podem

mundo.

computadores e outros eletroeletrônicos.

variar da ordem de 20% a 95% dependendo





da rapidez dos reguladores de velocidade e

circulam turistas e moram as autoridades,

de frequência da ordem de 50-60 Hz e

do grau de compensação.

como a Zona Sul do Rio de Janeiro, a

seus harmônicos. São em geral sustentadas

No caso da manobra de correntes

estética ainda tem algum valor, mas no

e pouco amortecidas, podendo alcançar

capacitivas, a tensão de restabelecimento

restante da cidade é comum a existência

amplitudes da ordem de 1,5 P.U. Sua

transitória (TRT) nos terminais de cada fase

dessas vergonhosas e perigosas instalações.

efetiva duração vai depender do sistema de

do disjuntor cresce lentamente, facilitando

É usual também encontrar transformadores

controle de tensão do sistema.

a interrupção, mas a tensão máxima

muito próximos a janelas de apartamentos,



As sobretensões de longa duração são

Nas zonas mais abastadas, nas quais

Exemplos de causas destas sobretensões

de pico pode chegar a 2 pu e provocar

como na foto que foi mostrada no Capítulo

são a perda súbita de carga em sistemas

reacendimento do arco se não há suficiente

1 do fascículo. Este tipo de situação tem

radiais, as faltas para a terra desbalanceadas,

separação dos contatos, reconectando a

sido inclusive motivo de ações judiciais. A

a desconexão de cargas indutivas, a conexão

capacitância C à fonte. Neste caso, se uma

reportagem exibida no Bom Dia Brasil da

de cargas capacitivas e a energização de

nova interrupção acontece próxima do zero

TV Globo em 27/09/2012 (que pode ser

linhas em vazio.

de corrente, a tensão pode ir duplicando e,

encontrada no site da www.globo.com)



A perda súbita de carga ocorre quando

inclusive, levar à explosão do disjuntor.

retrata bem a questão das “gambiarras” dos

uma linha com a maior parte da energia



sistemas aéreos de distribuição brasileiros.

de um gerador é desligada, em que os

com um exemplo é o das faltas para



geradores aceleram e a tensão sobe. A

a

mencionadas

dos apagões e as desculpas de que chuvas

magnitude da sobretensão depende de

anteriormente. No Brasil, como não se dá

e vendavais são os culpados pela operação

Um caso frequente e fácil de explicar terra

desbalanceadas

A reportagem mostra também a questão

49

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

Figura 2 – Situações em que é fácil acontecer um curto fase terra durante um temporal causando sobretensões.

deficiente. Cabe notar que os sistemas

previsíveis e controláveis, sendo estudadas

como as sobretensões mais relevantes.

subterrâneos, embora um pouco mais caros,

e monitoradas há muitas décadas e suas



dão muito menos defeitos e não estão expostos

formas de onda e valores típicos são

à abertura e ao fechamento dos disjuntores,

aos ventos e chuvas. Por isso, são muito usados

como mostrados na Figura 3. Os valores a

seccionadores e outros dispositivos de manobra

nos países desenvolvidos. Nosso setor elétrico

aplicar nos testes de laboratório para classe

instalados nos sistemas. As formas de onda

claramente andou para trás nos últimos 15

de tensão são especificados em normas

típicas são também mostradas na Figura 3.

anos em todos os aspectos possíveis.

técnicas como IEC, ABNT, entre outras.

São simulados em laboratório por impulsos de

Considerando estas classificações, as

Os

que

tensão com uma forma de onda de 250 x 2.500

sobretensões de curta duração são as que

visam simular os efeitos das descargas

μs, sendo o primeiro valor o tempo de frente e

ocorrem devido às descargas atmosféricas

atmosféricas são realizados aplicando-se

o segundo associado ao tempo de cauda.

e os chamados impulsos de manobra. Os

uma onda padrão de forma de onda 1,2 /

As ondas de impulso aplicadas em

impulsos atmosféricos são os nossos “raios”.

50 μs. Estes valores buscam representar um

laboratório são produzidas por geradores

Frequentemente, são considerados os vilões

certo valor de crista que ocorre nas redes

de impulso. Estes são equipamentos

dos apagões, quando não se quer tornar

elétricas, assim como os tempos de subida

compostos por capacitores, resistores e

claro que houve um erro de manobra ou

e de descida da tensão. Para equipamentos

centelhadores. Por meio do ajuste dos

de planejamento. Entretanto, as descargas

de classe de tensão mais baixa que 230 kV,

valores destes componentes, obtém-se as

atmosféricas são um dos eventos mais

os impulsos atmosféricos são considerados

ondas desejadas.

Figura 3 – Sobretensões de impulso.

testes

de

laboratório

Os impulsos de manobra surgem devido

Figura 4 – Exemplo de uso de sincronizadores.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

Para

minimizar

o

efeito

das

computador, como o ATP / ATPDRAW.

como: (a) convencional, quando o número

sobretensões de manobra nas redes elétricas

Este programa, que pode ser baixado

de descargas toleradas é zero (probabilidade

de alta tensão, são utilizados dispositivos de

livremente na internet, quando utilizado

de suportar Pw = 100 %) e (b) estatística,

controle de sobretensões, tais como:

por especialistas com certa experiência na

quando o número de descargas toleradas

análise de seus resultados, permite simular

é relacionado a uma probabilidade de

• Resistores de pré-inserção: usados para

os efeitos das condições de configurações

suportabilidade especificada, por exemplo,

reduzir sobretensões em manobras de

e manobras operativas que vão dar origem

90%.

energização e religamento de linhas (no

a sobretensões de curta ou longa duração.



fechamento). Também são aplicados na

Com base nos valores obtidos nestes

um teste de impulso atmosférico, o

redução da amplitude das tensões de

estudos é que será baseada a coordenação

equipamento seria aprovado se, em cada

restabelecimento transitórias de disjuntores

do isolamento daquela rede elétrica.

série de quinze impulsos, ocorressem, no

(se utilizados na abertura); • Para-raios: para impedir sobretensões

Neste segundo caso dos 90%, durante

máximo, duas descargas por polaridade em

Coordenação de isolamento

meio auto-recuperante e nenhuma descarga

superiores àquelas para os quais os

em meio não auto-recuperante.

equipamentos foram projetados;

Os procedimentos e definições são



• Capacitores nos terminais de disjuntores:

explicados na norma 60071-1 – Coordenação

tensões suportáveis e níveis de isolamento

para reduzir taxa de crescimento da TRT;

de Isolamento e correspondentes normas

nominal do equipamento em função dos

• Blindagem de linhas e subestações contra

nacionais. Esta norma começa com uma

valores máximos de tensões que podem

descargas atmosféricas (cabos para-raios e

série de definições e conceitos, entre

ocorrer na rede, obtidos nos estudos de

hastes de proteção): para evitar incidência

as quais as classificações dos tipos de

sobretensões. Para tal, são apresentadas,

direta nos condutores;

isolamentos em: (a) Auto-recuperantes, por

nas tabelas da norma, listas de valores para

• Sincronizadores: para redução das

exemplo, as distâncias entre fases no ar e a

as tensões suportáveis de impulso e para as

sobretensões ou sobrecorrentes por controle

parte externa de isoladores (b) Não auto-

tensões suportáveis à frequência industrial.

do ângulo de fechamento na tensão. São

recuperantes, como o papel impregnado

A Figura 5 mostra parte de uma tabela

especialmente úteis na energização de linhas

a óleo de transformadores, a parte interna

típica, no caso, da ABNT NBR 7282.

em vazio e bancos de capacitores, assim

de buchas e a especificação das distâncias



como para evitar correntes de "inrush" em

de escoamento (kV / mm) de isolamentos

valor de tensão nominal, pode haver

transformadores. A Figura 4 exibe um

que são selecionadas com base na tensão

mais de uma lista de valores de tensões

exemplo típico de aplicação, mostrando

máxima de operação, poluição, umidade e

suportáveis. Em algumas normas, estes

como as sobretensões são reduzidas pelo

densidade do ar.

valores são descritos como isolamento

simples controle do ângulo de fechamento

A norma define também as tensões

pleno ou isolamento reduzido. Na verdade,

ou abertura da tensão na manobra.

suportáveis como aquelas a serem aplicadas

o que está atrás das diferentes alternativas

em ensaio durante o qual um número

de tensões suportáveis é que representam

Os estudos elétricos de sobretensões

específico de descargas destrutivas é

práticas em diferentes países ou diferentes

são feitos com o suporte de programas de

tolerado. A tensão suportável é designada

regiões com suas condições atmosféricas e



Também é mostrado como selecionar as

Deve-se notar que, para um mesmo

Tabela 1 – Níveis de isolamento nominais (série I)

Tensão suportável à frequência industrial Tensão nominal

durante 1 minuto (eficaz)

Ur kV (valor eficaz)

Uc Valor Comun

Tensão suportável de impulso atmosférico Um

kV (valor eficaz) Através da distância

Valor Comum

de isolamento 17,5 24 36 145

38 50 70

45 60 80

kV(pico) Através da distância de isolamento

75

85

95

110

95

110

125

145

145

165

170

195

230

265

550

630

275

315

650

750

Apoio

de poluição específicas.

sobretensões e, eventualmente, reduzir os

distâncias elétricas mínimas. Esta norma

níveis de isolamento a especificar.

vai além disso e explica outros aspectos

A sequência para realizar a coordenação de isolamento é, portanto: •

Determinar as sobretensões: magnitude,

duração e probabilidade de ocorrência; •

Selecionar os níveis de isolamento

do entre

espaçamentos e distâncias de segurança.

distâncias relativas a aspectos de incêndios

A norma IEC 61936 sobre instalações de

e subestações ou mesmo alguns aspectos

potência de alta tensão é muito didática

do aterramento e tensões de passo e toque

no que diz respeito aos conceitos para

(Figura 5).

exemplo 25%). •

Método estatístico: selecionar um certo

risco de falha. •

Especificar nas especificações técnicas

os ensaios dielétricos: •

Frequência industrial.

•

Impulso de manobra (250 x 2.500 µ S).

•

Impulso atmosférico (1,2 x 50 µ S).

•

Onde for aplicável, é necessário prever o

uso de dispositivos de proteção para reduzir

Figura 5 – Distâncias de segurança (IEC 61936).

transformadores

de

a

questão

sobretensões + margem de segurança (por

distâncias

como

projeto de subestações, é a seleção dos

Método convencional considerando as

das

eletromecânico,

Outro aspecto a considerar, no caso do

empregando um dos métodos: •

projeto

e

segurança construções,

53

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

54

Figura 6 – Campo magnético (à esquerda) e campo elétrico (à direita).

Efeitos e impactos de campos elétricos e magnéticos





Em alguns aspectos dos problemas de

em algumas regiões, os campos são

compatibilidade eletromagnética (CEM)

reduzidos, mas, em outras, são muito

em subestações, as correntes nominais

elevados. Nestas, não se deve colocar

Como foi mostrado no Capítulo 1

também são de interesse. Entretanto,

componentes

desta série, a circulação de correntes

para a CEM, no que diz respeito à

eletrônicos, relés, contatores, etc. Estes

permanentes elevadas produz campos

imunidade a campos no projeto de

resultados foram obtidos com o software

magnéticos que, se ficarem acima de

equipamentos, as correntes elevadas de

SwitchgearDesign.

certos níveis, podem ser prejudiciais

curto-circuito são mais importantes. O

Em um dos capítulos finais deste

a

motivo é que, durante o curto-circuito,

fascículo serão mostrados mais detalhes

(aquecimentos indevidos e problemas de

os

produzidos

sobre a descrição das técnicas para

compatibilidade eletromagnética).

são muito elevados e podem interferir

simulação de ensaios de alta potência

Do ponto de vista dos impactos

no

e aplicações no desenvolvimento e

à saúde, há toda uma legislação que

eletrônicos, relés e outros tipos de

deve ser obedecida durante o projeto

componentes usados no comando e

de uma subestação de energia. Esta

proteção da subestação.

legislação estabelece um certo limite



para a exposição do público em geral

elétricos

e

e de operadores, tanto para campos

saber

qual

magnéticos como para campo elétrico.

componentes sensíveis a interferências

Os campos magnéticos são tão

eletromagnéticas. Na Figura 6, a título

maiores quanto maiores são as correntes

de exemplo, são mostrados os campos

circulantes. Nos aspectos mencionados

magnéticos no interior de um painel

de aquecimentos e impactos à saúde, as

elétrico submetido a uma corrente

correntes de interesse são as correntes

permanente trifásica, assim como o

permanentes / nominais.

campo elétrico. É possível notar que,

pessoas

(saúde)

e

a

instalações

campos

magnéticos

funcionamento

de

componentes

O bom conhecimento dos campos em

magnéticos lugar

não

permite instalar

sensíveis,

certificação de produtos.

como

os

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

60

Capítulo V Arcos internos em equipamentos de subestações

Nesta

série

de

fascículos,

são

internos em painéis de médias e baixas

traduzida de uma norma IEC já superada

apresentados conceitos de engenharia para

tensões. A ideia do texto a seguir não é ser

no mercado internacional.

projeto e especificação de equipamentos

mais uma repetição do tema, mas convém

As únicas exceções a isso são as

de subestações de transmissão e de

relembrar um aspecto das normas técnicas.

normas atreladas a produtos de certificação

distribuição. O primeiro capítulo da série

Ensaios de arcos internos em painéis são

compulsória. Tais produtos só podem

cobriu aspectos dos estudos do sistema

ensaios de tipo para os painéis de média

ser comercializados no país se forem

elétrico que servem de base para as

tensão (IEC 62271-200), mas infelizmente

certificados pelo Inmetro e, como exemplo,

especificações técnicas dos equipamentos.

ainda não são ensaios de tipo para os painéis

temos os plugues e tomadas para uso

O segundo abordou conceitos sobre

de baixa tensão (IEC 61439). O mercado

doméstico, interruptores para instalações

curtos-circuitos, ampacidades, sobrecargas

comprador, entretanto, exige cada vez mais,

elétricas fixas domésticas, alguns cabos de

e contatos elétricos. O terceiro artigo

com fundamento, que os fabricantes de

potência de baixa tensão e equipamentos

abordou o tema “Técnicas de ensaios de

painéis de baixa tensão comprovem que

para atmosferas explosivas. No Inmetro,

alta potência, laboratórios de ensaios e

o equipamento foi testado e aprovado no

além da certificação compulsória, existe a

principais ensaios”. E o quarto capítulo

ensaio da IEC TR 61641.

possibilidade de certificar certos produtos

tratou de estudos elétricos de sobretensões,



A norma IEC 61439-1:2009, publicada

nas modalidades de certificação voluntária

coordenação de isolamento e impactos de

há seis anos, encontra-se, na ABNT, há

(por exemplo, instalações de baixa tensão)

campos elétricos e magnéticos.

dois anos em tradução e adaptação para

e em programas de etiquetagem voluntária



Neste quinto capítulo, o tema abordado

o português. Seria bem-vindo e original

(como transformadores de distribuição em

será “Arcos internos em equipamentos

se a comissão da ABNT aproveitasse a

óleo) e compulsória (como certos motores

de subestações”, com ênfase na brochura

oportunidade para listar o ensaio de arco

elétricos e refrigeradores). Nenhuma dessas

Cigré 302 – Ferramentas para a simulação

interno nos painéis com correntes de arco

possibilidades se aplica a painéis elétricos

dos efeitos de arco interno na transmissão

maiores que 40 kAef, como um ensaio

de baixa ou média tensão.

e distribuição. Este documento único foi

de tipo. Se isso fosse realizado na norma

publicado pelo Cigré Internacional em

brasileira, poderia se fazer o mesmo com a

dezembro de 2014. O autor deste fascículo,

IEC, tendo uma boa chance de sucesso. Fica

Sergio Feitoza Costa, participou desde o

aqui a ideia!

início dos grupos de trabalho dos grupos



de trabalho Cigré WG A3-20 e WG A3-24,

que ninguém é obrigado a utilizar normas

sendo um dos coautores da brochura.

brasileiras de painéis e outros produtos pelo

Arcos internos e qualificação de produtos: quais normas técnicas utilizar?

Falando sobre normas, cabe lembrar

Ferramentas para a simulação dos efeitos de arco interno em equipamentos de manobra de transmissão e distribuição (Brochura Cigré 602)

simples fato de serem normas brasileiras.



Normas técnicas são instrumentos que

a Brochura Cigré 602 (http://www.e-

Em dezembro de 2014, foi publicada

servem de referência aos contratos entre

cigre.org/Search/resultatREF.asp#),

comprador e vendedor e estes são livres para

documento que foi publicado e detalhado

único

escolher as normas que bem entenderem. É

sobre o assunto. Participaram de sua

Nos últimos anos, vários artigos têm

mais razoável usar uma norma IEC recente

preparação 21 especialistas de 15 países,

sido publicados no Brasil sobre arcos

do que usar uma antiga norma brasileira

entre os quais o autor deste fascículo,



Apoio

Sergio Feitoza Costa, que participou, desde

e alta tensão isolados a SF6 e a ar.

montados para analisar os efeitos do arco

o início, em 2007, dos grupos de trabalho

Há várias normas mundiais sobre

interno, pesquisar as ferramentas e modelos

Cigré WG A3-20 e WG A3-24. Em 2007,

equipamentos resistentes a arco interno.

computacionais disponíveis e aconselhar

para se ter uma ideia, uma das reuniões

Algumas,

62271-200,

que alguns testes possam ser substituídos

do grupo de trabalho aconteceu no Rio de

permitem que o SF6 seja substituído por

por simulações de computador. Algumas

Janeiro por ocasião do evento internacional

ar durante o teste de arco interno. Outras,

motivações e resultados específicos foram:

realizado pelo Cigré – SC A3 Technical

como a IEEE Std C37.20.7, não tratam de

Colloquium.

equipamentos isolados a SF6. Por último,

• avaliar os métodos de cálculos de

Reconhecendo o papel crescente do

existem normas, como a IEC 62271-203,

sobrepressão e fazer análises comparativas

uso de simulações de alguns ensaios, o

que permitem a extensão de resultados dos

com resultados de testes realizados;

Cigré internacional estabeleceu o grupo

testes por métodos de cálculo. A futura IEC

• reduzir o número de ensaios de arco

de trabalho WG A3.20, que depois foi

62271-307 tratará da extensão da validade

interno por razões ambientais;

substituído pelo WG A3-24. As tarefas

de relatórios de ensaios feitos segundo a

• verificar os impactos de modificações

iniciais foram de avaliar ferramentas de

IEC 62271-200. Esta norma, atualmente em

de projeto da por meio de simulações

simulação e em que medida poderiam

preparação, terá impacto no mercado de

(interpolação de resultados de teste);

ser usadas. Conclui-se que a simulação

painéis de média tensão e será tratada em

• verificar a validade da substituição de SF6

é uma ferramenta de desenvolvimento

um capítulo desta série mais a frente.

por ar durante os testes de arco interno.

valiosa e que pode prever o desempenho



de um equipamento, pelo menos quando

desses testes é muito importante do



se está comparando alguns resultados com

ponto de vista da segurança, embora seja

revisão da literatura existente (mais de 100

outros resultados de um projeto já testado

econômico e ambientalmente proibitivo

artigos e normas técnicas) e pela coleta de

e simulado. O WG A3.24 continuou as

testar todas as variações de um determinado

dados de teste a partir de inúmeros testes

análises com um foco específico em testes

projeto de painel. Nesse sentido, o trabalho

de arco interno. Os dados de teste foram

de arco interno em equipamentos de média

do WG e a brochura resultante dele foram

coletados a partir de mais de 80 casos

como

a

IEC

Na brochura fica claro que a realização O WG A3.24 começou o trabalho pela

61

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

62

diferentes com tamanhos de invólucros que

c) Cálculos de energia, evaporação de

possibilidade de furar o invólucro e

vão desde volumes de menos de cinco litros

metais e ablação de isoladores;

fórmulas;

até grandes tanques de GIS (1.200 litros). As

d) Misturas de gases em

p) Avaliação do tempo de queima em

correntes de falta variaram de 12 kA a 63

compartimentos;

invólucros de alumínio e aço;

kA, com durações de falhas que vão desde

e) Uso de absorvedores de arco no fluxo

q) Avaliação de parâmetros de projeto;

10 ms a 1,2 s.

de escape;

r) Sensores de pressão e absorção do

Foram analisados desde invólucros

f) Velocidades de dispositivo de

arco por indicadores;

simples até equipamentos com vários

abertura de alívio;

s) Efeitos da ligação do neutro durante

compartimentos isolados a SF6 e ar. Ao

g) Uso de CFD é utilizado para

ensaios.

longo das análises, houve foco nos três

simulação de arco interno;

efeitos principais de um arco interno

h) Análises de sensibilidade aos diversos



que são: (a) o aumento de pressão; (b)

parâmetros;

cálculo utilizados, algumas observações são

as solicitações mecânicas no invólucro,

i) Comparação dos efeitos de um

mostradas na tabela a seguir. Eles estariam

instalações

e

paredes

causadas

pela

No que diz respeito aos modelos de

mesmo arco interno em ar ou no SF6;

em um ponto intermediário entre o modelo

sobrepressão interna; e (c) o efeito “burn-

j) Normalização técnica e interpretação

básico e o de alta complexidade.

through” no sentido de furar o invólucro

de resultados de testes (diferenças ar e



quando a corrente de arco estacionaria em

SF6);

em um ponto intermediário a estes

um certo ponto.

k) GIS> 52 kV (IEC 62271-203) e

dois é o software Switchgear Design



cubículos ≤ 52 kV (IEC 62271-200,

desenvolvido pelo autor deste fascículo.

foram feitas com ferramentas de software

-201, IEEE C37.20.7);

Entretanto, este não se aplica apenas a

que variaram desde as “feitas em casa” até

l) Solicitações mecânicas devido às

simulações de ensaios de arco interno, mas

ferramentas CFD complexas e caras. Do

sobrepressões nos invólucros e nas

permite também simulações de ensaios

ponto de vista do cálculo da sobrepressão

paredes da sala;

de elevação de temperatura e de forças

pode-se perceber que, mesmo com as

m) Construção de paredes, parâmetro

eletrodinâmicas, assim como a avaliação

ferramentas mais simples, o pico de

crítico no projeto civil e área de abertura

de

pressão foi calculado dentro de 10% a

da sala;

tensões induzidas, etc. conforme pode ser

20% do pico medido, o que indicou que o

n) Critérios para avaliação de estresse

observado em http://www.cognitor.com.

uso da ferramenta mais simples deve ser

da parede;

br/TR_071_ENG_ValidationSwitchgear.

explorado. Considerando esta conclusão,

o) “Burn-through: avaliação da

pdf

No grupo de trabalho, as avaliações

Um exemplo de software que estaria

campos

magnéticos

e

elétricos,

o WG desenvolveu um conjunto de "equações básicas" que validaram o modelo

Tabela 1 – Comparações dos modelos de cálculos utilizados

matemático para mais de 70 casos.

Verificou-se que o cálculo das curvas

de pressão no interior do compartimento do arco durante uma falha de arco interno dá boa concordância entre o teste e a simulação, desde que a energia do arco seja

Modelo básico (simplificado)

conhecida. Estes resultados são descritos detalhadamente na brochura. Entre

os

tópicos

detalhadamente

Aplicação

Limitações

Para calcular rapidamente

Não considera não uniformidade

o aumento da pressão

de parâmetros do gás (pressão,

dentro de um compartimento

temperatura, densidade) no volume;

de arco e no volume

Não aplicável se a área de abertura do

de escape em painel típico

alívio for muito grande em relação ao

de média tensão e

volume do compartimento;

em aplicações GIS de

Os cálculos não se mostraram

alta tensão.

cobertos na brochura estão os seguintes:

Não considera misturas de

a) Cálculo da pressão por modelo

gases no compartimento;

analítico incluindo as equações do

Não aplicável a grandes salas de

modelo, parâmetros e limites da aplicação; b) Aplicação do modelo para casos de teste selecionados em vários arranjos de ensaios, incluindo painéis de média tensão e alta tensão isolados a SF6 e a ar;

confiáveis, quando a temperatura do gás excede 2.000 K para SF6 e 6.000 K para o ar;

instalação (> 50 m³). Modelo CFD

Para calcular a distribuição

(alta complexidade) de pressão espacial e fluxo de

Alto esforço para a modelagem e malhas para o equipamento e a sala;

gás em formas de geometria

Requer grande capacidade

complexas e em grandes salas.

computacional.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

64

Os seguintes estudos de caso são detalhados na brochura para painéis de média tensão isolados a ar (dados de entrada). Tabela 2 – Dados de entrada de painéis de média tensão isolados a ar Caso número

A22

B27

C70

D14

Volume compartimento de arco (V1)

0,509

0,509

0,648

0,27

m³

Volume compartimento exaustão. (V2)

>1.000

1.275

>1.000

0,58

m³

Volume da sala de instalação (V3)

n/a

>1.000

n/a

>1.000

m³

Pressão inicial de enchimento do volume 1

150

160

100

120

kPa abs ar

Pressão inicial de enchimento do volume 2

100

100

100

100

kPa abs ar

Área de alívio de pressão entre volumes 1 e 2

0,00456

0,00456

0,0763

0,049

m²

Atuação do dispositivo de alívio

276

285

35,3

220

kPa rel

Área de alívio de pressão entre volumes 2 e 3

0

0,010

0

0,195

m²

Corrente de curto-circuito

14,5

14,5

14,5

38,8

kA ef

Número de fases

1

1

2

3

Tensão média fase-terra

314

424

400

250

Fator KP

0,4

0,55

0,7

0,6

V

Os seguintes casos são detalhados na brochura para painéis de media tensão isolados a SF6 (dados de entrada). Tabela 3 – Dados de entrada de painéis de média tensão isolados a SF6 Caso número

E24

F3

G13

Volume compartimento de arco (V1)

0,509

1.217

0,27

m³

Volume compartimento exaustão. (V2)

>1.000

>1.000

0,58

m³

Volume da sala de instalação (V3)

NA

NA

>1.000

m³

Pressão inicial de enchimento do volume 1

150

166

120

kPa abs SF6

Pressão inicial de enchimento do volume 2

100

100

100

kPa abs arr

Área de alívio de pressão entre volumes 1 e 2

0,00456

0,062

0,049

m²

Atuação do dispositivo de alivio

310

1.400

220

kPa rel

Área de alívio de pressão entre volumes 2 e 3

NA

NA

0,195

m²

Corrente de curto-circuito

14,2

25

38

kA ef

Número de fases

1

3

3

Tensão média fase-terra

350

1.700

400

Fator KP

0,75

0,7

0,76

V

Figura 1 – Gráficos mostram os resultados das pressões V1 e V2 dos estudos de caso D14 e F3 referenciados nas Tabelas 2 e 3.

Na seção B.4 da brochura é referenciado o

specified in international standards", de

como uma proposta para a execução

artigo "Guidelines for the use of simulations

autoria de Sérgio Feitoza. Este trabalho foi

de uma nova norma ABNT chamada

and calculations to replace some tests

apresentado em 2010 ao CB-3 da ABNT

“Orientações para o uso de simulações

Apoio

para extrapolar resultados de alguns

os países em desenvolvimento”, que pode

nas normas relevantes de produtos e, em

ensaios de alta potência especificados nas

ser encontrado no site www.cognitor.com.

decorrência, estão disponíveis no relatório

normas ABNT”.

br, há uma discussão sobre este tema. A

de ensaios. Neste sentido, a nova norma

Por razões difíceis de entender, a

proposta básica é trabalhar junto à IEC

descreveria as medições mínimas e os

ideia não foi aceita pela ABNT, embora

no sentido de que ela, ao publicar certas

registros fotográficos que devem ser feitos

tivesse o apoio de mais de 20 empresas

normas, também sejam publicadas em

e registrados em relatórios de ensaios de

que queriam participar das reuniões da

português, como já acontece na língua

laboratório especificados em normas de

comissão de estudos. Entre os interessados

espanhola e alguns outros idiomas.

produtos.

estavam 15 fabricantes de equipamentos

No caso do texto referenciado na

Tais medições e registros fazem

de altas e baixas tensões, principalmente

seção B.4 da brochura, o escopo da

com que o ensaio seja reprodutível e seu

painéis,

ensaios,

norma seria apresentar orientações para

relatório útil para o posterior uso em

certificadora, concessionárias de energia

a sistematização do uso de simulações e

simulações. Estas medições e registros

e grandes usuários de equipamentos para

cálculos utilizáveis para substituir alguns

também ajudam os usuários a identificar se

subestações.

laboratórios

de

ensaios de laboratório em situações em que

um produto comercializado é semelhante

No Brasil não se consegue perceber

o senso comum mostra ser razoável fazê-lo.

ao que foi efetivamente ensaiado em

o erro estratégico que é levar anos

O caso mais frequente é a extrapolação de

laboratório. Atualmente, existe uma falta

para traduzir normas técnicas IEC que

resultados de ensaios feitos em laboratório,

de dados para a validação dos resultados

foram publicadas muitos e muitos anos

em um certo equipamento, para predizer

de simulações em comparação com

antes. Enquanto isso continuamos a

os resultados do mesmo ensaio em um

resultados de ensaios de laboratório. São

andar para trás na lista dos países em

equipamento com características próximas

todas medições e registros de baixo custo

desenvolvimento. Há cerca de 15 anos,

ao já testado, mas que não foi testado. O

e de realização simples.

havia um entendimento bem melhor

uso de simulações para substituir ensaios



destes aspectos. No artigo “Como podem

só

determinadas

apresentar métodos de cálculo para a

as normas IEC ajudar a reduzir o gap entre

medições e registros são especificadas

simulação de ensaios. Considera-se que um

é

possível

quando

Não seria um objetivo da nova norma

65

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

66

Tabela 4 – Valores típicos de tolerâncias aceitáveis

modelo ou método é aceitável quando ele produz resultados que podem ser validados

Tipo de ensaio

Parâmetro a comparar

Valores típicos de tolerâncias aceitáveis

dentro das tolerâncias aceitáveis e, além disso, a validação possa ser demonstrada de

Ensaio de elevação de

Elevações de temperaturas nas partes

forma objetiva e transparente aos usuários.

temperatura

sólidas e fluidas

Embora os conceitos apresentados sejam

Ensaio de arco interno

Sobrepressão no invólucro acima da

as aplicações mais visíveis são nos seguintes

Ensaio de correntes

Forças eletrodinâmicas e tensões

equipamentos de altas e baixas tensões:

suportáveis de curta

mecânicas

painéis e quadros, barramentos e dutos

duração e de crista

disjuntores,

5% a 10%

pressão atmosférica (crista e duração)

aplicáveis a qualquer equipamento elétrico,

blindados,

1% a 5%

5% a 15%

secionadores,

chaves, religadores automáticos, fusíveis e

- Corrente elétrica circulante;

Por

transformadores.

- Materiais utilizados nos condutores e

do ensaio, a medição da sobrepressão

partes isolantes;

ao longo do ensaio deve ser medida

máximas para as diferenças obtidas entre

- Fluido que envolve os equipamentos

e registrada no relatório de ensaio de

os métodos de simulação e os resultados

dentro de um compartimento;

laboratório. Os valores dos dados que

que ocorreriam no ensaio de laboratório

- Posição e geometria espacial dos

afetam o resultado do ensaio devem

especificado na norma do produto relevante.

condutores;

ser claramente registrados no relatório

Os valores típicos de tolerâncias aceitáveis

- Volume do fluido no interior dos

de ensaios através de fotografias e/ou

dos resultados obtidos nas simulações,

compartimentos;

desenhos.

quando comparados com os resultados do

- Área dos dispositivos de alívio de



ensaio de laboratório, são mostrados na

sobrepressão e sua velocidade de abertura;

impressões fotográficas da liberação

Tabela 4.

- Entrada e áreas de saída para ventilação,

de gases quentes, como resultado da

Para o caso dos ensaios de arco

assim como a existência de dispositivos

formação de arco em SF6 (coluna da

interno, os dados de entrada mínimos a

que as fechem no momento de um arco

esquerda) e do ar (coluna da direita)

serem registrados em relatórios de ensaios

interno;

para uma falha de 14,2 kA, Arc 1 s. As

de arco interno emitidos por laboratórios

- Posição relativa dos equipamentos em

fotografias são tiradas com um intervalo

são os seguintes:

relação às paredes e teto.

de 0,2 s.

Seriam

especificadas

tolerâncias

razões

de

reprodutibilidade

Na Figura 2 a seguir, são mostradas

Figura 2 – Fotografias da liberação de gases quentes a partir de arco elétrico em SF6 (esquerda) e ar (direita).

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

Capítulo VI Especificações técnicas de disjuntores, secionadores, painéis e para-raios feitas por concessionárias de energia

Neste fascículo são apresentados

escrever um longo texto, referenciar a

laboratório neutro e reconhecido. Entre

conceitos de engenharia para projeto

norma técnica IEC ou a norma nacional

os ensaios de rotina previstos na norma

e especificação de equipamentos de

equivalente, se esta estiver atualizada.

os seguintes são exigidos. É um texto

subestações de transmissão e distribuição.

Em geral, no Brasil, as normas brasileiras

simples, completo e com base em um

O primeiro artigo desta série cobriu

estão defasadas em, no mínimo, três

documento

aspectos de estudos do sistema elétrico

anos, com relação às suas normas-base

empresa privada é relativamente simples

que servem de base para as especificações

da IEC. Isso ocorre, como já explicado

seguir este tipo de estratégia.

técnicas dos equipamentos. O segundo

em capítulos anteriores, pelo longo tempo



cobriu conceitos sobre curtos-circuitos,

que é utilizado para traduzir as normas

outro requisito oriundo da experiência

ampacidades, sobrecargas e contatos

IEC em inglês para as normas brasileiras

da empresa que está comprando o

elétricos. O terceiro abordou o tema

em português. Seria bem mais inteligente

equipamento, ter-se-ia em mãos uma boa

“técnicas de ensaios de alta potência,

se

normalização

especificação. É, entretanto, muito comum

laboratórios de ensaios e principais

brasileiro agisse com a IEC como outros

que a especificação publicada nas licitações

ensaios”. No quarto capítulo, falou-se

países fazem para que pelo menos

seja longa e confusa. O erro mais comum

sobre os estudos elétricos de sobretensões,

algumas normas IEC fossem, na origem,

é copiar na especificação longas partes da

coordenação de isolamento e impactos

publicadas também em português.

norma técnica de referência, muitas vezes

de campos elétricos e magnéticos. No

Utilizando um disjuntor de alta

com erros de interpretação dos termos.

capítulo anterior, o tema abordado foi

tensão como exemplo, a especificação

Para

a recente brochura Cigré 602, sobre

técnica ideal de um disjuntor de 145

impossível utilizar especificações simples

simulação de arcos. Já o tema deste sexto

kV – 2.000 A – 31,5 kA seria um texto

porque precisam atender em seus editais

capítulo são as especificações técnicas

muito curto e mais ou menos como: “o

a uma série de leis e regulamentos que

de disjuntores, secionadores, painéis e

disjuntor, objeto desta especificação,

acaba tornando estas empresas ainda

para-raios feitas por concessionárias de

deve atender aos requisitos das normas

mais pesadas e ineficientes. Foi uma pena

energia.

62271-1 – Equipamentos de Manobra

pararmos o processo das privatizações que

de Alta Tensão – Parte 1: Especificações

estava em bom andamento antes de 2003.

Comuns e IEC 62271-100 – Disjuntores

A esta altura já estaríamos em um patamar

de Alta Tensão de Corrente Alternada”.

bem melhor. O resultado desta interrupção

Os dados específicos do disjuntor

foi a confusão que virou o setor elétrico

O que fazer e o que não fazer em uma especificação técnica para compra de equipamentos

o

organismo

de

internacional.

Para

uma

Com estas informações e mais um ou

empresas

estatais

é

quase

estão na folha de dados a seguir. O

com tarifas muito maiores que nos demais

Para criar um referencial, vamos

disjuntor deve ter sido submetido a todos

países, contando ainda para isso com a

partir do princípio de que a especificação

os ensaios de tipo previstos na norma,

ajuda de uma carga tributária absurda e sem

técnica mais eficiente é, ao invés de

comprovados em relatório emitido por

retorno para quem paga os impostos.

Apoio

47

Tabela 1 – Folha de dados Item

Unidade

Descrição

O que incluir

A3

Local de instalação

-

Ao tempo

B

Condições locais

-

Coordenadas geográficas, clima,

C

Características do sistema elétrico

C1

Tensão nominal

kV

138

C2

Tensão máxima de operação

kV

145

C3

Número de fases

C4

Frequência nominal

C5

Tipo de aterramento do neutro

-

Isolado

Alimentação do motor de carregamento da mola

V

220 Vca +10%, -20%

SF6

altitude e grau de poluição do local

C6.1



-

-

3

Hz

60

D

Características gerais do equipamento

D1

Meio isolante

-

D2

Religamento (tripolar/monopolar)

-

Tripolar

D4

Condições de serviço (normais/especiais)

-

Normais

D6

Desempenho quanto a reacendimento durante chaveamento de correntes capacitivas (classe C1 ou C2)

-

C1

D7

Classe de durabilidade mecânica (classe M1 ou M2)

-

M1

D8

Classe de durabilidade elétrica (classe E1 ou E2)

-

E1

E

Características elétricas do equipamento

E5

Níveis de isolamento

-

E5.1

Tensão suportável nominal de curta duração à frequência industrial (1 minuto)

E5.2

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico

kVef.

275

kVpico

650

E6

Corrente nominal

A

2.000

E7

Número de polos

-

3

E9

Ciclo de operação

-

O-0,3 seg-CO-3 min-CO

E10

Fator de primeiro polo

-

1,5

E11

Capacidade de interrupção nominal em curto-circuito

kAef.

31,5

E12

Capacidade de interrupção de corrente de magnetização de transformadores

A

10

E14

Tensão de restabelecimento transitória para faltas nos terminais, faltas quilométricas e discordância de fases

kV

Tabela xxx da IEC 62271

E15

Tensão de rádio interferência

-

E16

Características para faltas quilométricas

-

E17

Duração nominal de curto-circuito

seg

1

E18

Chaveamento de correntes capacitivas

-

Sim

E19

Corrente nominal de interrupção de linhas em vazio

A

75

E20

Corrente nominal de interrupção de cabos em vazio

A

160

E21

Corrente nominal de interrupção de banco único de capacitores

kA

Informar

E22

Corrente nominal de interrupção de banco de capacitores em contraposição

kA

Informar

E23

Sim

Corrente nominal de interrupção e estabelecimento em discordância de fases

kA

Informar

E25.3

Tempo de interrupção

ms

50 (3 ciclos)

E25.4

Discrepância máxima entre polos (entre contatos principais)

ms

5

F1.1

Mecanismo de operação elétrico a carregamento de molas

F3

Tensão do motor de acionamento das molas (VCA/VCC)

V

220 Vca +10% -20%

F4

Tensão nominal das bobinas (VCA/VCC)

V

125 Vcv +10%, -20%

Devemos rapidamente voltar a pensar

com a corrupção.

erros do tipo destes exemplos a seguir,

em privatizar tudo que seja privatizável.

Voltando às questões técnicas das

extraídos de algumas especificações que

Diminuindo-se a interferência dos governos

especificações, quando se reescreve na

tenho lido:

e partidos políticos nas empresas estatais

especificação partes de textos das normas

diminuirão as perdas com a ineficiência e

técnicas, corre-se o risco de inserir no texto

• Errado: A elevação de temperatura dos

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

contatos deve ser 53 °C. É uma frase sem

especificações são os clássicos, detalhados

sentido e o correto seria dizer que devem

nos capítulos anteriores desta série ou seja:

ser atendidos no ensaio de elevação

são relacionados com ensaios como: • Tensão suportável no invólucro sem a

• Ensaios de interrupção e estabelecimento

parte interna ativa;

especificados na norma IEC-62271-1;

em curto-circuito;

• Tensão residual para impulso de corrente

• Errado: O projeto dos contatos deve ser

• Tensão suportável a impulso atmosférico;

íngreme,

feito de modo que as forças eletromecânicas

• Tensão suportável a impulso de manobra

manobra;

não possam abri-lo. Esta é também uma

a seco e sob chuva;

• Corrente suportável de impulso retangular

frase sem nenhum efeito prático efeito.

• Tensão suportável a frequência industrial,

de longa duração e de descarga de linhas de

O correto seria especificar o ensaio de

a seco (1 min), sob chuva (10 s);

transmissão;

correntes suportável de curta duração e de

• Elevação de temperatura;

• Ciclo de operação (impulso de corrente

crista que existe nas normas exatamente

• Corrente suportável nominal de curta

elevada e de manobra);

para comprovar se o equipamento suporta

duração e crista;

• Característica "tensão de frequência

os efeitos das forças;

• Resistência mecânica e operação;

industrial x tempo”;

• Errado: Devem ser utilizados materiais

• Tensão de rádio-interferência;

• Alívio de sobrepressão interna;

da melhor qualidade técnica, novos e de

• Ensaio de corona visual.

• Tensão de rádio interferência e de

de

temperatura

os

limites

máximos

fabricação recente. O correto é especificar

impulso

atmosférico

e

de

ionização interna;

quais normas ABNT, ANSI, IEC, NEMA,

Para secionadores de alta tensão,

• Ensaios do desligador automático;

ASTM, ou outras, devem ser atendidas nas

como são equipamentos que em geral

• Poluição artificial;

partes específicas;

estão em série com um disjuntor,

• Estanqueidade;

• Errado: Qualidade de execução: a mais

as

• Medição das descargas parciais;

alta qualidade e em conformidade com as

mostradas acima, com exceção dos

• Distribuição de corrente, em para-raios

melhores e mais modernas práticas de alta

requisitos de capacidade de interrupção

multi-colunas.

qualidade. Este tipo de frase não serve para

em curto-circuito, que não se aplicam

nada, pois não há um padrão de verificação

aos secionadores.

e vai na direção contrária das normas ISO

Para

dos

extraídas de uma folha de dados de uma

para qualidade.

termos utilizados são diferentes daqueles

especificação de para-raios para o mesmo

empregados nos disjuntores e secionadores.

sistema de 138 kV de onde vieram os dados

Os principais aspectos das especificações

do disjuntor acima.

Os principais ensaios requeridos nas

especificações

os

são

para-raios,

similares

às

muitos

A seguir estão algumas características

Tabela 2 – Folha de dados para para-raios Item

Descrição

Unidade

Especificado

B

Local de instalação Condições locais

-

Ao tempo

B1

Condições anormais locais de serviço diante da IEC 60099-4

-

Coordenadas Não geográficas, clima,

B1.2

Temperatura máxima média anual

ºC

altitude e grau de42poluição do local

B1.3

Características Temperatura média do sistema diária elétrico (valor máximo)

ºC -

30

B1.4

Tensão nominal Umidade relativa média

kV %

80138 a 90

Tensão máxima Atmosfera ambiente de operação

kV -

145

-

Não 3

Hz -

Sim 60

B2 B2.1

Número de fases Corrosivo

B2.2

Frequência Presença denominal pó

B2.3

Tipo de aterramento do neutro Agressivo

-

Isolado Sim

B2.4

Alimentação Atmosfera explosiva do motor de carregamento da mola

V -

220 Vca Não +10%, -20%

C

Características do gerais sistema do equipamento elétrico iguais às do disjuntor acima

D

Meio isolante gerais do equipamento Características

-

SF6

D1

Religamento Tipo construtivo (tripolar/monopolar)

-

Óxido de Tripolar zinco (ZnO)

D2

Condições Tipo de instalação de serviço (normais/especiais)

-

Autoportante Normais

D4

Desempenho Isolador (porcelana/polimérico) quanto a reacendimento durante chaveamento de correntes capacitivas (classe C1 ou C2)

D5

Classe de Altura mínima durabilidade da estrutura mecânica suporte (classe M1 ou M2)

D6 D8

-

Porcelana C1

mm

≥ M1 2500

Classededematerial Tipo durabilidade dos isoladores elétrica (classe E1 ou E2)

-

Porcelana E1

Características Esforço máximoelétricas suportável do equipamento nos terminais

N

Informar

Apoio

50

Descrição

Unidade

Especificado

D9

Distância de escoamento

mm/kV

Informar

D10

Barra chata

Equipamentos para subestações de T&D

Item



Terminais de linha (incluídos no escopo de fornecimento)

-

E

Características elétricas do equipamento

-

E1

Tensão nominal

kV

120

E2

Tensão máxima de operação em regime contínuo (MCOV)

kV

Mínimo de 92

E3

Máxima sobretensão temporária (TOV)

-

E3.1

0,1 segundo

pu

1,15

E3.2

1 segundo

pu

1,10

E3.3

10 segundos

pu

1,05

kA

10

kJ/kV

4

E4

Corrente nominal de descarga (onda 8/20 µs)

E5

Capacidade de absorção de energia

E6

Classe de descarga da linha de transmissão (1 a 5)

-

2

E7

Corrente de alívio de pressão, duração de 0,2 seg

kA

63

E9

Alta corrente de curta duração

kA

65

E11

Tensões residuais de descarga com onda de 8/20 µs:

-

E11.1

5 kA

kV

285

E11.2

10 kA

kV

300

E11.3

20 kA

kV

310

E13

Tensão residual para impulso de manobra 1 KA - onda 30/60 µs

kV

240

E13.1

Tensão residual para impulso de manobra 2 KA - onda 30/60 µs

kV

250

E14

Tensão suportável nominal do invólucro à freqüência industrial

-

E14.1

A seco

kV

230

E14.2

Sob chuva

kV

Informar

E15

A impulso atmosférico com onda de 1,2/50 µs

kV

550

E16

Classe (serviço) ou série

-

Pesado

G

Inspeção e testes

G1

Ensaios de rotina

-

Sim

G1.1

Característica de tensão a frequência industrial x tempo

-

Sim Rotina

G1.2

Tensão suportável nominal a seco

-

Sim Rotina

G1.3

Estanqueidade

-

Sim Rotina

G2

Ensaios de tipo

-

Sim

G2.1

Execução

-

Sim

G2.2

Certificado do ensaio de para-raios idênticos

-

Sim

G2.3

Característica de tensão a frequência industrial x tempo

-

Sim

G2.4

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico

-

Sim

G2.5

Tensão suportável nominal sob chuva

-

Sim

G2.5

Tensão suportável nominal a seco

-

Sim

G2.6

Tensão residual para impulso de corrente íngreme

-

Sim

G2.7

Tensão residual para impulso de manobra

-

Sim

G2.8

Corrente suportável de baixa intensidade e curta duração

-

Sim

G2.9

Corrente suportável de alta intensidade e curta duração

-

Sim

G2.10

Ciclo de operação

-

Sim

G2.12

Tensão de rádio-interferência e ionização interna

-

Sim

G2.13

Estanqueidade

-

Sim

Para transformadores de corrente (TCs),

correntes é igual à da Tabela 2. Há, entretanto,

que devem medir com precisão adequada

como são equipamentos em série com o

algumas especificações adicionais que se

já que os valores medidos serão usados no

disjuntor e o secionador já mencionados, a

aplicam apenas aos próprios. Um TC tem

faturamento aos usuários da energia da

maior parte das especificações de tensões e

núcleos de medição das correntes normais

subestação. Para estes núcleos de medição, no

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

momento de um curto-circuito, a corrente que

deve reproduzir exatamente o que está

a relação de transformação sob circuito se

passa no secundário não deve acompanhar

acontecendo no primário. Deve ser a

mantém em uma faixa aceitável, do ponto

os altos valores das correntes no primário.

informação correta para alimentar os relés

de vista dos relés de proteção.

Se isso acontecesse, os fios e medidores no

de proteção que mandarão a ordem para o

A seguir estão algumas características

secundário seriam danificados.

disjuntor de proteção abrir a falta. Mesmo

extraídas de uma folha de dados de uma

Por este motivo, os núcleos de medição

que haja uma variação da frequência da

especificação de transformador de corrente

dos TCs são projetados para que, em caso de

rede por uma perda de estabilidade, a

para o mesmo sistema de 138 kV de onde

um curto-circuito no primário, a corrente no

informação do secundário deve ser precisa.

vieram os dados do disjuntor acima.

secundário sature e não passe de um certo

Para verificar este comportamento, existe

As

valor, por exemplo, 50 Aef. Existe um ensaio

também um ensaio em que se coloca uma

equipamentos, como transformadores

para verificar se este aspecto é atendido.

carga no secundário do TC parecida com as

de potência e geradores, não serão





especificações

de

outros

Nos núcleos de proteção dos TCs, a

cargas que estariam normalmente ligadas

abordadas neste texto, pois envolvem

situação é contrária. A corrente secundária

e aplica-se um curto-circuito elevado no

detalhes mais complexos que neste

no TC, no momento do curto-circuito,

primário. O objetivo do ensaio é verificar se

espaço não seriam possíveis de detalhar.

Tabela 3 – Folha de dados de transformador de corrente Item

Descrição

Unidade

Especificado

C

Características do sistema elétrico iguais às do texto acima

D

Características gerais do equipamento

D2

Tipo de instalação

-

Auto-portante

D3

Número de polos

-

Monopolar

D4

Isolador (porcelana / polimérico)

-

Porcelana

D6

Imersos em óleo / tipo seco

-

Imerso em óleo

D7

Tipo de óleo

-

Mineral

D8

Tanque selado

-

Sim

D9

Câmara de expansão (sim / não)

-

Sim

D11.1

Proteção IP - 55

-

Sim

D11.2

Entrada inferior para eletrodutos

-

Sim

D11.6

Meios para curto-circuitar os terminais do secundário

-

Sim

D11.9

Proteção interna contra surtos no primário

-

Informar

D11.10

Proteção contra surtos no secundário

-

Informar

-

E

Características Elétricas do Equipamento

E1

Tensão máxima do equipamento

kV

E2

Frequência nominal

Hz

60

E3

Corrente(s) primária(s)

A

RM 2000 (300/400/500/800/1.100/1.200/1.500/1.600/2.000)

E4

Corrente(s) secundária(s)

A

5-5-5-5

E5

Relações nominais

-

400:1 na maior relação de transformação

E6

Quantidade enrolamentos secundários

145

-

4

E7.1

Proteção e medição

Un.

3

E7.2

Medição

Un.

1

E7.3

Proteção e medição

Un.

NA

Classe de exatidão e carga nominal

-

E8.1

Para proteção

-

10B800

E8.2

Para medição

-

0,3C100

E8.3

Para proteção e medição

-

NA

kAef

31,5

kApico

80

E8

E9

Corrente suportável nominal de curta duração (Ith)

E10

Corrente suportável nominal dinâmica (2,6 x Ith)

E11

Níveis de isolamento

-

E11.1

Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (1,2 x 50μs)

kV

650

E11.2

Tensão suportável nominal de frequência industrial (1 minuto)

kV

275

Apoio

Item

Descrição

E12

Fator térmico nominal

E14

Elevação de temperatura

E15

Nível máximo de descargas parciais com 1,1x145/√3 (kV)

E16

Polaridade

E17

Tensão de rádio interferência

F3

Dispositivo para alívio de pressão

Unidade

Especificado

x In

1,3

-

Conforme NBR 6856

pC

10

-

Subtrativa

Microvolts

250

-

Sim

H

Inspeção e Testes

H1

Ensaios de rotina conforme NBR 6855

-

Sim

H2

Ensaios de tipo

-

Sim

H2.1

Resistência dos enrolamentos

-

Sim

H2.2

Tensão suportável impulso atmosférico

-

Sim

H2.3

Tensão suportável de impulso de manobra a seco e sob chuva

-

Sim

H2.4

Elevação de temperatura

-

Sim

H2.5

Corrente suportável nominal de curta duração (térmica nominal)

-

Sim

H2.6

Valor da crista nominal da corrente suportável (dinâmica nominal)

-

Sim

H2.7

Tensão suportável à frequência industrial sob chuva

-

Sim

H2.8

Tensão de rádio interferência

-

Sim

H2.9

Estanqueidade a quente

-

Sim

H2.10

Tensão de curto-circuito

-

Sim

53

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

44

Capítulo VII Distâncias de segurança de subestações e sistemas de proteção contra incêndios em subestações

Este

fascículo

apresentando

impactos de campos elétricos e magnéticos.

ções, há diferentes tipos de distâncias

conceitos de engenharia para projeto

No quinto capítulo, o tema abordado foi a

de segurança a observar. A primeira

e

de

recente brochura Cigré 602, sobre simulação

delas refere-se às chamadas “distâncias

subestações de transmissão e distribuição. O

de arcos, e no anterior, discutimos as

dielétricas”. Estas são as distâncias mínimas

primeiro artigo desta série cobriu aspectos

especificações técnicas de disjuntores,

de projeto necessárias para que, nas partes

de estudos do sistema elétrico que servem

secionadores, painéis e para-raios feitas

vivas da subestação energizada, não

de base para as especificações técnicas dos

por concessionárias de energia. A seguir,

aconteçam descargas dielétricas entre estas

equipamentos. O segundo cobriu conceitos

trataremos das distâncias de segurança

e outros equipamentos, partes vizinhas ou

sobre

de subestações e dos sistemas de proteção

mesmo pessoas. Exemplos destas distâncias

contra incêndios em subestações.

de segurança a serem utilizadas em novos

especificação

vem

de

equipamentos

curtos-circuitos,

ampacidades,

sobrecargas e contatos elétricos. O terceiro abordou o tema “técnicas de ensaios de alta potência, laboratórios de ensaios e principais ensaios”. No quarto capítulo,

Distâncias dielétricas de segurança

falou-se sobre os estudos elétricos de sobretensões, coordenação de isolamento e

projetos são as especificadas na norma IEC 61936-1 – Power Installations Exceeding 1 kV AC – Part 1 – Common Rules. Alguns exemplos podem ser vistos na Tabela 1 a

No projeto e na operação de subesta­

seguir.

Tabela 1 – Distâncias mínimas no ar – Tensões nominais (1 kV < Um ≤ 245 kV)

Tensão nominal

Tensão máxima

Tensão suportável

Tensão nominal

do sistema

do sistema

de curta duração

suportável de impulso

frequencia industrial

atmosférico

Mínima distância fase-terra e fase-fase Nc

Un eficaz

Um eficaz

eficaz

1,2/50 μs (valor de pico)

Instalação abrigada

Instalação externa

kV

kV

kV

kV

mm

mm

3

3,6

10

20

60

120

40

60

120

75

120

160

95

160

160

15

132

220

17,5

145

245

38 185b

450b

900

230

550

1.100

275

650

1.300

275b

650b

1.300

325b

750b

1.500

360

850

1.700

395

950

1.900

460

1.050

2.100

Apoio



O conceito atrás destes valores é que,

da

compatibilidade

magnética

de



No que diz respeito aos impactos à

se uma subestação é projetada utilizando

equipamentos e sistemas de subestação.

saúde, há regulamentos para o nível máximo

a Tabela 1, ela não precisaria ser “testada”

Os campos magnéticos diminuem com o

do campo magnético a que as pessoas

do ponto de vista dos ensaios dielétricos

aumento da distância à fonte que o produz

podem ser expostas. O nível de exposição

de tensão aplicada CA e tensão suportável

(ver Figura 1). Se ficarem acima de certos

depende do tipo de atividade da pessoa –

de impulso. Não é incomum encontrar

níveis, podem ser prejudiciais às pessoas

trabalhadores

subestações mais antigas com distâncias

(saúde) e às instalações (aquecimentos

ou público em geral. O nível de exposição

menores que estas e funcionando muito

indevidos).

permitido para o público em geral é menor

bem. Estes valores vão, ao longo do tempo, sendo aperfeiçoados nas normas com base na experiência que vai sendo adquirida e mesmo em padrões de segurança mais severos para evitar descargas e acidentes.

Distâncias magnéticas de segurança

O segundo tipo de distância diz respeito

às distâncias magnéticas de segurança. Os campos magnéticos produzidos por correntes

permanentes

mais

elevadas

ou pela existência de reatores próximos podem causar impactos sobre pessoas e instalações, assim como afetar aspectos

Figura 1 – Campo magnético em uma subestação.

(exposição

ocupacional)

45

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

que o permitido para trabalhadores. O

aquecimentos indesejados. Os campos



motivo disso é se tratar de pessoas leigas

magnéticos causam dois tipos de efeitos

utilizar artifícios, como abrir o caminho

que podem permanecer expostas uma

que podem produzir aquecimentos. O

elétrico em um ponto. O segundo efeito pode

tempo maior por não ter conhecimento

primeiro é a geração de tensões induzidas

ser apenas minimizado utilizando-se materiais

dos impactos. Os regulamentos da Agência

em circuitos metálicos que contenham

não magnéticos como o alumínio e alguns

Nacional de Energia Elétrica (Aneel)

espiras. Se estes circuitos forem fechados

tipos de aço inox (apenas os da série 300). Em

indicam os seguintes níveis máximos

eletricamente, circularão correntes elétricas

instalações em que há reatores a núcleo de ar

permitidos de exposição em 60 Hz:

que, dependendo do valor da tensão

muito próximos de áreas sensíveis, deve-se

induzida,

aquecimentos.

evitar o uso de estruturas suporte de ferro.

- Trabalhadores: 1.000 uT

Exemplos destes circuitos fechados são

Dependendo das características da instalação

- Público em geral: 200 uT

os ferros da armação de concreto em um

podem ser necessários cuidados especiais

produzirão

Para evitar o primeiro efeito, podem-se

piso ou em um pilar. O campo produzirá

com a malha de terra e materiais de caixas

“Público em geral” é, por exemplo, uma

uma tensão que fará circular uma corrente

metálicas e de medição.

pessoa que passa ou para na rua ao lado da

elétrica pelo circuito fechado formado pelos

parede de uma grande subestação urbana.

vergalhões que serão então aquecidos.

Outro exemplo são pessoas cuja janela de



seus apartamentos está próxima de um

região do campo magnético uma chapa

transformador de distribuição ou de cabos da

metálica ou, por exemplo, um parafuso de

rede elétrica, como foi mostrado em uma foto

ferro. O campo produz correntes parasitas



do primeiro capítulo desta série. De forma geral,

(eddy currents), que aquecem as partes

estabelece uma série de procedimentos e

“trabalhadores” dentro deste enfoque são as

metálicas. É o mesmo princípio usado nos

distâncias que devem ser atendidas, por

pessoas não leigas que trabalham na subestação.

sistemas industriais de aquecimento por

exemplo, entre transformadores isolados

No que diz respeito aos impactos

indução para, por exemplo, aquecer ou

a óleo mineral e paredes ou construções.

sobre as instalações, os principais são os

recozer grandes perfis de aço.

O objetivo destas distâncias está ligado



O segundo efeito ocorre se houver na

Aspectos ligados a incêndios e explosões em transformadores e outros equipamentos A já mencionada norma IEC 61936

Apoio

aos impactos causados pelo fogo e, em

poucos produtos disponíveis neste campo.

fixos automáticos de proteção contra

menor grau, à eventual explosão de um

Não existir uma norma internacional

incêndio

equipamento, por exemplo, um para-raios

implica não se ter ensaios relevantes para

transformadores e reatores de potência;

com invólucro de porcelana.

verificar a eficácia destes produtos.

• ABNT NBR 12232 – Execução dos



Há muitos anos, existem normas que

sistemas fixos automáticos de proteção

Incêndios

e

transformadores,

explosões reatores

e

em

com

água

nebulizada

para

outros

se aplicam a este tema no Brasil. No ano

contra incêndio com gás carbônico, por

equipamentos são sempre motivo de

2000, o autor deste artigo propôs à ABNT

inundação total para transformadores e

grande preocupação devido aos impactos

a revisão de uma destas normas sobre

reatores de potência contendo óleo isolante.

em pessoas e instalações. Estes eventos são

sistemas de proteção contra incêndio em

muito mais frequentes do que o público em

transformadores e reatores de potência,

O autor coordenou esta revisão no

geral percebe. Quando acontecem quase

por despressurização. A ABNT aceitou

âmbito da ABNT. As reuniões envolveram 47

não são divulgados.

a proposição e sugeriu que o grupo de

participantes de 21 empresas. Estes números



trabalho revisasse e atualizasse as normas:

mostram uma boa representatividade para

Não existem normas IEC sobre sistemas

de prevenção contra incêndios e explosões

as quatro normas que foram publicadas

em equipamentos de subestações. As

• ABNT NBR 13231 – Proteção contra

em 2005. Naquela ocasião, além da revisão

normas IEC sobre transformadores de

incêndio

elétricas

das normas brasileiras, foi preparada

potência não tratam da questão de curtos-

convencionais, atendidas e não atendidas,

uma proposta de uma nova norma IEC –

circuitos internos e suportabilidade a

de sistemas de transmissão – Procedimento;

International Electrotechnical Commission

explosões.

• ABNT NBR 8222 – Execução de

a ser encaminhada àquela instituição com

Este é um ponto fraco e uma

sistemas de proteção contra incêndio em

base nas novas normas brasileiras.

barreira ao desenvolvimento, utilização

transformadores e reatores de potência, por



e

comercialização

de

produtos

de

em

subestações

O processo de propor uma nova norma

despressurização, drenagem e agitação do

à IEC é menos complicado do que parece. O

prevenção contra incêndios e explosões em

óleo isolante;

autor teve uma experiência em 1989, quando

subestações. É a maior causa de existir tão

• ABNT NBR 8674 – Execução de sistemas

coordenava grupos no COBEI / ABNT e

47

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

coordenava o Technical Committee 32 da

• Por despressurização para prevenção

• Requisitos das edificações;

IEC (Fuses). Fizemos proposta semelhante à

contra explosões e incêndios decorrentes de

• Requisitos de equipamentos e instalações

IEC na área de fusíveis de alta tensão. Naquela

arcos elétricos internos (ABNT NBR 8222).

de pátio;

ocasião, a proposta foi aceita pela IEC. A

• Requisitos para outras instalações;

revisão da norma IEC 60282-2 (1989) foi feita

Os propósitos destes sistemas são diferentes

• Sistemas e equipamentos de proteção

e em boa parte oriunda das normas brasileiras

e incluem em maior ou menor grau:

contra incêndio.

sobre o assunto feitas naquela ocasião. Este

• Prevenção de incêndios: prover meios

trabalho foi coordenado na IEC por este autor.

para evitar que o incêndio venha a ocorrer;

Os



Os principais pontos revisados naquelas

• Extinção de incêndios: apagar um incêndio

e

normas brasileiras de sistemas de prevenção

com o uso de meios adequadamente

transformadores e reatores de potência

contra incêndios e explosões em equipamentos

dimensionados;

contemplam, entre outros aspectos:

de subestações foram os seguintes:

• Proteção contra exposição: minimizar,

requisitos

instalações

para

de

equipamentos

pátio

envolvendo

durante certo período de tempo, a influência

• As consequências de incêndios e explosões

1) ABNT NBR 13231:

e danos consequentes de um incêndio de

causadas por arcos elétricos internos e

Procedimento geral

determinado equipamento sobre outros

sua severidade pela energia envolvida e

O foco da revisão foi adequar a

equipamentos e instalações;

sobrepressões decorrentes;

formatação do conjunto das quatro normas

• Controle de propagação de incêndio:

• Considerar a possibilidade de que óleo em

para que pudesse ser melhor percebido

prover meios para controlar, durante certo

chamas e partes sólidas sejam arremessados

como um conjunto e não como documentos

tempo, a intensidade do incêndio;

a certa distância na explosão;

isolados. Outros objetivos foram os de

• Proteção aprimorada: prover proteções

• Que transformadores e reatores de

atualizar as informações sobre todas as

adicionais ao projeto do equipamento

potência

tecnologias disponíveis e colaborar para uma

para que este venha a possuir maior

preferência, externamente às edificações,

proposta de norma IEC sobre o assunto.

segurança contra a explosão, incêndios

sobre bacias de contenção e separados

ou riscos associados aos arcos elétricos,

fisicamente para prevenir que a queima

sobrecorrentes e curtos-circuitos.

de um equipamento cause risco de

Neste contexto, a ABNT NBR 13231 é a “norma-mãe”, onde estão contemplados aspectos de elaboração de projetos de

devem

A norma fixa requisitos de projeto,

projeto, instalação, manutenção e ensaios

inclusive, alguns relacionados a distâncias

dos sistemas. As normas ABNT NBR

de segurança. Entre estes incluem-se os



8222, ABNT NBR 12232 e ABNT NBR

aplicáveis a:

distâncias.

específicos de sistema. O objetivo da ABNT NBR 13231 é fixar requisitos mínimos para proteção contra incêndios em subestações elétricas convencionais, teleassistidas,

atendidas, de

sistemas

isolante do

de líquido

Edificações

Edificações

Edificações

transformador

isolante

resistentes ao

não

combustíveis

fixos automáticos para transformadores e reatores de potência: • De CO2, por inundação total, com suprimento de gás em alta pressão por abafamento (ABNT NBR 12232); • De água nebulizada (ABNT NBR 8674);

Distância

Distância horizontal

vertical

fogo por 2 h combustíveis L

m

m

m

m

< 2.000

1,5

4,6

7,6

7,6

4,6

7,6

15,2

15,2

> 20.000

7,6

15,2

30,5

30,5

< 38.000

1,5

1,5

7,6

7,6

> 38.000

4,6

4,6

15,2

15,2

ao fogo –

não se

0,9

0,9

0,9

1,5

Transformador com

aplica

> 2.000 Óleo mineral

e < 20.000

instalações; ensaios dos seguintes tipos de sistemas

As Tabelas 2 e 3 mostram algumas

Volume

transmissão, subtransmissão e distribuição para:

b) projeto, instalação, manutenção e

objetos vizinhos.

Tipo do líquido

geração,

a) elaboração de projetos de implantação de

de

Tabela 2 – Distâncias mínimas de separação entre transformadores e reatores a edificações

desassistidas, de

instalados,

incêndio a outros equipamentos ou

implantação de instalações, assim como de

8674 detalham os aspectos de três tipos

ser

Fluido resistente ao fogo – Transformador sem proteção aprimorada Fluido resistente

proteção aprimorada

Apoio

Tabela 3 – Distâncias mínimas de separação entre transformadores e reatores a equipamentos

Tipo do líquido isolante

Volume de líquido isolante L

Distância

Óleo mineral

< 2.000

1,5

Óleo mineral

< 2.000

1,5

Óleo mineral

entre 2.000 e 20.000, inclusive

7,6

Óleo mineral

> 20.000

15,2

< 38.000

1,5

do transformador

m

Fluido resistente ao fogo – Transformador sem proteção aprimorada

consequentemente, os incêndios.

O aspecto mais relevante desta norma

é prever as regras básicas para um ensaio de arco interno em transformadores. Talvez esta seja a única norma atual, em âmbito mundial, que sinaliza para este tipo de ensaio. Por não haver suficiente experiência mundial sobre este tipo de ensaio, a norma fornece um texto de referência, mas ainda não o fixa como um ensaio de tipo formal.

Fluido resistente ao fogo – Transformador sem proteção

> 38.000

7,6

aprimorada



O ensaio “ideal” consiste em simular

em laboratório de alta potência um certo número – por exemplo três – de curtos-

Fluido resistente ao fogo – Transformador com proteção

não se aplica

0,9

aprimorada

circuitos e arcos no interior de um tanque de transformador ou reator, para verificar como se comporta o sistema de prevenção instalado no equipamento a proteger.

2) ABNT NBR 8222: sistemas por

sobrepressões

despressurização, drenagem e

elétricos internos em transformadores



agitação do óleo

e reatores de potência. Complementa

valor e duração compatíveis com as que

Esta norma foi o fato motivador

os requisitos gerais de projetos de

aconteceriam em uma situação real. A

da revisão das demais. Se aplica a

instalações na ABNT NBR 13231 e o

Tabela 4 criou um referencial inicial

equipamentos para prevenção contra

objetivo deste tipo de sistema é evitar a

para as revisões futuras da norma. Se

explosões

explosão do transformador ou reator e,

um equipamento de prevenção falhar

e

incêndios

por

evitar

decorrentes

de

arcos

Deve ser aplicada uma corrente de

49

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

no ensaio e estiver sendo utilizado um transformador

com

grande

volume

Tabela 4 – Ordens de grandeza das correntes de curto-circuito máximas típicas para arcos internos em transformadores e reatores de potência

de óleo, será difícil ao laboratório de

Faixa de potência

Faixa de tensões

Ordem de grandeza

ensaios. Por este motivo, devem ser

do transformador

no enrolamento de

das correntes de

das durações das

buscadas alternativas de ensaios para que

(MVA)

maior tensão (kV)

curto-circuito

correntes de curto-

kA eficazes simétricos

circuito(s)

Até 5 MVA

1 a 15

5

1a2

10 a 50 MVA

Em estudos

Em estudos

Em estudos

> 50 MVA

Em estudos

Em estudos

Em estudos

a verificação de desempenho se dissemine na prática. 3) ABNT NBR 8674: sistemas de

Ordem de grandeza

água nebulizada Uma

das

referências

normativas

desta norma é a NFPA 15:2001 –

São previstos ensaios como:

ao

mínimo,

sendo

localizadas

de

preferência no teto, ou próximas a ele, e

“Standard for water spray fixed systems for fire protection”. Os requisitos gerais

• Ensaios hidrostáticos: toda a tubulação,

providas de dispositivos de fechamento

informam com mais clareza que as versões

inclusive os anéis de distribuição, deve ser

automático;

anteriores deste tipo de sistema pode ser

ensaiada com água a uma pressão mínima

• Se o fechamento das aberturas for

utilizado com os seguintes propósitos, em

igual a 1,5 vez a pressão de projeto do

impraticável,

diferentes graus e situações para:

sistema;

quantidade

• Ensaios de escoamento: após ensaiado

compensar o vazamento;

• Prevenção de incêndio;

hidrostaticamente o sistema deve ser

• Se o ambiente protegido se comunicar,

• Extinção de incêndio;

submetido a ensaios de escoamento

por meio de aberturas que não podem ser

• Proteção contra exposição;

para verificar o correto posicionamento

fechadas, com outros ambientes onde há

• Controle de combustão.

dos bicos de nebulização, a geometria

risco potencial de incêndio, estes também

deve-se adicional

prever de

CO2

uma para

da descarga e a eventual existência de

devem ser protegidos;

operável

obstáculos que interfiram com a descarga;

• Portas e janelas devem ser, de preferência,

automaticamente e provido de meios para

• Ensaios de operação: os componentes

de fechamento automático, atuadas antes

operação manual. As distâncias elétricas

do

do início da descarga do gás. As portas de

entre as partes do sistema e as partes

operacionalmente,

a

acesso aos ambientes protegidos devem

energizadas não devem ser menores que

confiabilidade de operação. Os ensaios

possuir os acessórios necessários para sua

as descritas na ABNT NBR 13231. No

de operação devem incluir o sistema de

abertura manual.

que diz respeito ao suprimento de água,

detecção de incêndio, alarme e sinalização.

ela especifica algumas características

Falta o ensaio com fogo real para verificar



gerais e indicações para as capacidades

até que proporção o incêndio pode ser

2005 significaram um avanço em relação

dos reservatórios de suprimento de

apagado.

às anteriores, principalmente no que diz

O

sistema

deve

ser

sistema

devem

ser

para

ensaiados garantir

Estas normas ABNT publicadas em

respeito ao conteúdo da ABNT NBR 8222

água. Estes devem permitir manter uma descarga de água para o maior risco

4) ABNT NBR 12232: sistemas

(sistemas por despressurização, drenagem

isolado nos valores de projeto de vazão

de CO2 por inundação total, por

e agitação do óleo) e à reorganização para

e pressão, por um tempo mínimo de 30

abafamento

minutos.

Esta



O suprimento de água deve ser feito

norma

que pudessem ser entendidas como um fixa

os

requisitos

específicos mínimos exigíveis para o projeto, instalação, manutenção e ensaios

por uma fonte confiável, tais como:

e se aplica apenas aos transformadores •

Reservatório

de

alimentação

por

e reatores imersos em óleo isolante

gravidade;

instalados em ambientes fechados. Entre

• Reservatório provido de estação de

os requisitos gerais e condições gerais de

bombeamento, associado ou não a um

utilização estão especificações como:

tanque hidropneumático; • Dois ou mais tanques hidropneumáticos

• O ambiente que contém o equipamento

interligados, com capacidade para atender

protegido deve ser o mais fechado

ao sistema por, no mínimo, 10 minutos.

possível. As aberturas devem restringir-se

conjunto de normas e não como textos isolados.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

Capítulo VIII Painéis de média tensão

Este

fascículo

vem

apresentando

que tem publicação prevista para 2016. Para

com

conceitos de engenharia para projeto

os painéis de media tensão, este documento

equipamento que foi efetivamente testado.

e especificação de equipamentos de

deve ter um impacto da mesma natureza,

As informações que devem constar em um

subestações de transmissão e distribuição.

porém, mais amplo que a IEC 61439 para

completo relatório de ensaios para este tipo

O primeiro artigo desta série cobriu

painéis de baixa tensão.

de finalidade estão no documento http://

aspectos de estudos do sistema elétrico que servem de base para as especificações

Introdução

técnicas dos equipamentos. O segundo

transparência

os

detalhes

do

www.cognitor.com.br/TR_071_ENG_ ValidationSwitchgear.pdf. Neste relatório técnico IEC, as informações do que deve

cobriu conceitos sobre curtos-circuitos,



ampacidades,

O documento IEC 62271-307começou

constar nos relatórios de ensaios são

contatos

a ser preparado em 2011 e está previsto para

ressaltadas e ficarão muito mais claras.

elétricos. O terceiro abordou o tema

ser publicado em 2016. Seu título é High-

As oportunidades na antiga IEC

“técnicas de ensaios de alta potência,

voltage Switchgear and Controlgear – Part

60439 (painéis de baixa tensão) eram

laboratórios de ensaios e principais

307: Guidance for the extension of validity of

a possibilidade de substituir os ensaios

ensaios”. No quarto capítulo, falou-se

type tests of AC metal and solid-insulation

de elevação de temperatura e de curto-

sobre os estudos elétricos de sobretensões,

enclosed switchgear and controlgear for

circuito (apenas a parte sobre forças

coordenação de isolamento e impactos de

rated voltages above 1 kV and up to and

eletrodinâmicas) por cálculos baseados

campos elétricos e magnéticos. No quinto

including 52 kV. Como membro do grupo

na comparação do projeto testado com o

capítulo, o tema abordado foi a recente

de trabalho e participante das reuniões

projeto derivado não testado. Na norma

brochura Cigré 602 sobre simulação

internacionais para a preparação desse

IEC 61439, que foi uma evolução muito

de arcos, e no seguinte, discutimos as

documento normativo, trouxe o tema para

positiva da IEC 60439 foi dado um passo à

especificações técnicas de disjuntores,

debate neste fascículo.

frente com a criação das chamadas “Regras

seccionadores, painéis e para-raios feitas



Este relatório IEC tem foco nos painéis

de projeto”, que permitem evitar fazer

por concessionárias de energia.

de média tensão das normas IEC 62271-

muitos ensaios e até mesmo a evitar os

Na edição anterior, o tema tratado

200 e 62271-201 e, da mesma forma que

cálculos que eram pedidos na IEC 60439.

estava

de

a IEC 61439 e a antiga IEC 60439 (painéis

Na Tabela 1 a seguir, estão mostrados os

segurança de subestações e dos sistemas de

de baixa tensão), trará uma série de boas

fundamentos das regras de projeto. Há

proteção contra incêndios em subestações.

oportunidades para evitar a desnecessária

muito mais detalhes sobre este tema no

A seguir, este oitavo artigo da série

repetição de ensaios onerosos.

livro “Painéis, Barramentos e Secionadores

discorrerá sobre alguns conceitos novos

Estas oportunidades só poderão ser

e Equipamentos de Subestações” (download

que serão utilizados no Relatório Técnico

aproveitadas pelos fabricantes que têm em

livre

IEC 62271-307 (painéis de media tensão),

mãos relatórios de ensaios que descrevam

Book_SE_SW_2013_POR.pdf).

sobrecargas

relacionado

às

e

distâncias

em:

http://www.cognitor.com.br/

Apoio

de testes das normas IEC 62271-200 e

Tabela 1 – As regras de projeto da IEC 61430 Regras de Projeto (t=temperaturas f=forças eletrodinâmicas p=sobrepressão)

Item

T

1

Corrente suportável de curta duração, menor ou igual a do projeto de referência testado?

2

Seção transversal do barramento... maiores ou iguais aos do projeto de referência?

x

3

Espaçamento dos barramentos... , maiores ou iguais aos do projeto de referência?

x

4

Suportes de barramentos são do mesmo tipo, forma e material e espaçamentos do barramento

F

P

x

x

para outro conjunto de manobra da mesma família com um conjunto diferente de valores

são iguais ou menores que o do projeto de referência? x

x

5

Materiais, propriedades dos materiais e montagem iguais aos do projeto de referência?

6

Dispositivos de proteção de curto circuito.... são equivalentes, aos da mesma marca e série?

7

Comprimento do condutor vivo desprotegido..... inferior ou igual aos do projeto de referência?

8

Se o conjunto tem compartimento, no ensaio do projeto de referência este foi incluído?

x

9

Compartimento a ser verificado do mesmo modelo, tipo e pelo menos mesmas dimensões?

x

x

10

Compartimentos de mesma concepção mecânica e dimensões >= do projeto de referência?

x

x

nominais ou arranjos diferentes. Baseia-se no uso de sólidos princípios técnicos, físicos,

x

x

"SIM"; a todos os requisitos - sem necessidade de ensaiar "NÃO"; a qualquer dos requisitos - verificação adicional por cálculos e simulações é necessária Cognitor

Oportunidades na futura IEC 62271-307 para evitar ensaios (painéis de média tensão)

testes de tipo realizados em uma amostra com um conjunto definido de classificações

x x

x

62271-201. Pode ser usado para estender

de experiência no setor e cálculos para estabelecer regras para vários aspectos de projeto.

Este novo documento IEC contemplará

as seguintes seções:

61439 (e a antiga IEC 60439 TTA/PTTA)

-- A utilização, os parametros e a aplicação

para os de baixa tensão. Permitirá que,

dos critérios de extensão e o uso de cálculos;

atendidas determinadas regras, um relatório

-- As informações necessárias para a extensão

de ensaios realizados em um certo tipo de

da validade do teste, o que deve constar nos

serão

painel seja utilizado como base para um

relatórios de ensaios;

apresentados os principais conceitos e

estudo que permitiria substituir ensaios em

-- Aspectos específicos para extensão da

novidades deste Relatório Técnico IEC.

um painel testado, da mesma família.

validade para testes dielétricos, ensaios de

Este documento IEC terá um impacto no



O documento inicia mencionando que

elevação de temperatura, ensaios mecânicos,

mercado de painéis de média tensão da

visa a extensão da validade de relatórios de

testes de correntes suportaveis de curta

mesma natureza do que tem a norma IEC

ensaios para evitar a desnecessária repetição

duração e de crista, ensaios de interrupção e

Nos

parágrafos

a

seguir,

47

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

de arco interno;

realizar ensaios de tipo com todos os

no que diz respeito a um tipo de teste, não

-- A extensão da validade de um relatório

possíveis conjuntos de manobra. Portanto, o

pode ser avaliado por um único valor e um

de ensaio para outras unidades funcionais

desempenho de um conjunto particular pode

parâmetro de projeto. Por exemplo, a distância

(situação a);

ser avaliado em função dos relatórios de testes

entre os condutores de cada fase pode variar

-- Validação de uma família pela seleção de

de tipo feitos em outras montagens da mesma

consideravelmente ao longo do caminho

objetos de teste (situação b);

família de conjuntos. No texto do documento

da corrente. Dependendo do equipamento

-- Validação de um conjunto de relatórios de

são mostrados para cada tipo de tipo de teste

e do teste, o uso de um modelo de cálculo

ensaios existentes (situação c);

(ou característica) uma lista não exaustiva

simples como uma fórmula analítica ou

-- Validação de uma modificação do projeto

de parâmetros de projeto, que devem ser

empírica pode ser suficiente, mas, por vezes,

(situação d);

analisados para a extensão da validade. A

para um modelo completo de simulação

-- Justificativa para os critérios de extensão;

análise deve se basear em sólidos princípios

tridimensional pode ser necessário utilizar

-- Exemplos para a extensão da validade dos

técnicos, físicos e cálculos, se for o caso.

uma ferramenta numérica complexa. A

ensaios de tipo, tais como:

Cada parâmetro de concepção do

ferramenta de simulação deve ser consistente

conjunto a ser avaliado, listados nas Tabelas

e a simulação reproduzível. A validação de

• Modificação do projeto de um terminal de

2 a 6, deve ser comparado com o parâmetro

ferramentas de software e métodos de cálculo

cabo em um conjunto de manobra isolado a

de projeto do tipo já testado, aplicando-se os

está fora do escopo do documento IEC.

ar (AIS);

critérios de admissão previstos nas mesmas.

• Modificação do projeto de uma unidade



funcional por adição de transformadores de

permite que um teste realizado em uma

corrente;

montagem com características específicas

• Modificação do projeto de uma chave-

seja estendido para outra montagem



fechadura na porta de uma unidade

de uma mesma família com diferentes

procedimentos de cálculo para os conjuntos

funcional AIS;

características. Se qualquer um dos critérios

de baixa tensão, que também poderiam

• Extensão dos relatórios de uma “ring main

de extensão não puder ser confirmado, é

ser aplicados aos conjuntos de manobra de

unit GIS” para unidades funcionais com

necessário utilizar outros argumentos como

alta tensão, tendo em conta as limitações

largura maior;

cálculos, explicações e simulações ou mesmo

específicas deste método de cálculo. O

• Extensão de uma família de conjuntos

ensaios adicionais. Os cálculos e simulações

cálculo é feito em dependência da potência

isolados a gás (GIS) para uma unidade

são aplicados em um sentido comparativo.

total gerada no interior, da área das paredes

funcional.

Cálculos

podem

dos compartimentos e das suas condições

A afirmação de cada critério de extensão

e

simulações

só

Uso de cálculos para elevação de temperatura O documento IEC TR 60890 fornece

ser aplicados em sentido comparativo

de montagem, o número de divisórias

A seção “Uso dos Critérios de Extensão”

e a comparação é sempre com base nos

horizontais e a área das aberturas de

menciona que, devido à grande variedade

parâmetros de projeto e os critérios de

ventilação. A temperatura do ar no interior

de tipos de unidades funcionais e possíveis

aceitação das Tabelas 2 a 7. Em muitos casos,

do compartimento testado é o parâmetro

combinações de componentes, não é prático

o desempenho de determinado conjunto,

para comparar. Para geometrias complexas,



Tabela 2 – Critérios de extensão para o desempenho quanto à elevação de temperatura Item

Parâmetro de projeto

Critério

Condição

1

Distancia fase-fase

≥

Só validável para correntes acima de 1.250 A

2

Distancia fase-terra

≥

Apenas validar se a influência sobre os elementos que cercam devido a correntes não pode ser excluída (eddy)

3

Dimensões e volume do compartimento

≥

O invólucro e os compartimentos são da mesma construção

4

Pressão mínima do gás

≥

Mesmo gás; para isolamento a gás

5

Densidade de corrente nos condutores

≤

Os condutores têm a mesma estrutura física

6

Resistência / condutores

≤

Compare material do condutor e seção transversal

7

Área de contato conexões

≥

Igual ou melhor material de contato

8

Força de contato conexões

≥

Igual ou melhor material de contato

9

Temperatura permissível de conexões

≤

Incluindo revestimentos metálicos com <=resistividade

10

Área de ventilação

≥

11

Dissipação de potência componentes

≤

Aqui os principais dispositivos de comutação, fusíveis e transformadores de corrente são considerados

12

Área de barreiras isolantes

≤

Barreiras têm a mesma estrutura física

13

Espessura da cobertura isolante condutor

≤

Resistividade térmica e coeficiente de emissão do revestimento devem ser o mesmo

14

Área transferência térmica invólucro

≥

O coeficiente de emissão do revestimento devem ser o mesmo

15

Classe de temperatura

≥

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

a comparação pode ser realizada por

estesprogramas. Portanto, no estado atual

and calculation methods;

métodos CFD ou por metodos de mais facil

do software de simulação disponíveis, não

-- IEC TR 60865-2, Short-circuit currents –

utilização, como os do SwitchgearDesign307,

é recomendado o uso de simulações para

Calculation of effects – Part 2: Examples of

detalhados em: http://www.cognitor.com.br/

a extensão da validade dos ensaios de tipo

calculation.

TR_071_ENG_ValidationSwitchgear.pdf.

mecânicos.

Uso de cálculos para campos elétricos

Uso de cálculos de esforços térmicos e eletrodinâmicos durante curto-circuito



Uso de cálculos da sobrepressão causada pelo arco interno

O desempenho dielétrico de dois conjuntos



A comparação do desempenho de dois

de manobra pode ser avaliado por simulação

Os cálculos incluem a determinação

conjuntos em suportar o aumento da pressão

do campo elétrico de ambos e comparando as

de forças eletromagnéticas mútuas entre

para os compartimentos sob investigação

intensidades de campo. Podem ser utilizadas

condutores e estresse mecânico resultante

é um análise a ser feita. Os cálculos são

ferramentas de software de elementos finitos

que é capaz de empenar barras e causar

capazes de mostar o aumento de pressão nos

ou volumes finitos que permitem simular

danos em isoladores. O estresse mecânico

compartimentos, tendo em consideração

geometrias tridimensionais mesmo complexas.

sobre barramentos e forças sobre os suportes

a abertura dos dispositivos de alívio de

podem ser avaliados pelos programas de

pressão. Uma avaliação da força nas paredes

cálculo como o SwitchgearDesign307. Os

do painel pode ser feito para geometrias

métodos de cálculo utilizados são baseados

simples, utilizando uma fórmula de cálculo,

nos seguintes documentos IEC:

caso contrário, usa-se a análise de elementos

Uso de cálculos de esforços mecânicos Existe softwares de simulação para

finitos para estresse mecânico.

mecanismos de operação de equipamentos

-- IEC 61117, Method for assessing the



de manobra que podem dar informações

short-circuit withstand strength of partially

partir do compartimento, pode ser simulado

sobre o estresse mecânico sobrepartes do

type-tested assemblies (PTTA);

por programas de CFD, no entanto, no

mecanismo. No entanto, não é possível

-- IEC 60865-1, Short-circuit currents –

momento

avaliar

Calculation of effects – Part 1: Definitions

Relatório Técnico, não é possível simular

a

resistência

mecânica

por

Parâmetro de projeto

Critério de

publicação

do

presente

importante para a aceitação no ensaio de arco interno. Por conseguinte, tais programas

Condição

aceitação

da

a ignição de indicadores, que é um critério

Tabela 3 – Critérios de extensão para o desempenho quanto à suportabilidade dielétrica Item

O fluxo de gases quentes expelido, a

1

Distância de isolamento entre fases

≥

têm aplicações limitadas para a extensão da

2

Distância isolamento a terra (clearance)

≥

validade dos ensaios.

3

Distância de escoamento

≥

4

Propriedades dielétricas do isolante

≥

Análise comparativa de 2 materiais pode

Informação necessária para a extensão da validade de ensaios de tipo

ser necessária (CTI) 5

Rugosidade superficial de partes vivas

≤

6

Raio de partes condutivas

≥

Não só o raio de partes vivas, mas também

7

Distância de contatos abertos

≥

Se influenciado pela montagem

8

Distância de isolamento

≥

Se influenciado pela montagem

9

Mínima pressão para isolamento

≥

Mesmo fluido se isolado a gás

de todas as partes condutoras

Devem ser colhidas informações do conjunto de manobra semelhantes às que são

Tabela 4 – Critérios de extensão para o desempenho quanto à suportabilidade mecânica Item 1 2

Parâmetro Sistemas de obturadores Contatos da parte removível

3

Sistema de intertravamento

4

Sistema de intertravamento

operado diretamente impedindo o acesso aos dispositivos operacionais

de projeto

Critério de aceitação

Condição

A força da ligação mecânica quando bloqueado, incluindo obturador

≥

Massa do obturador

≤

ser diferentes

Número de pontos de contato

≤

Os projetos dos contatos, incluindo a base e

Força de contato por contato

≤

material de revestimento, e suportes de móveis e

Aspereza da superfície contato

≤

contatos fixos são os mesmos.

Força da ligação mecânica quando bloqueado

≥

Princípio de projeto do sistema de intertravamento

Torque aplicado na operação

≤

igual, mas dimensões podem ser diferentes.

Força da ligação mecânica quando bloqueado

≥

Força normal de operação

≤

Princípio de projeto igual, mas dimensões podem

Princípio de projeto do sistema de intertravamento igual, mas dimensões podem ser diferentes.

Apoio

necessárias nos ensaios de tipo de acordo com

mostradas nas Tabelas 2 a 7 para cada ensaio

do conjunto de manobra testado devem ser

a IEC 62271-1. Além disso, as informações

específico e unidade funcional sob avaliação.

fornecidos na medida em que digam respeito

dos parametros relevantes são aquelas

Os relatórios de ensaio de tipo aplicáveis



Tabela 5 – Critérios de extensão para o desempenho quanto a esforços térmicos e eletrodinâmicos de curto-circuito Item

Critério de

Parâmetro de projeto

1

Distância fase-fase

≥

2

Forças eletrodinâmicas

≤

3

Suportabilidade mecânica dos suportes isolantes

≥

4

Comprimento não suportado de condutores

≤

5

Seção reta dos condutores

≥

6

Material dos condutores

solicite que sejam incluídos nos relatórios de ensaios (mesmo que a norma do produto não o solicite) as informações relevantes sobre

Condutores têm o mesmo arranjo

os parâmetros de projeto que estão listados nas Tabelas 2 a 7. Desenhos relevantes e

Conexões dos condutores escaladas têm a mesma

detalhados fazem parte destas informações.

ou uma maior força de aperto e a área de contato.



O mesmo

Classe de temperatura dos isolantes

≥

7

Suportabilidade mecânica do invólucro,

≥

8

partições e buchas

9

Contatos da parte removível

Por este motivo recomenda-se que o

fabricante forneça ao laboratório de ensaios e

Condição

aceitação

à comparação dos dois conjuntos.

Devem ser estabelecidos documentos

de rastreabilidade das análises efetuadas. Tais documentos devem ser parte do

O mesmo

relatório para estender a validade dos

Considere o projeto completo

ensaios de tipo realizados. Tabela 6 – Critérios de extensão para ensaios de arco interno

Item

Critério de

Parâmetro de projeto

Condição

aceitação

1

Distância de isolamento entre fases

2

Distância isolamento a terra (clearance)

3

Volume líquido compartimento

≥

4

Pressão nominal do gás isolante se aplicável

≤

5

Seção reta dos condutores

≥

Referente região de início do arco

6

Matéria-prima de condutores (Al ou Cu ou suas ligas)

O mesmo

Referente região de início do arco

7

Local do ponto de iniciação do arco

O mesmo

Aplicando regras da IEC 62271 200 ou IEC 62271-201

8

Material isolante exposto ao arco

O mesmo

9

Área de exaustão

≤ O mesmo

Referente região de início do arco

A posição da saída de gases de escape no compartimento e o trajeto de escoamento de gás são os

≥

mesmos. Áreas das secções transversais maiores só são aceitáveis se um duto de exaustão é usado. 10 Pressão de abertura da exaustão

≤

Aplicável aos compartimentos estanques

11 Suportabilidade mecânica dos elementos a deixar abrir o

≤

Aplicável aos compartimentos não estanques. O dispositivo de alívio e os seus elementos de fixação

dispositivo de alívio (flaps)

têm o mesmo design.

12 Suportabilidade mecânica do invólucro e compartimentos

≥

Inclui suportabilidade de partições e buchas

13 Espessura das paredes do invólucro

≥

Mesmo material

14 Suportabilidade mecânica de portas e coberturas

≥

15 Grau de proteção (IP) do invólucro

≥

Relevante para o critério de ignição dos indicadores

Ensaios de interrupção e estabelecimento Tabela 7 – Critérios de extensão para interrupção e estabelecimento de correntes de curto-circuito Item

Parâmetro de projeto

Critério de aceitação

1

Distância de isolamento entre fases

≥

2

Distância isolamento a terra (clearance)

≥

3

Volume do invólucro ou compartimento

≥

Condição

Só para ser validado se o fluido (gás ou líquido) é envolvido no processo de interrupção ou estabelecimento.

4

Pressão do gás isolante

≥

5

Seção reta dos condutores

≥

6

Forças eletrodinâmicas dos condutores

≤

Só para ser validado se tem impacto no processo de interrupção ou estabelecimento.

7

Suportabilidade mecânica dos suportes isolantes

≥

8

Suportabilidade mecânica do invólucro,

≥

partições e buchas 9

Comprimento não suportado de condutores

≤

51

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

Capítulo IX Técnicas para reformar equipamentos de subestações e adiar investimentos

Este

fascículo

vem

apresentando

conceitos de engenharia para projeto

Introdução

destes anos difíceis de agora era comum

subestações de transmissão e distribuição. O

econômica e alta inflação, o Brasil começava

comprar equipamentos com folga. Às vezes era

primeiro artigo desta série cobriu aspectos

a passar por um período de crescimento e

por uma visão de que o sistema ia crescer ou

de estudos do sistema elétrico que servem

parecia ter, finalmente, encontrado um bom

simplesmente por conta de uma especificação

de base para as especificações técnicas dos

caminho em direção a um bom nível de

exagerada. À medida que o consumo de energia

equipamentos. O segundo cobriu conceitos

crescimento social e econômico. A maior

e as redes elétricas crescem, rapidamente

sobre

ampacidades,

parte dos avanços conquistados, às custas

os níveis de correntes nominais e de curto-

sobrecargas e contatos elétricos. O terceiro

dos altos impostos pagos pela sociedade,

circuito crescem também e, assim, partes da

abordou o tema “técnicas de ensaios de

foi perdida nestes últimos dez anos. Nosso

instalação podem ficar insuficientes. Trocar

alta potência, laboratórios de ensaios e

baixo nível de educação, ainda não tratado

um painel antigo em uma instalação industrial

principais ensaios”. No quarto capítulo,

com seriedade, é um terreno fértil para o

com centenas de cabos de controle é uma tarefa

falou-se sobre os estudos elétricos de

crescimento da corrupção, da incompetência e

difícil. O problema maior nem sempre é o valor

sobretensões, coordenação de isolamento e

das propagandas enganosas. Embora políticos

do investimento no equipamento novo e sim o

impactos de campos elétricos e magnéticos.

mintam, dizendo que as dificuldades passarão

grande trabalho e tempo de produção perdido

No quinto capítulo, o tema abordado foi a

rápido, serão necessários pelo menos uns oito

necessário para a troca.

recente brochura Cigré 602, sobre simulação

anos para consertar os estragos.



de arcos, e no seguinte, discutimos as



É neste contexto de redução de faturamento

reformas mais simples e que não impliquem

especificações técnicas de disjuntores,

das empresas e desemprego crescente que

um tempo longo de execução e parada. Para

secionadores, painéis e para-raios feitas

surgem oportunidades para utilizar técnicas

demonstrar estas técnicas utilizaremos projetos

por concessionárias de energia. Na sexta

de reformar equipamentos existentes para o

de painéis e barramentos de subestações. A

edição, o tema tratado estava relacionado

aumento de sua capacidade, permitindo adiar

proposta é apenas mostrar, por cálculos e

às distâncias de segurança de subestações e

investimentos em equipamentos novos. É mais

simulações, porque funcionam ações como:

dos sistemas de proteção contra incêndios

ou menos como reformar o carro antigo ao

em subestações. Na edição anterior, foram

invés de comprar um carro novo. Não é o que

• Criar ou aumentar a área de ventilação para

apresentados os novos conceitos utilizados

se desejava, mas é o possível no momento e

usar correntes mais elevadas mantendo ou

no TR IEC 62271-307 (painéis de média

melhor do que ficar sem carro.

reduzindo as elevações de temperatura de

tensão). Este nono capítulo tratará de

Muitos

técnicas para reformar equipamentos de

operação há dez, vinte anos podem ser

• Pintar ou revestir barramentos para melhorar

subestações e adiar investimentos.

utilizados por mais tempo, e às vezes de maneira

a capacidade de dissipação de calor;

especificação

de

equipamentos

curtos-circuitos,

de

muitos

relativamente simples. O motivo é que antes estagnação

e

Após

mais eficiente, fazendo-se melhoramentos anos

equipamentos

de

elétricos

em

Nestes casos sob análise, a ideia é focar em

antes;

Apoio

• Melhorar os contatos elétricos para diminuir

suas equipes e esta é uma barreira. O nível de

limites especificados nas normas técnicas,

a geração indesejável de calor e aumentar a vida

conhecimentos de engenharia caiu a níveis

o equipamento envelhece prematuramente.

útil;

muito menores do que havia nas décadas

Por exemplo, o limite de elevação de

• Fazer o direcionamento do fluxo de ar para

de 1980 e 1990. Os tempos das obras fáceis

temperatura permitido para uma conexão com

pontos mais quentes, reduzindo elevações de

está acabando e apenas as empresas que

revestimento prateado em um barramento de

temperatura;

conseguirem ter alguma capacidade de fazer

cobre é de 75 K. Para uma conexão de cobre nu,

• Modificar materiais de algumas partes para

uma boa engenharia conseguirão sobreviver

sem revestimento, este limite é de 50 K.

reduzir efeitos de aquecimentos por induções

no mercado.

Em qualquer um dos dois casos, se

magnéticas;

Os aspectos de projeto que se devem

utilizarmos no barramento uma sobrecarga

• Modificar parâmetros de projeto para

considerar na reforma de um equipamento

permanente tal que a elevação de temperatura

reduzir campos magnéticos, elétricos e

existente são os de elevações de temperatura,

seja apenas 6,5 graus acima destes limites,

forças eletrodinâmicas de curto-circuito e

de esforços eletrodinâmicos, de arcos internos

haverá uma perda de vida útil da ordem de 2/3.

poder aumentar os níveis de curto-circuito

e distâncias dielétricas. Todos eles têm a ver

Se extrapolarmos este conceito para a vida útil,

suportáveis;

com as geometrias e materiais utilizados. Para

isto significa adquirir dois a três equipamentos,

• Modificar parâmetros de projeto para

entender melhor, vale a pena reler o capítulo

ao invés de um, naquele período. Para entender

melhorar ou aumentar a capacidade de

oitavo desta série, que tratou dos novos

os detalhes, leia as páginas 101 a 116 do livro

suportar arcos internos.

conceitos do Relatório Técnico IEC 62271-307,

que pode ser baixado livremente em http://

que tem publicação prevista para 2016.

www.cognitor.com.br/Book_SE_SW_2013_

exigem

No que diz respeito às elevações de

POR.pdf.

investimentos, mas é necessário ter criatividade

temperatura, como explicado nos capítulos

Cabe

e bons conhecimentos de cálculos de

segundo e terceiro desta série, o parâmetro

mostrados nas Figuras 1 a 4. O primeiro

engenharia. No setor elétrico, as fabricantes e

de referência são os limites de elevação

modelo (Figura 1) corresponde a um painel de

as concessionárias brasileiras pararam, desde o

de partes condutoras e isolantes que não

baixa tensão muito usado no Brasil e composto

início dos anos 2000, de treinar adequadamente

podem ser ultrapassados. Passando-se dos

de barramento e um disjuntor de entrada. Os

Estas

técnicas

quase

não

explicar

os

quatro

modelos

51

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

valores nominais típicos de tensão nominal, corrente nominal e corrente suportável de curta duração, no Brasil, para este tipo, são de 380 V – 3.200 A e 65 kA. Nesta análise, serão consideradas correntes nominais na faixa de 2.000 A a 3.000 A, dependendo de ter ou não ventilação. Este tipo de projeto em geral tem barramentos muito próximos, o que significa esforços eletrodinâmicos elevados durante curtos-circuitos. O mercado tem pedido cada vez mais que este tipo de equipamento tenha a capacidade de suportar arcos internos.

O segundo modelo (Figura 2) corresponde

Figura 1 - Painel baixa tensão – 480 V – 2.000 A – 50 kA.

a um painel de media tensão também de uso comum no Brasil. É composto de três compartimentos (cabos, disjuntor e barras). Os valores nominais típicos de tensão nominal, corrente nominal e corrente suportável de curta duração, no Brasil, para este tipo, são de 15 kV – 1.250 A e 40 kA. A classificação de arco interno é, na maior parte das vezes, requerida e é frequente ser um painel totalmente fechado sem aberturas de ventilação.

O terceiro modelo (Figura 3) corresponde

a um duto trifásico de geradores que, em geral, tem a capa externa de alumínio. Os condutores

Figura 2 – Painel media tensão 15 kV – 31,5 kA.

internos em geral são tubulares e podem ser de alumínio ou cobre. O quarto modelo (Figura 4) é uma subestação de 145 kV convencional formada por condutores tubulares de alumínio. As dimensões e materiais utilizados podem ser vistas do lado direito de cada figura. Vamos demonstrar as possibilidades de ganhos simplesmente alterando alguns parâmetros de projeto mostrados nestas figuras.

Criar ou aumentar a área de Item ventilação para alcançar as mesmas elevações de temperatura, porém utilizando-se correntes mais elevadas.

Figura 3 – Barramento de geradores isolado a ar.

Esta é uma alteração de projetado mais

simples de implementar com uma parada do equipamento de dois a três dias. É mais simples porque não implica desmontar partes internas como barramentos e fiações de controle. Para este exemplo, vamos utilizar o painel de baixa tensão da Figura 1.

Figura 4 – Subestação 145 kV.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

54

Trata-se de um painel com barras de cobre

Tabela 1 – Ganho pelo simples acréscimo de uma área de ventilação

2x127x10 sem aberturas de ventilação e

livre com e sem ventilação forçada

(parâmetro = elevação de temperatura permitida de 75 K na conexão - ver Figura 5)

sem revestimento das barras por meio de pintura ou de material termoplástico.

Tipo de construção,

Painel original

Painel modificado

Painel modificado

Tem uma corrente nominal de 2.000 A e,

correntes e ganhos

sem abertura de

onde foi feita

onde foi feita

ventilação

abertura de

abertura de

de temperatura, apresenta uma elevação

ventilação de 168

ventilação de 168

de temperatura no ponto crítico de 72

cm2

cm2

K. Está, portanto, ligeiramente abaixo

Sem ventilação

Com exaustor de

do limite para passar no teste (conexão

forçada

180 m3/h

2.600 A

2.950 A

(+ 30 %)

(+ 47 %)

72 K

73 K

para esta corrente, no ensaio de elevação

Corrente utilizada

prateada 75 K). Esta conexão está próxima do disjuntor principal daquela coluna. O

Ganho

disjuntor, que é a principal fonte de calor,

Elevação de

tem 20 µΩ de resistência por fase, vista

temperatura na

dos terminais. Além deste disjuntor, há

conexão

2.000 A

72 K

mais 780 W de dissipação de potência em outros componentes internos.

Tabela 2 – Ganho por pintura ou revestimento das barras (Parâmetro = elevação de temperatura)

Imagine que, mantendo todos os componentes

internos,

simplesmente

abríssemos na parte superior e na parte inferior da coluna uma abertura de

Tipo de construção,

Painel original

Painel modificado

Painel modificado

correntes e ganhos

sem abertura de

em que as barras

com abertura de

ventilação

foram pintadas e

ventilação de 168

sem abertura de

cm2 mais exaustor

ventilação da ordem de 17X10 cm (área = 170 cm²). Nesta abertura, colocaríamos apenas

uma

veneziana

simples

ventilação

que

de 180 m3/h e pintura de barras

permitisse que a área livre de entrada de

Corrente utilizada

ar fosse pouco reduzida. Não colocaríamos

2.000 A

Ganho

filtros de ar complicados que bloqueassem

2.200 A

3.100 A

(+ 10 %)

(+ 55 %)

72 K

73 K

Elevação de

a maior parte da passagem de ar e

temperatura na

eliminassem os ganhos obtidos com o

72 K

conexão

trabalho de implantar a abertura. Não se trata de um painel novo em que todas as questões associadas ao grau IP precisam

simulações de ensaios benfeitas, pode-se

corrente. Se somássemos este benefício ao

ser atendidas.

estudar, para cada caso específico, a

da ventilação, pode-se chegar a valores de



solução mais promissora.

aumento de corrente muito significativos.

Pintura ou revestimento de barras para melhorar a capacidade de dissipação de calor

Melhoria dos contatos elétricos para diminuir a geração de calor e aumentar a vida útil

Os resultados obtidos estão na Tabela 1.

Note que, para obter o mesmo desempenho quanto à elevação de temperatura, poderia se utilizar uma corrente 30% maior (2.600 A) simplesmente pela existência da abertura, sem ventilação forçada. Se

Os contatos elétricos do dispositivo

incluíssemos, além da abertura, também um exaustor de 180 m3/h poderíamos



Esta não é uma alteração simples de

de manobra, no caso de disjuntores ou

passar uma corrente 47% maior (2.950 A)

fazer, pois implicaria em desmontagem

chaves e a dissipação de potência, no caso

mantida a mesma elevação de temperatura.

dos barramentos e, portanto, parar o

de fusíveis, são o fator de maior impacto

Em outras palavras, se fosse um painel

equipamento bem mais que os três dias

nas temperaturas internas de trabalho.

bem conservado estaríamos colocando-o

mencionados na seção anterior. Porém,

Dependendo da situação, pode ser uma

em uma situação muito mais confortável,

pode ser interessante em algumas situações

alteração de projeto simples ou complexa

no que diz respeito a temperaturas de

de barramentos de baixa e média tensão.

no que diz respeito ao tempo de parada para

trabalho, do que anteriormente.

Na tabela 2, são mostrados os impactos

sua implantação. Trocar um disjuntor do



Demonstrar isto por meio de ensaios

para a mesma situação da Figura 1. Para

tipo extraível para tipo fixo pode significar

de laboratório seria oneroso, mas com

a pintura de barras, o ganho é de 20% na

uma grande redução na potência dissipada.

Apoio

Trocar a marca do disjuntor pode também

Tabela 3 – Ganho de corrente por troca do tipo de disjuntor (Extraível por fixo – Figura 6)

ter um impacto positivo, mas deve-se ter muito cuidado nos aspectos de interrupção.

Tipo de construção,

Painel original com

Painel modificado com

Um disjuntor aprovado em um certo tipo de

correntes e ganhos

disjuntor de 54 µΩ de

disjuntor de 40 µΩ de

resistência por fase

resistência por fase

1.250 A

1.400 A

painel pode ter desempenho ruim em um Corrente utilizada

outro tipo de painel porque as geometrias e

Ganho

distâncias são diferentes.

A Figura 2 mostra um painel de média

(+ 12 %)

Elevação de temperatura na conexão

tensão sem aberturas de ventilação. Na

73 K

72 K

Tabela 3, estão mostradas as correntes que poderiam ser aplicadas para obter uma

dissipadores de calor locais nas conexões

materiais que são usados nas chapas do

mesma elevação de temperatura, caso o

aos

fusíveis,

invólucro e nos espaçadores metálicos

disjuntor tivesse originalmente 54 µΩ de

podem trazer ganhos consideráveis de

dos barramentos. Se são usados materiais

resistência por fase, vista dos terminais,

desempenho. Devido ao espaço necessário

magnéticos como o aço-carbono ao invés

e fosse trocado por outro com 40 µΩ de

para explicações não serão detalhados

de não magnéticos, como o alumínio e

resistência por fase.

aqui.

certos tipos de aços inoxidáveis, os efeitos

Direcionamento de fluxo de ar para pontos mais quentes, reduzindo elevações de temperatura

Modificação de materiais para reduzir efeitos de indução magnética com

conduzem correntes elevadas. A título



Direcionar o fluxo de ar para certas

correntes superiores a algo da ordem

de mostrar os efeitos de forma didático

conexões, assim como a colocação de

de 3.000 A, deve-se ter atenção aos

apresentamos na Tabela 4 os valores de

disjuntores,

chaves

ou

de aquecimento por indução podem ser muito acentuados. No exemplo da Figura 3, está um barramento de geradores, trifásico e isolado a ar. Em geral, estes barramentos

Em

painéis

e

barramentos

55

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

56

Tabela 4 – Usos de materiais magnéticos ou não magnéticos em invólucros e espaçadores (Figura 7)

elevações de temperaturas que seria obtido se o invólucro fosse feito de alumínio

Tipo de construção,

Painel com invólucro

Painel com invólucro

correntes e ganhos

em aço carbono e

em alumínio e

corrente trifásica

corrente trifásica

Corrente trifásica utilizada

1.000 A

1.000 A

maiores e isto aquece o invólucro e, por

Elevação de temperatura na conexão

72 K

38 K

consequência, o ar interno. É por este

Elevação de temperatura no ar interno

31K

16 K

mesmo motivo que espaçadores compostos

Dissipação de potência no invólucro

306 W

9,5 W

de materiais isolantes e metálicos usados

por indução magnética

ou se fosse feito de aço carbono.

No

caso do invólucro de aço-carbono, os efeitos da indução magnética são muito

em barramentos de painéis de baixa tensão devem ser motivo de atenção especial. Como estão muito próximos das barras, são submetidos a campos magnéticos muito elevados. Se não for utilizado material não magnético, acima de certa corrente, surgirão correntes parasitas que provocaram grande aquecimento do ar interno ao painel.

Modificação de parâmetros de projeto para reduzir campos magnéticos e forças eletrodinâmicas de curtocircuito e aumentar os níveis de curto suportáveis Os campos elétricos e magnéticos causam impactos importantes em aspectos Figura 5 – Painel baixa tensão – 480 V – 2.000 A – 50 kA.

de projeto como as forças eletrodinâmicas que atuam em barramentos e seus suportes, assim como nas distâncias dielétricas e dimensões gerais de equipamentos e de subestações inteiras. No exemplo da Figura 4, há um exemplo de arranjo de subestação. Vários ganhos em valores de campos elétricos e magnéticos podem ser obtidos com mudanças de posicionamentos e distâncias dielétricas. Na Figura 7, está mostrado o mapeamento do campo magnético na subestação.

Melhoria ou aumento da capacidade de suportar arcos internos Este tema foi detalhado no quinto capítulo deste fascículo, sob o título “Arcos internos em equipamentos de subestações, Figura 6 – Painel de média tensão 15 kV – 31,5 kA.

com ênfase na recente brochura Cigré 602 -

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

58

hoje, não investir em capacitação porque não há tempo de tirar o empregado da fábrica é a regra, com poucas exceções na indústria.

Com as fábricas pouco ocupadas, há

tempo para reavaliar erros de estratégia e capacitar as equipes técnicas para tentar chegar mais próximos dos países asiáticos e outros concorrentes diretos nossos. Eles já nos passaram à frente há muito tempo exatamente por investir em capacitação e soluções criativas. Atuo em treinamento de equipes de engenharia e a triste realidade é que a cada dez treinamentos que aplico no exterior, inclusive em outros países da América do Sul, apenas um é aplicado no Brasil porque aqui raras empresas pedem. Nos últimos anos, o Brasil andou

Figura 7 – Barramento de geradores isolados a ar.

para trás na fila dos emergentes. Podemos reverter isto e, para entender o estágio onde paramos, vale a pena ler o conto de Hans Cristian Andersen: “O rei está nu”, em https://pt.wikipedia.org/wiki/A_ roupa_nova_do_imperador.

Outro ponto a considerar no momento

atual é buscar e identificar as chamadas “novas tecnologias” em uso no mercado internacional. Nova tecnologia é um conceito que varia de país para país e, pelo menos, nas áreas de média e baixa tensões, ainda estamos presos ao passado. Em algum dos próximos capítulos desta série, Figura 8 – Subestação 145 kV – Campo magnético, campo elétrico e temperaturas (SE, sala de controle, reatores, transformadores).

Ferramentas para a simulação dos efeitos de

interessante poder oferecer soluções para a

arco interno na transmissão e distribuição”.

reforma de equipamentos de subestações.

Este documento foi publicado pelo Cigré

Isto interessa a quem quer adiar novos

internacional em dezembro de 2014. O

investimentos. Este é um mercado atrativo,

autor deste fascículo foi um dos coautores da

em especial, para os pequenos fabricantes

brochura que mostra os aspectos relevantes

que têm muito mais dificuldade em se

a considerar nas modificações de projetos de

manter no mercado.

equipamentos existentes ou novos. Em geral,

É melhor projetar equipamentos já

estas modificações são de implementação

utilizando as vantagens oriundas destas

relativamente simples e rápidas de fazer.

técnicas. Hoje existem facilidades de

Comentários finais

cálculos e simulações importantes que são pouco conhecidas por fabricantes de equipamentos que não investem no

Nestes tempos de vacas magras é

treinamento de suas equipes. No Brasil de

abordaremos

algumas

oportunidades tecnológicas.

destas

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

Capítulo X Novas tecnologias para sistemas de até 145 kV

O que significa “nova tecnologia” para um país em desenvolvimento?

semelhantes. Meu foco naquele caso era

subestações de transmissão e distribuição.



dos conceitos pode ser estendida para

O primeiro capítulo cobriu aspectos dos

da indústria elétrica de um país, fora

outros sistemas.

estudos do sistema elétrico que servem de

da América do Sul, contratou-me para

Vivo no Brasil e testemunhei um

base para as especificações técnicas dos

criar uma lista priorizada de produtos

processo de crescimento no setor elétrico

equipamentos. O segundo cobriu conceitos

potencialmente interessantes usando as

que aconteceu a partir de 1976. Foi

sobre

e

chamadas "novas tecnologias". Pediu-me

induzido, nos primeiros dez anos, por

contatos elétricos. O terceiro artigo abordou

que ajudasse a montar um planejamento

estratégias de longo prazo, que incluíram

as técnicas de ensaios de alta potência,

estratégico para investir recursos humanos

a construção de laboratórios de ensaios e

laboratórios de ensaios e principais ensaios.

e financeiros, de modo a incluir novos

centros de pesquisa, formação de recursos

No quarto, cobriu-se o tema estudos

produtos no mercado. Também queria

humanos de alto nível, a consolidação

elétricos de sobretensões, coordenação de

preparar um pequeno grupo bem treinado

de um sistema de normalização e de

isolamento e impactos de campos elétricos

de especialistas para o desenvolvimento

certificação dos produtos. Nos primeiros

e magnéticos. No quinto capítulo da série,

de novas soluções. Seu país não tem

25 anos deste período, pudemos ver como

o tema abordado foi a recente brochura

laboratórios

produtos

um bom planejamento e ações podem fazer

Cigré 602 sobre simulação de arcos. O sexto

para subestações e está considerando

a indústria elétrica crescer. Infelizmente,

falou sobre as especificações técnicas de

implementar um.

nestes últimos 15 anos testemunhamos

disjuntores, secionadores, painéis e para-



como ações desastradas fazem o efeito

raios feitas por concessionárias de energia.

minha carreira como pesquisador, consultor

contrário.

O sétimo descreveu sistemas de proteção

e profissional de laboratorios de testes lidei

Para facilitar as explicações abaixo,

contra incêndios em subestações. O oitavo

muitas vezes com a avaliação de projetos

considerei dois grupos de países com mais

foi sobre elevação de temperatura com foco

inovadores. Fiquei muito feliz também

acesso ou menos acesso a conhecimentos

nas normas IEC 61439 (baixa tensão) e IEC

porque hoje é raro encontrar empresas

tecnológicos (poderia também ser o

62271-200 mais a futura IEC 62271-307 para

que façam planejamento de médio e longo

nível médio de educação). Eu os chamei

média tensão. O nono capítulo tratou de

prazos. A maioria das empresas pensa

"desenvolvidos" e "em desenvolvimento".

equipamentos para usos em locais especiais

apenas no curto período de dois anos.

Em minha visão, o Brasil se encaixa no

(atmosferas explosivas, alta salinidade,



Neste artigo, descrevo alguns pontos

grupo dos “em desenvolvimento”, devido ao

poluição). Este décimo tratará das novas

desta experiência, que podem ser úteis

seu baixo nível médio de educação e alguns

tecnologias para sistemas de até 145 kV.

em outras empresas e países em situações

outros aspectos que não cabe entrar no



Nesta série de artigos são apresentados

conceitos de engenharia para projeto e

especificação

de

curtos-circuitos,

equipamentos

ampacidades

de

Há alguns anos, um cliente, fabricante

de

testes

de

Foi uma boa oportunidade, já que na

sobre equipamentos para classes de tensão não superiores a 145 kV, mas a maior parte

Apoio

mérito aqui. Em

relação

ao

estado

internacionais dos grupos de trabalho

comprados por um grande fabricante

de

da IEC e do Cigré. Grandes fabricantes

internacional. A maioria dos pequenos e

desenvolvimento dos "projetos de novas

desenvolvem seus produtos fazendo testes

médios não faz investimentos na criação

tecnologias", criei uma classificação em três

em seus próprios laboratórios de ensaios ou

de novos produtos porque não tem pessoas

grupos nomeados (a) projeto de bancada

outros próximos de seus países. Nos países

com

("benchmarking"), (b) projeto de protótipo

desenvolvidos, há vários laboratórios para

Trabalham duro em produtos tradicionais

e (c) projeto comercial . Foi considerado

escolher, ao contrário do que acontece nos

e adaptando alguns projetos mais recentes

que o tempo para o produto chegar ao

países em desenvolvimento. Depois de ter

que veem como promissor.

mercado comercial é de, respectivamente,

um produto aprovado nos ensaios de tipo



cerca de quatro anos, dois anos e menos

conforme a norma IEC, eles o fabricam,

fabricantes. Os impostos são absurdamente

de um ano. Para o porte dos fabricantes,

principalmente, em suas fábricas nos países

elevados, embora a qualidade dos serviços

dividi no grupo de fabricantes de grande

em desenvolvimento. Nestes últimos países,

públicos prestados pelos governos seja

porte (internacionais) e outro grupo de

os grandes fabricantes não têm grupos

muito baixa. As regras e a burocracia

fabricantes de médio e pequeno portes.

de tecnologia para o desenvolvimento de

tornam a vida difícil para qualquer um



inovações ou para melhorar os produtos

que queira fazer a coisa certa. O Brasil de

para a indústria elétrica é que, nos últimos

existentes.

hoje é exemplo mais claro, no mundo, de

20 anos, os fabricantes internacionais

Os pequenos e médios fabricantes

como um país muito rico, não consegue

permaneceram

trabalham

Meu entendimento sobre as tecnologias

estagnados

em

seus

No Brasil, a vida é difícil para estes

manter-se em ascensão por causa do baixo nível médio de educação da população. O

especialistas

Alguns deles fazem investimentos para

baixo nível de educação é o terreno mais

adquirir

tecnológico,

fértil para o crescimento da corrupção, da

localizados apenas nos países desenvolvidos

formando pequenos grupos de engenharia

ineficiencia e das decisões políticas de baixo

de

encontro

e desenvolvimento. Estes, quase sempre,

nível.

alguns destes especialistas nas reuniões

alcançam o sucesso e, depois disso, serão

origem.

desenvolvimento agora

Muitas

pequenos

vezes

e

conhecimento

em

tal.

um

em

manter

para

mercado cada vez mais competitivo.

são

se

específica

objetivos tecnológicos. Seus grupos de tecnológico

para

capacitação

Voltando ao foco de nosso tema, a fim

47

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48

de atender às necessidades do meu cliente

de testes perto, a indústria não consegue

fábrica em um país em desenvolvimento,

em “novas tecnologias”, comecei a tentar

avançar, pois precisa, pelo menos, testar

que o atual é mais do que suficiente e bom.

identificar algo que eu pudesse chamar

o equipamento principal da família de

No Brasil, somente em 2015, estamos perto

de nova tecnologia. Para mim, uma nova

cubículos.

de ter a IEC 61439 em uma versão escrita

tecnologia é algo que ainda não usamos

Sem um laboratório de testes no

em português. Esta norma foi publicada

em larga escala, mas percebemos que vai

país, há custos elevados de transporte do

na IEC em 2011. São quase cinco anos de

nos ajudar a melhorar a forma atual de

equipamento a ser testado. Este transporte

atraso. Se as normas IEC fossem publicadas

fazer as coisas. Entendo que o aspecto mais

e despesas podem chegar a mais 50% do

também em outros idiomas, a diferença de

importante de uma nova tecnologia é que

valor que seria gasto se o teste fosse em

cinco anos seria reduzida.

deve ser de fácil acesso para utilização na

laboratório local. Se o equipamento falhar



maioria dos países do mercado global.

no ensaio, haverá os custos da repetição.

aumentando o já grande fosso entre os

um

Hoje, a simulação de ensaios reduziu

países desenvolvidos e em desenvolvimento

um

esta barreira, mas ter um laboratório

e isso não vai ter um final feliz. Os sinais são

dispositivo limitador de corrente baseado

perto

absolutamente

muito claros como o aumento da violência

em supercondutores é uma nova tecnologia.

necessário. Sem o laboratorio próximo às

global, o terrorismo e agora a grande

É algo já demonstrado, mas ainda caro para

empresas simplesmente não se iniciam o

imigração para países desenvolvidos.

produzir porque não há escala aceitável

desenvolvimento dos novos produtos.

O objetivo deste artigo é mostrar

de demanda. O que faz a nova tecnologia



Os conceitos das normas IEC 61439

para a indústria elétrica de países em

avançar é a percepção positiva dos grandes

e IEC 62271-307 criam a possibilidade

desenvolvimento, como o Brasil, outros

usuários de que a tecnologia está cada vez

de substituir ensaios em uma variante

na America do Sul, Ásia etc., a visão do

mais perto de uso regular.

não testada de uma mesma "família" de

autor sobre as oportunidades com "novas

Um fator a considerar é que a

equipamentos cujo item principal da

tecnologias e procedimentos." A seguir, são

concorrência entre os fabricantes em países

família foi testado. As simulações, cálculos e

listados alguns exemplos. Na Seção 3, são

desenvolvidos é maior. É por isso que nas

regras de projeto podem substituir e enviar

mostrados alguns parâmetros que podem

duas últimas décadas eles estão deixando o

a repetição desnecessária de muitos testes.

ser usados para analisar e priorizar projetos

conforto de suas regiões para tentar vender

Nos países em desenvolvimento, isso é

para investimento. Na seção 4, listamos

produtos em mercados emergentes como a

especialmente útil porque a disponibilidade

algumas abordagens sobre a forma de

Ásia e, em menor escala, a América do Sul.

de laboratórios de ensaios é pequena (ver

induzir novas tecnologias e procedimentos

Grandes fabricantes internacionais sabem

artigos em http://www.cognitor.com.br/

no setor elétrico.

que as novas tecnologias, após serem aceitas

download.htm).

pelo mercado desenvolvido, irão substituir

Normas

a anterior naqueles países. A tecnologia,

importante na distância entre países em

Exemplos de novas tecnologias e procedimentos

entretanto, continuará sendo fabricada

desenvolvimento e desenvolvidos. Isto

Ao iniciar o trabalho para o meu

e usada nos países em desenvolvimento

é descrito no artigo "Como podem as

cliente, fiz uma visita à sua fábrica e ainda

durante muitos anos.

normas IEC ajudar a reduzir a distância

não sabia como iria identificar as tais “novas



Para

um

transformador

país de

desenvolvido, potência

ou

permanece

IEC

têm

um

impacto

As lacunas sociais e tecnológicas estão

Um exemplo no Brasil são os cubículos

entre países desenvolvidos e outros países"

tecnologias”. Andei com sua equipe pela

isolados a SF6 em vez de ar (AIS). Aqui

que pode ser baixado em http://www.

fábrica, que era um ambiente muito limpo

ainda são raramente usados, embora eles

cognitor.com.br/ProposalToIEC.pdf.

com pessoas motivadas e concentradas

não sejam difíceis de desenvolver.

Atualmente, apenas especialistas de países

nas tarefas. Meses mais tarde, quando



Para o desenvolvimento de produtos é

desenvolvidos, com raras exceções, fazem

apliquei um treinamento para sua equipe,

essencial a disponibilidade de laboratórios

as normas IEC. As regras são democráticas

em técnicas de projeto de equipamentos

de ensaio próximos para testar o protótipo

e permitem a participação de todos, mas os

para subestações, fiquei impressionado com

e uma clara compreensão das normas

países em desenvolvimento praticamente

a sua facilidade em assimilar conceitos.

técnicas usadas nos testes. Hoje, existem

não participam nos grupos de trabalho

Tinham formação técnica muito boa.

normas IEC com aberturas para reduzir

IEC e pouco sabem sobre seu modo de



o número de testes a serem feitos em um

funcionamento.

barras sendo montado e recordei um caso

determinado produto. Exemplos destas

Por isso, é comum que o mesmo

similar, anos atrás, em outro país. Era um

normas são a série IEC 61439 (baixa tensão)

fabricante internacional que está vendendo

duto de corrente nominal 4.000 A, feito de

e a futura IEC 62271-307 (cubículos de alta

um produto no mercado europeu, dizendo

barras de cobre montadas horizontalmente.

tensão). No entanto, sem um laboratório

que a vida será melhor com ele, diz em sua

Tinha isoladores epóxi como no lado

Em um ponto da visita, vi um duto de

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

esquerdo da Figura 1. Perguntei sobre o

passaria a ser o conhecimento tecnológico

o mundo. Mesmo que nosso pequeno ou

nível de corrente de curto-circuito e me

da empresa.

médio fosse bem-sucedido em todas as

informaram que era de 40 kA com duração



Aquele cliente, pouco tempo depois,

etapas técnicas e chegasse ao mercado,

de 1 segundo.

reavaliando seus produtos, identificou uma

a maioria dos usuários preferiria os

no

série de otimizações possíveis incluindo

tradicionais. Além disso, seria muito difícil

grupo, me disse que tiveram dificuldades

o uso de diferentes perfis e materiais

competir comercialmente com os grandes

para passar no ensaio de elevação de

em painéis, cubículos e barramentos de

fabricantes. Os chineses são bons em fazer

temperatura do protótipo, apesar de ter

altas e baixas tensões (ver Figura 2). No

este tipo de desenvolvimento, mas têm um

passado facilmente no ensaio de correntes

artigo "Otimização do projeto de painéis:

mercado interno enorme e capacidade de

suportáveis de curta duração e de crista

comparação entre o alumínio e o cobre

planejamento para direcionar os grandes

(forças eletrodinâmicas). Era visível que

e um novo conceito", há informação

comparadores para seus produtos nacionais.

a distância entre os isoladores era muito

relacionada. O artigo pode ser baixado



menor do que o realmente necessário.

livremente em http://www.cognitor.com.

muitas possibilidades para produtos nas

Portanto, eles estavam gastando mais com

br/DesignOptimization.pdf .

classes de tensão menores ou iguais a 145

isoladores do que o necessário. Havia no



kV, que podem ser úteis nos mercados locais,

grupo um jovem engenheiro responsável

não se pode imaginar como promissor

como mostrado na Tabela 1.

pelo projeto e lhe perguntei por que as barras

no



eram horizontais. A posição horizontal

245 kV ou 500 kV ou algo do tipo. Os

com a substituição dos anti-estéticos e

é boa quando se tem que suportar forças

principais fabricantes internacionais já

perigosos, por proximidade, sistemas de

eletrodinâmicas altas causadas por altas

os desenvolveram e os vendem em todo

distribuição aérea (Figura 3). Nas cidades

O

engenheiro

de

aplicação,

Para um fabricante médio ou pequeno, Brasil

desenvolver

um

disjuntor

Nos países em desenvolvimento, existem

Há também oportunidades associadas

correntes de curto-circuito. No entanto, esta posição é ruim para a dissipação de calor sob altas correntes nominais como 4.000 A. O jovem projetista me disse que usaram porque estavam seguindo o mesmo antigo projeto de duto 4.000 A - 65 kA. Comentei que era possível usar barras de secção transversal menor se estas fossem na posição vertical. Isso permitiria que o projeto usasse menos isoladores e cobre. Possivelmente haveria uma redução de 30% no custo dos materiais.

Neste momento, tornou-se claro para

mim que a mais fácil "nova tecnologia" é projetar um produto existente de forma mais

Figura 1 – A “nova tecnologia” mais simples é a otimização de produtos existentes baseada em simulações e cálculos precisos.

otimizada, com base em sólidos cálculos de engenharia e conhecendo melhor o que está escrito nas normas técnicas. Dá resultados muito melhores do que copiar projetos de outros sem saber o porquê. Um projetista treinado pode usar sua experiência mais ferramentas de software para melhorar o projeto por meio de simulações, antes de ir para o laboratório fazer o ensaio final. No Brasil, há muitos anos, vejo fabricantes me contratarem para fazer os cálculos para eles ao invés de me contratarem para que eu os ensine a fazer os cálculos sozinhos, e não mais precisar de mim depois. É um obvio erro de estratégia terceirizar, o que

Figura 2 – Uso de diferentes perfis de barras e materiais em painéis, barramentos e quadros de distribuição.

Apoio

51

brasileiras, infelizmente, ainda são usados inclusive próximos a janelas. Neste caso, a

contribuição

possível

da

indústria

elétrica não é só criar produtos para redes subterrâneas, mas também divulgar para os usuários e a sociedade que existem outras soluções. Esta iniciativa jamais partirá das concessionarias de energia. Os argumentos de que os sistemas subterrâneos são mais caros e que as considerações

estéticas

são

menos

relevantes em um país em desenvolvimento são falsas. Quando se instala algo, como na Figura 3, perto das janelas de uma escola e da visão das pessoas, você está dando um mau exemplo óbvio de fazer as coisas. Em nosso país, já bastam os maus exemplos

Figura 3 – Fusível expulsão tipo IEC 60282-2/ABNT NBR 7282 instalado muito próximo de uma residência.

e malfeitos que vêm de cima e estão

de " dutos comuns de serviços" com vários

todos os dias nos telejornais. Para tirar

serviços públicos, como eletricidade, cabos

transformadores e chaves fusíveis perigosos

telefônicos e de televisão. Vi muitas vezes

de perto de suas janelas, só por meio de

nos municípios redes aéreas antigas sendo

ações judiciais.

substituídas por outra nova rede aérea



Outras oportunidades, com potencial,

ao invés de se usar a oportunidade para

estão ligadas a soluções para a instalação

substituir a antiga por um duto subterrâneo

comum. Os argumentos são de que é difícil fazer a coordenação entre as empresas que prestam os diferentes serviços. No entanto, em bairros mais ricos e nos lugares por onde passam os turistas, as soluções subterrâneas são utilizadas. Então, por que não expandir o uso para todos?

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

52

Tabela 1 - Exemplos de "novas tecnologias e procedimentos" para países em desenvolvimento

Tecnologia ou procedimento

Comentários

Manutenção com base em condição (para

Serviço amplamente utilizado em países desenvolvidos desde os anos de 1990, mas

subestações, transformadores, disjuntores,

com baixo uso em países em desenvolvimento.

cabos, sistemas subterrâneos etc.)

Prestar serviços nesta área não requer grandes investimentos materiais e sim capacitação da equipe técnica.

Painéis de média tensão isolados a SF6

A maioria dos sistemas utilizados nos países em desenvolvimento são isolados a ar. Aqui está clara oportunidade para fabricantes.

Painéis de média tensão com ventilação forçada

Projetos otimizados para passar simultaneamente nos testes de arco interno e de

e classificação IAC

elevação de temperatura.

Religadores automáticos e chaves de media

Soluções locais.

tensão otimizados Painéis de baixa tensão à prova de arco interno

Projeto otimizado mais leve para altas correntes nominais (> 3.000 A) e de curto

usando perfis de alumínio não convencionais

circuito (> 80 kA).

Dispositivos especiais limitadores de curto-

Para utilização em locais em que o nível de curto-circuito cresceu acima do nível

circuito, instalações industriais e para correntes

dos outros equipamentos da subestação e nenhuma outra solução, como reatores

superiores a 90 kA

limitadores, é possível.

Redes subterrâneas de média tensão em média e Sistemas aéreos são inaceitáveis nas cidades de países desenvolvidos. grandes cidades Integração dos serviços públicos em "dutos de

Tipo de solução óbvia, mas que depende de uma maior pressão da sociedade e um

serviços comuns"

mínimo de capacidade de planejamento das prefeituras municipais.

Normas técnicas IEC publicadas em português,

Este é um ponto crítico para reduzir a distância para os países desenvolvidos. Como a

no máximo, 1 (um) ano após a publicação da

ABNT não consegue fazer traduções rápidas, a solução é pressionar o IEC para criar

norma em inglês na IEC (em vez de quatro a

maneiras de publicar, pelo menos as normas principais, em português. Outros países

cinco anos depois como ocorre ainda hoje)

já conseguiram isto.

Implementação e disseminação de normas

As associações industriais, hoje acomodadas com a demora, devem se concientizar da

técnicas consideradas úteis no Brasil para a qual importância e agir para que isto ocorra. não haja norma IEC equivalente.

Certas normas que são, em certo momento, prioridade no Brasil podem não ser prioridade na IEC. Para uma norma brasileira, para a qual não existe uma norma IEC correspondente, se tornar uma norma IEC é necessário que o COBEI / ABNT faça uma proposta à IEC e esta seja apoiada por outros comitês nacionais. Assim foi feito com a norma IEC 60282-2 em sua revisão de 1989, oriunda da ABNT NBR 7282. Exemplos de normas brasileiras que poderiam virar normas IEC são a ABNT NBR 13231 proteção contra incêndios em subestações de sistemas de geração de energia elétrica convencional, transmissão e distribuição e também a ABNT NBR 8222 - Prevenção de incêndio explosão em transformadores e reatores. Esta última inclui ensaio de arco interno em transformador para verificar se o sistema de prevenção funciona corretamente. Um exemplo de norma que seria útil no Brasil e cuja proposta de execução foi rejeitada no COBEI/ABNT em 2010 foi o “Guia para o uso de simulações e cálculos para substituir alguns ensaios” (ver fascículos anteriores desta série). O foco não pode ser apenas em traduzir normas IEC para português.

Projeto especial de salas de controle e

Aplicação de engenharia baseada em dutos e espaços de despressurização (ao invés de

manobra para reduzir o impacto de arcos

painéis de alta capacidade IAC difíceis de projetar).

internos > 50 kA. Sincronizadores para disjuntores e

A ideia se baseia em estender o uso de sincronizadores aplicados em sistema de

procedimentos para energização e

tensões acima de 230 kV para reduzir sobretensões e sobrecorrentes em sistemas de

desenergização em sistemas

tensões menores ou iguais a 145 kV.

<= 145 kV

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

54

Tabela 2 – Perguntas principais e exemplos de pesos atribuídos

Perguntas sobre diferentes aspectos dos projetos

Peso (%)

Tempo necessário para chegar à comercialização

25

Estágio de desenvolvimento (bancada, protótipo, comercial)

15

Existe a possibilidade de uma nova patente?

10

Há concorrentes nos mercados nacionais e internacionais ?

20

Existem parceiros? Privados? Público?

10

Quantidade de investimentos anteriores no projeto

5

Qual a probabilidade de sucesso na opinião de especialistas?

13

Impactos positivos (emprego etc.)

1

Os impactos ambientais são melhores do que a tecnologia atual

1

Como analisar e priorizar projetos de novas tecnologias

empresa para chegar ao produto final;

um estudo em profundidade desses

•

viabilidade

pontos é feito quando já existe uma



económica e financeira por meio de

garantia razoável de que a maioria das

indicadores.

oportunidades e barreiras é clara e

aborda-se questões sobre:

• Como avaliar a viabilidade comercial

pode ser superada. Pequenas e medias

• O conhecimento e a capacitação em

(incluindo comercialização e esquemas

empresas na maioria das vezes substituem

engenharia disponíveis na empresa;

de comércio);

este estudo por decisões intuitivas ou

• A infraestrutura disponível, incluindo

• Como considerar os impactos positivos

baseadas em estudo simplificado. Em

recursos materiais e humanos;

de natureza não financeira;

qualquer caso, é comum que, durante

• Fazer uma análise de mercado sobre

• Se um protótipo for bem-sucedido, os

a análise, usar pesos diferentes para

oportunidades, barreiras, concorrentes e

concorrentes podem bloquear a entrada

diferentes aspectos da Tabela 2.

o próprio mercado;

no mercado?

Para cada um destes aspectos, a

• Como verificar a competência da

Em

de

Para analisar e priorizar um conjunto projetos

de

novas

tecnologias

Fazer

um

uma

estudo

grande

de

organização,

classificação é feita com base na soma dos

Apoio

pesos x pontos. Como é difícil comparar

é permanecerem governos pequenos, não

em dia, é raro ter pelo menos um com

um projeto de bancada com outro em

atrapalhar o avanço da indústria elétrica

fundamentos como os de http://www.

estágio mais avançado, a análise é feita

com políticas confusas, proporcionar

cognitor.com.br/Training2015ES.pdf.

separadamente em grada grupo. Para fazer

um bom nível médio de educação no

– Ter um "plano de metas em novas

uma análise de viabilidade detalhada,

país e atuar com seriedade dando bons

tecnologias"

podem ser usadas ferramentas como

exemplos. Exemplos de ações a tomar por

definidas.

o software livre Decidix para avaliar a

associações da indústria e diretamente

– Ter a cada ano, em curso, pelo menos,

viabilidade de projetos de energia. Este

por cada fabricante são:

três projetos de "novas tecnologias"

software e instruções completas podem ser baixados em http://www.cognitor.com.

• Para associações industriais

prioridades

de protótipo + um projeto comercial). Esta é a maneira de se criar uma cultura

–

Continuar

aumentar

a

trabalhando disponibilidade

para de

laboratórios de ensaios. – Pressionar para ter normas IEC

Muitas ações para induzir, para

em português até um ano após sua

avaliar e desenvolver projetos de novas

publicação na IEC em inglês.

tecnologias podem ser adotadas por associações da indústria e diretamente

as

(um projeto de bancada + um projeto

br/c_ViabilidadeEnergiaEletrica.htm

Como induzir e implementar projetos e procedimentos de novas tecnologias

com

• Para fabricantes

por cada fabricante. Alguns exemplos são listados nas linhas seguintes. Nesta lista

– Ter pelo menos dois engenheiros bem

não estão incluídas ações do governo.

treinados para cálculos de projeto de

As melhores ações que os governos dos

equipamentos e e para entender o que

países em desenvolvimento podem tomar

está escrito nas normas técnicas. Hoje

de inovação na empresa e manter a chama acesa.

55

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

44

Capítulo XI Cálculo da elevação de temperatura em invólucros pela IEC 60890



Nesta série de artigos são apresentados

conceitos de engenharia para o projeto e

especificação

de

equipamentos

Introdução

impactam fortemente no resultado do ensaio. Se a resistência e estes dados não

de

No projeto de produtos elétricos os

estão registrados no relatório de ensaio o

subestações de transmissão e distribuição.

requisitos principais a atender são (a) as

ensaio não tem reprodutibilidade e isso pode

O primeiro fascículo cobriu aspectos dos

temperaturas que não podem ser excedidas

ser visto como uma falha do laboratório de

estudos do sistema elétrico que servem de

em uso normal, (b) a capacidade de suportar

ensaios. As normas IEC e suas traduções

base para as especificações técnicas dos

as forças eletrodinâmicas de curto-circuito,

nas normas brasileiras não tratam da relação

equipamentos. O segundo cobriu conceitos

que

e

entre os ensaios de elevação, o de arco interno

sobre

curtos-circuitos,

podem

danificar

barramentos

ampacidades,

isoladores, (c) suportar a sobrepressão dos

e o de grau de proteção e não explicitam tudo

sobrecargas e contatos elétricos. O terceiro

arcos internos, (d) as solicitações dielétricas

que deve ser registrado nos relatórios de

fascículo abordou o tema “Técnicas de

às sobretensões de impulso ou a tensão

ensaios. As normas de painéis de média e de

ensaios de alta potência, laboratórios de

de frequência nominal, (e) as solicitações

baixa tensão deveriam pedir explicitamente

ensaios e principais ensaios”. No quarto

mecânicas

(mas não pedem) para registrar no relatório

fascículo, cobriu-se o tema “Estudos

repetitivas, e (f) a capacidade de evitar a

de ensaios os fatores acima.

elétricos de sobretensões, coordenação de

causadas

por

operações

penetração de agua e poeiras no invólucro.



isolamento e impactos de campos elétricos

Como os equipamentos são cada vez

emitidos por laboratórios de ensaios não

O conteúdo dos relatórios de ensaios

e magnéticos”. No quinto fascículo, o tema

menores e as correntes cada vez mais altas

pode ser visto apenas como algo técnico.

abordado foi a recente brochura CIGRÉ 602

é muito mais difícil atender a alguns destes

Mais de 80% das vezes o principal objetivo

sobre simulação de arcos. O tema do sexto

requisitos, mantendo a segurança das pessoas

de quem entra em longas filas de espera e

fascículo foram as especificações técnicas

e instalações e otimizando o projeto para o uso

depois paga para realizar os onerosos ensaios

de disjuntores, secionadores, painéis e

mínimo de cobre, alumínio, suportes das barras

é ter um documento neutro que permita a

para raios feitas por concessionarias de

e outros componentes. Um dos principais

comercialização de seus produtos. Por isso,

energia. O sétimo descreveu distancias de

aspectos é o de elevações de temperatura.

espera-se que as gerências de laboratórios de

segurança e sistemas de proteção contra



Conforme mostrado no fascículo 2 desta

ensaios oficiais de terceira parte tenham a

incêndios em subestações. O oitavo foi

série, os resultados do ensaio de elevação de

visão de que os relatórios de ensaios são um

sobre a futura IEC62271-307. O nono foi

temperatura são influenciados pela corrente

instrumento comercial poderoso e devem

sobre técnicas para reformar equipamentos

aplicada, tipo de materiais, as resistências de

ser claros, precisos, identificar muito bem

de subestações e adiar investimentos. O

contato, a temperatura do fluido, a geometria

o que foi testado e ter conclusões objetivas.

décimo abordou novas tecnologias para o

dos condutores, o volume interno líquido

É comum encontrar nos relatórios frases

setor elétrico. Este 11º tratará do cálculo

do compartimento e a existência ou não de

dizendo que os resultados só se aplicam à

da elevação de temperatura em invólucros

aberturas de ventilação. As resistências de

amostra testada e outras que visam eximir

pela IEC 60890.

contato e a área e velocidade de ventilação

o laboratório de qualquer responsabilidade

Apoio

futura pelo uso do documento.

as compras mas aceitam relatórios que não

interpretações são difíceis de analisar até



Em minha visão, se um laboratório tem

dizem se o equipamento passou ou não no

mesmo para as equipes do laboratório de

competência técnica para tal, deve emitir

ensaio de elevação de temperatura. Muitas

ensaios. Exemplos destes são a definição

relatórios de ensaios que identifiquem

vezes, o limite máximo permitido na norma

da máxima elevação de temperatura que

corretamente o equipamento que foi testado

foi ultrapassado e em alguns casos o relatório

deve ser atendida em diferentes tipos de

e trazer uma conclusão escrita informando

nem mesmo se aplica ao equipamento que

conexões e contatos, no ensaio de elevação

se o equipamento testado atendeu ou não

está sendo comprado.

de temperatura, ou mesmo o número de

os requisitos da norma técnica. Pagar mais

Em

barato por ensaios em laboratórios que não

coordenava o Comitê Técnico 32 (Fuses)

submetidos ao ensaio de arco interno.

atendem a isso é um erro estratégico, à luz

da IEC – International Electrotechnical



das novas normas IEC, como a IEC 62271-

Commission, tive a oportunidade de

normas, os importantes relatório técnicos.

307, que mencionam explicitamente o que

conhecer alguns documentos TR (Technical

Nestes últimos, que não têm caráter

deve ser registrado.

Reports) da IEC que, embora muito uteis,

normativo, é que estão os fundamentos

anos

passados,

quando

eu

aplicações de curto-circuito em painéis Por este motivo, a IEC publica, além das

No caso das elevações de temperatura,

são, ainda hoje, muito pouco conhecidos no

para os valores utilizados nas normas. Nos

interpretar os resultados e compará-los com

mundo. A IEC publica, principalmente, dois

treinamentos que aplico para fabricantes,

as normas para saber se o equipamento

tipos de documentos: as normas técnicas e

concessionárias e empresas de certificação,

passou ou foi reprovado não é uma tarefa

os relatórios técnicos. As normas técnicas

utilizo muitos destes relatórios técnicos

simples. É preciso conhecer bem as

especificam os procedimentos, métodos de

IEC. No livro de minha autoria que pode

entrelinhas de normas, como a IEC 62271-

ensaios e valores limites que não devem ser

ser baixado livremente em http://www.

1, a IEC 62271-200 e as da série IEC 61439.

ultrapassados. As normas técnicas raramente

cognitor.com.br/Book_SE_SW_2013_POR.

Muitos compradores de equipamentos de

descrevem os fundamentos técnicos e

pdf, há várias informações extraídas destes

baixa e média tensões são exigentes em

trazem as explicações do porquê dos valores

documentos TR da IEC.

pedir os relatórios de ensaios para efetivar

limites e métodos empregados. Algumas



Alguns dos principais relatórios técnicos

45

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

46

IEC úteis no dia a dia de quem projeta e

Invólucros vazios destinados a conjunto

de elevação de temperatura por cálculos é

especifica equipamentos são:

de manobra e controle de baixa tensão

baseada neste método.

- Requisitos gerais, permite estabelecer a



of

capacidade de dissipação de potência em

da IEC 60890 é que, originalmente, um

temperature-rise verification of low-voltage

invólucros vazios usando os métodos da IEC

certo painel com tipo construtivo definido

switchgear and controlgear assemblies by

60890.

e alguns tipos de componentes internos

calculation

No

•

IEC/TR

60890,

A

method

que

diz

respeito

a

cálculos

A ideia central da aplicação do método

foi inicialmente testado e aprovado em

IEC TR 60943, Guidance concerning

completos de elevação de temperatura em

laboratório.

the permissible temperature rise for parts

equipamentos, a sequência normalmente

agora um outro painel do mesmo tipo

of electrical equipment, in particular for

adotada é a seguinte. Em primeiro lugar

construtivo (da mesma família, mas com

terminals

calcula-se a elevação de temperatura do

dimensões diferentes do testado) que usa os

•

•

Suponhamos

que

temos

IEC 61117, Method for assessing the

ar interno, considerando todos os watts

mesmos tipos de componentes, porém em

short-circuit withstand strength of partially

dissipados, pelo método da IEC 60890. Em

quantidades diferentes. Um exemplo é que

type-tested assemblies (PTTA)1

seguida, calcula-se a elevação de temperatura

o painel originalmente testado contava com

•

IEC TR 60865-1, Short-circuit currents

das barras e conexões, em relação ao ar

três disjuntores internos dissipando uma

– Calculation of effects – Part 1: Definitions

interno, por um método de elementos

certa potência total enquanto o não testado

and calculation methods

finitos. Somando-se os dois valores obtém-se

tem paredes de dimensões diferentes e tem

•

IEC TR 60865-2, Short-circuit currents

a elevação de temperatura das partes em

cinco disjuntores ao invés de três. Portanto,

– Calculation of effects – Part 2: Examples of

relação ao ar externo. Este é o método usado

dissipa uma quantidade diferente de watts. A

calculation

no software de projeto SwitchgearDesign.

ideia é que se pudermos provar por calculo



Para o tema elevações de temperatura há

os documentos IEC TR 60943 e o TR IEC

O método de cálculo da IEC 60890

60890. O IEC TR 60943 é o mais completo

que a elevação de temperatura do ar interno no equipamento não testado é menor do que aquela do equipamento testado, os componentes internos do equipamento

documento que conheço na bibliografia a



O método é utilizado para calcular a

calculado serão menos solicitados que os

respeito de temperaturas em equipamentos

elevação de temperatura do ar no interior de

componentes do painel testado. Por isso, não

e materiais condutores e isolantes e seu

um invólucro metálico com ou sem aberturas

é necessário repetir os ensaios.

impacto na vida útil, além de muitos

de ventilação, mas sem ventilação forçada.

É um método empírico baseado em

outros aspectos. É um documento que um

No SwitchgearDesign foram acrescentadas

resultados de ensaios obtidos em um grande

bom projetista ou um bom engenheiro de

equações que permitiram estender as

número de diferentes tipos de invólucros. Os

laboratório de ensaios deve conhecer nos

equações para invólucros com ventilação

resultados destes ensaios foram associados

mínimos detalhes para desenvolver um

forçada e outros fluidos além do ar como o

aos valores das variáveis principais de

projeto competente ou realizar e analisar

SF6. Nas antigas normas de painéis de baixa

cálculo para criar uma série de curvas que

resultados de testes.

tensão IEC 60439 e na mais recente série IEC

são utilizadas nos cálculos de cada invólucro



61439, a possibilidade de substituir o ensaio

específico.

Neste artigo vamos destacar o conteúdo

do documento IEC/TR 60890. Este apresenta um método simples, mas muito eficaz para calcular a elevação de temperatura do ar dentro de um compartimento de painel ou barramento blindado ou invólucros em geral. Se um projetista deseja calcular as elevações de temperatura que acontecerão nos barramentos de um painel com várias fontes de calor internas (conexões das barras, disjuntores, fusíveis e chaves) pode seguir um método como o descrito a seguir.

Cabe ainda mencionar que há fabricantes

que produzem invólucros vazios, mas não produzem o painel ou barramento completo montado. A norma NBR IEC 60208 -

Figura 1 – Configuração de cálculo.

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

48



As variáveis de cálculo relevantes são as

horizontal deve ser no mínimo 50% da seção

destaca o tipo de instalação mostrado na

reta transversal da coluna.

parte superior direita da figura. Este tipo



O método visa determinar a elevação

depende da localização do painel dentro

- As dimensões do invólucro: altura / largura

de temperatura do ar, ao longo da altura da

da sala. Por exemplo, um painel instalado

/ profundidade;

coluna do involucro com base na elevação

sozinho no centro da sala (curva 1) se

- O tipo de instalação, por exemplo, no

de temperatura a 50% da altura e em 100%

aquecerá menos que um outro, igual, porém

centro de uma sala ou encostado nas paredes

da altura (próximo ao teto). É utilizada a

instalado encostado nas paredes e tendo

ou encostado em paredes e outros painéis

equação principal mostrada na Figura 2.

como vizinhos dois outros painéis aquecidos

quentes;



(curva 4).

- O projeto do invólucro com ou sem

fornecerão a elevação de temperatura do



aberturas de ventilação;

ar interno devido aos watts produzidos

involucro efetivamente exposta para efeitos

- O número de partições horizontais internas

são obtidos a partir dos dados de entrada

de dissipação de calor é obtido a partir dos

(com furos) por onde o ar ascendente deverá

mostrados na Figura 3. Entre estes se

dados da Figura 4. Note-se que este fator

seguintes (ver Figura 1):

Os fatores K, D e P x que multiplicados

O fator B usado para calcular a área do

circular do fundo para o topo do invólucro - A dissipação efetiva de potência nos componentes internos do invólucro.

O método vale para invólucros em chapa

de aço, chapas de alumínio, ferro fundido, material isolante e outros semelhantes. É aplicável se estiverem reunidas as seguintes condições: • Há uma distribuição aproximadamente uniforme da dissipação de potência no interior do invólucro. Esta situação na vida real é rara, mas o método fornece bons resultados a despeito disso; • As partições agem de tal maneira que a circulação do ar é pouco impedida; • O equipamento instalado é projetado para corrente alternada até 60 Hz ou contínua de

Figura 2 – Sequência de cálculo da elevação de temperatura a 50% e 100% da altura do invólucro.

valores não superiores a 3.150 A; • Os condutores elétricos e peças estruturais são dispostos de tal modo que as perdas por correntes de Foucault são insignificantes. Na realidade, para correntes acima de 3.000 A, os efeitos podem ser mais pronunciados caso sejam utilizados, por exemplo, em espaçadores de barramentos materiais como o aço carbono; • Para invólucros com aberturas de ventilação, a seção transversal das aberturas de saída do ar (topo) é de pelo menos 1,1 vezes a seção transversal das aberturas de entrada de ar (parte de baixo); • Não há mais de três partições horizontais na coluna ou seção sob análise; • Se o invólucro tem aberturas de ventilação, a área de passagem de ar em cada partição

Figura 3 – Dados de entrada e resultados do método.

Apoio

é multiplicado pela área de cada parede específica.

A soma das áreas de cada parede resulta

na área efetiva Ae que será utilizada como dado de entrada em algumas das demais figuras deste fascículo.

O Fator K que aparece na fórmula é

calculado em função dos valores da área Ae e da área de entrada de ar conforme mostrado

Tipo de Instalação

Fator de superfície B

Face do teto exposta

1,4

Superfície do teto coberta

0,7

Faces expostas frente, traseira, lados

0,9

Faces laterais cobertas

0,5

Faces laterais de invólucro central

0,5

Superfície do chão

desconsiderada

Figura 4 – Fator b de cálculo da área exposta.

na Figura 5.

A determinação da temperatura no topo

do involucro é feita utilizando-se um fator de distribuição C como nas Figuras 6 e 7. Este fator depende de haver ou não aberturas de ventilação.

O fator D que aparece na formula é

obtido através dos dados da Tabela 1 em função do número de partições horizontais. Como é de se esperar, quanto maior o número de partições mais difícil é para o ar circular e, portanto, maior é o valor de D e, consequentemente, da elevação de temperatura. Os valores de P e x que aparecem na

Figura 5 – Fator K para Ae> 1,25 m2.

49

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

50

pudesse ser aplicado em situações muito próximas das descritas nas “condições de validade”. Entretanto, à medida que fui utilizando-o em vários e vários projetos executados para fabricantes de painéis e barramentos blindados, percebi como os resultados calculados se aproximam muito dos valores medidos em ensaios em quase todas as situações. Embora este método empírico seja simples pela facilidade de uso, atrás dele há a contribuição dos principais fabricantes mundiais de painéis de baixa tensão. São eles que atuam nos grupos de trabalho da IEC que prepararam este documento. Tenho atuado ao longo dos anos em alguns grupos de tralho da IEC como o que atualmente Figura 6 – Fator C para distribuição da elevação ao longo da altura sem aberturas de ventilação.

está preparando a nova IEC 62271-307. As discussões técnicas são muito ricas.

A utilização deste método de cálculo das

temperaturas do fluido viabilizou, no software SwitchgearDesign, substituir cálculos pesados de dinâmica computacional dos fluidos (CFD), por algumas poucas e simples linhas de código computacional. Isto pode ser percebido nos casos validados detalhados no link mostrado mais acima neste texto. Os softwares CFD são poderosos porem muito mais difíceis de comprar, utilizar e modelar. Além disso, necessitam de um treinamento do projetista muito mais longo. E aí chega o problema, pois a grande maioria dos fabricantes brasileiros simplesmente parou Figura 7 – Fator C para distribuição da elevação ao longo da altura com Ae > 1,25 m2 e aberturas de ventilação.

de investir em treinamento e capacitação de

formula geral da Figura 2 são a potência

nos barramentos, watts gerados por indução

atividades de desenvolvimentos de engenharia

dissipada total que há dentro do invólucro

e magnética etc.

e este é um erro estratégico. É exatamente o

Comentários finais

outros países, inclusive na América do Sul,

e o fator empírico X mostrado na coluna da direita da Figura 2. O valor da potência

contrário do que fazem os asiáticos e alguns como a Colômbia e o Chile.

dissipada deve ser avaliado considerando todas as cargas térmicas no interior

Na primeira vez que examinei e tentei

do invólucro, tais como resistores de

utilizar o método da IEC 60890, há alguns

aquecimento, disjuntores e chaves, perdas

anos, imaginei que por sua simplicidade só

Tabela 1 - Fator D

Sem aberturas de ventilação

Partições = 1

Partições = 2

Partições = 3

Partições = 4

1,00

1,05

1,15

1,30

1,03

1,05

1,10

1,15

A e > 1,25 m2 Com aberturas de ventilação A e > 1,25 m2

pessoal nos últimos anos. Terceirizaram as

Vejo muitos brasileiros comentando de modo depreciativo que os chineses conseguem produzir e vender muito, porque sua mão de obra é muito barata. Este é um erro grosseiro de avaliação. Foi assim no passado, mas os chineses e outros asiáticos passaram a investir bastante em capacitação e hoje fabricam em seus países quase todos os produtos que se possa imaginar. A título de exemplo, se uma empresa quisesse comprar

Apoio

equipamentos para montar um grande

e são mantidos por governos e instituições

bem lá fora, com muito mais facilidade

laboratório de ensaios de alta tensão ou de

que pensam apenas em se manter no poder

poderá vender aqui quando a situação

alta potência poderia comprar todos os itens

e não têm nenhuma visão ou interesse no

brasileira melhorar. Portanto, recomeçar

na China. Entretanto, aqui no Brasil, não se

que acontecerá com o País no médio ou

a criar uma cultura de capacitar o pessoal

poderia comprar nenhum dos equipamentos,

longo prazos. A culpa também é nossa por

técnico e manter equipes competentes para

pois nenhum fabricante os desenvolveu.

assistirmos a tudo passivamente.

enfrentar novos desafios. Um bom começo

Poderíamos até preferir comprar de um

A maior parte de nossa indústria

é ter na equipe técnica pelo menos dois bons

fabricante mais tradicional na Europa ou

elétrica, que avançava muito bem nas

projetistas com visão aberta para inovações;

América do Norte, porém, o fato é que seria

décadas de 1980 e 1990, parece que perdeu

• Ter um "plano de metas em novas

possível comprar qualquer um deles na China.

o foco. Com exceção de uma ou duas regiões

tecnologias" com as prioridades definidas.

Se extrapolarmos este raciocínio para trens

do Brasil, onde se percebe que há iniciativas

Manter em curso, a cada ano, pelo menos

modernos, barcas de transporte de massa,

de planejamento e de motivação do setor

três projetos de "novos produtos”. Esta é a

navios e outros itens veremos como, no Brasil,

industrial, paramos no tempo.

maneira de criar uma cultura de inovação na

pensamos curto e estamos desatualizados. Na



empresa e manter a chama acesa.

questão dos desenvolvimentos tecnológicos,

da indústria elétrica que me procuram para

estamos perdendo de mais de 7 a 1 nos

aconselhamentos costumo sugerir algumas

últimos 15 anos.

ações como:

Para os médios e pequenos fabricantes

Repetindo parte do que escrevi no fascículo

anterior

(novas

tecnologias),

• Focar em produzir e vender 60% para o

passamos por um momento em que as

mercado externo e 40% no mercado interno

indústrias do setor elétrico brasileiro estão

brasileiro;

perdendo em competitividade. A culpa não é

• Competir no mercado externo é mais

só dos procedimentos, impostos e burocracia

difícil no primeiro momento, mas muito

excessivos que emperram a indústria elétrica

compensador

depois.

Quem

compete

51

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

38

Capítulo XII Cálculos de engenharia em projetos de equipamentos para subestações

Este é o último capítulo desta série

capítulo anterior, falou-se sobre os cálculos

permanentes e transitórios de campos

iniciada em janeiro de 2015, em que foram

de elevação de temperatura em invólucros

elétricos e campos magnéticos.

apresentados conceitos de engenharia para

pela IEC 60890. Este último artigo abordará

Quanto mais compacta é a instalação ou

projeto e especificação de equipamentos de

os cálculos de engenharia em projetos de

o equipamento e quanto mais elevadas são

subestações de transmissão e distribuição.

equipamentos para subestações.

as correntes e as tensões de operação, mais

O primeiro capítulo cobriu aspectos dos estudos do sistema elétrico que servem de

Introdução

base para as especificações técnicas dos

difícil e oneroso é atender a esses requisitos. Muitos equipamentos e instalações são sobre dimensionados, em alguns aspectos e

equipamentos. O segundo cobriu conceitos

Mostramos nos capítulos anteriores

deficientes em outros devido às incertezas

sobre

e

que, no projeto de subestações e de seus

que podem ter os cálculos de projeto.

contatos elétricos. O terceiro artigo abordou

equipamentos de potência, tais como

Hoje em dia, podem-se utilizar métodos

as técnicas de ensaios de alta potência,

barramentos, painéis, equipamentos de

e ferramentas de cálculos, com base em

laboratórios de ensaios e principais ensaios.

manobra e similares, os requisitos principais

conceitos sólidos e técnicas de simulação

No quarto, cobriu-se o tema estudos

a atender são:

que resultam em projetos mais otimizados e

curtos-circuitos,

ampacidades

elétricos de sobretensões, coordenação de

econômicos.

isolamento e impactos de campos elétricos

• Prover condições para que as temperaturas



e magnéticos. No quinto capítulo da série,

de partes isolantes e condutoras não

primeiro lugar, saber que estes métodos

o tema abordado foi a recente brochura

ultrapassem certos limites, sem exagerar no

existem, entender suas possibilidades e

Cigré 602 sobre simulação de arcos. O sexto

uso de materiais;

ter treinamento adequado para aplicá-los.

falou sobre as especificações técnicas de

• A capacidade de suportar sobrepressões e

Este é um ponto fraco em muitas empresas

disjuntores, secionadores, painéis e para-

outros efeitos causados por arcos internos ou

na indústria elétrica brasileira. Da mesma

raios feitas por concessionárias de energia.

externos;

forma que, no Brasil, a educação é tratada

O sétimo descreveu sistemas de proteção

• Suportar as forças eletrodinâmicas que

historicamente sem a vontade política de

contra incêndios em subestações. O oitavo

podem danificar isoladores e barramentos

criar um Brasil bem preparado, na indústria

foi sobre elevação de temperatura com foco

durante curtos-circuitos;

elétrica o treinamento de equipes é muito

nas normas IEC 61439 (baixa tensão) e IEC

• Utilizar as mínimas distâncias dielétricas

limitado ou simplesmente não existe. Não é

62271-200 mais a futura IEC62271-307 para

que impeçam a ocorrência de falhas devido

uma questão de falta recursos e sim da falta

média tensão. O nono capítulo tratou de

a sobretensões;

de percepção gerencial de sua importância.

equipamentos para usos em locais especiais

• Atender aos requisitos mecânicos para

É comum encontrar empresários que dizem

(atmosferas explosivas, alta salinidade,

suportar a frequentes e elevadas solicitações;

que não vale a pena treinar um funcionário

poluição). O décimo abordou as novas

• Atender aos requisitos de compatibilidade

que depois de treinado vai procurar um

tecnologias para sistemas de até 145 kV. No

eletromagnética, levando em conta os efeitos

emprego no concorrente. O fato é que

Para fazer isso é necessário, em

Apoio

estamos ficando cada vez mais para trás na

nunca ficava pronto a tempo. Hoje, no meio

isolamento;

fila dos países desenvolvidos e também dos

de tantos escândalos de corrupção e tantas

• Cálculos de campos magnéticos, campos

países em desenvolvimento.

mostras de absoluta incompetência gerencial

elétricos e distancias, do ponto de vista



Nas décadas de 1980 e 1990, estávamos

pode-se entender o processo destrutivo

dielétrico, de segurança contra explosões,

evoluindo positivamente em capacitar a

que estava começando a ocorrer nos vários

incêndios e dos efeitos sobre a saúde;

indústria elétrica para voos maiores. Tanto

setores brasileiros, inclusive o elétrico, a

• Técnicas de ensaios de alta tensão (impulso,

os fabricantes como as concessionárias de

partir do início dos anos 2000. Está na hora

tensão AC, corona, RIV);

energia e os grandes usuários treinavam

de reconhecer estes erros, colocar de novo

• Técnicas de ensaios de alta potência

suas equipes e percebia-se um movimento

gente competente e bem-intencionada para

(interrupção em curto-circuito, elevação

ascendente nos conhecimentos e habilidades

gerir o setor e tentar voltar à rota positiva em

de temperatura, suportabilidade a forças

do setor. A inauguração de laboratórios de

que estávamos há 20 anos.

eletrodinâmicas);

ensaios por volta de 1980 dava sustentação



Voltando aos cálculos de engenharia,

• Conceitos e testes relacionados à redução

a este processo positivo. O sistema de

de uma forma geral, na concepção de um

do tempo de vida útil, suportabilidade de

normalização

o

projeto de subestação, ou dos equipamentos

materiais a condições limites;

movimento e evoluía. O governo federal

técnica

acompanhava

que a compõe, são necessários estudos e

• Técnicas de ventilação e resfriamento de

por meio da Eletrobras tinha envolvimento

cálculos passando pelos seguintes temas e

equipamentos sob altas cargas térmicas;

direto neste processo, agia e aplicava recursos

áreas de conhecimentos:

• Forças eletrodinâmicas e resistência

de forma competente.

A partir do início dos anos 2000, o

mecânica durante curtos-circuitos; • Estudos de fluxo de carga para definição

• Avaliação de tensões de restabelecimento

planejamento de médio e longo prazos, antes

das correntes e tensões de operação;

transitórias em processos de interrupção

bem executado e razoavelmente cumprido

• Estudos de curto-circuito para definição de

em disjuntores, chaves, fusíveis e outros

nas grandes obras, tornou-se não confiável.

correntes de falta e suas durações;

equipamentos de manobra;

A partir dali o que era planejado e orçado,

• Cálculos de transitórios de correntes e

• O bom conhecimento das especificações

acabava custando de três a cinco vezes mais e

tensões inclusive para a coordenação de

nas normas técnicas como as das séries IEC

39

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

40

a) Elevação de temperatura

62271, IEC 61439, IEC 60282, IEC 60076 e as

• Livro base de treinamento: http://www.

normas brasileiras correspondentes.

cognitor.com.br/Book_SE_SW_2013_POR.pdf



• Documento de validação para arcos

são a referência de cálculo e são feitos

internos e forças eletrodinâmicas: http://

em equipamentos de baixas a extra

www.cognitor.com.br/TR_071_ENG_

alta tensões e os procedimentos para

Cálculos de engenharia de projeto e sua validação

Os ensaios de elevação de temperatura

ValidationSwitchgear.pdf

todos são mais ou menos os mesmos. O

Os cálculos necessários ao desenvolvi­

• Documento de validação para campos

equipamento deve ser instalado em uma

mento de projetos, por serem difíceis de

magnéticos, campos elétricos e elevação de

sala livre de correntes de ar. Aplica-se a

validar, levam muitas vezes, ao uso de

temperatura:

corrente nominal até que as temperaturas

fatores de segurança elevados. A seguir

TR074ENGValidationTempRise.pdf



http://www.cognitor.com.br/

são apresentados alguns exemplos de

dos pontos medidos se estabilizem. As elevações de temperatura dos pontos

validação de cálculos e das metodologias



O primeiro passo para a validação dos

medidos não devem ultrapassar os limites

utilizadas. Tais exemplos foram baseados

cálculos é obter relatórios de ensaios com

ditados pelas propriedades dos elementos

no uso da ferramenta computacional

resultados e dados de entrada que possam ser

condutores e isolantes. Os limites são

SwitchgearDesign utilizada por alguns

utilizados nas comparações. Mesmo tendo

apresentados nas normas técnicas e, se

para

em mãos tais relatórios, a validação pode ser

excedidos, ocorre envelhecimento precoce

subestações. Há mais detalhes sobre a

difícil se o equipamento testado não estiver

do equipamento ou mesmo a destruição,

ferramenta e sobre suas aplicações nos

suficientemente identificado nos relatórios de

em curto prazo.

seguintes documentos e artigos que podem

ensaios por fotos, desenhos e medições. Isto é

ser baixados livremente na internet:

o que acontece em mais de 90% dos casos.

fabricantes

de

nentes compo­

Os dados que afetam os resultados são o valor da corrente elétrica, os materiais

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

42

utilizados, as resistências de contato, a

– 1s de acordo com a IEC 62271-1. A pressão

critérios principais para serem aprovados

temperatura do fluido ambiente, a velocidade

interna é o fator mais relevante para que o

nos testes:

do fluido e a geometria dos condutores e

equipamento passe ou não no ensaio. O

componentes. As resistências de contato

alcance dos gases quentes também é decisivo,

(a) As portas não devem abrir ou dobrar

são uma variável conhecida, mas podem

porém difícil de avaliar por simulações.

permitindo que gases quentes saiam;

também ser estimadas em função da força de



A classificação de arco interno destina-se

(b) Os gases ejetados por partes de alívio de

contato, materiais e revestimentos. Há muitos

a oferecer um nível testado de proteção a

pressão não devem queimar indicadores de

detalhes sobre este tema na seção 3 do livro de

pessoas nas proximidades de um painel

algodão localizados perto das partes acessíveis.

treinamento “free” referenciado acima.

em que ocorra um arco interno. Os ensaios

Esses indicadores simulam a pele das pessoas



A validação da simulação é fácil

são aplicáveis a equipamentos de baixas a

nas imediações e podem ser queimados pela

porque, para a comprovação, é necessária

altas tensões. Para média tensão, o ensaio

reflexão de gases nas paredes e no teto.

apenas a medição da temperatura feita no

do tipo é definido na IEC 62271-200. Esta

teste de laboratório. Basta fazer, antes do

define uma classificação IAC (classificação

O critério "portas não devem abrir"

ensaio, a medição das resistências elétricas

de arco interno), tendo em conta os tipos de

significa que as forças devido à pressão

dos componentes e da geometria e depois

acessibilidade (frente, traseira e laterais) e os

interna e às tensões mecânicas em placas,

comparar os resultados dos testes com os da

efeitos dos gases e partículas ejetadas.

parafusos e outros não podem ir além de

simulação.



A simulação do ensaio de arco interno

certos limites dos materiais. Para as chapas

é uma tarefa complexa, pois envolve a

de aço, isso poderia significar que a tensão

necessidade de desenvolver não apenas um

(σ0,2) não deve ser superior a 1,270 N/mm2

Os conceitos e cálculos pertinentes

modelo competente de arco, mas também

para evitar uma deformação superior a 0,2%.

foram explicados no capítulo V (maio de

para trabalhar com dinâmica de fluidos no



2015). Nas tabelas a seguir, foram utilizados

nível de fluidos compressíveis. Do ponto de

de algodão" significa que as partículas

dados de um ensaio de arco interno bem-

vista de comparar os resultados dos testes

ejetadas (gases quentes) não podem chegar

sucedido em um painel de 15 kV – 31,5 kA

com os resultados da simulação, existem dois

aos mesmos e isso é difícil de simular. Há

b) Sobrepressões de arco interno

O critério "não queimar os indicadores

Apoio

técnicas 3D que dão uma ideia se uma certa

pressão (como feito para ondas de impulso

há orientações sobre como calcular forças e

solução tecnológica é melhor que outra.

em testes dielétricos);

tensões eletrodinâmicas. No docu­mento IEC



Para permitir um uso prático de

✓ A integral de curva de sobrepressão

TR 60865-2 – Curto-circuito – Cálculo dos

simulações de arco interno, é necessário criar

x tempo ΔP x T (máx. 20 a 40 bar x

efeitos – Parte 2: Exemplos de cálculo – há

fatores de comparação que não dependam de

milissegundos).

exemplos úteis para verificar os resultados da

técnicas sofisticadas, como calcular as linhas

metodologia. A comparação exibida a seguir

de fluxo das partículas ejetadas.

c) Forças eletrodinâmicas em

é o estudo de caso lá mostrado nas páginas



isoladores e tensões mecânicas em

19 a 27 da IEC 60865-2 (1994).

condutores durante curtos-circuitos



curto-circuito, as resistências, as indutâncias

A validação dos cálculos e simulações

equipamentos elétricos consideráveis forças

e capacitâncias do circuito externo (para

deste tipo de teste é difícil de fazer.

mecânicas são aplicadas nos isoladores e

o modelo de arco), o condutor metálico,

Laboratórios não medem as forças durante o

condutores. A temperatura dos condutores

os materiais de fluido e geometria do

ensaio, pois é complicado e as normas não

aumenta muito, pois não há tempo para

compartimento e do dispositivo de alívio

pedem. O que é verificado após o ensaio é

dissipar a elevada quantidade de calor

de pressão. A geometria inclui a posição

apenas o estado físico dos equipamentos

oriunda do efeito Joule. Os objetivos do

dos tetos, paredes e indicadores de algodão.

e se não há danos. A boa aceitação destas

ensaio são os de verificar se após um

No software SwitchgearDesign aplicável

simulações é porque os métodos de cálculo

curto-circuito não há danos aos isoladores,

a painéis e barramentos são utilizados os

são publicados em vários manuais de

empenamento de barramentos, quebra de

seguintes parâmetros:

engenharia, como os da ABB, Siemens e são

peças ou significativa variação da resistência

Os dados de entrada para fazer os

cálculos são a tensão da fonte, a corrente de

Quando ocorre um curto-circuito em

considerados "comprovados pela prática" há

elétrica.

✓ O valor de pico do ΔP da sobrepressão

décadas.

Nos cálculos para projeto, as forças

(máximo de 70% até 90%);



Estes métodos deram origem à norma

são calculadas usando expressões como as

✓ O tempo para o pico de sobrepressão;

IEC 61117 – Um método para avaliar a

indicadas na seção 3 do livro de referência

✓ O tempo para 50% do valor do pico de

suportabilidade ao curto-circuito, em que

indicado anteriormente. Depois de calcular

43

Apoio

Equipamentos para subestações de T&D

44

as forças "elétricas", é necessário fazer o cálculo das forças de cisalhamento, os momentos de flexão e ter em conta as ressonâncias e outros efeitos.

Os cálculos visam obter o valor das

forças vibratórias agindo em isoladores (compressão, tração e flexão) e também as tensões mecânicas agindo nos condutores. As forças sobre os isoladores deverão ser inferiores aos limites especificados pelo fabricante do isolador, de outra forma, o isolador pode ser destruído. Estes valores normalmente aparecem nos catálogos do fabricante do isolador.

Tabela 1 - Ponto de medição na fase B (central) e elevações de temperatura (K)

Ensaio (K)

Simulação (K)

Conexão no condutor inicial # 2

72,4

75

Barramento no condutor # 3

84,0

82

(por exemplo, 200 N/mm2 para o cobre),

Conexão no condutor central # 4

83,5

84

caso contrário, o barramento sofrerá uma

Conexão no condutor final # 7 (ponto de curto-circuito)

66,6

74

Lateral do involucro a 50% da altura

30,2

30

Fluido interior próximo ao teto

Não medido

54

Fluido interior a meia altura

Não medido

47

Resistência total por fase = conexões + barras (μΩ)

Não medido

31 + 3x7

Resistência por fase das juntas (μΩ)

Não medido

3x7



As tensões mecânicas sobre os condutores

devem ficar abaixo de determinados limites

permanente e visível de flexão.

Os dados que afetam o teste e os resultados

de simulações são o valor da corrente de curto-circuito, os materiais envolvidos, a geometria de condutores e isoladores. d) Mapeamento dos campos magnéticos e elétricos para efeitos da solução de problemas de compatibi­ lidade eletromagnética e de distancias referentes a impactos sobre a saúde Este tema está detalhado no capítulo IV desta série (abril de 2015). O bom conhecimento dos campos magnéticos e elétricos dentro de ambiente com correntes elétricas cada vez maiores e espaços cada vez mais confinados permite resolver muitos problemas de compatibilidade eletromagnética.

Validação de cálculos de elevação de temperatura 3,1) Barramento 4000 A (480 V) – 3 x (150 x 10 ) mm – cobre – horizontal – sem ventilação Os dados de entrada detalhados são mostrados na figura a seguir e a comparação de resultados está na Tabela 1. 3,2) Painel de média tensão 15 kV – 2.500 A Os dados de entrada detalhados são mostrados na figura a seguir e a comparação de resultados está na Tabela 2.

Tabela 2 - Ponto de medição

Resultado do

Resultado da

ensaio (K)

simulação (K)

Conexão no condutor # 1 (ponto de curto-circuito)

47

332

Conexão no final do condutor # 3 (disjuntor -baixo)

57

54

Conexão no final do condutor # 4 (disjuntor -baixo)

64

66

Conexão no final do condutor # 5 (disjuntor - alto)

64

65

Conexão no final do condutor # 6 (disjuntor - alto)

52

53

Conexão no final do condutor # 7 (disjuntor - alto)

32

28

Porta do involucro - disjuntor

5

Fluido 50% altura – compartimento cabos

Não medido

Fluido 50% altura – compartimento disjuntor

Não medido

9

Fluido 50% altura – compartimento barras

15

15

Resistência total por fase (μΩ)

66 (sem 2x7)

80 (com 2x7)

Resistência do disjuntor por fase (μΩ)

Não medido

33

13

Manutenção de transformadores

Apoio

52

Capítulo I Princípios básicos de transformadores de potência

Em 1885, George Westinghouse Jr. compra os direitos da patente de Goulard-Gibbs para construir transformadores de corrente alternada e encarrega William Stanley dessa tarefa. Stanley desenvolveu o primeiro modelo comercial do que, naquele momento, nomeou-se de transformador. O transformador possibilitava a elevação das tensões diminuindo as perdas na transmissão de energia elétrica, permitida pelo uso da corrente alternada, ao contrário da corrente contínua de Edison. O transformador é um equipamento elétrico, sem partes necessariamente em movimento, que transfere energia elétrica de um ou mais circuitos (primário) para outro ou outros circuitos (secundário, terciário), alterando os valores de tensões e correntes em um circuito de corrente alternada, ou modificar os valores de impedância do circuito elétrico, sem alterar a frequência do sistema. A necessidade da utilização de baixos níveis de tensão no consumidor e a necessidade de transmitir energia elétrica com tensões elevadas tornam muito importante o papel desempenhado pelo transformador de potência. Os transformadores representam o ativo mais caro da cadeia que conecta a geração até os pontos de utilização de energia elétrica. Atualmente,

com a pressão imposta pelas necessidades técnicas e comerciais, como as condições de um mercado de energia livre ou pelos esforços em manter o fornecimento de energia com qualidade a todos os seus clientes, aumentam as abordagens de uma manutenção baseada nas condições do equipamento. As equipes envolvidas com comissiona­ mento e manutenção têm sofrido crescente pressão para reduzir custos, mesmo sendo forçadas a manter antigas instalações em operação por tanto tempo quanto possível. Os equipamentos elétricos instalados em subestações podem ser solicitados a operar sob diversas condições adversas, tais como: altas temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção de qualidade, não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as funções de transmissão e distribuição de energia elétrica aos quais pertencem. Entretanto, a checagem regular das condições de operação desses equipamentos torna-se cada vez mais importante. Torna-se imperativa a busca de procedimentos e de ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das instalações de forma rápida e precisa. Portanto, para

Apoio

53

subsidiar os artigos futuros sobre aspectos e procedimentos de manutenção, o presente texto apresenta os princípios básicos de funcionamento de transformadores de potência.

Princípio de funcionamento do transformador monofásico O transformador é um aparelho estático, sem partes em movimento, que se destina a transferir energia elétrica de um circuito para outro, ambos de corrente alternada (CA), sem mudança no valor da frequência. O lado que recebe a potência a ser transferida é chamado de circuito primário e o lado do transformador que entrega potência é chamado de circuito secundário. A transferência é realizada por indução eletromagnética. Fluxo Magnético - ∅

Tensão Alternada de Saída U2

Tensão Alternada de Entrada U1 Primário

Secundário

Figura 1 – Estabelecimento do fluxo entre duas bobinas.

Simplificando-se a lei de Lenz-Faraday, tem-se que, sempre que houver movimento relativo entre um campo magnético e um condutor, será induzida uma tensão (f.e.m. - força eletromotriz) em seus terminais. Pode-se ainda afirmar que ocorrerá a indução de corrente quando uma espira condutora é colocada (imóvel) em uma região onde existe um campo magnético variável ou quando um circuito é posto em movimento dentro de um campo magnético constante. A Figura 1 mostra a representação do estabelecimento do fluxo magnético pela bobina primária devido à aplicação da tensão U1. Aplicando-se a tensão U1, no primário do transformador, circulará uma pequena corrente denominada “corrente em vazio”, representada neste texto por I0. Se a tensão aplicada é variável no tempo, a corrente I0 também o é. De acordo com a lei de Ampère, tem-se:

Em que: • H é a intensidade do campo; • l é o comprimento do circuito magnético; • N1I0 é a força magnetomotriz.

Manutenção de transformadores

Apoio

54

com a lei de Ampère, I2 criará o fluxo de reação φ2 e de dispersão φdisp2, sendo que o primeiro tende a anular φm. Para que o transformador continue magnetizado, haverá uma compensação de fluxo no primário, ou seja: para manter a magnetização, o transformador exigirá da rede uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2; esta corrente receberá a denominação de I2’, a qual cria o fluxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é:

Figura 2 – Aplicação de tensão no primário do transformador e estabelecimento da corrente em vazio.

A expressão (1) pode ser rescrita como:

Em que: • Re • φ

é a relutância do núcleo; é o fluxo magnético.

Dessa forma, verifica-se que a força magnetomotriz impulsiona o fluxo magnético pelo núcleo, sendo limitado pela relutância. Naturalmente, se a corrente é variável no tempo, o fluxo magnético também é. Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday que “sempre que houver movimento relativo entre o fluxo magnético e um circuito por ele cortado serão induzidas tensões neste circuito”. O transformador em operação Considerando a Figura 3:

Em que:

Da expressão (4) é possível concluir que, em qualquer condição de operação do transformador, sempre existirá a corrente I 0 e que somente ela é responsável pela indução de E1 e E2, em outras palavras, E1 e E 2 independem do regime de carga.

Relação de transformação de um transformador monofásico A relação de transformação das tensões de um transformador monofásico é definida de duas formas: Relação de transformação teórica ou relação de espiras A relação de número de espiras, definida por KN, é dada pela relação das quedas de tensão internas nas bobinas do transformador. Assim, tem-se:

Para o transformador operando em vazio, tem-se que:

Devido a este fato, a queda de tensão primária é mínima; assim: Figura 3 – Representação do transformador operando em vazio.

Com o transformador operando em vazio, ou sem carga, a corrente I0 magnetiza o transformador e induz as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do circuito secundário do transformador, haverá circulação da corrente I2 em seu enrolamento, cujo valor depende exclusivamente da carga ZC. Como visto, de acordo

Além disto, nesta condição:

Assim

Manutenção de transformadores

Apoio

56

A expressão (9) é importante, pois E1 e E2 são acessíveis a uma medição. Assim, utilizando-se um voltímetro no primário, obtêm-se U1 e, no secundário, estando o transformador em vazio, U2; desta forma, acha-se a relação do número de espiras com pequeno erro.

térmico, ocorre a orientação dos domínios magnéticos permitindo a redução das perdas e da corrente de magnetização e possibilitando alcançar altas densidades de fluxo. A estrutura formada pelas chapas é sustentada por traves metálicas solidamente amarradas por faixas de fibra de vidro impregnadas com resina.

Relação de transformação real Ao aplicar uma carga Z C ao secundário, a corrente I2 circula pelo secundário e I1 assume valores superiores a I0 assim, haverá queda de tensão no primário e no secundário e, portanto:

Nestas condições, define-se a relação de transformação real ou a relação entre as tensões primárias e secundárias quando do transformador em carga, ou seja: Figura 4 – Representação de um transformador trifásico.

Eventualmente, se a queda de tensão secundária for pequena (o que acontece para transformadores bem projetados) pode-se supor que:

Observe-se que: • se K > 1, o transformador é abaixador; e, • se K < 1, o transformador é elevador.

Princípio de funcionamento do transformador trifásico A transformação trifásica pode ser realizada com um único transformador destinado a este fim ou por um banco de transformadores monofásicos. No caso de um transformador único, o custo inicial é inferior ao uso de bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto, exige outro transformador de mesma potência como reserva. A Figura 4 mostra a representação de um transformador trifásico com as bobinas de cada fase dispostas em uma única perna do núcleo magnético. Além de promover a sustentação mecânica para as bobinas, o núcleo cria o caminho para a condução do fluxo magnético. Núcleo O núcleo do transformador é construído com uso de chapas de aço-silício, laminadas e cobertas por uma película isolante. Com laminação a frio e tratamento

Um sistema trifásico simétrico e equilibrado possui três correntes com mesmo módulo, porém, defasadas de 120º elétricos uma das outras. Pela lei de Ampère, elas originam fluxos nos núcleos monofásicos, também defasados de 120º. Analogamente às correntes trifásicas, quando os fluxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o que ocorre no local de união dos três núcleos. A solução que se adota, em termos práticos, é bastante simples, ou seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre as colunas (ou pernas) laterais, outra com as mesmas dimensões. O circuito magnético das três fases, neste caso, resulta desequilibrado. A relutância da coluna central é menor que as outras, originando uma pequena diferença nas correntes de magnetização de cada fase. Existem diversos tipos de núcleo, entretanto o mostrado na Figura 5 é o mais comum devido à sua facilidade construtiva e de transporte. Este tipo de núcleo, em relação a três monofásicos, apresenta como vantagem o fato de que quaisquer

Figura 5 – Núcleo de um transformador trifásico real.

Apoio

57

desequilíbrios magnéticos causados pelas diferentes condições elétricas das três fases, tendem desaparecer graças à interconexão magnética existente entre elas; assim, a fluxo de cada perna distribui-se obrigatoriamente pelas outras duas. Além disso, existe a economia de material em relação ao uso de três transformadores monofásicos, e consequente diminuição das perdas em vazio. Como desvantagem, tem-se que as unidades reservas são mais caras, pois deverão ter a potência total do transformador a ser substituído; o monofásico de reserva, por outro lado, pode ter apenas um terço da potência do conjunto.

Enrolamentos Responsável pela condução da corrente de carga, os condutores são enrolados em forma de bobinas cilíndricas e dispostas axialmente nas pernas do núcleo. A Figura 6 mostra a disposição dos enrolamentos com ordem crescente de tensão, ou seja, a bobina de tensão inferior é colocada próxima ao núcleo e assim por diante. Os enrolamentos de um transformador trifásico podem ser conectados em estrela (Y), delta (Δ) ou zigzag, conforme mostra a Figura 7. As ligações delta e estrela são as mais comuns. A ligação zig-zag é tipicamente uma conexão

Figura 6 – Disposição dos enrolamentos montados no núcleo do transformador.

Figura 7 – Conexões possíveis dos enrolamentos de um transformador trifásico: (a) estrela, (b) delta, (c) zig-za

Manutenção de transformadores

Apoio

58

secundária. A sua característica principal é sempre afetar igual e simultaneamente duas fases primárias, pois os seus enrolamentos são montados em pernas distintas seguindo uma ordem de permutação circular. Naturalmente, este fato a torna mais adequada para ser utilizada em presença de cargas desequilibradas. Adotando-se o padrão de designar as ligações primárias por meio de letras maiúsculas e secundárias por letras minúsculas, tem-se na Tabela 1 as conexões dos enrolamentos. O princípio de funcionamento é basicamente o mesmo do monofásico, tanto em vazio como em carga. Tabela 1 – Conexões dos enrolamentos Primário

D

D

D

Y

Y

Y

Secundário

d

y

z

d

y

z

Relação de transformação de transformadores trifásicos Como se sabe, a relação de transformação real é definida como a relação entre as tensões primárias (U1) e as secundárias (U2), ou seja:

No transformador trifásico a relação de transformação tem a mesma definição, sendo as tensões entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos (E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos enrolamentos), ela não será, em todos os casos, igual à relação de espiras. A Figura 8 mostra duas conexões de transformadores trifásicos.

Então:

Na Figura 8b:

Entretanto, como os enrolamentos podem estar conectados de diversas maneiras, nota-se que para cada modo de ligação haverá uma diferença entre a relação de transformação e a relação do número de espiras. A Tabela 2 mostra os valores de K em função de KN para cada ligação: Tabela 2 – Valores de K em função de KN para as diversas ligações Ligação

Dd

Dy

Dz

Yy

Yd

Yz

K

Corrente em vazio Nos transformadores trifásicos, com a montagem de núcleo mostrada, as correntes de magnetização devem ser iguais entre si, nas fases laterais, e ligeiramente superiores na fase da perna central. Isto se deve ao fato de que as relutâncias das pernas correspondentes as laterais são maiores. Dessa forma, adota-se um valor médio para a corrente em vazio, ou seja:

para cada caso seriam:

Circuito equivalente e parâmetros do transformador De uma forma geral, os sistemas de potência são representados por apenas uma fase e um neutro, considerando as restantes como simétricas, evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y. No caso dos parâmetros percentuais, tal fato é irrelevante, pois independem das conexões dos enrolamentos, enquanto nos magnetizantes, ocorre exatamente o contrário.

Na Figura 8a: Sendo (13) e estando o transformador em vazio, tem-se:

Assim no caso do primário em ligação delta, utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta forma, o transformador trifásico será representado

Figura 8 – Conexões de transformador trifásico.

Sendo assim, as relações de transformação K e KN

Apoio

59

pelos parâmetros de uma fase, supondo as conexões primárias em estrela e carga trifásica simétrica e equilibrada.

Tipos de transformadores de potência São classificados como transformadores de potência em dois grupos: • Transformadores de potência ou de força, os quais são utilizados, normalmente, em subestações abaixadoras e elevadoras de tensão, empregados para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica. Podem ser considerados como transformadores de força aqueles com potência nominal superior a 500 KVA, operando com tensão de até 765 KV; • Transformadores de distribuição, cuja função é de abaixar a tensão para a distribuição a centros de consumo e clientes finais das empresas de distribuição. São normalmente instalados em postes, plataformas ou câmeras subterrâneas. Possuem potência típicas de 30 kVA a 300 kVA. Em alta tensão apresenta de 15 kV ou 24,2 KV, e em baixa tensão de 380 V a 127 V.

Figura 9 – Transformadores de distribuição (monofásico e trifásico, respectivamente).

Figura 10 – (a) Transformador subterrâneo utilizado em câmaras abaixo do nível do solo. (b) Transformador enclausurado em que o óleo do transformador não tem contato com o exterior.

Manutenção de transformadores

Apoio

60

• • • •

Figura 11 – (a) Transformador autoprotegido incorpora componentes para proteção do sistema de distribuição contra sobrecargas e curto circuitos na rede. (b) Transformador de pedestal (pad-mounted), que, além dos componentes de proteções contra sobrecargas, curtoscircuitos e falhas internas, possui características particulares de operação, manutenção e segurança.

A função do isolante em transformadores é garantir o isolamento elétrico entre as partes energizadas e permitir a refrigeração interna. Transformadores utilizam óleo mineral derivado de petróleo, óleos sintéticos como óleos de silicones e ascaréis, óleos isolantes de origem vegetal, isoladamente a base de compostos resinosos a seco ou isolado a gás SF6 (hexafluoreto de enxofre). A partir da definição do isolante, um transformador pode ser classificado como: • Transformador em líquido isolante, cujas partes ativas são imersas em óleo isolante mineral, vegetal ou sintético; ou • Transformador a seco, geralmente isolados com resinas.

Figura 12 – (a) Transformador de força a óleo. (b) Transformador a seco.

Critérios de classificação Vários autores e trabalhos técnicos têm classificado os transformadores de acordo com sua função no sistema, com os enrolamentos, com o material do núcleo, com a quantidade de fases, dentre outros elementos. A seguir são apresentados alguns desses critérios:

Finalidade De corrente De potencial De distribuição De potência

Função no sistema • Elevador • Abaixador • De interligação Sobre os enrolamentos • Dois ou mais enrolamentos • Autotransformador Material do núcleo • Ferromagnético • Núcleo a ar Quantidade de fases • Monofásico • Polifásico

Normas técnicas As principais normas da ABNT sobre transformadores de potência são as seguintes: • ABNT NBR 5356-1 – Transformadores de potência – Parte 1: Generalidades; • ABNT NBR 5356-2 – Transformadores de potência – Parte 2: Aquecimento; • ABNT NBR 5356-3 – Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar; • ABNT NBR 5356-4 – Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores; • ABNT NBR 5356-5 – Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a curto circuitos; • ABNT NBR 5416 – Aplicação de cargas em Transformadores de potência – Procedimento; • ABNT NBR 5440 – Transformadores para redes aéreas de distribuição – Requisitos; • ABNT NBR 5458 – Transformadores de potência – Terminologia; • ABNT NBR 7036 – Recebimento, instalação e

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61

Tabela 3 - Tipos de transformadores em relação ao tipo de subestação Tipo de subestação

Para uso interior

Para uso exterior

Força

Abrigada em alvenaria

X

X

Abrigada em cabine metálica

X

X

Distribuição

Subterrânea estanque

Subterrâneo

Submersível

Pedestal

X

Subterrânea não estanque

X

Ao tempo no nível do solo

X

X

Ao tempo acima do nível do solo

X

X

manutenção de transformadores de potência para distribuição, imersos em líquidos isolantes; • ABNT NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral; • ABNT NBR 8926 – Guia de aplicação de relés para proteção de transformadores – Procedimento; • ABNT NBR 9368 – Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV – Características elétricas e mecânicas; • ABNT NBR 9369 – Transformadores subterrâneos – Características elétricas e mecânicas – Padronização; • ABNT NBR 10022 – Transformadores de potência com tensão máxima igual ou superior a 72,5 kV – Características específicas – Padronização; • ABNT NBR 10295 – Transformadores de potência secos – Especificação; • ABNT NBR 12454 – Transformadores de potência de tensões máximas até 36,2 kV e potência de 225 kVA até 3750 kVA – Padronização; • ABNT NBR 15349 – Óleo mineral isolante – Determinação de 2-furfural e seus derivados; • ABNT NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos.

Tipos de transformadores em relação aos tipos de subestações Conforme a seção 9 da ABNT NBR 14039 (subestações), os transformadores podem ser instalados em subestações abrigadas (em alvenaria ou cabinas metálicas), subterrâneas (em câmaras estanques ou não à penetração de água) e ao tempo (no nível do solo ou acima dele). Neste sentido são definidos na ABNT NBR 5458 os seguintes tipos de transformadores:

X X

• Transformador para interior: aquele projetado para ser abrigado permanentemente das intempéries; • Transformador para exterior: aquele projetado para suportar exposição permanente às intempéries; • Transformador submersível: aquele capaz de funcionar normalmente mesmo quando imerso em água, em condições especificadas; • Transformador subterrâneo: aquele construído para ser instalado em câmara, abaixo do nível do solo; A Tabela 3 indica os tipos de transformadores que podem ser utilizados em função dos tipos de subestações definidos na ABNT NBR 10439.

Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. • OLIVEIRA, J. C.; ABREU. J. P. G.; COGO, J. R. Transformadores: teoria e ensaios. São Paulo: Edgard Blucher, 1984 • GUIA O SETOR ELÉTRICO DE NORMAS BRASILEIRAS. São Paulo, Atitude Editorial, 2011.

Manutenção de transformadores

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46

Capítulo II Considerações sobre manutenção Aspectos relacionados à manutenção de equipamentos e de instalações

No estabelecimento de um sistema de manutenção para um determinado processo produtivo ou um equipamento individual, devem-se estabelecer métodos buscando o desenvolvimento e a melhoria dos meios de execução das atividades realizadas pelo equipamento ou processo. Este texto discute modelos de planejamento de um sistema integrado de manutenção, apresentando as atividades desenvolvidas pelas equipes de manutenção e o conceito de manutenção. Deve-se estabelecer uma ideia clara e uniforme dos conceitos e dos princípios em que se baseiam as atividades de manutenção e buscar novas tecnologias, equipamentos e ferramentas que facilitem essa atividade. Dessa forma, o conceito de manutenção também tem se aperfeiçoado, no passado era definida como o reestabelecimento das condições originais dos equipamentos/sistemas, hoje se define como a garantia da disponibilidade da função dos equipamentos/sistemas com disponibilidade e confiabilidade, segurança e preservação do meio ambiente, sempre ao menor custo possível.

Conceito de manutenção A ABNT NBR 5462/94 define a manutenção como “a combinação de ações técnicas e administrativas, incluindo supervisão, destinadas a manter ou recolocar um item em um estado no qual possa desempenhar uma função requerida”. Nestes termos, “manter” significa “fazer tudo o que for preciso para assegurar que um equipamento continue a desempenhar as funções para as quais foi projetado, num nível de desempenho exigido”. Assim, tem-se que a manutenção pode ser encarada como um conjunto de atividades onde se devem estabelecer todas as ações necessárias para manter um item em funcionamento, ou restabelecer seu funcionamento, segundo a finalidade para qual ele se destina, em condições satisfatórias. Este conjunto de atividades se caracteriza pela formação de um quadro de mão de obra qualificada e da implementação de um sistema, o qual integre todas as áreas da empresa, em prol do aumento da produtividade e diminuindo os custos

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de produção. Tecnicamente, tem-se a utilização de sistemas e equipamentos que facilitem a detecção de problemas. Portanto, uma definição mais atual poderia ser: um conjunto de ações de gestão, técnicas e econômicas, aplicadas ao bem, com o objetivo de mantê-lo, aumentando seu ciclo de vida. Uma comparação entre o conceito de manutenção convencional e o conceito aplicado hoje é descrito por Kardec e Lafraia (2002), em que “até pouco tempo, o conceito predominante era de que a missão da manutenção era de restabelecer as condições originais dos equipamentos/sistemas. Hoje, a missão da manutenção é garantir a disponibilidade da função dos equipamentos e instalações de modo a atender a um processo de produção ou de serviço, com confiabilidade, segurança, preservação do meio ambiente e custo”.

A importância da manutenção Na indústria, o capital empregado em máquinas e equipamentos é elevado e, portanto, é interessante que essas máquinas e equipamentos ofereçam uma

produção satisfatória, tanto em termos de eficiência quanto em termos de tempo em que estes estarão aptos a operar. A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman) destaca em pesquisa o crescimento, nos últimos anos, da utilização de métodos de engenharia de manutenção, como a Manutenção Centrada em Confiabilidade (MCC) e seis sigmas. A engenharia da manutenção é considerada um tipo de manutenção, pois é a adoção de técnicas e ferramentas de gestão que são aplicados no dia a dia da função. Uma gestão estratégica da manutenção avança do nível mais baixo de planejamento, ou seja, manutenção corretiva não planejada, para o nível mais alto, a engenharia de manutenção. A mesma pesquisa aponta que a relação entre o custo da manutenção pelo faturamento bruto da empresa fica em torno de 4% na série histórica de 1999 a 2011. Observa-se tendência de queda na proporção custo total da manutenção/faturamento bruto. Essa é uma tendência nas empresas brasileiras, à medida que se emprega tipos de manutenção mais eficazes, embora o alto custo inicial, a médio e longo prazo, reduz-se

Manutenção de transformadores

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o comprometimento do faturamento bruto. Entretanto, torna-se evidente a importância da manutenção no orçamento empresarial. Uma boa manutenção reduz perdas de produção porque visa assegurar a continuidade da produção, sem paradas, atrasos, perdas e assim entregar o produto em tempo hábil. Em resumo, a manutenção é de grande importância, porque: • aumenta a confiabilidade, pois a boa manutenção resulta em menos paradas de máquinas; • melhora a qualidade, já que máquinas e equipamentos mal ajustados têm mais probabilidade de causar erros ou baixo desempenho e podem causar problemas de qualidade; • diminui os custos, devido ao fato de que, quando bem cuidados, os equipamentos funcionam com maior eficiência; • aumenta a vida útil, mesmo com cuidados simples, como limpeza e lubrificação, garantem a durabilidade da máquina, reduzindo os pequenos problemas que podem causar desgaste ou deterioração; • melhora a segurança, pois máquinas e equipamentos bem mantidos têm menos chance de se comportar de forma não previsível ou não padronizada, evitando, assim, possíveis riscos ao operário.

As atividades de manutenção A divisão clássica das atividades de manutenção é aquela em que se tem a corretiva, a preventiva, a preditiva e a sistemática. Diversos autores têm oferecido classificações como: • Manutenção corretiva • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção Produtiva Total (TPM) A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção é a realizada após a ocorrência de um defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o equipamento. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A manutenção preventiva é o conjunto de atividades desenvolvidas visando à solução para ocorrência de

condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem, evitar que se tomem cumulativas. Resultam em reduzir a necessidade de se adotarem ações corretivas. A manutenção sistemática é aquela que se caracteriza pela substituição de componentes dos equipamentos ou de todo ele. Entretanto, com o desenvolvimento da Manutenção Produtiva Total (TPM) inicia-se o planejamento de um sistema de manutenção integrado com todo o processo produtivo, onde a manutenção não mais figura como uma atividade secundária, e sim como um sistema onde ocorra uma melhoria na aplicação dos diversos métodos de manutenção, buscando aperfeiçoar os fatores técnicos e econômicos da produção. Na realidade, a nomenclatura não é o mais importante, embora gere confusões, mas, sim, o conceito. Isso permite a escolha do tipo mais conveniente para um determinado equipamento, instalação ou sistema. Uma classificação proposta bastante adequada e difundida em relação aos tipos de manutenção é: • Manutenção corretiva não planejada • Manutenção corretiva planejada • Manutenção preventiva • Manutenção preditiva • Manutenção detectiva • Engenharia de manutenção

Manutenção corretiva A manutenção corretiva é a forma mais primária de manutenção. Na realidade, é a reparação de instalações e equipamentos, geralmente de emergência, sendo, normalmente, realizada após a ocorrência de um problema qualquer, o qual os torna indisponíveis. De acordo com a ABNT NBR 5462/94, ela é “a manutenção efetuada após a ocorrência de uma pane, destinada a colocar um item em condições de executar uma função requerida”. De qualquer forma, o objetivo é a atuação para correção da falha ou do desempenho menor que o esperado. Portanto, podemos então definir como manutenção corretiva não planejada a correção da falha de maneira aleatória, ou seja, é a correção da falha ou defeito após a ocorrência do fato. Esse tipo de manutenção implica em altos custos, pois causa perdas de produção; a extensão dos danos aos equipamentos é maior. Naturalmente, isto implica desligamentos fora de previsão, em momentos pouco adequados, uma

Manutenção de transformadores

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50

extensão maior dos danos aos equipamentos e levando, por vezes, a prejuízos consideráveis. A evolução desse processo é a manutenção corretiva planejada. Consiste na atividade de manutenção em função de um acompanhamento preditivo, detectivo, ou até pela decisão gerencial de se operar até a falha. Consequentemente, esse tipo de manutenção é planejado e, deste modo, acarreta menor custo, mais segurança e maior rapidez na atuação. A organização, planejamento e controle são fatores que proporcionam a confiabilidade no investimento de manutenção, ou seja, são pontos vitais para a sobrevivência da manutenção e seus resultados.

Manutenção preventiva A manutenção preventiva é todo serviço de manutenção realizado em máquinas que não estejam em falha, estando com isso em condições operacionais ou em estado de defeito. Ainda define-se como a manutenção efetuada em intervalos predeterminados ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação de um funcionamento de um equipamento. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como a manutenção efetuada em intervalos pré-determinados, ou de acordo com critérios prescritos, destinada a reduzir a probabilidade de falha ou a degradação do funcionamento de um item. Um plano de manutenção preventiva é um conjunto de ações executadas em intervalos fixos ou segundo critérios preestabelecidos. Tem como meta principal a redução ou eliminação de falhas ou defeitos nos equipamentos ou sistemas, além de evitar que se tornem cumulativas, resultando em redução da necessidade de se adotarem ações corretivas, com finalidade de evitar quebras e paradas desnecessárias no processo, tornando-o mais confiável e capaz, com maior produtividade e qualidade. Fundamentalmente, a manutenção preventiva deve agir com antecedência para acabar ou diminuir as causas potenciais de falhas nos equipamentos. Para tal, deve conter um conjunto de medições tecnicamente adequadas, as quais devem ser selecionadas entre uma grande variedade de alternativas; além disto, é necessário que se associe confiabilidade e custo com um programa de atividades compatíveis.

Naturalmente,

as medidas preventivas são endereçadas para as causas mais comuns de faltas dos equipamentos de certa instalação. Nasce então a necessidade das equipes de manutenção estar dotadas de sistemas de teste capazes de simular as causas mais comuns de faltas e propiciar uma pesquisa sólida de defeitos, no menor tempo possível. Quando a manutenção preventiva baseia-se em intervalos de tempo, é conhecida como Manutenção Baseada no Tempo (Time Based Maintenance – TBM). Atente-se para o fato de que definir os intervalos entre intervenções em cada equipamento é um dos aspectos mais problemáticos para uma boa preventiva. Como há dúvida sobre os tempos mais adequados, há a tendência de se agir com conservadorismo e, assim, tais intervalos, normalmente, são menores que o necessário, implicando em paradas e troca de peças desnecessárias. A seguir é transcrito o resultado de pesquisa realizada pelo Cigré Brasil com a colaboração de 12 empresas de transmissão, geração e distribuição entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre práticas de manutenção baseada no tempo. Os resultados das práticas de manutenção realizadas nestas empresas validaram o apresentado na pesquisa realizada pelo Cigré internacional. Dos resultados apresentados nesta pesquisa pode-se destacar que as práticas de manutenção variam significativamente entre os usuários do transformador. Os fatores possíveis que podem influenciar nas práticas de manutenção são: • Características e especificações do transformador; • A qualidade dos componentes instalados no transformador; • A função exigida do transformador (carga, operação do CDC); • O ambiente em que o transformador está instalado (temperatura, umidade); • O índice histórico de falhas do transformador e tipos de falha; • O nível de redundância do transformador e as consequências de sua indisponibilidade; • A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança da subestação; • A cultura e o foco de companhia baseados na manutenção;

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• A disponibilidade e os custos de trabalho; • O grau de implementação de tecnologias modernas; • A presença de um programa de otimização da manutenção. A Tabela 1 resume as práticas de manutenção típicas que foram relatadas na pesquisa. Caberá a cada usuário determinar que nível de manutenção seja apropriado dependendo da situação. Pode-se igualmente notar que o nível de manutenção pode ser diferente para cada

ação realizada no mesmo grupo de transformadores, dependendo de cada situação particular. A designação do intervalo de manutenção como leve, regular e intensivo refere-se à intensidade da realização das atividades de manutenção posto que muitos fatores influenciam na política de manutenção. Portanto, a Tabela 2 descreve os três diferente níveis.

Tabela 1 – Pesquisa do Cigré Internacional: Resultados entre manutenções adotadas (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013)

Intervalo Ação

Regular

de manutenção

Leve

Intensivo

Comentário

6 meses

1 mês

1 ano

Em operação

Inspeção visual detalhada

1 ano

3 meses

1 semana

Em operação

Análise dos gases dissolvidos

2 anos

1 ano

3 meses

Teste físico-químico do óleo

6 anos

2 anos

1 ano

Inspeção visual

Limpeza do sistema de resfriamento

Condicional

Condicional Qualquer intervalo O desligamento do equipamento poderá ser necessário

Verificação de acessórios

12 anos ou condicional

Ensaios elétricos básicos

Condicional

Ensaios de isolamento (Fator de potência)

Condicional

6 – 8 anos

2 – 4 anos

12 anos

6 – 8 anos

4 anos

Inspeção interna do CDC

A periodicidade pode variar com a instalação de sistema de monitoramento

6 – 8 anos

1 – 2 anos

Com desligamento do equipamento

Condicional Qualquer intervalo Com desligamento do equipamento Com desligamento do equipamento Considerar recomendações do fabricante, número de operações e tecnologia empregada

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Tabela 2 – Intervalos de manutenções versus características (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013)

Intervalos

Características

de manutenção

Leve

• Transformadores

equipados com componentes que são conhecidos

por serem muito confiáveis; •

Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap;

•

O transformador não opera em um ambiente agressivo;

• Tecnologias avançadas do transformador exigem menos manutenção;

Intensivo

•

Baixas consequências em caso de falha;

•

Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente;

•

Carga elevada, número elevado de operações do comutador sob

carga; • Transformador

Regular

e a Manutenção Baseada na Condição. Isso significa, na realidade, que a manutenção preditiva pode ser encarada como uma subárea da manutenção preventiva. No entanto, apresenta algumas características específicas:

que operam em ambiente agressivo;

•

Graves consequências em caso de falha inesperada;

•

Qualquer situação que esteja entre os níveis anteriores.

Manutenção preditiva A manutenção preditiva é composta pelas tarefas de manutenção preventiva que visam acompanhar a máquina ou as peças, por monitoramento, por medições ou por controle estatístico e tentar predizer a proximidade da ocorrência da falha. A ABNT NBR 5462/94, por sua vez, define como “aquela que permite garantir uma qualidade de serviço desejada, com base na aplicação sistemática de técnicas de análise, utilizando-se de meios de supervisão centralizados ou de amostragem para reduzir a um mínimo as manutenções corretivas e preventivas”. A manutenção preditiva é o conceito moderno de manutenção, na qual emprega-se um conjunto de atividades de acompanhamento de determinados elementos, das variáveis ou parâmetros que indicam o desempenho dos equipamentos, de modo sistemático, visando definir a necessidade ou não de intervenção. Este tipo de manutenção baseia-se na possibilidade de predição da ocorrência de uma falha ou defeito, por meio de vários métodos que envolvem desde equipamentos modernos de medição e análise até a pura observação do comportamento do equipamento. A manutenção preditiva visa substituir, se possível, a manutenção preventiva, assim como, reduzir ao máximo as intervenções corretivas. No entanto, se os seus resultados indicarem a necessidade, ocorrerá a Manutenção Baseada na Condição (Condition Based Maintenance – CBM). Algumas empresas adotam uma classificação em que a preventiva engloba a Manutenção Baseada no Tempo

• Não é necessário que haja o desligamento do equipamento para a sua aplicação; • Não há o dano do equipamento, como no caso da corretiva; • Não se baseia em informações sobre a durabilidade de certo componente. A manutenção preditiva permite maior tempo de operação dos equipamentos e o planejamento das intervenções de manutenção com base em dados e não em suposições, promovendo o mínimo de paradas. Entretanto, esse processo necessita de acompanhamentos, monitoramentos e inspeções periódicas, por meio de instrumentação específica, além de procedimentos adequados para obtenção de dados. Outro ponto é a necessidade de profissionais especializados para execução das atividades. Esse cenário causa aumento significativo de custos.

Manutenção detectiva A manutenção detectiva efetua um processo de monitoramento dos dados do sistema por meio de informações dos sistemas de medida, proteção e comando, buscando detectar falhas, defeitos ocultos ou não perceptíveis para o pessoal de operação e manutenção. À medida que ocorre o aumento da utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes nos sistemas de proteção, controle e automação nas instalações, maior será a capacidade de atuação da manutenção detectiva para garantir a confiabilidade e a manutenção da instalação. Uma grande vantagem da manutenção detectiva é a verificação do sistema sem parada de operação, possibilitando uma correção da não conformidade encontrada com o sistema em operação. Sua desvantagem consiste na necessidade do uso de modernos sistemas de controle e automação e a excelência dos profissionais com treinamento e com habilitação para execução do trabalho. Esse tipo de manutenção é novo e, por isso mesmo, muito pouco mencionado no Brasil.

Engenharia de manutenção Conforme já descrito anteriormente, a Engenharia de

Manutenção de transformadores

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54

Manutenção é definida como o conjunto de atividades que permite o aumento de confiabilidade e garantia de disponibilidade. Basicamente é adotar procedimentos para diminuir as atividades corretivas, eliminando problemas crônicos, melhorando os padrões e processos, além de desenvolver a “manutenibilidade”, ou seja, dotar a instalação de características como facilidade, precisão, segurança e economia na execução de ações de manutenção. A engenharia de manutenção procura obter soluções definitivas para eliminar ou diminuir o máximo possível a ocorrência de defeitos ou falhas no sistema ou equipamento. Dado um evento, estudam-se as possíveis causas e realizam-se ações que resultem em uma modificação do componente e eliminação do mesmo. A engenharia de manutenção utiliza os dados obtidos nas demais atividades de manutenção para implementação das melhorias.

Outras atividades relacionadas ao sistema de manutenção Outras atividades que se relacionam com o conceito de manutenção, porém não estão inclusas nas definições clássicas, são o comissionamento, a inspeção e a recepção de equipamentos. A recepção é o conjunto de atividades desenvolvidas para a colocação de uma instalação ou equipamento em operação. Tais atividades caracterizam-se pelo acompanhamento e execução dos serviços e encargos referentes às diversas fases por que passa uma instalação, desde a fase de planejamento até a fase de entrada em operação comercial. O comissionamento é uma etapa das atividades de recepção, que consiste em fazer verificações e executar ensaios que demonstrem estarem todos os equipamentos e instalações de acordo com o projeto e funcionamento dentro das garantias contratuais e especificações, antes da entrada em operação comercial. Por outro lado, observe-se que, normalmente, os equipamentos comprados são ensaiados na fábrica e, dependendo do seu grau de importância e custo, é necessário que o comprador verifique se o fabricante atende as normas e dispositivos contratuais. Assim é necessário inspecionar a execução de tais atividades. Nesse sentido, é possível levantar a questão sobre o fato de que se o equipamento já foi ensaiado na fábrica, por que testá-los antes da entrada em operação?

Os motivos são variados, ou seja, os testes permitem: • Verificar se o equipamento não foi danificado no transporte; • Verificar se o equipamento, quando armazenado à espera de montagem, não sofreu qualquer avaria (corrosão, umidade, danos, etc.); • Verificar aspectos corretos de montagem e alguns testes do fabricante. Tem-se ainda que os objetivos principais do comissionamento são: • Fazer verificações e executar os ensaios que demonstrem estar sendo ligados ao sistema, para operação comercial, equipamentos e instalações em condições de manter o nível de confiabilidade, continuidade e segurança exigidos de acordo com o projeto e funcionamento dentro das especificações e garantias contratuais; • Levantar características, aferir e ajustar todos os componentes dos diversos circuitos de controle, proteção, medição, supervisão, etc.; • Registrar valores iniciais dos parâmetros determinantes de cada equipamento, indispensáveis ao estabelecimento de um sistema confiável de manutenção e controle; • Verificar a fidelidade dos desenhos finais e fornecer subsídios para elaboração dos desenhos “como construído” (As built); • Garantir a segurança do pessoal e dos equipamentos; • Estabelecer os limites operativos confiáveis para os diversos equipamentos; • Completar o treinamento específico da equipe técnica responsável pela operação e manutenção da instalação; • Garantir a segurança da energização inicial; • Assegurar o fornecimento das peças reservas, acessórios e ferramentas especiais previstas em contrato; • Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto aos itens a serem capitalizados/patrimoniados; • Transferir para os órgãos responsáveis a responsabilidade pela guarda, operação e manutenção da instalação.

Ciclo de operação e manutenção de transformadores Caso seja detectada alguma não conformidade no transformador, técnicas adequadas são utilizadas para determinar sua extensão ou gravidade. Os resultados serão utilizados para subsidiar a decisão de intervenção,

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Figura 1 – Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil (Cigré Brasil, GT A2.05, 2013).

manutenção corretiva ou retorno à operação. A Figura 1 mostra um fluxograma com o ciclo de operação e manutenção de transformadores.

Brasileiro de Manutenção, Curitiba, 2011. • NEPOMUCENO, L. X. Técnicas de manutenção preditiva. São Paulo: Edgard Bluche, v. 1, 501 f., 1989.

Referências • PAULINO M. E. C. Considerações sobre modelos de sistema integrado de manutenção e testes automatizados de proteção Elétrica. Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN, 2005. • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. • WG A2.34. Guide for transformer maintenance. CIGRE Internacional, Working Group A2.34, 2011. • BATITUCCI, M. D. Comissionamento a primeira atividade de manutenção. Manutenção, n. 28, jan./fev. 91, p. 31-38.

• FERREIRA, A. B. H. Novo Aurélio – O Dicionário da Língua

*Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino é engenheiro

Portuguesa – Século XXI. São Paulo: Ed. Nova Fronteira, 2001.

eletricista e especialista em manutenção de sistemas

• ABNT NBR 5462. Confiabilidade – terminologia. Associação

elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá

Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), 1994.

(EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |

• KARDEC, Alan; LAFRAIA, João. Gestão estratégica e confiabilidade.

[email protected].

Rio de Janeiro: Qualitymark, ABRAMAN. 80 f., 2002. • ABRAMAN, Associação Brasileira de Manutenção. A situação da manutenção no Brasil – documento nacional 2011, 26º Congresso

Manutenção de transformadores

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54

Capítulo III Anormalidades em transformadores de potência

As principais avarias em transformadores dizem respeito a deficiências dos enrolamentos sejam por má compactação das bobinas, por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curto-circuito. São significativas também as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físicoquímicas dos seus materiais isolantes. Isto implica “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise, podem comprometer a operação do transformador. A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade que não causem danos ao sistema elétrico, por meio de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a sua manutenção e proteção, assim como também na qualidade dos seus

componentes. Vale ressaltar que as instalações e os transformadores em operação têm envelhecido de uma forma geral, tornando-os suscetíveis a falhas. A seguir são apresentados alguns dados.

Figura 1 – Transformadores de 110/220 KV na Alemanha.

Figura 2 – Faixa etária de transformadores no Brasil.

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Estatística de ocorrência Para a definição da estratégia de manutenção a ser adotada é adequada a obtenção de informações referentes ao estado dos equipamentos da instalação, separados em classificações que permita a análise dos defeitos e respectivas ocorrências. A seguir serão apresentados diversos estudos que mostram, além dos tipos de falhas, a classificação de ocorrências. Tais estudos são aqui apresentados apenas como exemplos do estabelecimento do processo de definição das anormalidades em transformadores. Informações adicionais devem ser buscadas na referência bibliográfica. Os trabalhos de diagnóstico foram desenvolvidos a partir da coleta e da análise de dados acerca dos registros operacionais dos equipamentos, condições circunstanciais das ocorrências, análises de materiais em laboratórios especializados e inspeções realizadas em campo e em fábrica durante o processo de desmontagem de cada um deles. Os resultados aqui obtidos visam contribuir com o aprimoramento de técnicas para diagnóstico e caracterização de falhas de equipamentos, classificando a suscetibilidade de transformadores de diferentes tipos de aplicação e suas falhas.

Estatística de defeito – Estudo de caso 1 Neste trabalho são relacionados e descritos os principais modos de falha normalmente verificados em transformadores, associados ao levantamento estatístico que compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias realizadas entre os anos de 2000 e 2008 para companhias seguradoras. É apresentada (por BECHARA) e desenvolvida uma análise de falhas verificadas em cerca de uma centena de transformadores com diferentes tipos de aplicação, classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo é contribuir com um melhor entendimento de causas de falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada uma delas. Um extrato desse trabalho é agora apresentado. Os transformadores inspecionados são utilizados por concessionárias de energia elétrica do sistema elétrico brasileiro, tendo sido fabricados por empresas nacionais e estrangeiras. A Tabela 1 mostra o conjunto de equipamentos analisados. Os critérios de arranjo dos dados da Tabela 1 teve por base a análise dos dados de manutenção e resultado de ensaios conforme o roteiro de investigação de cada caso. A Tabela 2 classifica os principais tipos de falhas nos transformadores.

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Tabela 1 – Conjunto de transformadores de potência analisados Tipo

Classe de tensão (kV)

Potência (MVA)

Número de unidades

Elevador

69, 138, 230, 345, 440, 550

Até 418,5

23

Transmissão

230, 345, 440, 550, 765

Até 550

22

Subtransmissão

69, 88, 138

Até 60

47

Total

92

Tabela 2 – Levantamento estatístico de falhas em transformadores de potência Falha  Tipos 

Defeito de

Curto

Envelhe-

Componentes

fabricação circuito cimento Comutador

Buchas

externo

Sobretensões transitórias

Manutenção

Manobra

Descarga

inexistente

Enxofre

Defeito

Não

corrosivo após reparo apurado

VFT

Atmosférica

inadequada

Elevadores

2

0

4

0

4

6

1

0

2

1

2

Transmissão

4

6

0

3

4

0

0

0

0

2

3

Subtransmissão

1

16

7

8

1

4

1

3

0

2

4

Total

7

22

11

11

9

10

2

3

2

5

9

Com o objetivo de obter parâmetros de referência de falhas para os transformadores analisados, a Figura 3 mostra os modos de falha mais significativos pela quantidade para cada tipo de transformador. Vale ressaltar que do conjunto de dados em estudo, 50% dos transformadores pertencem ao sistema de substransmissão. Portanto, a incidência das falhas nesse sistema terá um peso maior na análise de todo o conjunto, como a percentagem de curtos-circuitos externos, conforme mostrado na Figura 4.

A análise do item mais suscetível a falhas é mostrada na Figura 5. Nela pode-se notar que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).

Figura 5 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.

Estatística de defeito – Estudo de caso 2

Figura 3 – Tipos e quantidade de falhas identificadas nos transformadores.

Figura 4 – Porcentagem de falhas em transformadores.

O trabalho desenvolvido por Souza teve o objetivo de estudar as falhas e os defeitos ocorridos em transformadores de potência de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV do sistema elétrico da Companhia Energética de Goiás (Celg), referente ao período de 28 anos (1979 a 2007). O desenvolvimento da pesquisa baseou-se na identificação das partes dos transformadores que foram analisadas e divididas em blocos, na caracterização e na análise dos pontos de falhas e de defeitos detectados nestes equipamentos relativos às interrupções. A seguir são apresentados alguns resultados obtidos. Souza apresenta neste estudo o registro de 549 interrupções de serviço, no período de dezembro de 1979 a maio de 2007, ocorridas em 255 transformadores e autotransformadores (trifásicos ou bancos trifásicos),

Manutenção de transformadores

Apoio

58

Tabela 3 – Quantidade de equipamentos por faixa trifásica nominal e por tensão nominal Tensão nominal

Número total de equipamentos

Potência trifásica

(trifásicos ou bancos)

Menor

Maior

34,5 kV

106

0,15

12

69 kV

79

1

20

138 kV

53

7

62,5

230 kV

17

36

150

Total

255

ou seja, muitos dos equipamentos sofreram mais de uma ocorrência. A seguir são analisados os dados de interrupções de serviço, não considerando o sistema de proteção, no período de 09/12/1979 a 25/05/2007, ou seja, proteções não inerentes ao equipamento (relé de distância, relé de religamento em circuito de CA, relé de frequência, relé de sobretensão, relé de sobrecorrente) e proteções inerentes dos equipamentos (relé de temperatura do óleo, relé de pressão, relé Bucchholz/gás, relé diferencial, relé de bloqueio, válvula de alívio, nível de óleo, termômetro do óleo e termômetro do enrolamento). A Figura 6 mostra o número absoluto de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão, pertencentes às classes de tensão de 34,5 kV, 69 kV, 138 kV e 230 kV, na qual se observa que houve um crescimento do número de equipamentos no decorrer dos anos. A Figura 7 apresenta o percentual de interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes. A figura evidencia que os componentes mais atingidos foram os enrolamentos (34%), as buchas (14%) e os comutadores (20%), sendo 10% para o OLTC

(comutadores com carga) e 10% para comutadores sem tensão. Assim, as interrupções associadas a estes três componentes representam, juntas, 68% do total, e o item componente não identificado (11%) refere-se àqueles equipamentos dos quais não se obtiveram registros confiáveis e/ou exatos das ocorrências.

Figura 7 – Interrupções em transformadores e autotransformadores versus componentes.

Figura 6 – Número de transformadores e autotransformadores por ano e por classe de tensão.

59

Estatística de defeito – Estudo de caso 3 A título de ilustração, a Figura 8 apresenta um levantamento estatístico, realizado por um grande usuário, da incidência de problemas nas diversas partes do transformador.

Figura 8 – Incidência de problemas em transformadores (em %).

Análise de anormalidades Analisa-se, a seguir, algumas das anormalidades de ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas causas básicas. Via de regra, as seguintes condições são responsáveis pelos problemas a seguir: • Sobretemperatura: sobretemperaturas podem ser causadas por sobrecorrentes, sobretensões, resfriamento insuficiente, nível reduzido do óleo, depósito de sedimentos no transformador, temperatura ambiente elevada, ou curto-circuito entre enrolamentos. Em transformadores a seco, esta condição pode ser devido a dutos de ventilação entupidos. • Falha em contatos internos: o transformador possui diversas conexões internas interligadas por elementos fixos, como conectores e parafusos, além de dispositivos móveis. A falha nesses componentes resulta na deficiência do contato e aumento da densidade de corrente nas partes condutoras, com consequente sobreaquecimento. Causados por montagem incorreta, baixa qualidade dos materiais ou solicitações mecânicas devido a eventos de alta corrente no transformador, essa ocorrência tende a evoluir de um defeito para uma falha. • Falha de isolamento: este defeito se constitui em uma falha do isolamento dos enrolamentos do transformador; pode envolver faltas fase-terra, fase-fase, trifásicas com ou sem contato para a

Manutenção de transformadores

Apoio

60

terra ou curto-circuito entre espiras. A causa destas falhas de isolamento podem ser curtos-circuitos, descargas atmosféricas, condições de sobrecarga ou sobrecorrentes, óleo isolante contendo umidade ou contaminantes. • Tensão secundária incorreta: esta condição pode ser oriunda de relação de transformação imprópria, tensão primária anormal e/ou curto-circuito entre espiras no transformador. • Descargas internas: descargas internas podem vir a ser causadas por baixo nível de óleo que resultem na exposição de partes energizadas, perda de conexões, pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas internas acabam por se tornar audíveis e causam radiointerferência. • Falhas do núcleo: esta condição pode ser devido a problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras e outros. • Alta corrente de excitação: usualmente, altas correntes de excitação são devido a núcleo “curtocircuitado” ou junções do núcleo abertas. • Falha da bucha: as falhas de buchas podem ser causadas por descargas devido à acumulação de contaminantes sólidos e a descargas atmosféricas A ocorrência em buchas costuma causar sérios prejuízos com explosões e incêndios, resultando na contaminação dos enrolamentos e danos generalizados em todo transformador. No caso de explosões, pedaços de porcelana podem ser lançados com risco de acidentes pessoais e danos dos equipamentos adjacentes. Essa ocorrência está diretamente associada à perda das propriedades dielétricas do isolamento da bucha, com envelhecimento ou contaminação do isolamento óleo e papel (buchas OIP) ou do isolamento óleo e resina (RIP), além de degradação do corpo de porcelana com trincas e rachaduras. • Baixa rigidez dielétrica: esta condição pode ser causada por condensação e penetração de umidade, devido à ventilação imprópria em transformadores a seco, nas serpentinas de resfriamento, nos resfriados a água, ou diafragmas de alívio de pressão danificados ou, ainda, fugas ao redor dos acessórios do transformador nos demais tipos. • Descoloração do óleo isolante: a descoloração do óleo isolante deve-se, principalmente, à sua carbonização devido a chaveamentos nos

comutadores sob carga (LTC – Load Tap Changers), falha do núcleo ou contaminação. • Perda de óleo isolante: a perda de óleo isolante em um transformador pode ocorrer pelos parafusos de junções, gaxetas, soldas, dispositivos de alivio de sobrepressão e outros. As principais causas são: montagem inadequada de partes mecânicas, filtros impróprios, junções inadequadas, acabamento de superfícies incompatíveis com o grau necessário, pressão inadequada nas gaxetas, defeitos no material utilizado e falta de rigidez das partes mecânicas. • Problemas com equipamentos de manobra: muitos transformadores são equipados com LTCs (Load Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais transformadores podem apresentar problemas extras associados a estes dispositivos como, por exemplo, os oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps, condensação de umidade no óleo destes mecanismos entre outros. O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são, usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores de contatos. A condensação de umidade e carbonização deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem. Outros problemas, como queima de fusíveis ou parada do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica, ou condições de subtensão no circuito de controle. Em função do exposto verifica-se que uma série de itens e procedimentos deve ser observada ao longo do histórico de operação de um transformador sob pena de comprometer seu funcionamento correto. Deste modo, as rotinas de inspeção objetivando a manutenção preventiva aplicáveis devem possuir um forte vínculo com os problemas de pequena monta e defeitos que eventualmente ocorram ao longo da vida útil do equipamento.

Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção

61

de Transformadores de Potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • WECK, K. H. Instandhaltung von Mittelspannungsnetzen, Haefely Symposium, Stuttgart 2000. • SALUM, B. P. Reparar ou Adquirir um Transformador Novo, CIGRE A2 – WORKSPOT, Belém, 2008. • BECHARA, R. Análise de Falhas em Transformadores de Potência. Dissertação de Mestrado, Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2010. • SOUZA, D. C. P. Falhas e Defeitos Ocorridos em Transformadores de Potência do Sistema Elétrico da Celg, nos Últimos 28 Anos: Um Estudo de Caso. Dissertação de Mestrado, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal de Goiás/UFG, Goiânia, 2008. • SANTOS, F. G. P. S. Transformadores de Potência – Inspeção e Manutenção, Companhia Siderúrgica Nacional, CSN, Volta Redonda, RJ.

Manutenção de transformadores

Apoio

58

Capítulo IV Ensaio de resistência ôhmica de enrolamentos e avaliação do comutador sob carga Tipos de falhas e defeitos em transformadores de potência

Este capítulo apresenta os procedimentos

assim o cálculo da resistência ôhmica por

de teste de resistência ôhmica e avaliação do

meio da lei de Ohm. Após a realização dos

OLTC (comutador sob carga) realizados com

testes, além da correção da medida realizada

instrumentos convencionais e os procedimentos

para a temperatura de referência, o testador

de teste utilizando o sistema de teste CPC100.

deve comparar os valores obtidos no teste

Mostra o método da queda de tensão e o

com o histórico do objeto sob teste e os

procedimento de teste avaliando o desempenho

resultados de testes anteriores ou mesmos

da comutação do OLTC.

dados de fábrica. Essa comparação irá balizar a análise final do teste. Apresentaremos o

Resistência ôhmica dos enrolamentos

método da queda de tensão, consagrado

Os procedimentos para a determinação

internacionais. Entretanto, outros métodos

de resistências ôhmicas estão entre os mais

poderão ser utilizados, dependendo dos

usuais. Consistem geralmente na determinação

equipamentos de medida disponíveis para

da resistência elétrica utilizando corrente

o testador, como método da ponte (Kelvin e

contínua a uma determinada temperatura. O

Wheatstone) ou uso de equipamentos que

testador deverá avaliar o valor da resistência a

promovem a automatização do processo de

ser medida para determinar qual método e/ou

medida.

pelo uso e sugerido por diversas normas

equipamentos serão utilizados.

Método da queda de tensão

O princípio utilizado por esses métodos consiste na medição da tensão entre os terminais



do objeto sob teste e ao mesmo tempo a medida

chamado

O método da queda de tensão, também

da corrente que passa pelo objeto. Efetua-se

amperímetro,

de

método

do

consiste

na

voltímetro

e

medida

da

Apoio

59

resistência R percorrida pela corrente I e da tensão sobre

resistência do voltímetro, temos as seguintes aplicações:

a resistência sob ensaio V. Respectivamente, a corrente

• A montagem à montante, Figura 1, deve ser usada para

I e a tensão V são medidas com um amperímetro e um

medir resistências R>>Ra;

voltímetro.

• A montagem à jusante, Figura 2, deve ser usada para medir resistências R<
Esquemas de montagem

Existem duas conexões a serem usadas por este método, mostradas nas Figuras 1 e 2: Sendo Ra a resistência interna do amperímetro e Rv a

Figura 1 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à montante.

Procedimento de teste



Depois de realizada a conexão de teste, o testador

deve seguir o seguinte procedimento:

Figura 2 – Esquema de ligação no método da queda de tensão – montagem à jusante.

Manutenção de transformadores

Apoio

60

a) Com a fonte de corrente contínua, o testador aplica

Em que:

uma tensão correspondente a uma corrente medida pelo

• Rθr – resistência elétrica na temperatura de referência;

amperímetro menor que 15% do valor nominal do objeto

• Rθe – resistência elétrica na temperatura do ensaio;

sob teste, isto é, a corrente que circula pela resistência

• θr – temperatura de referência;

a ser medida não deve ser superior a 15% de seu valor

• θe – temperatura dos enrolamentos nas condições do

nominal;

ensaio.

b) O tempo de aplicação da corrente de teste não deve

Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao invés de

ultrapassar 1 minuto;

234,5 na expressão (2).

c) As

indicações

dos

instrumentos

devem

estar

estabilizadas para a realização das leituras desses

Critérios de avaliação

instrumentos;

As resistências obtidas devem ser comparadas com

d) As leituras dos valores medidos pelo voltímetro e pelo

resultados anteriores ou com dados do fabricante, tendo-se

amperímetro devem ser realizadas simultaneamente;

o cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma

e) Utilizando a lei de Ohm, o testador deve calcular a

mesma base. Para transformadores, a temperatura de

resistência. Para a Figura 1 temos:

referência é normalmente 75 °C, para máquinas girantes (motores e geradores), a temperatura de referência é normalmente 40 °C.

(1)



Em caso de discordâncias maiores que 5%, devem ser

pesquisadas a existência de anormalidades tais como:

Em que:

E – resultado obtido com o voltímetro [V]

espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões

I – resultado obtido com o amperímetro [A]

incorretas do condutor e outros. Neste sentido, é

Rv – Resistência interna do voltímetro [Ω]

importante que haja o histórico das medidas efetuadas. Por outro lado, a principal causa de diferenças de

f) Utilizando-se a resistência variável, o testador deve

medida de resistência ôhmica é o mau contato nos

efetuar de três a cinco leituras com valores de corrente

terminais,

diferentes. Deve-se então obter a média aritmética e

Observa-se que, muitas vezes, a resistência de contato

desprezar os valores com diferenças maiores que 1% do

pode apresentar valores significativos se comparada com

valor médio;

a dos enrolamentos, principalmente do lado de baixa

g) Dependo dos componentes conectados durante

tensão.

o teste (fonte de corrente contínua, enrolamento sob



teste), o acionamento da fonte de alimentação do

medidas efetuadas. O autor recomenda os seguintes valores

circuito pode causar sobretensões importantes, podendo

para avaliação de resistência ôhmica de enrolamentos,

danificar os equipamentos de medida. Recomenda-se

para medidas na mesma base de temperatura, mostrados

a desconexão do voltímetro antes do acionamento da

na Tabela 1.

principalmente

naqueles

mal

prensados.

Pelo exposto, é importante que haja o histórico das

fonte e a realização de um curto-circuito nos terminais

Avaliação do comutador sob carga

do amperímetro.

As resistências do enrolamento são testadas no campo para se detectar perda de conexões, condutores

Correção de temperatura



A resistência elétrica dos enrolamentos varia com a

temperatura. Para que se tenha uma base comparativa, a resistência elétrica dos enrolamentos devem ser referidas a uma mesma temperatura. Isto pode ser executado pela expressão (106), ou seja: (2)

Tabela 1 – Avaliação de resistência ôhmica de enrolamento Diferença entre valor do ensaio e

Avaliação

valor de referência ΔR < 3%

Resultado aprovado

3% < ΔR < 5%

Ensaio deve ser repetido e resultado investigado

ΔR > 5%

Indicação de defeito ou falha

Manutenção de transformadores

Apoio

62

abertos e alta resistência de contato no comutador.



Muitos transformadores são equipados com LTCs (Load

dentro do tanque do transformador e muda para o próximo

Taps Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais

tape (maior ou menor) sem condução de corrente. A segunda

transformadores podem apresentar problemas extras

unidade é a chave de comutação, que muda sem nenhuma

associados a estes dispositivos como os oriundos

interrupção de um tape para o próximo enquanto conduz

do excessivo desgaste dos contatos fixos e móveis,

corrente de carga. As resistências de comutação R limitam

sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps,

a corrente de curto-circuito entre taps que poderiam, por

condensação de umidade no óleo destes mecanismos,

outro lado, vir a ser muito alta devido à livre interrupção na

entre outros.

mudança dos contatos. O processo de mudança entre dois



tapes leva aproximadamente de 40 ms a 80 ms.

O desgaste excessivo dos contatos pode ser atribuído à

A primeira unidade é o seletor de tape que está localizado

perda de pressão das molas (molas fracas) ou a um tempo de



espera insuficiente durante o percurso. Problemas devido

quatro fios, pois as resistências do enrolamento são muito

ao sobrepercurso do mecanismo de mudança de taps são,

pequenas. Uma fonte de corrente constante é usada para

usualmente, devido a ajustes incorretos dos controladores

alimentar o enrolamento com corrente contínua. Uma

de contatos. A condensação de umidade e carbonização

tensão relativamente alta sem carga possibilita uma

deve-se a operação excessiva ou ausência de filtragem.

saturação rápida do núcleo e um valor final é alcançado

Outros problemas, como queima de fusíveis ou

apenas com variações menores. Consequentemente, na

paradas do sistema motor, são devidos a curtos-circuitos

maioria das vezes, o tempo de carregamento por tap é

nos circuitos de controle, travamento de origem mecânica,

claramente menor que 30 segundos.

ou condições de subtensão no circuito de controle.



A conexão de teste é realizada na configuração a

Um grande número de medições pode ser executado

Este artigo mostra procedimentos para identificação

eficientemente em pouco tempo. Até agora, somente

de problemas em transformadores de potência utilizando

a característica estática das resistências de contato são

medidas

adicionalmente

levadas em consideração no teste de manutenção. Com a

apresenta a medição da resistência dinâmica. Essa

medida da resistência dinâmica, o procedimento dinâmico

resistência dinâmica possibilita uma análise do transitório

de mudança da chave de comutação pode ser analisado.



de

resistência

ôhmica

e

na operação da chave de comutação. Ensaios realizados com equipamento microprocessado

Testes do comutador sob carga (OLTC)



O CPC100 é usado para medir a resistência individual

Para uma melhor compreensão das medidas de

dos tapes de um comutador de transformador de potência

resistência, é necessário entender o método de operação

e também checa a comutação da comutador sob carga

da mudança de tap. Na maioria dos casos, a mudança

(OLTC) sem interrupções. De uma fonte CC de corrente

de tap consiste de duas unidades, conforme mostrada na

constante, o CPC100 injeta uma corrente no transformador

Figura 3.

de potência. Esta corrente é medida por um amperímetro também CC. Com esse valor de corrente e a tensão medida por um voltímetro 10VDC, a resistência do enrolamento é calculada. No momento em que o tape é comutado, a entrada medida de corrente detecta o transitório da comutação, ou seja, um evento de curta duração registrando os dados da

Figura 3 – Representação de um OLTC.

Figura 4 – Oscilografia da forma de onda da corrente que flui pela comutação.

63

forma de onda da corrente que flui pela comutação. Esta transição na comutação dos tapes é mostrada na Figura 4. As características de um comutador trabalhando apropriadamente diferem de um equipamento com mau funcionamento, isto é, uma interrupção durante a comutação é indicada pela variação dos valores de ripple e do slope (inclinação) da forma de onda da corrente da comutação. A Figura 5 mostra uma corrente de comutação oscilografada indicando o ripple e o slope, cujos valores são indicados na tabela de resultados do CPC100.

Figura 5 - Ripple e slope na forma de onda da corrente de mutação.

Para a medição da resistência dinâmica, a corrente de teste deve ser a mais baixa possível. Caso contrário, pequenas interrupções ou oscilações nos contatos da chave de comutação não são detectadas. Neste caso, o arco voltaico introduzido tem o efeito de reduzir a abertura dos contatos internamente. Comparações com dados anteriores, os quais foram coletados quando o equipamento estava em condição (boa) conhecida, permitem uma análise eficiente. Um detector mede o pico do ripple e a inclinação (slope) da corrente medida, visto que estes critérios são importantes para uma comutação correta (sem bouncing ou outras pequenas interrupções). Se o processo de comutação é interrompido, mesmo por um curto período de tempo, o ripple (=Imax – Imin) e a inclinação da variação da corrente (di/dt) aumentam. O valor para todos os tapes e particularmente os valores das três fases é comparado. Desvios importantes em relação ao valor médio indicam comutação com falha. Procedimentos de teste



As conexões são realizadas utilizando-se o equipamento

CPC100 da Omicron montam um circuito de medida a quatro fios, mostrado na Figura 6. O procedimento de teste automático devolve para o

Manutenção de transformadores

Apoio

64

I Test: 5.000A T Meas.: 14.0° C T ref.: 20.0° C Results:

Times

R meas.

Dev.

R ref.

Ripple

Slope

IDC

VDC

42.000 s 29.000 s 31.000 s 31.000 s 28.000 s 33.000 s 36.000 s 33.000 s 47.000 s 32.000 s 34.000 s 34.000 s 34.000 s 35.000 s 42.000 s 51.000 s 46.000 s 51.000 s 40.000 s

649.7mΩ 633.4mΩ 622.6mΩ 613.2mΩ 614.6mΩ 610.9mΩ 607.0mΩ 597.6mΩ 594.0mΩ 537.0mΩ 569.3mΩ 560.7mΩ 568.8mΩ 568.9mΩ 555.9mΩ 557.4mΩ 554.2mΩ 548.9mΩ 526.6mΩ

-0.17% 0.10% -0.01% -0.03% -0.07% 0.04% -0.01% 0.01% 0.14% -0.05% -0.03% 0.06% -0.02% -0.03% 0.08% 0.28% 0.10% 0.05% -0.03%

664.9mΩ 648.3mΩ 637.2mΩ 627.6mΩ 629.0mΩ 625.2mΩ 621.2mΩ 611.7mΩ 607.9mΩ 549.7mΩ 582.6mΩ 573.9mΩ 582.2mΩ 582.3mΩ 568.9mΩ 570.6mΩ 567.3mΩ 561.8mΩ 538.9mΩ

90.45% 1.01% 0.92% 0.92% 0.86% 0.87% 0.88% 0.80% 0.81% 0.74% 0.86% 0.82% 0.80% 0.76% 0.73% 0.76% 0.75% 0.74% 0.78%

-8.024mΑ/s -173.3mΑ/s -170.5mΑ/s -151.6mΑ/s -143.5mΑ/s -129.5mΑ/s -123.2mΑ/s -113.1mΑ/s -106.1mΑ/s -92.74mΑ/s -111.7mΑ/s -84.09mΑ/s -85.78mΑ/s -82.80mΑ/s -81.17mΑ/s -68.81mΑ/s -79.97mΑ/s -70.01mΑ/s -70.50mΑ/s

4.9203Α 4.9215Α 4.9215Α 4.9215Α 4.9203Α 4.9191Α 4.9179Α 4.9179Α 4.9179Α 4.9227Α 4.9191Α 4.9179Α 4.9155Α 4.9143Α 4.9143Α 4.9143Α 4.9131Α 4.9131Α 4.9143Α

3.1965V 3.1175V 3.0641V 3.0177V 3.0238V 3.0049V 2.9849V 2.9391V 2.9210V 2.6436V 2.8002V 2.7573V 2.7962V 2.7958V 2.7317V 2.7394V 2.7230V 2.6969V 2.5877V

Figura 7 – Relatório.

testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS Word com a tabela de dados.

Da tabela de resultados podem ser feitos gráficos

comparando a resistência ôhmica na subida e na descida dos tapes. A Figura 8 mostra um exemplo dessa avaliação em

Figura 8 – Transformador de 220/110kV, fabricado em 1961.

um teste realizado em um transformador de 220/110 kV, fabricado em 1961. O procedimento de teste automático devolve para o testador os resultados de resistência estática e dinâmica. A Figura 7 mostra um exemplo de relatório exportado para MS Word com a tabela de dados.

Figura 6 – Conexões para teste de OLTC de transformadores de potência. Medida da resistência de enrolamento e resistência dinâmica da comutação.

Manutenção de transformadores

Apoio

68

Capítulo V Polaridade e relação em transformadores de potência

O objetivo deste capítulo é apresentar os

da

corrente

conceitos de polaridade e defasamento angular de

promovendo uma atuação indevida da proteção

transformadores e as metodologias para a medição

ou leitura enganosa, principalmente em circuitos

da relação de transformação de transformadores

de medição de energia.

trifásicos (considerando-se todas as conexões

No

padronizadas), a partir do conhecimento prévio

apenas o conceito de polaridade é insuficiente

de seu defasamento angular.

para apresentar uma relação definida entre as

caso

de

circulação

de

no

secundário,

transformadores

trifásicos,

tensões induzidas nos enrolamentos primário e

Introdução

secundário. Isso se deve aos diversos tipos de

O conceito sobre polaridade de transformadores

conexões dos enrolamentos (delta, estrela ou

deve ser estabelecido como base para o entendimento

ziguezague), como será abordado neste texto.

do funcionamento do transformador, pois, com

Nestes casos, utiliza-se a diferença de fases

a instalação de dois ou mais transformadores em

(defasamento) ou deslocamento angular entre as

paralelo, as conexões dos secundários formarão

tensões dos terminais de tensão inferior e tensão

uma

superior.



malha.

Se

todos

possuírem

a

mesma

polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se,



ou seja, a tensão resultante será zero. Quando a

de espiras dos enrolamentos do transformador, o

soma das forças eletromotrizes resultarem em um

mantenedor disporá de um recurso valioso para

valor diferente de zero, surgirá uma corrente de

se verificar a existência de espiras em curto-

circulação com valores elevados, pois é limitada

circuito, de falhas em comutadores de derivação

apenas pelas impedâncias secundárias. Assim,

em carga e ligações erradas de derivações.

tem-se que umas das principais condições para

Para

estabelecer o paralelismo de transformadores é a

transformador, podem ser utilizados diversos

de possuírem a mesma polaridade.

métodos para execução do teste de relação

No caso da verificação da relação do número

determinar

a

correta

relação

do

Nos circuitos de medição e proteção são

de espiras ou relação de tensões, sendo que

utilizados transformadores de corrente (TC) e

o método do transformador de referência de

transformadores de potencial (TP). A inversão da

relação variável, conhecido como TTR, é o mais

polaridade nesses circuitos ocasionará a inversão

comum.

69

Polaridade de um transformador

A polaridade de um transformador é a marcação existente

nos terminais dos enrolamentos dos transformadores, indicando o sentido da circulação de corrente em um determinado instante em consequência do sentido do fluxo produzido. Em outras palavras, a polaridade é uma referência determinada pelo projetista, fabricante ou usuário para determinar a marcação da polaridade dos terminais dos enrolamentos e a condição dos enrolamentos conforme sua disposição, isto é, a relação entre os sentidos momentâneos das forças eletromotrizes nos enrolamentos primário e secundário.

Portanto, a polaridade depende de como são enroladas as

espiras que formam os enrolamentos primário e secundário. O sentido da queda de tensão (força eletromotriz) será determinado pelo sentido do enrolamento e pela marcação realizada.

A Figura 1 mostra duas situações distintas para as tensões

induzidas em um transformador monofásico. Na primeira figura, as tensões induzidas U1 e U2 dirigem-se para os bornes adjacentes H1 e X1. Na outra figura, a marcação é feita de maneira contrária, sendo as tensões induzidas dirigidas para os bornes invertidos. Nota-se também que, na Figura 1a, as tensões possuem mesmo sentido (estão em fase) ou “mesma polaridade instantânea”. Na outra, elas estão em oposição (defasadas de 180o) ou com polaridades opostas.

Figura 1 – Sentidos instantâneos nos terminais do enrolamento de um transformador monofásico.

Manutenção de transformadores

Apoio

70



Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido relativo entre as

nas buchas de BT.

tensões induzidas nos enrolamentos secundários e primários, ou

Relação de transformação

à maneira como seus terminais são marcados. Quando ambos os enrolamentos possuem a mesma polaridade, o transformador é de



A medida da relação de transformação de um transformador

polaridade subtrativa e, em caso contrário, polaridade aditiva.

é padronizada como ensaio de rotina e como teste básico em programas de manutenção preventiva em transformadores



Métodos de ensaios para determinação de polaridade

reparados

De acordo com a ABNT NBR 5380, os métodos de ensaio

comissionamento das unidades.

usados para a determinação da polaridade de transformadores monofásicos são:

ou

submetidos

a

reformas

ou,

ainda,

no

Os métodos mais frequentemente empregados para a sua obtenção são:

• Método do golpe indutivo com corrente contínua;

• Método do voltímetro – medida da relação de tensões entre

• Método da corrente alternada;

os enrolamentos de AT e BT, obedecendo-se o fechamento

• Método do transformador padrão;

do transformador;

• Método do transformador de referência variável.

• Método do TTR – medida da relação de espiras por meio de um equipamento construído especificamente para este fim.



A disponibilidade de um instrumento de teste moderno que

possibilite a medida do defasamento angular entre as tensões

Qualquer

primárias e secundárias já possibilita a determinação da polaridade

suficientemente precisos para que seja válido. Para avaliar um

do transformador testado.

transformador, os resultados do teste, independentemente do



Descreveremos o método do golpe indutivo devido à sua

método aplicado ou dos instrumentos de medição utilizados,

maior aplicabilidade. O esquema de ligações para o método é

devem possibilitar medidas com variação máxima admissível é

indicado na Figura 2.

± 0,5%, em todos os tapes de comutação.

método

utilizado

deve

oferecer

valores

O erro percentual é calculado em função da relação medida

e da relação nominal do transformador, sendo:

Em que: • E% é o erro percentual; • Rmed é a relação medida, ou seja, o resultado do teste; • Rnom é a relação teórica ou relação nominal do transformador. Figura 2 – Determinação da polaridade pelo método do golpe indutivo.



Observe que os terminais de tensão superior são ligados

Relação de transformação (tensões) e relação de espiras

Conforme já descrito em capítulos anteriores, a relação do

a uma fonte de corrente contínua. Instala-se um voltímetro de

número de espiras (KN) e a de transformação ou de tensões (K)

corrente contínua entre esses terminais, de modo a se obter uma

nos transformadores monofásicos são iguais numericamente,

deflexão positiva ao se ligar a fonte CC, ou seja, a polaridade

em termos práticos.

positiva do voltímetro ligado no positivo da fonte e esses em H1.

Entretanto, nos transformadores trifásicos podem diferir

Em seguida, insere-se o positivo do voltímetro em X1 e o

conforme as conexões dos enrolamentos envolvidas, ou seja,



negativo em X2. A chave é fechada, observando-se o sentido

como mostrado na Tabela 1.

de deflexão do voltímetro. Quando as duas deflexões são em



sentidos opostos, a polaridade é aditiva. Quando no mesmo

se obter a de transformação nos transformadores trifásicos deve

sentido, é subtrativa. Tais conclusões baseiam-se na lei de Lenz.

considerar tais valores.

Assim, qualquer medição da relação do número de espiras para

O mesmo procedimento é aplicado a transformadores trifásicos, observando-se os terminais de conexão da fonte nos

Determinação da relação de transformação

enrolamentos de AT e analisando-se os resultados observadas

O ensaio de relação de tensões realiza-se aplicando a um dos

Manutenção de transformadores

Apoio

72

Tabela 1 – Valores de K em função de KN para as diversas conexões

Ligação

Dd

K=

KN

Dy

Dz

KN

2

3

3

enrolamentos uma tensão igual ou menor que a sua tensão nominal,

KN

Yy

Yd

KN

3K

Yz 2 3

N

KN

a saber:

bem como a frequência igual ou maior que a nominal.

Para transformadores trifásicos, apresentando fases independentes

• A fonte, em grande parte dos casos, apresenta tensões

e com terminais acessíveis, opera-se indiferentemente, usando-se

desequilibradas, mascarando os resultados das medições;

corrente monofásica ou trifásica. No caso da utilização de um teste

• Se aplicados, por exemplo, três níveis distintos de tensões, mesmo

com correntes monofásicas, o fechamento do transformador deve

balanceadas, podem resultar em três valores diferentes de relação

ser observado para realização das conexões de teste, conforme já

de transformação.

exposto. Os métodos usados para o ensaio de relação de tensões são:



Em ambas as situações, os erros e as incertezas descaracterizam

os objetivos de se medir a relação de transformação. • Método do voltímetro;

Atualmente,

• Método do transformador padrão;

têm oferecido soluções adequadas para o teste de relação de

equipamentos

de

teste

microprocessados

• Método do resistor potenciométrico;

transformação, com tensões estabilizadas e medidas precisas.

• Método do transformador de referência de relação variável.

Entretanto, cabe ao mantenedor e responsável pelo teste a avaliação de tal instrumentação, antes da realização dos ensaios.

A ABNT NBR 5356 estabelece que este ensaio deve ser

A Figura 3 mostra uma aplicação com um equipamento

realizado em todas as derivações, o que se constitui uma boa

microprocessado multifuncional (CPC100 Omicron), realizando

prática, principalmente na recepção do transformador. Observa-se

um ensaio de relação de transformação utilizando uma fonte de

que as tensões deverão ser sempre dadas para o transformador em

tensão alternada e um voltímetro. Adicionalmente, a corrente de

vazio.

excitação é medida em amplitude. Também é obtida a diferença de



fase entre as tensões primária e secundária.

A citada norma admite uma tolerância igual ao menor valor

entre 10% da tensão de curto-circuito ou TTR

± 0,5% do valor da tensão nominal dos diversos enrolamentos, se aplicada tensão nominal no primário.



A siglaTTR (iniciais deTransformerTurn Ratio) tornou-se sinônimo

A seguir são apresentados os métodos do voltímetro e do

de equipamentos para medição da relação de transformação. Em

transformador de referência de relação variável, por serem os mais

sua concepção original, incorpora um transformador monofásico

utilizados.

padrão com número de espiras variáveis, que é posto em paralelo



com o que se quer medir. Na atualidade, esse modelo tradicional Método do voltímetro

O princípio deste método é alimentar o transformador com

certa tensão e medi-la juntamente com a induzida no secundário. A leitura deve ser feita de forma simultânea com dois voltímetros. Se necessário devem-se utilizar transformadores de potencial. No caso do uso de instrumentação manual, sem automatismos, recomenda-se que se faça um grupo de leituras, permutando-se os instrumentos visando compensar seus eventuais erros. A média das relações obtidas desta forma é considerada como a do transformador.

Observe que, em geral, por facilidade e segurança, a alimentação

do transformador é feita pelo lado de AT com níveis reduzidos de tensão em relação nominal do tap considerado. Tal prática, entretanto, resulta em dois problemas fundamentais,

Figura 3 – Medida da relação de tensões com CPC100 Omicron.

73

Figura 4 – TTR, (a) analógico monofásico (MEGGER), (b) trifásico digital (RAYTECH).

é chamado de TTR “monofásico”, pois existem os “trifásicos” e os eletrônicos.

No TTR monofásico, quando a relação de seu transformador

monofásico com número de espiras variáveis se iguala à do que se quer medir, não há diferença de potencial em seus secundários, nem corrente de circulação. Assim, o valor correto pode ser verificado em um indicador (microamperímetro) nulo.

A conexão do equipamento às buchas do transformador a ser

testado é executada por meio de quatro conectores, sendo dois conectores, normalmente do tipo “sargento” para serem ligados aos enrolamentos de baixa tensão e dois conectores do tipo “jacaré” para serem ligados aos enrolamentos de alta tensão. As polaridades destas bobinas possuem grande importância, pois, se estiverem invertidas, o TTR não fornecerá leitura.

Apesar de a finalidade básica do TTR ser a de fornecer a relação

do número de espiras (KN) com precisão, pode ser empregado para a obtenção da relação de tensões dos transformadores trifásicos. Nesse caso, como nem sempre K e KN são iguais, é necessário que se aplique os fatores da Tabela 1.

REFERÊNCIAS ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012.

Manutenção de transformadores

Apoio

56

Capítulo VI Avaliação do isolamento em transformadores de potência

Qualquer máquina ou equipamento elétrico

composto principalmente de papel-óleo. Portanto,

deverá suportar campos elétricos, onde determinada

este

parte de sua estrutura deverá ter uma resistividade

características deste tipo de isolamento.

muito alta, assegurando uma oposição à passagem

Este

de corrente elétrica de condução. O elemento que

características de um sistema de isolamento, suas

promove tal condição é chamado de dielétrico,

propriedades básicas e os tipos de testes e ensaios

sendo chamado de isolante o material que o

comumente executados. Os testes apontados serão

constitui.

apresentados e discutidos nos próximos capítulos.



trabalho

abordará

artigo

preferencialmente

descreverá

as

as

principais

A finalidade do dielétrico na indústria elétrica é

Características dos sistemas de isolamento

realizar o isolamento entre os elementos condutores do equipamento elétrico, além de modificar o valor do campo elétrico existente em determinado local.

Classificação dos materiais dielétricos

Portanto, os sistemas de isolamento constituem

um dos principais componentes de um equipamento



A classificação dos materiais dielétricos pode

elétrico. Na sua composição são utilizados diferentes

ser apresentada como:

tipos de materiais isolantes que são submetidos a diversos tipos de solicitações dielétricas e térmicas

a) Gases (ar, anidrido carbônico, hidrogênio, gases

ao longo de sua vida útil. Tais solicitações podem

raros, hexafluoreto de enxofre SF6);

resultar em falhas dos componentes deste isolamento,

b) Líquidos (óleos minerais, óleos sintéticos, óleos

resultando em desligamentos e prejuízos. Pode-se

vegetais);

afirmar que a vida útil de um equipamento elétrico

c) Sólidos (resinas, PVC, polietileno PE, papel Kraft,

qualquer é considerada como a do próprio sistema

porcelana, vidro);

de isolamento. A falha da isolação implica na falha

d) Vácuo;

do equipamento.

e) Compostos ou Híbridos (sistemas papel-óleo,



PE-óleo).

Conforme descrito no Capítulo 1, um sistema

Propriedades dos dielétricos

de isolamento de equipamentos, como utilizado principalmente

em

transformadores,

tanto

de

potência e transformadores de instrumentos, é



As principais propriedades dos meios dielétricos

são apresentadas a seguir:

Apoio

57

Permissividade ou constante dielétrica



Assim podemos designar, em função da capacitância, a

Dado um campo elétrico aplicado nas extremidades

permissividade relativa de um material, definida pela razão

de um material dielétrico, a permissividade elétrica é

mostrada a seguir, em que C é a capacitância entre duas

determinada pela capacidade deste material polarizar-se,

placas paralelas separadas pelo material isolante e C0 é a

cancelando parcialmente o campo elétrico dentro do material.

capacitância das mesmas placas paralelas separadas por

A permissividade ou constante dielétrica (ε) também pode ser

vácuo, desprezando-se o efeito de borda.

descrita como a facilidade que o material dielétrico permite o estabelecimento de linhas de campo em seu interior. A permissividade ou constante dielétrica para o vácuo (ε0) é dada por:

Normalmente, εr não é um parâmetro fixo, mas depende da temperatura, da frequência, bem como da estrutura molecular do material.



Assim, para um outro meio qualquer, pode-se definir a

permissividade relativa (εr) por meio de:

Polarização

A maior parte dos elétrons nos materiais isolantes não

está livre para se movimentar. Quando um campo elétrico é aplicado, as forças eletrostáticas resultantes criam um nível

A capacitância de um capacitor de área A e distância

entre placas d para um dielétrico qualquer, é dada por:

de polarização, direcionando as cargas e formando dipolos. Os tipos de polarização são descritos a seguir. O primeiro tipo de polarização é caracterizado por polarizações eletrônica e iônica que ocorrem praticamente instantaneamente sob a ação de um campo elétrico e sem

Manutenção de transformadores

Apoio

58

Rigidez dielétrica

dissipação de energia. Caracteriza-se por um deslocamento elástico de íons ou elétrons ligados ao núcleo de um átomo.





A polarização dipolar difere da eletrônica e da iônica

que pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este

com relação ao movimento térmico das partículas. As

perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se

moléculas dipolares, que se encontram em movimento

afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão

térmico

orientam-se

de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente.

parcialmente pela ação do campo, causando o efeito da

Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de

polarização.

resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme

A polarização estrutural aparece apenas em corpos

a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é

amorfos e em sólidos cristalinos polares (por exemplo,

dado em V/m.

desorganizado

inicialmente,

A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico

vidro), onde um corpo amorfo é parcialmente constituído de partículas de íons. Ela se estabelece pela orientação de estruturas complexas de material, devido à ação de um campo externo, causando um deslocamento de íons e dipolos. Corrente de fuga

A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para

cada material, pois depende fundamentalmente da espessura

Nos isolantes sólidos, mesmo caracterizados por

do isolante, da pureza do material, do tempo e método de

uma resistividade muito grande, possuem elétrons livres

aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do

devido, entre outras causas, a impurezas e forças internas

tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da

no material, proporcionando uma pequena corrente que

temperatura, da umidade, entre outros fatores ambientais.

atravessa o isolante. Entretanto, pela acumulação de poeira e umidade na superfície do material ou na fronteira entre dois materiais diferentes, forma-se um novo caminho para a passagem da corrente elétrica, chamada corrente superficial. Esses dois eventos caracterizam o aparecimento da corrente de fuga no isolamento. Esse efeito pode ser representado, em termos de circuito elétrico, por um resistor em paralelo com um capacitor, como mostra a Figura 1. A quantificação da dificuldade de circulação da corrente de fuga pelo dielétrico é chamada de resistência de isolamento.

Figura 2 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.

Descargas parciais

Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma

descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um campo elétrico, onde o caminho formado pela Figura 1 – Representação esquemática do dielétrico – corrente de fuga.

descarga não une as duas extremidades dessa região de forma completa. A ocorrência de descarga parcial depende

Apoio

59

da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse

normalmente partindo do eletrodo para a superfície.

espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão

• Descargas parciais no ar ambiente geralmente são

alternada, tensão contínua, sinal transitório ou impulso).

classificadas como descargas externas e frequentemente

A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas

chamadas de descargas corona. No início do processo

parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões

de indução da tensão, brilho e correntes de descargas

alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos tem-se a

podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de

ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.

pontas agudas em eletrodos metálicos em partes com

Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em

pequenos raios de curvatura.



espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no dielétrico líquido. Portanto, descargas parciais são

Resistências de isolamento

iniciadas geralmente se a intensidade do campo elétrico

Uma vez que o campo elétrico estabelecido não

dentro do espaço vazio exceder a intensidade do campo do

ultrapasse o valor da tensão de ruptura, o dielétrico impede

gás contido nesse espaço.

a passagem da corrente elétrica. Este evento é dependente



da natureza e características do dielétrico e de suas

As descargas parciais podem ser classificadas de acordo

com a natureza da sua origem. Podem ser:

condições físicas.

• Descargas internas, que ocorrem nos espaços,

Por não se tratar de um dielétrico perfeito, se aplicada

geralmente vazios preenchidos com gás, presentes

uma tensão no isolante, ele será atravessado por uma

nos materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de

corrente. O quociente entre a tensão U e a corrente I é

isolamento.

chamada resistência de isolamento. Esta resistência não é

• Descargas superficiais, que ocorrem em gases ou

constante, ou seja, os isolantes geralmente não obedecem à

líquidos na superfície de um material dielétrico,

lei de Ohm.

Manutenção de transformadores

Apoio

60

Figura 3 – Exemplo de medida de resistência de isolamento - esquema de conexão.

Perdas no sistema de isolamento

Nos dielétricos sujeitos a uma tensão contínua verifica-se

Ensaios e avaliação do isolamento

A avaliação do sistema de isolamento pode ser realizada

uma perda por efeito Joule tal como nos condutores. A

com ensaios elétricos básicos ou avançados, considerando o

corrente de perdas, se bem que muito limitada, dá lugar a

grau de complexidade da análise a ser realizada. Os ensaios

um certo aquecimento. Estas perdas não têm importância, a

têm por finalidade garantir as condições das características

não ser quando dão lugar a um aquecimento, permitindo, por

funcionais do isolamento dos transformadores de tal forma

consequência, maior corrente e maiores perdas.

que possam entrar em operação segura todo o equipamento.

Nos dielétricos sujeitos a uma tensão alternada há, da



A escolha do teste a ser realizado depende de vários

mesma forma, a perda por efeito Joule, mas surge um outro

fatores como o local de realização, testes de aceitação

fenômeno que origina perdas e que tem o nome de histerese

em fábrica ou em campo, o tempo disponível para teste,

dielétrica. A energia perdida é também transformada em

importância do equipamento, condições operativas, dentre

calor. O nome deste fenômeno é dado pela analogia existente

outros.

com a histerese magnética. A explicação física das perdas



por histerese dielétrica é dada por consideração da falta de

comprovadas em termos práticos por meio de testes ou

homogeneidade do dielétrico.

ensaios não destrutivos com aplicação de tensão contínua



ou alternada. Dos testes e ensaios elétricos não destrutivos,

A avaliação é realizada pela medida da capacitância, do

Fator de Dissipação (tgδ) ou Fator de Potência (cosφ) obtidos

As características elétricas de um dielétrico podem ser

temos:

com ponte Schering e ponte Doble. • Resistência de isolamento com corrente contínua, também chamado de teste de absorção de corrente pelo dielétrico, com aplicação de corrente contínua, obtidos, normalmente com o medidor de alta resistência, expresso em MΩ. O ensaio consiste em submeter o isolamento a uma tensão contínua, normalmente entre 500 V e 10.000 V, provocando circulação de uma pequena corrente elétrica, na ordem de microampères. Esta corrente depende da tensão aplicada, da capacitância do isolamento, da resistência total, das perdas superficiais, da umidade e da temperatura do material. Conforme já descrito, podemos afirmar que, para uma mesma tensão, quanto maior a corrente, menor a resistência. • Manutenção em fluídos dielétricos, realizada pelo Figura 4 – Esquema de conexão para medidas Capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ).

teste de rigidez dielétrica, com aplicação de corrente

Apoio

61

alternada expresso em termos de tensão disruptiva e a

a resposta do meio dielétrico mediante a aplicação dos

análise cromatográfica dos gases dissolvidos nos óleos

testes de corrente de polarização e despolarização e

isolantes (cromatografia), que permite detectar eventuais

espectroscopia no domínio da frequência.

faltas ou defeitos associados aos dielétricos, inclusive antes de um eventual dano do equipamento.



• Teste de perdas dielétricas expresso por meio dos

descritos.

Os próximos capítulos abordarão cada um dos testes

valores de capacitância, do Fator de Dissipação (tgδ) ou Fator de Potência (cosφ) obtidos com ponte Schering

Referências

e ponte Doble, respectivamente, com aplicação de

• ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO, M. E. C. Manutenção de

corrente alternada. A avaliação do isolamento é

transformadores de potência, Curso de Especialização em

realizada pela análise dos componentes capacitiva e

Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012.

resistiva que flui pelo dielétrico.

• MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido

•

Análise

de

descargas

parciais

realizada

com

isolante. São Paulo: Ed. EDGARD BLUCHER, 1984.

instrumentos convencionais analógicos, dependentes do

• GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de

conhecimento do testador, ou modernos sistemas digitais

potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

de medida de descargas parciais que torna possível e mais eficaz a discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou ruídos. Capacita também o sistema de teste para identificação dos tipos de falhas e sua localização. • Avaliação da umidade no isolamento papel-óleo por meio da espectroscopia do dielétrico no domínio do tempo e no domínio da frequência. Realizada pela medida da umidade e degradação do isolamento papel-óleo, identificando

Manutenção de transformadores

Apoio

56

Capítulo VII Ensaios de resistência de isolamento e de rigidez dielétrica



A avaliação do sistema isolante consiste em

características, constata-se que é bastante útil para

uma das principais ferramentas para determinar a

a verificação de curtos-circuitos francos, ficando a

condição operacional dos equipamentos elétricos.

identificação dos defeitos menos pronunciados a

Assim, este texto analisa os aspectos conceituais

cargo dos ensaios com tensão alternada, de tensão

referentes à medida da resistência do isolamento,

aplicada e tensão induzida.

os procedimentos para executá-la e avaliar os

Para a medição da resistência de isolamento

resultados obtidos. Em relação às propriedades

utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro

elétricas de um fluido refrigerante e isolante, o

ou, popularmente, megger (o que, na realidade, é a

texto abordará o ensaio de rigidez dielétrica do

marca de um fabricante). Os megôhmetros atuais são

óleo do transformador.

analógicos ou digitais (motorizados ou eletrônicos), mas, também, podem ser manuais (ou seja, com um

Ensaio de resistência de isolamento

"cambito" ou "manivela").

A resistência de isolamento é a medida da dificuldade oferecida à passagem de corrente pelos materiais isolantes. Seus valores se alteram com a umidade e com a sujeira – alterações da capacitância do isolamento, da resistência total, das perdas superficiais e da temperatura do material – constituindo-se em uma boa indicação da deterioração dos equipamentos elétricos provocada por estas causas. O ensaio consiste em aplicar no isolamento uma tensão em corrente contínua, com valores entre 500 V e 10.000 V. Isso provocará a circulação de um fluxo pequeno de corrente. Deve-se observar, entretanto, que as várias normas sobre este assunto estabelecem que este ensaio não se constitui em critério para aprovação ou rejeição do equipamento. Pelas suas

Figura 1 – Megôhmetro digital.

Apoio

57



A corrente de deslocamento ou de carga capacitiva (IC) é

aquela que surge no instante inicial da energização e possui a mesma função que uma corrente de carga de um capacitor devido ao efeito capacitivo existente entre condutores ou entre condutor e a terra. Dependendo do tipo e da forma do material isolante. Note-se que ela assume o valor máximo quando da energização e decresce rapidamente a um valor desprezível depois que a isolação foi carregada eletricamente por completo.

A corrente de absorção (IA) é aquela responsável pela

polarização dos dipolos elétricos que constituem a massa do dielétrico. Em equipamentos de baixa capacitância, a corrente é Figura 2 – Megôhmetro manual.

alta pelos primeiros segundos e decresce vagarosamente a quase



A resistência resultante medida neste ensaio é a soma da

zero. Ao ensaiar equipamentos de alta capacitância ou isolação

resistência interna do condutor (valor pequeno) mais a resistência

com teor de umidade elevado e contaminada, não haverá

de isolação, que é dividida em três componentes (subcorrentes)

decréscimo na corrente de absorção por um longo período. Um

independentes:

exemplo prático desse fenômeno é o ressurgimento de tensão nos terminais de um capacitor quando se retira o curto empregado para

a) Corrente de deslocamento ou corrente de carga capacitiva (IC);

descarregá-lo. Em função deste aspecto, é necessário observar que

b) Corrente de absorção (IA); e

ela também assume o seu valor máximo próximo à energização

c) Corrente de dispersão ou corrente de fuga por meio do

e decresce a valor desprezível em um intervalo variável entre dez

dielétrico (IL).

minutos e várias horas.

Apoio

58

Manutenção de transformadores



A corrente de dispersão ou de fuga (IL), por meio do dielétrico,

em álcool e anotar qualquer irregularidade constatada;

flui pela superfície e pelo interior da massa do dielétrico, entre

• Cuidar para que os cabos do megôhmetro não toquem

condutores ou de um condutor para a terra e é de caráter

em outras partes do equipamento, ou se toquem, para evitar

irreversível. Constitui-se no componente mais importante na

alteração na medida da resistência do isolamento;

medição do ensaio de isolamento em corrente contínua quando

•

se deseja avaliar o estado em que se encontra o isolamento. Tal

equipamento utilizado;

corrente não varia com o tempo de aplicação de tensão e, nestas

• Deve-se nivelar o megôhmetro, nos casos de medidores com

condições, se houver alguma elevação de seu nível é indicativo

indicador de ponteiros;

que o isolamento pode vir a falhar. A Figura 3 mostra a corrente

• Nos megôhmetros manuais é necessário manter invariável a

total com seus três componentes definidas anteriormente.

rotação do cambito na especificada pelo fabricante, para que a

Ajustar

o

megôhmetro

segundo

especificações

do

tensão aplicada seja constante; Resistência de Isolação (em Megohms)

Corrente Total (IA+IC+IL)

• Deve-se sempre observar cuidadosamente o ponteiro do megôhmetro quando em operação. Se ele apresenta oscilação excessiva é provável que haja mau contato, fugas intermitentes pela superfície do cabo de ligação ou influência de circuitos energizados nas proximidades; • Antes de começar a medição, aciona-se o megôhmetro, sem executar qualquer contato entre os terminais e ajustar o

Corrente (em μΑ)

ponteiro no “infinito”, girando o botão de ajuste para tal fim; 0

Tempo (em segundos)

∞

Figura 3 – Componentes de corrente no ensaio de resistência do isolamento DC (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).

• Deve ser obtida a temperatura dos enrolamentos; • Selecionar a tensão para teste de acordo com o equipamento a ser testado, segundo proposto na Tabela 1. Tabela 1 – Tensões de teste conforme a tensão nominal

Procedimentos de teste

do equipamento

A seguir são descritos procedimentos como exemplos para

Tensão do equipamento (V)

realização do teste de resistência de isolamento. Entretanto, tais procedimentos devem ser adequados aos instrumentos de teste utilizados, obedecendo suas características de uso e aos equipamentos a serem testados. Assim, para o ensaio de resistência de isolamento:

Tensão de teste (V)

< 1.000

500

1.000 a 2.500

500 a 1.000

2.501 a 5.000

1.000 a 2.500

5.001 a 12.000

2.500 a 5.000

> 12.000

10.000

• Deverão ser obedecidos todos os procedimentos relativos às

• De forma que as leituras não sofram influências de

recomendações de segurança, segundo as especificações da

resistências em paralelo com a que se está avaliando,

instalação ou da empresa.

deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os terminais do

• Desenergizar o transformador;

megôhmetro deve ser aplicado como mostrado na Tabela 2

• Desconectar os cabos externos. Os ensaios de resistência

(exemplo utilizando transformador de dois enrolamentos).

de isolamento devem ser executados com todos os cabos do



transformador desconectados das buchas, inclusive o cabo da

de resistência entre os enrolamentos de alta e baixa tensão.

A Figura 4 mostra um esquema de conexão para medida

bucha de neutro; • Caso não seja possível a desconexão dos cabos, deve-se

Tabela 2 – Conexões para teste em transformador de dois enrolamentos

proceder a anotação detalhada do esquema de teste com respectiva descrição; • Curto-circuitar os terminais das buchas de um mesmo enrolamento para obter uma melhor distribuição do potencial; • O tanque do transformador deve ser aterrado; • Inspecionar e limpar as buchas com pano seco ou embebido

Circuitos conectados aos terminais Resistência entre

Line

Guard

Earth

AT – BT

AT

Carcaça

BT

AT – CARCAÇA

AT

BT

Carcaça

BT – CARCAÇA

BT

AT

Carcaça

Manutenção de transformadores

Apoio

60

Tabela 3 – Tabela orientativa para o diagnóstico com os índices IP e IA

• O resultado das medidas deve ser corrigido para a temperatura de referência.



Condições de isolamento

Índice de absorção (R1min/R30s)

Índice de absorção (R10min/R1min)

Pobre

< 1,0

< 1,0

Duvidoso

1,0 a 1,4

1,0 a 2,0

Aceitável

1,4 a 1,6

2,0 a 4,0

Bom

> 1,6

> 4,0

Basicamente, a degradação do isolamento pode ser avaliada

por meio de testes ao longo do tempo com o ensaio de resistência de isolamento em CC, e também determinada a condição do Figura 4 – Conexões para medida de AT-BT em transformadores de dois enrolamentos.

existência de uma falha grave no isolamento, como um curtocircuito franco, é evidenciada. Caso contrário, a avaliação deve ser

Critérios de avaliação

isolamento como um teste “passa ou não passa”. Neste caso, a

A avaliação é realizada pela comparação dos valores de

resistência de isolamento obtidos ao longo do ensaio, sendo

realizada pelo ensaio de perdas em corrente alternada, ensaios de tensão aplicada e tensão induzida.

realizadas medidas em intervalos de 30 segundos a 1 minuto, com duração total de geralmente dez minutos. Além da interpretação da curva mostrada na Figura 5, a condição do Índice de Polarização e Índice de Absorção apontarão o estado do isolamento. Assim, na curva da Figura 5, um crescimento contínuo na resistência indica boa isolação, em contrapartida, uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada. A Tabela 3 mostra a orientação para o diagnóstico com os índices.

Considerações sobre resistência de isolamento

Ensaio de rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica é o máximo valor de campo elétrico que

pode ser aplicado a um material dielétrico sem que este perca suas propriedades isolantes. De outra forma, pode-se afirmar que após um valor de tensão, designada por tensão de ruptura, o material isolante passa a conduzir corrente. Assim, define-se rigidez dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que haja a citada descarga, conforme a distância entre os dois pontos de aplicação. Este valor é dado em V/m.

Os resultados obtidos no ensaio de resistência de isolamento

não podem ser considerados um critério exato de avaliação das condições do isolamento do transformador e de sua capacidade operativa. Entretanto, os valores medidos podem ser usados como uma orientação sobre o seu estado, baseando-se na avaliação do histórico do equipamento.



A rigidez dielétrica dos isolantes não é constante para

cada material, pois depende fundamentalmente da espessura do isolante, da pureza do material, do tempo e do método de aplicação da tensão, da frequência da tensão aplicada e do tipo de solicitação ao qual o sistema dielétrico é submetido, da

boa

temperatura, da umidade, dentre outros fatores ambientais.

isolação



O óleo apresenta alta rigidez dielétrica se possuir baixo teor de

agua e baixo teor de partículas contaminantes. Água e partículas sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão

Resistência (em Megohms)

elétrica elevada e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica. Portanto, a rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes.

isolação

Um baixo valor da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou

quebrada

ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não 0

Tempo (em minutos)

10 minutos

Figura 5 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento (CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013).

indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes.

Como o teste é realizado obtendo-se o valor de tensão

na qual ocorre uma ruptura do fluido entre dois eletrodos posicionados no interior de uma cuba de material isolante

Apoio

61

em condições preestabelecidas, o resultado dependerá das condições em que o teste foi realizado.

Os procedimentos mais utilizados no Brasil incluem o uso

de eletrodos e respectivos espaçamentos em milímetros de formatos ASTM (ou ANSI ou ABNT) e VDE. A Figura 6 mostra a cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE. Independentemente do tipo de teste a ser executado, é importante que a cuba e os eletrodos estejam bem limpos e secos antes do enchimento do óleo. A Tabela 4 mostra os valores recomendados para transformadores segundo a ABNT NBR IEC 60156.

Figura 6 – Cuba de medidor de rigidez dielétrica com eletrodos VDE.

Tabela 4 – Valores recomendado para transformadores (método ABNT NBR IEC 60156 - CIGRE Brasil, GT A2.05, 2013) Tensão

Valores limites

≤ 72,5 kV

≥ 40 kV

> 72,45 / ≤ 242 kV

≥ 50 kV

> 242 kV

≥ 60 kV

Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984. • GT A2.05. Guia de manutenção para transformadores de potência. CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

Manutenção de transformadores

Apoio

52

Capítulo VIII Avaliação do isolamento em transformadores de potência Ensaio de perdas dielétricas e capacitância



A avaliação de equipamentos de subestação

procedimentos e ferramentas que possibilitem

tem evoluído com a utilização de procedimentos e

a obtenção de dados das instalações de forma

sistemas de teste dotados de técnicas e ferramentas

rápida e precisa.

que promovem uma avaliação eficaz e rápida



desses equipamentos. Essa avaliação deve ser

testes de transformadores utilizando varredura de

aprimorada, de forma a garantir o funcionamento

frequências. Por meio da observação do fenômeno

contínuo

do efeito pelicular e do fenômeno da polarização

das

instalações

responsáveis

pelo

Este trabalho mostra técnicas de avaliação e

suprimento de energia elétrica.

do meio dielétrico, o trabalho avalia a condição

Como os equipamentos elétricos instalados

do isolamento de transformadores de potência e

em subestações podem ser solicitados a operar

buchas de alta tensão.

sob diversas condições adversas, tais como: altas

de qualidade, não se pode descartar a possibilidade

Medida de capacitância, fator de potência e fator de dissipação com variação de frequência

de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis as

Medida da Capacitância (C) e Fator de

temperaturas, chuvas, poluição, sobrecarga e, dessa forma, mesmo tendo uma operação e manutenção

funções de transmissão e distribuição de energia

Dissipação

elétrica aos quais pertencem. Assim, as atividades

importantes

(FD)

estão

de comissionamento e manutenção periódica para

isolamento, publicado primeiro por Schering em

verificação regular das condições de operação

1919 e utilizado para esse propósito em 1924.

desses equipamentos tornam-se cada vez mais

Em um diagrama simplificado do isolamento, Cp

importante. E torna-se imperativo a busca por

representa a capacitância e Rp, às perdas.

métodos

estabelecidos de

diagnóstico

como de

Apoio

53

Relações entre o fator de potência e o fator de dissipação A relação entre fator de potência (FP), definido como o cosseno do ângulo entre a corrente total e a tensão aplicada (cos ϕ), e o fator de dissipação (FD), definido como a tangente Figura 1 – Diagrama simplificado do isolamento.

O fator dissipação é definido como:

do ângulo entre a corrente total e a corrente capacitiva (tan δ). Matematicamente, a correlação entre os dois pode ser escrita como:

(1)

Na Figura 2, C1 e R1 conectados em série representam as

perdas do objeto em teste, e C2 representa perdas livres do

(2)

capacitor de referência. (3)

Novas aplicações de avaliação do isolamento com variação de frequência Até os dias de hoje, o fator de dissipação ou o fator de potência só foram medidos na frequência da linha. Com a fonte de potência do equipamento utilizado neste trabalho é possível agora fazer Figura 2 – Representação de uma Ponte Shering.

essas medições de isolamento em uma larga faixa de frequência.

Manutenção de transformadores

Apoio

54

Além da possibilidade de aplicar uma larga faixa de

da conexão das linhas;

frequência, as medições podem ser feitas em frequências

• Todos os terminais das buchas de um determinado grupo,

diferentes da frequência da linha e seus harmônicos. Com

como os terminais A, B, C (e Neutro) do enrolamento de Alta

este princípio, as medições podem ser realizadas também na

Tensão; A, B, C (e Neutro) do enrolamento de baixa tensão

presença de alta interferência eletromagnética em subestações

e A, B, C (e Neutro) do enrolamento terciário devem ser

de alta tensão.

conectados;



A faixa de frequência utilizada varia de 15 Hz a 400 Hz. Os

• Os terminais do neutro de todos os enrolamentos conectados

testes podem ser realizados sem problemas, pois, nesta faixa

em estrela com ponto aterrado devem ser desconectados do

de frequências, as capacitâncias e as indutâncias do sistema

terra (tanque);

elétrico testado são praticamente constantes. Para avaliarmos o isolamento, devemos considerar que o dielétrico perde sua capacidade de isolar devido a: • Movimento de íons e elétrons (corrente de fuga); • Perdas por causa do efeito da polarização.

Procedimentos gerais Em linhas gerais, seguem alguns procedimentos para a realização das medidas de capacitância e fator de potência para transformadores de dois enrolamentos. A Figura 3 mostra a

Figura 4 – Transformador preparado para teste.

representação esquemática do isolamento para transformadores

• Se o transformador tiver um comutador de taps, então ele

de dois enrolamentos.

deve ser posto na posição de neutro (0 ou no meio dos taps); • Conectar os terminais de aterramento do equipamento de teste no aterramento do transformador (subestação); • Conectar a saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no enrolamento de alta tensão do transformador (de acordo com as instruções de conexão). Deve-se evitar que partes desparafusadas ou soltas do cabo de teste de alta tensão toquem qualquer parte como buchas e o tanque do

Figura 3 – Representação esquemática do isolamento para transformadores de dois enrolamentos.

transformador. Isto pode causar abertura de arcos (flashovers); • Conecte o cabo de medida (vermelho) no enrolamento de baixa tensão, e o cabo Guarda (azul) carcaça do

Em que:

transformador (de acordo com as instruções de conexão do

• Cab representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta

equipamento de teste utilizado). Neste caso é realizada a

Tensão (AT) e os enrolamentos de Baixa Tensão (BT);

medida:

• Ca representa o isolamento entre os enrolamentos de Alta

UST-A: medida de AT para BT, guardando carcaça

♦

Tensão (AT) e a carcaça;

(Cab).

• Cb representa o isolamento entre os enrolamentos de Baixa

• Alguns equipamentos de teste possuem a facilidade de

Tensão (BT) e a carcaça.

trocarem a função dos cabos, ou seja, o cabo vermelho pode ser um cabo de medida ou Guarda, dependendo da escolha

Assim:

do testador. O mesmo ocorre para o cabo Azul. Assim, com

• O transformador deve estar desenergizado e completamente

a mesma conexão é realizada a medida:

isolado do sistema de potência;

♦

GST-A: medida de AT para carcaça, guardando BT (Ca).

• O aterramento adequado do tanque do transformador deve

• Para realizar o teste de BT para carcaça, conecte o cabo de

ser checado;

medida (vermelho) no enrolamento de alta tensão, e o cabo

• Os terminais das buchas de alta tensão devem ser isolados

de saída de alta tensão do equipamento de teste (fonte) no

Manutenção de transformadores

Apoio

56

Tabela 1 – Condições do isolamento pela IEEE Std. 62-1995

enrolamento de baixa tensão. O cabo Guard (azul) continua na carcaça do transformador. É realizada a medida: ♦

Condições do isolamento

Transformador Bom

Aceitável

Deve ser investigado

Novo

DF < 0.5%

-

-

Antigo sob serviço

DF < 0.5%

0.5% < DF < 1%

DF > 1%

GST-A: medida de BT para carcaça, guardando AT (Cb).

Todos os valores medidos a 20 °C



Neste caso é importante que o testador use o histórico do

equipamento para realizar uma análise adequada.

Com o desenvolvimento de novas técnicas e novos equipamentos

de teste, a avaliação do isolamento pode ser feita com a variação de frequência da tensão de teste. Assim capacita o testador a realizar testes sem problemas de interferência eletromagnética e com maior capacidade de avaliação. Com a variação de frequência, o resultado mostra uma tendência que pode ser usada para avaliação, Figura 5 – Esquema de conexão para medidas AT-BT e AT-carcaça.

pois à medida que elevamos a frequência, as perdas aumentam, ou seja, os valores de FP ou FD tendem a aumentar. As Figuras 7 e 8 mostram o comportamento do FP com variação de frequência para um transformador novo de 69 kV.

Figura 6 – Esquema de conexão para medidas BT-carcaça.

• “Curte-circuite” todos os TCs de bucha, se houver;

Figura 7 – Transformador novo de 69 kV.

• Não faça nenhum teste com alta tensão em transformadores sob vácuo; • A tensão de teste pode ser alterada respeitando-se a tensão do enrolamento sob teste; • Todos os testes devem ser feitos com a temperatura do óleo próxima a 20 °C. Correções de temperatura podem ser calculadas usando as curvas de correção, mas elas dependem em grande parte do material isolante, do conteúdo de água e de vários outros parâmetros; • É importante obedecer às determinações registradas nos manuais dos equipamentos de testes.

Figura 8 – Fator de potência para transformador novo de 69 kV.

Avaliação do ensaio de fator de potência



Para os testes realizados apenas na frequência da linha

comparação das medidas de fator de potência entre as buchas

(60 Hz), o range dos valores de fator de potência para novos

das três fases de um banco de reatores ASEA/BROWN BOVERI,

e antigos transformadores são publicados pelas normas e por

tipo RM46, 2002, com potência: 40,33 MVAr, tensão HV: 500

outras literaturas. Pela IEEE Std. 62-1995, são determinados

kV, corrente HV: 127 A. A Figura 9 mostra um dos reatores e a

os seguintes valores:

Figura 10 mostra os valores de FP para as três fases do banco.



A seguir temos um exemplo de resultado onde é realizada a

Apoio

57

Nota-se que o fator de potência tende a aumentar com o aumento da frequência, comprovando o descrito anteriormente. Entretanto, registraram-se picos negativos e positivos exatamente sobre a frequência de 60 Hz. Isso ocorreu devido à forte interferência eletromagnética na medida, pois os reatores avaliados estão instalados ao lado do bay de 500 kV energizado. Vale ressaltar que, se as medidas fossem feitas apenas com 60 Hz, os resultados anotados certamente estariam errados, pois não levariam em consideração as condições reais Figura 9 – Reator ASEA/BROWN BOVERI, tipo RM46 (154 kV-20 kV).

do isolamento sob teste.

Diagnóstico de umidade no isolamento

Para a avaliação do conteúdo de umidade no isolamento

líquido e sólido, o emprego do método Karl Fischer, além de amplamente utilizado, serve como dado de referência para outros métodos, tais como os métodos de resposta dielétrica. Entretanto, este método sempre é afetado por diversas influências, como o ingresso de umidade do ambiente durante a coleta, transporte e preparação da amostra. Isso compromete Figura 10 – Medidas de fator de potência nas fases A, B e V.

os resultados e dificulta a comparação com valores referenciais.

Manutenção de transformadores

Apoio

58



Buscando uma solução para determinação da umidade,



A análise das propriedades dielétricas é dada com a

métodos de diagnóstico de dielétricos foram desenvolvidos para

combinação da polarização interfacial no isolamento óleo

deduzir a umidade no papel e realiza a análise das características

e papel no transformador de potência, combinando suas

do isolante. Os trabalhos da Força Tarefa D1.01.09 do Cigré

características. A resposta dielétrica de isolamento pode ser

mostram a validade desses métodos. Estes trazem a promessa

registrada no domínio do tempo ou no domínio frequência.

de dar maior precisão ao diagnóstico e determinação da

Uma vez no domínio do tempo tem-se o registro da medida

umidade no isolamento. Métodos de diagnósticos do dielétrico

de carga e descarga das correntes pelo isolamento. Este

deduzem o teor de umidade no isolamento sólido empregando

procedimento é conhecido como Corrente de Polarização

os mecanismos de estabelecimento de correntes polarização e

e Despolarização (Polarization and Depolarization Currents

despolarização, bem como fator de dissipação com variação de

– PDC). As medidas no domínio da frequência são obtidas

frequência. A seguir é descrito o método que combina medidas

pelas medições de tangente delta, com uma faixa de

no domínio do tempo e medidas no domínio da frequência. Isso

frequência maior, especialmente em baixas frequências. Este

possibilita diagnósticos seguros até mesmo para isolamentos

procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio

muito antigos.

da Frequência (Frequency Domain Spectroscopy – FDS). A combinação dessas duas técnicas reduz drasticamente a

Medidas das propriedades dielétricas

duração do teste comparado com as técnicas existentes.

Sobre as propriedades do dielétrico, o isolamento de um

óleo isolante. Sendo aplicada tensão de teste no enrolamento

Análise das medidas no isolamento e determinação da umidade

de alta tensão, a corrente flui na isolação principal e é medida

A

transformador é composto de espaçamentos preenchidos com

umidade

influencia

fortemente

grandezas

como

no instrumento de teste. Essa corrente é medida na ordem de

correntes de polarização e despolarização, capacitância e

[nA] e [pA]. As propriedades medidas são a condutividade da

fator de dissipação. O fator de dissipação com variação de

celulose e do óleo, além do efeito de polarização interfacial.

frequência mostra uma forma de curva típica em formato de

A polarização interfacial ocorre se dois materiais com

“S”. Com o aumento do teor de umidade, da temperatura ou

diferente condutividade e permissividade (óleo e papel) estão

com o envelhecimento, a curva aumenta para frequências

dentro de um dielétrico. Assim, os íons em óleo viajam para

mais elevadas.

o elétrodo oposto e forma uma nuvem de carga que pode ser medida externamente como um efeito de polarização. A polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do isolamento e sua composição. A medida do isolamento de um transformador consiste na medida da superposição de vários efeitos, tais como as propriedades do papel sozinho e do óleo isolante, mostradas na Figura 11.

Figura 12 – Interpretação para os dados de domínio da frequência com a discriminação entre as influências de vários fenômenos físicos.



A seguir estão os resultados do teste em transformador

WEG 230-69-13,8 KV, fabricado em 1981 e reformado em 2010. A Tabela 2 mostra os resultados na frequência de 60 Figura 11 – Fator de dissipação do papel e do óleo e a sobreposição dos efeitos na reposta global (óleo + papel).

Hz extraídos do teste de PDC+FDS mostrado na Figura 13. A Figura 14 mostra a unidade testada.

Apoio

59

Tabela 2 – Resultado de teste em transformador de 230 KV (60 Hz) Teste realizado

Fator de dissipação

Capacitância

Umidade

AT – BT (CHL)

0,210%

2,4681 nF

1,2%

BT– massa (CLT)

0,226%

4,6884 nF

1,3%

Figura 14 – Transformador 230-69-13.8 KV sob teste.

• GT A2.05 – Guia de manutenção para transformadores de potência. Cigre Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013.

Figura 13 – Resultados do teste em transformador 230-69-13.8 KV sob teste.

Referências • ALMEIDA, A. T. L.; PAULINO M. E. C. Manutenção de transformadores de potência. Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – Unifei, 2012. • MILASCH, M. Manutenção de transformadores em líquido isolante. São Paulo: Edgard Blucher, 1984.

Manutenção de transformadores

Apoio

48

Capítulo IX Análise de resposta em frequência Diagnóstico de transformadores de potência utilizando análise de resposta em frequência e impedância terminal

Este texto descreve os conceitos e princípios

objeto em teste diante da variação de frequência.

da aplicação da análise de resposta em frequência

A indústria elétrica usa essa técnica para

e impedância terminal. Mostra a diferença entre

avaliar transformadores de potência, por meio da

as duas definições (função de transferência e

função de transferência, ou seja, da relação das

impedância

dois

tensões de entrada e saída do objeto em teste e

elementos são confundidos e tratados erroneamente

terminal).

Comumente

esses

por sua impedância terminal. Análise de resposta

como sendo um único elemento. O trabalho

em frequência, geralmente conhecida dentro da

também descreve os princípios de avaliação e os

indústria como FRA, é uma técnica de teste de

algoritmos utilizados como ferramenta que fornece

diagnóstico poderosa. Consiste em medir a função

uma referência numérica e ajuda a equipe de teste

de transferência, também conhecida como resposta

na tomada de decisão, eliminando erros na análise

em frequência, e a impedância dos enrolamentos.

do resultado. Assim aumenta-se consideravelmente

Essas medidas podem ser usadas como um método

a confiabilidade do ensaio.

de diagnóstico para a detecção de defeitos elétricos e mecânicos do transformador em cima de uma

Introdução

larga escala de frequências. Para tal é realizada

Da eletrônica temos a designação de análise da

a comparação entre a função de transferência

resposta em frequência como o estudo da relação

obtida com assinaturas de referência. Diferenças

entre dois sinais alternados com a variação da

podem indicar dano ao transformador que pode ser

frequência. Sua representação é realizada em

investigado usando outras técnicas ou um exame

notação polar, definindo as funções amplitude e

interno.

fase da resposta em frequência, evidenciando a

Os

relação existente entre as amplitudes e a diferença

essenciais em sistemas de transmissão e distribuição

entre as fases dos sinais de entrada e saída no objeto

de energia elétrica. Na ocorrência de uma falta no

em teste. As representações gráficas das funções

sistema, descarga atmosférica ou uma falta dentro

amplitude e fase da resposta em frequência, em

do transformador, podem ser geradas altas correntes

escala logarítmica, representam as assinaturas do

circulantes nas bobinas e/ou uma alta tensão



transformadores

são

equipamentos

Apoio

49

sobre estas. Consequentemente ocasionam danos estruturais,

diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na

deformações nas bobinas e/ou de isolação do equipamento,

função de transferência pode ser interpretada como uma

fechando-se curto-circuito entre espiras, entre bobinas ou

deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto,

destas para a carcaça (ponto de terra).

é complicado estimar o correspondente grau de deformação

Danos de transporte também podem ocorrer se os

do enrolamento e identificar qual a extensão da variação das

procedimentos forem inadequados, podendo conduzir ao

medidas do FRA é aceitável para operação do transformador

movimento do enrolamento e núcleo. O circuito equivalente

sem falhas.

de um transformador é complexo e composto de resistências, indutâncias e capacitâncias provenientes dos enrolamentos,

Definições

assim como capacitâncias parasitas entre espiras, entre bobinas

Análise de resposta de frequência (Frequency Response

e destas para o tanque. Este circuito possui características únicas

Analysis – FRA)

de resposta em frequência para cada transformador, funcionando

Análise de resposta de frequência, comumente chamada

como uma impressão digital. Qualquer tipo de dano na sua

de FRA, é uma técnica de diagnóstico utilizada para detectar

estrutura interna, tanto na parte ativa (enrolamentos e núcleo)

alterações nas características da estrutura de transformadores

como na parte passiva (estrutura, suportes, tanque etc.), afeta

de potência, principalmente deformações nas bobinas. Essas

diretamente os parâmetros deste circuito equivalente, o que

modificações podem ser resultados de diversos tipos de

altera sensivelmente a resposta em frequência deste circuito, que

problemas elétricos ou mecânicos (danos durante o transporte,

comparado à sua resposta original pode claramente evidenciar

a perda de fixação de partes internas, esforços mecânicos

a falha. Um problema da análise de resposta em frequência é a

causados por curto-circuito, etc.) O teste não é destrutivo e

falta de procedimento padronizado internacional para que seja

pode ser usado tanto como uma ferramenta para detectar danos

feita a comparação das análises dos resultados.

de enrolamento, quanto uma ferramenta de diagnóstico para

Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das

estudo de defeitos observados em outros testes (por exemplo, o

Apoio

50

Manutenção de transformadores

fator de potência do isolamento, análise de gases dissolvidos, impedância de curto-circuito, etc.). FRA consiste na medida da função de transferência e na medida da impedância terminal vista pelo sistema de medida. A medição é feita por uma ampla gama de frequências e os resultados são comparados à

Em que:

assinatura de referência ou "impressão digital" do enrolamento

• A(dB): amplitude, em [dB]

para obtenção de um diagnóstico.

• Vout: tensão de entrada • Vin: tensão de saída

Método de varredura de frequência (Sweep Frequency Method)

Fase da função de transferência

Consiste na medida direta de uma resposta de frequência

por meio da injeção de um sinal de frequência variável. Este



sinal é injetado em um terminal de entrada e medida a resposta

injetado em função da frequência.

A mudança de ângulo de fase da resposta relativa ao sinal

no terminal de saída. Também designado por análise de Impedância terminal (função impedância)

resposta em frequência por varredura (SFRA – Sweep Frequency Response Analysis).



Consiste na representação gráfica da impedância própria

de uma bobina ou da impedância vista pelo sistema de Método de impulso de tensão (Impulse Voltage Method)

medida, apresentando a relação entre o sinal de tensão

Consiste na medida indireta de uma resposta de frequência,

de entrada e o sinal de corrente de entrada em função da

realizada pela injeção de um ou mais sinais de impulso de

frequência, obtendo-se a Função Impedância Ui/Ii (f) e

tensão em um terminal de entrada e medida a resposta no

Função Admitância Ii/Ui (f). Sua representação pode ser

terminal de saída. Se mais do que um impulso é utilizado,

realizada em forma gráfica como parte real e parte imaginária

as formas de onda são diferentes, de modo a proporcionar

ou como módulo e ângulo.



uma densidade mais uniforme do espectro para calcular os Autoadmitância do enrolamento

resultados. As medidas, realizadas no domínio do tempo, são transformadas para o domínio de frequência.



Quando um transformador é posto à prova por um teste de

resposta em frequência, as conexões são configuradas de tal Amplitude da função de transferência

maneira que quatro terminais são usados. Estes quatro terminais

A amplitude da resposta relativa ao sinal injetado determina

podem ser divididos em dois pares originais, em um par para

a função de transferência de tensão, geralmente expresso em

a entrada e em outro par para a saída. Estes terminais podem

dB. O resultado corresponde à medida sobre a admitância

ser modelados em um par de terminais duplos ou em uma

testada, com a relação entre a tensão de entrada e a tensão de

configuração como uma rede de duas portas. A Figura 2 mostra

saída, calculado como:

esse modelo.



Figura 1 – Esquemas básicos de conexão: (a) Conexão para medida da função de transferência (b) Conexão para medida da impedância terminal.

Manutenção de transformadores

Apoio

52

Z(jω) deste elemento. A grande maioria dos instrumentos de medida e arranjos de ensaio não fornece a medida da impedância, eles o calculam em função de uma impedância de referência. Quando o instrumento utilizado não é capaz de medir a impedância, utiliza-se o recurso de substituir uma corrente pela tensão de saída. Os arranjos de teste são Figura 2 – Representação do quadripolo

baseados no circuito apresentado pela Figura 3b, em que Vfonte é o sinal injetado e Ventrada e Vsaída são as medidas da tensão de referência e de teste. Zfonte é a impedância interna do gerador de sinais ou do analisador de redes e



Na diagonal da matriz [Y], Yii é a autoadmitância do nó

i, ou seja, é a soma de todas as admitâncias conectadas ao nó i. Na prática, esta é a admitância medida pela aplicação de uma tensão a uma extremidade de um enrolamento e da medição da corrente por meio da outra extremidade do

Z(jω) é a impedância do enrolamento. Uma impedância Zfonte é definida como 50 Ω, por exemplo, e incorporada em H(jω). As equações 3 e 4 mostram o relacionamento de Z(jω) a H(jω), com a representação das tensões no domínio da frequência.

enrolamento. Esses resultados são obtidos por meio das medidas de impedância terminal do transformador sob teste. Admitância entre os enrolamentos

Segundo (2), Yij é a admitância entre enrolamentos ou a

admitância de acoplamento entre os nós i e j. Representação da impedância do elemento em teste

Detecção de falhas no transformador

pela função de transferência

A impedância do transformador é, principalmente, um

Não se trata da medida de impedância terminal, mas

valor combinado da composição do enrolamento (resistências,

apenas da representação gráfica relativa à impedância

reatância de fuga e capacitâncias) e os componentes de

vista pelo sistema de medida, segundo os resultados

excitação (condutância, susceptância e capacitância). Os

obtidos pela função de transferência. Quando é realizada

componentes indutivos (L) e capacitivo (C) são responsáveis

a medida da função de transferência H(jω), não é medida

pela característica transitória e pelas de ressonâncias, em que a

a impedância do elemento em teste, ou seja, obtém-se a

reatância indutiva é igual a reatância capacitiva. A frequência

relação das tensões de entrada e saída e não a impedância

de ressonância fr é dada por (5).

Figura 3 – (a) Princípio básico de conexão para medida do SFRA. (b) Circuito básico para teste.

Apoio

53

medidas do FRA é aceitável para operação do transformador sem falhas. As análises são feitas por pessoas capacitadas, porém, há o risco de serem julgadas de maneira subjetiva.

Conforme descrito, as técnicas de análise de resposta

em frequência são capazes de detectar diversos pontos de ressonância. Portanto, é possível estimar as localizações das alterações locais que não puderam ser detectados por meio de técnicas de diagnóstico convencionais.

Algoritmos para análise Um problema da análise de resposta em frequência é a falta de procedimento padronizado internacional para que seja feita a comparação das análises dos resultados. Assim, o problema a ser resolvido é a interpretação das diferenças entre duas assinaturas do FRA. Uma mudança na função de

Por isso, a necessidade de um algoritmo que permita a determinação qualitativa e quantitativa de duas assinaturas de FRA relacionadas com uma determinada faixa de frequência. Para iniciarmos a discussão sobre os modelos matemáticos aplicados a análise de falha nos testes de reposta em frequência, definimos FT como função de transferência. Desvio entre funções de transferência

O cálculo do desvio ou erro entre uma FT de referência

e uma FT de teste é o método mais fácil de mostrar as diferenças. Chamaremos essa diferença de função erro representada por Δ0(f).

transferência pode ser interpretada como uma deformação no enrolamento com relativa facilidade. Entretanto, é complicado estimar o correspondente grau de deformação

A desvantagem deste método é que a função erro

do enrolamento e identificar qual extensão da variação das

é calculada de maneira não uniforme pela faixa de

Manutenção de transformadores

Apoio

54

frequência. É necessário realizar uma normalização da

cepp.com.cn da empresa China Electric Power Publishing

função erro para ficar independente da resposta da função

Co. O algoritmo avalia a similaridade de duas respostas

erro aplicada às funções de transferências consideradas.

em frequência de enrolamentos de transformadores (duas

Uma possibilidade é padronizar o valor médio da FT de

assinaturas) pelo cálculo dos fatores RLF, RMF e RHF (ver

referência, |FTRef(f)| como mostrado em (5). Com isto,

Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo

o peso da função erro é o mesmo em toda a faixa de

com a norma DL/T911-2004). Para entendimento básico do

frequência. A esperança E[Δ1(f)] descreve o erro relativo

cálculo que envolve esse algoritmo, o cálculo dos fatores é

médio da FT de teste. Se a FT de teste e a FT de referência

mostrado a seguir.

forem idênticas seu valor será zero. Também se Δ0(f) for zero, isso significará apenas ruído.



O desvio padrão é uma medida da variação do erro que

significa a distribuição estatística dos valores da função erro, dada pela raiz quadrada positiva da variância. O desvio padrão é zero para uma diferença constante entre as funções de transferências.

Fator de correlação cruzada

O fator de correlação é a medida da similaridade entre duas

curvas. No caso de variáveis discretas aleatórias, é definida como o quociente entre a covariância (Cov) e o desvio padrão (σ) dessas variáveis.



Em que X(k) e Y(k) são sequências comparáveis da

resposta em frequência com comprimento N. O fator Rxy avalia em diferentes valores das escalas os fatores de avaliação do enrolamento, conforme os dados mostrados na Tabela 1. Usando os fatores de avaliação do enrolamento apresentados, as condições de deformação do enrolamento do transformador são definidas na Tabela 2.



O fator de correlação pode assumir valores apenas entre

-1 e +1. Uma completa correlação linear positiva (negativa) de duas variáveis aleatórias é dada por um valor de +1(-1) e uma correlação não linear é dada pelo valor do fator de correlação igual a zero. O fator descreve o nível de dependência linear entre duas variáveis aleatórias. Se duas variáveis aleatórias são consideradas como dois vetores

Tabela 1 – Fatores de avaliação de enrolamentos de acordo com a norma DL/T911-2004 Fator de avaliação do enrolamento

Escala de frequência

RLF

1 kHz ..... 100 kHz

RMF

100 kHz ..... 600 kHz

RHF

600 kHz ..... 1 MHz

N-dimensionais, o fator de correlação pode ser interpretado como o cosseno do ângulo entre os dois vetores. Padrão chinês de análise do FRA – Norma DL/T9112004

DL/T911-2004 é uma norma para análise da resposta

em frequência usada na República Popular da China. Para maiores detalhes o usuário pode visitar o website www.

Tabela 2 – Avaliação de enrolamentos de acordo com a norma DL/ T911-2004 Grau de Deformação do Fator de Avaliação do Enrolamento Enrolamento Enrolamento normal (Normal winding) Deformação leve (Slight deformation) Deformação óbvia (Obvious deformation) Deformação severa (Severe deformation)

RLF ≥ 2,0

E

RMF ≥ 1,0

2,0 > RLF ≥ 1,0

OU

1,0 > RLF ≥ 0,6

E

RHF ≥ 0,6

0,6 ≤ RMF < 1,0

OU

RLF < 0,6

RMF < 0,6

55

A norma chinesa mostra-se uma boa tentativa para apoiar as avaliações de ensaios de resposta em frequência, mas atualmente não podemos assegurar sua plena utilização sem a análise do testador. Uma possível solução seria a integração de vários algoritmos.

Referências • PAULINO, M. E. C. Diagnóstico de Transformadores e Comparações entre Algoritmos para Análise de Resposta em Frequência. V WORKSPOT- International Workshop on Power Transformers, Belém, PA, Brasil, 2008. • CIGRÉ Report 342 WG A2.26. Mechanical condition assessment of transformer windings: Guidance Technical Brochure CIGRE Study Committee A2 – Work Group A2.26, 2008. • PAULINO, M. E. C. et al. Aplicações de Análise de Resposta em Frequência e Impedância Terminal para Diagnóstico de Transformadores. XIII ERIAC – Décimo Terceiro Encontro Regional Ibero-americano do CIGRÉ , Foz do Iguaçu, Argentina, 2009. • SANO, T. K. M. Influence of Measurement Parameters on FRA Characteristics of Power Transformers” Proceedings of the 2008 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis. Beijing, China, April 21-24, 2008. • Frequency Response Analysis on Winding Deformation of Power Transformers, The Electric Power Industry Standard of People´s Republic of China, Std. DL/T911-2004, ICS27.100, F24, 2005. • IEEE PC57.149/D6, Draft Trial Use Guide for the Application and Interpretation of Frequency Response Analysis for Oil Immersed Transformers, april 2009.

Manutenção de transformadores

Apoio

48

Capítulo X Avaliação de descargas parciais Uso de medição com sistemas digitais de múltiplos canais sincronizados para avalição de transformadores com descargas parciais

Este artigo apresenta definições, descrição dos

de procedimentos e ferramentas que possibilitem a

efeitos, além de técnicas para análise de descargas

obtenção de dados das instalações de forma rápida

parciais. Mostra um sistema de aquisição síncrono

e precisa.

multicanal de descargas parciais, onde é possível



obter dados a partir de fontes separadas de descargas

como descargas elétricas localizadas na união entre

parciais. No teste de descargas parciais, a separação

dois condutores, por meio do isolamento, que pode

de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma

ou não ocorrer próximo de um condutor. Descarga

análise adequada de descargas parciais. Sistemas

parcial é, em geral, a consequência de uma

de medição de múltiplos canais sincronizados

concentração de estresses elétricos em isolamentos

fornecem novas e avançadas técnicas de avaliação

ou em superfície de isolamentos. A medição

de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD.

síncrona de múltiplos canais é uma poderosa

A norma IEC 60270 define descargas parciais

ferramenta na detecção, localização e separação

Introdução

de sinais de descargas parciais de ruídos de fundo

A indústria elétrica é forçada a manter as antigas

quando da realização de testes em transformadores

instalações em operação devido à crescente pressão

trifásicos, motores, geradores e cabos.

para reduzir custos. Além disso, os equipamentos



elétricos instalados em subestações podem ser

detectado em mais de um medidor simultaneamente.

solicitados

condições

Isto é fundamental para o processo de localização

adversas e não se pode descartar a possibilidade

e diferenciação das diversas fontes geradoras de

de ocorrerem falhas que deixem indisponíveis

descargas internas que podem ser provenientes

as funções transmissão e distribuição de energia

do efeito corona, descargas do tipo superficiais,

elétrica aos quais pertencem. Assim, a verificação

descargas geradas em gaps que são comuns

regular das condições desses equipamentos torna-se

principalmente em geradores, motores e descargas

cada vez mais importante, seja no comissionamento,

provenientes dos próprios elementos do circuito de

nas atividades de manutenção preventiva ou

medição como a fonte de tensão que alimenta o

processos de reparo. Torna-se imperativo a busca

circuito, filtros, transformadores elevadores, buchas

a

operar

sob

diversas

Tal método permite que o mesmo sinal seja

Apoio

49

capacitivas e capacitores de acoplamento.

fontes separadas de descargas parciais, a fim de fazer medições



mais confiáveis.

Neste texto, são apresentadas definições de descargas

parciais internas que são geradas devido a contaminação

Definição de descargas parciais

do isolante, defeito de fabricação de resinas e até mesmo deterioração de componentes. Os requisitos de hardware



Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma

para o teste visando à realização de medidas adequadas são

descarga elétrica de pequena intensidade que ocorre em uma

observados. As características como taxas de amostragens e

região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um

imunidade a ruídos são especialmente tratadas na concepção

campo elétrico, em que o caminho formado pela descarga não

do sistema de teste descrito.

une as duas extremidades dessa região de forma completa.



Este trabalho apresenta um novo método que trata a

A ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do

separação entre o sinal medido e o ruído provocado por

campo aplicado nas extremidades desse espaço, além do tipo

interferências externas. Assim, é possível separar ruídos

de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua,

de diferentes fontes de descargas parciais localizadas no

sinal transitório ou impulso).

mesmo objeto sob teste. Os sinais de descargas parciais são

A norma IEC 60270 faz referência à medida de descargas

frequentemente sobrepostos por pulsos de ruído, fato que faz

parciais em sistemas e equipamentos elétricos com tensões

uma análise dos dados de DP mais difícil para os especialistas

alternadas de até 400 Hz. Nesses equipamentos, tem-se a

e sistemas de software especializados.

ocorrência de avalanches de elétrons nos espaços vazios.



Com o desenvolvimento contínuo de unidades de teste e

Assim, descargas em dielétricos podem ocorrer somente em

monitoramento de descargas parciais, os sistemas de análise

espaços gasosos ou fissuras nos materiais sólidos ou bolhas no

precisam se tornar mais eficazes e automáticos. Esse trabalho

dielétrico líquido.

mostra um sistema de aquisição síncrono multicanal de



descargas parciais, no qual é possível obter dados a partir de

intensidade do campo elétrico dentro do espaço vazio exceder

Portanto, descargas parciais são iniciadas geralmente se a

Manutenção de transformadores

Apoio

50

a intensidade do campo do gás contido nesse espaço. O pulso

isolamentos sólidos podem ocorrer em cavidades capilares

de carga criado geralmente tem valores em torno de alguns pC

de gás, em vazios ou trincas, podendo ser estabelecidos em

até na ordem de nC, dependendo do aparato que está sendo

defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as

analisado.

descargas parciais podem ocorrer em bolhas de gás devido a



fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados

A norma IEC 60270 define Descarga Parcial como:

“Descargas elétricas localizadas que simplesmente faz a ligação

em regiões de alta intensidade de campo elétrico.

parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga



Parcial é, em geral, a consequência de uma concentração de

que ocorrem em arborescências elétricas. A arborescência

tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de

(treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no

isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos

interior da isolação de equipamentos elétricos, tais como cabos

com a duração menor que 1 μs”.

de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência



As descargas parciais podem ser classificadas de acordo

contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir

com a natureza da sua origem. Podem ser do tipo superficial,

de uma falha no eletrodo. Este texto considera a partir deste

corona, buraco interno, contaminante em resinas, bolhas de

ponto que o termo descarga parcial será sempre utilizado para

gases em dielétricos líquidos, entre outros.

designar descarga parcial interna.

Sistemas de medidas analógicas de descargas parciais

Descargas superficiais

Um tipo particular de descargas internas são as descargas

Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um

material dielétrico, normalmente partindo do eletrodo para a

As medidas analógicas de descargas parciais começaram na

superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia

década de 50 com instrumentos que abriram caminho para a

a superfície excede um determinado valor crítico, o processo

medida de carga aparente com pC no lugar das medidas de RIV

de descarga superficial é iniciado. Esse processo é conhecido

(Tensão de Rádio Interferência) em µV.

como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação.



Esses instrumentos têm frequência central fixa e com as

frequências de corte inferior e superior ajustadas em etapas. Descargas externas

A largura de banda estabelecida de 100 kHz a 400 kHz.

Descargas parciais no ar ambiente geralmente são

Em comparação com os instrumentos de banda estreita, a

classificadas como “descargas externas” e, frequentemente,

resolução para medida dos pulsos de descargas parciais foi

chamadas de “descargas corona”. No início do processo de

significativamente aperfeiçoada. Geralmente, esses instrumentos

indução da tensão, brilho e correntes de descargas podem

analógicos de descargas parciais consistiam em um filtro de

aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas agudas em

passagem de banda e um indicador de nível de pico.

eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura.





Isso forma regiões nas vizinhanças dessas pontas com

descargas parciais onde a densidade espectral é constante, o

elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do

pico da resposta do filtro será proporcional à carga aparente do

gás. Esse processo químico desencadeado por descargas no gás

pulso de corrente de descargas parciais.



Desde que o filtro de passagem de banda extraía pulsos de

cria subprodutos que são incorporados ao meio gasoso. Assim, os processos no ar ambiente puro podem ser considerados como

reversíveis

e

geralmente

inofensivos.

Entretanto,

descargas corona no ar geram ozônio, causando fissuras na isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor d’água podem corroer metais e depositar material condutor em isoladores. Isso causa o trilhamento do material.

Figura 1 – Representação de esquema tradicional de medida de DP.

Descargas internas



As descargas internas ocorrem nos espaços geralmente

à fase de tensão de corrente alternada e representada pelo

vazios preenchidos com gás, presentes nos materiais sólidos e

diagrama de amplitude e fase PRPD (phase-resolved partial

líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em

discharge). O primeiro catálogo para reconhecimento da



A saída do filtro de passagem de banda era correlacionada

Manutenção de transformadores

Apoio

52

origem de descargas parciais, publicado pelo Cigré em 1969 se



aproximava muito desses valores. Desde aquele tempo, houve

digitalizado em tempo real. O operador do sistema de teste

muito pouco avanço com relação ao conjunto de circuitos de

pode escolher livremente a frequência central de medida de

medição, dependendo de conjunto de circuitos analógicos

CC a 20 MHz, sendo a largura de banda selecionável de 9

convencionais para o processamento de sinais.

kHz a 3 MHz. Isso permite ao operador aperfeiçoar a relação



Com o uso de equipamentos microprocessados na

sinal-ruído, mesmo sob ambientes com alta interferência.

medida de descargas parciais, utilizando uma nova interface

A sincronização de sinais alternados, bem como a exibição

para gerenciar o teste e obter os resultados, foram realizadas

da forma de onda e leitura da amplitude desse sinal CA, é

tentativas de classificação de descargas parciais. Entretanto,

realizada por um segundo conversor analógico digital,

esses sistemas tinham poucos parâmetros nos quais se basear,

responsável pela digitalização da forma de onda de tensão

com resultados limitados.

medida.

Sistema de medidas digitais de descargas parciais A

introdução

de

O sinal de descargas parciais é filtrado, amplificado e

sistemas

digitais

de

medida

Toda a aquisição e pré-processamento de dados são

efetuados na unidade de aquisição, próximo ao local da medida do sinal. Isso garante um ótimo desempenho em de

velocidade de medida e qualidade de sinal. Um vetor de

descargas parciais resultou na melhoria da sensibilidade e da

quatro parâmetros é identificado para cada pulso individual

repetibilidade das medidas de descargas parciais, excedendo

de descarga parcial: [n; qi; ji; ti], em que n é o número da

em muito as capacidades daqueles sistemas mais antigos de

unidade de aquisição, qi o valor da carga aparente, ji o ângulo

medida de descargas parciais. Os modernos sistemas digitais

de fase em tensão CA, e ti o registro de tempo absoluto.

de descargas parciais aplicam processamento síncrono de

Paralelamente é feita a amostragem do valor instantâneo da

sinais dessas descargas em múltiplos canais. Isso torna a análise

tensão em CA.

estatística muito mais eficiente. Torna possível e mais eficaz a



discriminação entre os eventos, sejam descargas parciais ou

parciais utilizados em medidas de descargas parciais em um

ruídos, e capacita também o sistema de teste para identificação

único canal, podem-se obter enormes vantagens utilizando a

dos tipos de falhas e sua localização.

medida síncrona de várias posições em associação. Isso pode



O moderno e avançado sistema digital de medição de

ser realizado em cabos de alta tensão de alguns quilômetros

descargas parciais está projetado para efetuar medidas em

de comprimento, com medidas de descargas parciais em suas

tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos.

conexões ou em um transformador de potência trifásico com

A Figura 2 mostra um exemplo de projeto para um sistema

medidas de descargas parciais em cada enrolamento.

de medição de descargas parciais. O projeto desse sistema é



modular, constituído de mais de uma unidade de aquisição de

de descargas parciais e as interferências se propagam por

dados. Essas unidades podem ser conectadas a um computador,

diferentes trajetos até serem requisitados pelo sistema de

e a conexão de fibra ótica permite grandes distâncias entre a

medição de descargas parciais. As formas de onda de pulsos

unidade de aquisição e o computador, inclusive entre as outras

detectados serão consequentemente diferentes, e assim

unidades conectadas ao sistema sob medida.

relações de magnitudes e tempos de chegada do sinal serão

Ao lado de algoritmos matemáticos de análise de descargas

Em decorrência dos diferentes locais de origem, os pulsos

únicas para cada origem de descargas parciais.

As relações entre os diferentes pulsos requisitados por

um sistema multicanal possibilitam a separação distinta dos pulsos diferentes de descargas parciais e interferência. Para assegurar a correlação correta de pulsos, o espaço de tempo da detecção síncrona de descargas parciais deve ser tão curto quanto possível, tipicamente inferior a 1 µs ou 2 µs.

A Figura 3 apresenta uma vista ilustrativa de um sinal

de descargas parciais dentro da unidade do sistema, desde a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos Figura 2 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais.

parâmetros do pulso em um sistema de três canais.

Apoio

53

Avaliação dos resultados de descargas parciais As medidas de descargas parciais são frequentemente realizadas sob ruídos. O sinal de descarga parcial é sobreposto por um ruído, ou mesmo vários ruídos de várias fontes, criando dificuldades para análise dos resultados. Os filtros de frequência convencionais não são capazes de eliminar essas perturbações Figura 3 – Processamento de dados de DP em canais múltiplos com três unidades de aquisição de DP.

e os sistemas especialistas automatizados têm dificuldades em analisar no caso de ocorrência de falhas múltiplas, com a superposição dos sinais dessas falhas e de ruídos externos. A



A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades

separação dos sinais é o primeiro passo realizado pelo sistema

de processamento de dados em tempo real de até 1,5x106

apresentado neste trabalho. No futuro, este método se tornará

pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros

ainda mais importante com o aumento do número de sistemas de

selecionados dos pulsos de três diferentes unidades de

monitoramento de descargas parciais instalados na rede elétrica.

aquisição podem ser correlacionados e exibidos em diferentes diagramas de avaliação: 3PARD, 3PTRD e 3CFRD.

Diagrama de relação de amplitude em 3 fases (3 – Phase –

Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos

Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD)

de pulsos em agrupamentos. Além disso, cada agrupamento

A aquisição síncrona de dados de descargas parciais para

é selecionável para exibir de volta na configuração PRPD,

as três fases de um equipamento de alta tensão permite uma

apresentando ao operador uma única origem de descargas

comparação da amplitude de cada pulso requisitados. A Figura

parciais para observar. Estes três métodos são descritos a

4 mostra a ocorrência de uma falta interna na fase L1, com a

seguir.

propagação dos pulsos para cada fase representados em azul.

Manutenção de transformadores

Apoio

54

Figura 4 – Ocorrência de falha interna em L1 e propagação dos pulsos.



Figura 5 – Criação de 3PARD usando sinais de tensão de Descargas Parciais.

As relações das amplitudes dos pulsos triplos requisitados

são constantes para diferentes fontes de descargas parciais e para diferentes fontes de ruído. Isso ocorre devido ao caminho original de propagação de descargas parciais. Para ocorrências internas específicas no equipamento sob teste, os pulsos requisitados apresentam diferenças. Assim, a primeira etapa para a localização de descargas parciais é a separação das fontes. Durante a medição de DP, em tempo real, são criados Diagramas Trifásicos de Relação de Amplitude (do inglês 3 – Phase – Amplitude – Relation – Diagram – 3PARD).

A separação de fonte 3PARD foi usada na prática com

resultados confiáveis, conforme descrito em várias publicações científicas. Vale ressaltar que a aquisição de dados síncrona de

Figura 6 – Representação de 3PARD com a separação dos sinais individuais.

DP é imprescindível para avaliação dos dados com 3PARD. O

Diagrama de relação de tempo em 3 fases (3 – Phase –

sistema utilizado neste trabalho possui um método de medição

Time – Relation – Diagram 3 PTRD)

sequencial de três canais múltiplos. A primeira etapa é calcular o

Usando o princípio do 3PARD, este método é resultado

logaritmo do valor absoluto de todos os três pulsos das descargas.

da avaliação do atraso do pulso triplo de descarga parcial.

Na segunda, cada pulso é transformado em um fasor

Similar ao método conhecido pelo teste de descargas

relacionado à sua fase de origem. A Figura 5 mostra o

parciais, usado para localização de falhas com cabos de

mecanismo de geração do 3PARD e à direita os sinais de tensão

alta tensão, cada fonte de pulso tem uma impressão digital

de cada fase são observados. Quando os fasores relativos a

característica com diferenças de tempo devido ao atraso de

cada fase medida são transportados para o diagrama, é obtida

cada pulso.



a localização da fonte de descarga parcial interna pela soma



vetorial, conforme mostrado no quadro à esquerda.

local da detecção, as amplitudes de pulso de uma descarga

Se a origem das descargas parciais estiver distante do

Um único sinal de descarga parcial é representado por

parcial tendem a se igualar entre as fases e apresentarão

um ponto. Cada agregação de pontos calculados (clusters)

um modo comum de propagação. Consequentemente,

representa a única fonte de descarga parcial. Posteriormente,

origens de descargas parciais muito distantes serão exibidas

cada grupo pode ser facilmente separado e mostrado sem efeitos

próximas da origem do 3PARD, limitando a capacidade

de sobreposição, transformado em uma PRPD clássica ou de

identificar essas origens. Além disso, a propagação distante

qualquer outro diagrama de pulso para avaliação em tempo real.

amortece componentes de alta frequência dos sinais de

O sistema de teste utilizado fornece a ferramenta de criação

descargas parciais (efeito passa baixa), o que exige o uso

de cluster, ou seja, áreas determinadas no 3PARD de onde são

de baixa frequência de medida para manter a sensibilidade

separados os sinais que, a priori, aparecem sobrepostos. A Figura

necessária.



6 mostra o 3PARD com a separação dos sinais.

Em baixas frequências de medida, os pulsos de descargas

Manutenção de transformadores

Apoio

56

parciais se propagam em modo lento (propagação pela

três pulsos sejam detectados quase ao mesmo tempo, o

linha de transmissão). Portanto, a distância de propagação

comprimento do vetor seria zero, o que faz o ponto ser

e o tempo de chegada estão diretamente correlacionados,

exibido na origem do diagrama (Figura 8, III).

o que pode ser usado para distinguir origens de descargas parciais muito distantes. Assim, o 3PTRD foi desenvolvido

Diagrama de relação de frequências em 3 canais (3 –

para correlacionar tempos de chegada de três sinais de

Center – Frequency – Relation – Diagrama – 3 CFRD)

descargas parciais. A Figura 7 mostra a construção lógica

O diagrama da relação de frequências correlaciona a

do 3PTRD e o diagrama está dividido em seis seções iguais,

medida de descarga parcial realizada em três frequências

em que é apresentada cada uma das seis combinações

simultaneamente. A amplitude do sinal é medida em cada

possíveis de pulsos triplos.

frequência. Assim, o sinal de saída de três filtros com



A Figura 8 apresenta uma visualização de diferentes

frequências centrais e/ou diferentes larguras de banda

diferenças de tempo entre os pulsos de PD detectados nas

permite análise do pulso em cada um dos três pontos de

fases L1, L2 e L3. Por exemplo, se a diferença de tempo

medida. Isso se deve ao fato de que, devido à descarga

entre os primeiros dois pulsos for muito pequena, então o

física, diferentes tipos de descargas parciais ou pulsos de

ponto resultante seria exibido entre os eixos geométricos

ruído têm espectros de energia diferentes.

onde esses pulsos são detectados (Figura 8, I). Se os dois



últimos pulsos ocorrerem quase simultaneamente, o ponto

avaliação pelo 3CFRD não exige necessariamente três

resultante seria exibido sobre o eixo geométrico onde o

unidades independentes de aquisição, pois pode ser usado

primeiro pulso é detectado (Figura 8, II). Caso todos os

com uma única unidade de aquisição. Em geral, o primeiro

Em contraposição aos métodos 3PARD e 3PTRD, a

filtro de passagem de banda deve ser sintonizado para uma frequência central baixa, a fim de possibilitar o atendimento às normas técnicas IEC ou IEEE.

A segunda e terceira passagens de banda são sintonizadas

para

frequências

mais

elevadas,

determinadas

pelo

responsável pelo teste, em que os efeitos da propagação dos pulsos causam diferenças já distinguíveis nas respostas espectrais do sinal de descarga parcial medido. Mediante a escolha correta das frequências para passagem de banda, torna-se possível efetuar medições de descargas parciais em conformidade com as normas técnicas. Ao mesmo tempo se remove praticamente toda a interferência sobreposta. O 3CFRD correlaciona a saída dos três filtros de Figura 7 – Segmentos de visualização de 3PTRD para seis diferentes ordens de chegada de pulsos.

Figura 8 – Visualização de diferenças de tempo entre os três pulsos de DP dentro do segmento L1.

Figura 9 – Exemplo de representação FFT para classificação dos pulsos de descargas parciais com a determinação de três filtros de passagem de banda.

Manutenção de transformadores

Apoio

58

passagem de banda de uma maneira semelhante ao 3PARD com a utilização das amplitudes de pulso de três canais de descarga parcial. A Figura 9 mostra um exemplo de representação FFT de pulsos de descarga parcial com a determinação de três filtros de passagem de banda.

Um exemplo de medida evidenciando ruído e corona é

mostrada na Figura 10. Uma vez determinada as frequências, os resultados de teste de descargas parciais é apresentado em um 3CFRD. No diagrama pode-se realizar a separação dos sinais individuais com a marcação de clusters. A Figura

Figura 12 – Representação de amplitude e fase (PRPD).

14 mostra um exemplo com a construção de 3CFRD e a

Considerações finais

separação de clusters.

Os modernos sistemas digitais de detecção de descargas

parciais utilizam um sistema de aquisição síncrono multicanal, em que é possível obter dados a partir de fontes separadas descargas parciais e discriminá-las de outras origens. No teste de descargas parciais, a separação de múltiplas fontes de ruídos é importante para uma análise adequada de descargas parciais. Foi mostrado que, com técnicas de avaliação de descargas parciais como 3FREQ, 3PTRD e 3PARD, é possível realizar uma análise adicional e localizar descargas parciais.

Referências IEC 60270. High-voltage test techniques – partial discharge Figura 10 – Resultados de teste de descargas parciais sobrepostas.

measurements. Third edition, 2000. CIGRÉ WG 21.03. Recognition of discharges. Electra Magazine, n. 11. Paris, 1969. KOLTUNOWICZ, W.; PLATH, R.; WINTER, P. Developments in Measurements of Partial Discharge. OMICRON electronics GmbH. Austria, 2009. OMICRON ELECTRONICS. MPD 600 User Manual, Version: MPD600.AE.2. Austria, 2009. PAULINO, M. E. C. Estado da arte da medição com múltiplos canais sincronizados para avaliação de descargas parciais. Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission and Distribution Conf. São Paulo, 2010.

Figura 11 – Resultados de teste de descargas parciais com a apresentação de 3CFRD com a separação dos sinais individuais nos clusters marcados.



Para cada cluster os eventos de descargas parciais podem

ser separados e recalculados em tampo real, provocando uma limpeza no PRPD (phase-resolved partial discharge). A Figura 12 mostra o resultado para o cluster do diagrama mostrado na Figura 11.

Manutenção de transformadores

Apoio

52

Capítulo XI Avaliação da condição de transformadores de potência Determinação da Condição de Transformadores de Potência para Avaliação da Vida Útil



A avaliação da condição de um transformador

devem ser estabelecidos além de critérios de

consiste na realização de um conjunto de testes de

avaliação do transformador, um padrão de registro

diagnósticos para análise do estado de operação

dos dados para esta avalição, com índices,

deste equipamento e estimar a sua posição atual

nomenclaturas e estágios para quantificação. No

em relação ao seu ciclo de vida. Há a necessidade

Gerenciamento do Ciclo de Vida de Transformadores

de sistematizar a análise com a combinação de

de Potência é definido o processo de Avaliação da

diferentes métodos de diagnósticos e mapear os

Condição (AC) com um de seus principais itens.

resultados em um modelo de condição que oriente

Na literatura, o termo “Avaliação da Condição” é

o ciclo de vida do transformador de potência. Este

comum tanto para atividades de monitoramento

trabalho mostra um exemplo de metodologia para

quanto para procedimentos de diagnóstico.

satisfazer esta necessidade.



Entretanto, é importante salientar que o principal

objetivo da AC é a realização de diagnósticos.

Introdução

Avaliação da Condição é definida neste trabalho

De acordo com a metodologia de MCC -

como o desempenho de um conjunto de testes

Manutenção Centrada na Confiabilidade (RCM -

de diagnósticos (conforme a necessidade de cada

Reliability-Centered Maintenance), as instalações

caso) para diagnosticar o estado operacional do

são conjuntos de sistemas, concretos ou abstratos,

transformador e a estimativa da atual posição deste

onde se procura um método ou procedimento para

transformador em seu ciclo de vida. Esta definição

definir uma relação de finalidade. Esta relação deve

é parecida com a definição dada pelo grupo de

ser estabelecida de acordo com a característica

trabalho Cigré WG A2.18, Guia para Técnicas de

do

equipamento,

Gestão de Vida para Transformadores de Potência.

estabelecendo um objetivo a ser atingido. Assim,

Como mostrado neste trabalho do Cigré, a AC deve

sistema,

da

instalação

ou

53

ser tão objetivamente e consistentemente aplicada quanto possível e “idealmente um sistema de graduação deve ser usado para quantificar e combinar os resultados de vários testes de avaliações de condição”.

Na busca de um sistema de graduação para quantificar e

combinar os resultados, a literatura apresenta alguns trabalhos de pesquisa com avaliação da condição na forma de um sistema de pontuação (geralmente chamado de Índice de Condição, IC).

Entretanto, o tratamento dos dados apresentado nesses

trabalhos não considera a integração de todos os pontos importantes (monitoramento online, métodos tradicionais e métodos avançados de diagnósticos) em um procedimento único.

A utilização de agentes múltiplos é proposta neste trabalho

para a implementação de estratégias de AC de transformadores considerando todos os itens importantes para análise. Define-se os agentes que interagem dentro de uma ferramenta computacional e fazem parte dos sistemas. Sistemas com vários agentes são compostos por múltiplos elementos (6).

Dentro

das

ferramentas

computacional,

os

agentes

possuem basicamente duas competências importantes para o desenvolvimento da análise da condição. Essas definições devem ser levadas em consideração ao longo desse trabalho, a saber: • Os agentes são, pelo menos para algumas extensões, capazes de ações autônomas, e; • Os agentes podem ser capazes de interagir com outros agentes.

Portanto, pode-se também afirmar que cada técnica de

monitoramento e diagnóstico é visto como um agente capaz de prover um julgamento da condição do transformador. Cada um desses agentes é desenvolvido utilizando técnicas de Data Mining, ou seja, a exploração de grandes quantidades de dados à procura de padrões consistentes, como regras de associação ou sequências temporais, para detectar relacionamentos sistemáticos entre variáveis, ou métodos de Inteligência Artificial, assumindo como referência o histórico do equipamento, ou seja, o conhecimento coletado ao longo de anos pelo pessoal técnico. Esses dados são armazenados em bando de dados próprio e assumidos como conhecimento prioritário para as análises. A seguir o trabalho tratará da metodologia usada para AC e apresentará exemplos de análises em transformadores.

Apoio



Uma análise detalhada de modelos de falha e suas

Sendo a condição de degradação de um transformador um

causas, sintomas e consequências é realizada utilizando

processo continuo no tempo, um valor numérico pode ser obtido

FMEA (Análise do Modo e Efeito da Falha). Os resultados

em cada estágio representado por um Índice de Condição (IC)

são usados para a definição de uma matriz de detecção

do transformador em cada intervalo de tempo. Essa condição

e diagnóstico de falhas (DDF) mostrado na Tabela 2. A

ao longo do tempo pode ser dividida em cinco estágios,

descrição das abreviações usadas na matriz para os métodos

conforme sugerido por Cigré WG A2.18, sendo a condição em

de diagnósticos é apresentada na Tabela 1.

cada estágio também dividida em diferentes estados. A Figura 1

Tabela 1 – Métodos de Detecção e Diagnóstico

Testes Químicos

mostra a hierarquia do IC.

Estado 1

Estágio 1 Índice de

Estado 2

Estágio 2 Estado n

Condição

Estágio n

Figura 1 – Hierarquia do IC com estágios e estados.



Na Figura 2 é associado um IC a cada avaliação de cada

Testes Elétricos

Manutenção de transformadores

Definição de descargas parciais

estado. De acordo com esses valores, um transformador com IC igual a 10 é considerado novo e um transformador com IC igual a 1 ou zero é considerado falhado.

A determinação de um IC definido segundo o descrito é uma

atividade complexa e desafiadora devido à diversidade de tipos de defeitos e falhas que podem ocorrer em um transformador e devido às dificuldades em combinar a interpretação de resultados obtidos de diferentes métodos de detecção de falhas

Testes Avançados

54

e diagnóstico. Neste trabalho, um método sistemático de obtenção de índices de condição é proposto. Um diagrama de blocos ilustrando o processo é mostrado na Figura 3. Novo

Estado 1 IC=10

Normal

Estado 1 IC=9

Estado 2 IC=8

Anormal

Estado 3 IC=7

Estado 1 IC=6

Estado 2 IC=5

Defeituoso

Estado 3 IC=4

Estado 1 IC=3

Estado 2 IC=2

Falhado

Estado 1 IC=1

Estado 2 IC=2

Descrição

DGA

Análise dos Gases Dissolvidos no óleo

PCA

Análise físico-química do óleo

COND

Condutividade do Óleo

COSU

Análise do Enxofre Corrosivo

MORS

Saturação relativa da umidade no óleo

MPED

Umidade no papel com diagramas de equilíbrio

MPIS

Umidade no papel (sorption isotherms)

MPKF

Umidade no papel via titulação KF

FUR

Análise de Furan

DPO

Grau de Polimerização

RATI

Relação

EXCU

Corrente de excitação

MABA

Teste do balanço magnético

SWR

Resistência estática do enrolamento

DF

Fator de Dissipação em frequência nominal

DFTU

Fator de Dissipação Tip-up test

INRE

Resistência de isolamento

POI

Índice de polarização

CGRO

Aterramento do núcleo

LRE

Reatância de dispersão

IRI

Inspeção com infravermelho

FRSL

Frequency response of stray losses (15 Hz-400 Hz)

FRA

Análise de resposta em frequência

DWR

Resistência dinâmica do enrolamento (ripple, slope)

FRDF

Resp. frequência do fator de dissipação (15-400 Hz)

FRC

Resp. frequência de capacitância (15-400 Hz)

FRCL

Resp. frequência de perdas núcleo (15-400 Hz)

FRLR

Resp. frequência da reatância dispersão (15-400Hz)

FDS

Espectroscopia no domínio da frequência

PD

Descargas Parciais

Para cada modo de falha, o método de diagnóstico que está

disponível para diagnosticar este modo de falha é indicado.

Figura 2 – Processo da condição de degradação do transformador com estágios discretos de degradação. Matriz de detecção e diagnóstico de falhas (DDF)



Abreviação

Vetor de Estágio (S)

A eficácia desse método de diagnóstico é quantificada e representada por um Fator Segurança (FS). O fator de segurança igual a 0,9, ou seja FS = 0,9, indica métodos altamente eficazes;

Matriz de Escolha de Estágio (SGVM)

FS=0,6 indica métodos com eficácia mediana; e FS=0,4 indica métodos de baixa eficácia.

Consenso de Estágio (SGC)

Matriz de Escolha de Estado (STVM)

Consenso de Estado (STC)

Figura 3 – Diagrama de Bloco da metodologia para obtenção do IC.

IC



Baseado no conhecimento sobre o impacto de cada modo

de falha na condição do transformador, um estágio específico desta determinada condição é associado pelo do vetor de estágio

Apoio

Manutenção de transformadores

Tabela 2 – Matriz de Detecção e Diagnóstico

PD

FDS

FRC

FRDF

FRA

FRSL

Testes Avançados

POL

DF

INRE

RATI

SWR

Testes Elétricos DPO

FUR

PCA

MPKF

MPED

Modos de Falha

COND

Testes Químicos DGA

56

Estágio de acordo do modelo de condição

Curto circuito entre enrolamentos

Elétrica

Curto circuito entre espiras Curto circuito para terra Flutuação de potencial Curto circuito das laminações do núcleo Múltiplos aterramentos do núcleo Térmica

Núcleo desaterrado Falha de circuito aberto Falha de resistência de contato Inclinação do condutor

Mecânica

Flexão do condutor Instabilidade axial Buckling Movimento de massa Estrutura de fixação solta Deformação do condutor Degradação

Degradação por umidade no óleo Degradação por umidade no papel Degradação por temperatura Degradação devido ao envelhecimento do óleo Degradação devido ao envelhecimento do papel Alta Eficácia (FS=0,9)

Média Eficácia (FS=0,6)

Baixa Eficácia (FS=0,4)

(S). Isto é realizado para cada modo de falha. Por exemplo,

A seguir são apresentados os critérios de interpretação de

para o modo de falha “degradação devido a água no papel”,

alguns métodos de teste. As tabelas 4 e 5 a seguir mostram o

o vetor de estágio (S) pode apresentar como resultado cada um

critério de interpretação.

dos estágios: novo, normal, anormal, defeituoso ou falhado,

Tabela 3 – Critérios de Interpretação – critérios gerais

dependendo da concentração de água do transformador.

Método de Diagnóstico

Outros tipos de falha que não estão relacionadas ao processo

Relação

de degradação por umidade, como deformações mecânicas,

Critério Desvio dos dados de placa ≤±0.5% (7) Para injeção na fase central (B) a tensão induzida nas outras

falhas elétricas e térmicas, também receberam um estado do

Teste de balanço

fases deve estar entre 40-60% da tensão aplicada

magnético

Para injeção nas outras fases (A ou C), a tensão na fase B

métodos apontados na Tabela 1, sendo que cada um deles

Corrente de excitação

Desvios entre outras fases ≤±10% para enrolamentos YN (7)

possui suas características próprias para análise da condição do

Fator de dissipação

Novo <0.5% (20°C), 0.5%≤Normal≤1%, >1% Defeituoso (7)

Reatância de dispersão

Desvios devem ser ≤±3% (7)

Resistência de

Desvios devem ser ≤±5% (7)

estágio.

Para a determinação do vetor de estágio são utilizados os

deve estar entre 85-90% da tensão aplicada.

transformador.

Além das recomendações dadas pelas normas ou estabelecidas

enrolamento

pelos bancos de dados de diagnósticos de transformadores, o critério de interpretação pode ser considerado como um agente com inteligência própria para gerar uma interpretação de resultados, isto é, ao invés de uma avaliação determinística, com

FRSL

ΔR: menor que 15% entre as fases (8)

FRA

Avaliação de Especialista Humano/AIAFRA*

*AIAFRA é uma ferramenta de software baseada em técnicas de Inteligência Artificial para FRA

valores e intervalos de tolerância pré-determinados, a avaliação



é realizada pelo usuário que chamaremos de Avaliação do

para os resultados do teste de fator de dissipação e

Especialista Humano (AEH), ou realizada através do uso de um

capacitância em transformadores a óleo. Para Tabela

Algoritmo com Inteligência Artificial (AIA).

4 (medidas de fator de dissipação ou fator de potência)

A Tabela 4 e 5 a seguir mostra o critério de interpretação

Apoio

57

pode-se observar três critérios bem definidos de análise, sendo:

Tabela 4 – Critérios de Interpretação – Fator de Dissipação / Fator de Potência Estágio / Estado

Medida em 60 Hz

Medidas entre 15 e 400 Hz

Variação FPref

Estágio 1: Novo

FPmed < 0,5 %

AEH/AIA

FPmed < 1,1 x FPref

Estado 1

FPmed < 0,5 %

• Medida em 60 Hz: análise referenciada de acordo com a norma IEEE 62:1995, observando a diferença do valor medida com relação ao valor do fator de potência medido na frequência de 60 Hz. • Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizada de acordo com a assinatura obtida com os valores de fator de potência medidos em várias frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.

Fator de Dissipação / Fator de Potência

AEH/AIA

FPmed < 1,1 x FPref

Estágio 2: Normal 0,5 % < FPmed < 1 %

AEH/AIA

FPmed < 2 x FPref

0,5 % < FPmed < 1 %

AEH/AIA

FPmed < 2 x FPref

Estágio 3: Anormal 1 % < FPmed < 1,2 %

AEH/AIA

FPmed < 2,3 x FPref

Estado 1

1 % < FPmed < 1,2 %

AEH/AIA

FPmed < 2,3 x FPref

Estágio 4: Defeituoso 1% < FPmed < 1,5 %

AEH/AIA

FPmed < 2,6 x FPref

Estado 1

• Variação FPref: análise realizada com a comparação

Estado 1

1% < FPmed < 1,5 %

AEH/AIA

FPmed < 2,6 x FPref

do fator de potência/fator de dissipação medido em 60

Estágio 5: Falhado Estado 1

FPmed > 1,5 %

AEH/AIA

FPmed > 3 x FPref

FPmed > 1,5 %

AEH/AIA

FPmed > 3 x FPref

Hz com o valor de referência ou valor de histórico do transformador em teste.

Da mesma forma, a Tabela 5 trata das medidas de

Onde: FPmed é o resultado do ensaio e FPref é o valor de placa ou de comissionamento.

obtida com os valores de capacitância medidos em várias

capacitância, onde se pode observar dois critérios bem

frequências, dentro da escala de 15 Hz a 400 Hz.

definidos de análise, sendo:

• Variação CAPref: análise realizada com a comparação da capacitância medida em 60 Hz com capacitância de

• Medida com variação de frequência entre 15 Hz e 400 Hz: análise realizará de acordo com a assinatura

referência do transformador em teste. Neste trabalho, o critério de interpretação individual

Manutenção de transformadores

Apoio

58

da concentração de TDCG presente na norma IEEE

mostra uma representação do descrito. Considerando

C57.104 (9) foi adaptado ao modelo de degradação para

diferentes

resultados

testes

contraditórios,

de

o estabelecimento do critério de interpretação do agente

diagnósticos

DGA. A Tabela 6 mostra o critério de interpretação dos

consenso originado por uma votação é introduzido para

resultados do agente DGA (análise cromatográfica) por

resolver os conflitos entre agentes e determinar o estágio

meio do método do triângulo de Duval (10).

do estado do transformador, utilizando um modelo de



condição da degradação.

Segundo a metodologia apresentada, pode-se resumir

oferecem

que

um

que a designação dos agentes é realizada com a utilização

Considerações finais

de métodos de detecção e diagnóstico que avaliarão, cada qual dentre de sua competência, o transformador. Desta



forma é determinado o estágio por meio do modo de falha

de maneira ideal os requisitos do Cigré WG A2.18 para a

e assim determinado o índice de condição. A Figura 4

implementação de sistemas de avaliação de condição. Pela

Tabela 5 – Critérios de Interpretação – Capacitância

aplicação desta metodologia, uma avaliação sistemática e

Estágio / Estado

Este trabalho apresenta uma proposta que preenche

objetiva é possível através de um sistema de pontuação

Capacitância Medida entre 15 - 400 Hz

Variação CAPref

Estágio 1: Novo

ΔC(f) < 0,5 %

ΔC < 5%

Estado 1

ΔC(f) < 0,5 %

ΔC < 5%

Estágio 2: Normal

0,5 % < ΔC(f) < 1 %

5% < ΔC < 10%

Estado 1

0,5 % < ΔC(f) < 1 %

5% < ΔC < 10%

Estágio 3: Anormal

1 % < ΔC(f) < 1,2 %

10% < ΔC < 15%

Estado 1

1 % < ΔC(f) < 1,2 %

10% < ΔC < 15%

Estágio 4: Defeituoso

1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %

15% < ΔC < 20%

Estado 1

1,2 % < ΔC(f) < 1,5 %

15% < ΔC < 20%

Estágio 5: Falhado

ΔC(f) > 1,5 %

ΔC > 20%

Estado 1

ΔC(f) > 1,5 %

ΔC > 20%

Onde: ΔC(f) é a variação entre as capacitâncias medidas no intervalo de 15 a 400 Hz; ΔC é a variação entre CAPref (valor de referência) e CAPmed (valor medido)

Figura 4 – Arquitetura para determinação dos modos de falha com vários agentes.

Tabela 6 – Critério de interpretação usado para agente DGA Estágio / Estado

Concentrações Individuais (ppm) H2

CH4

C2H2

C2H4

C2H6

CO

TDCG

Estágio 1: Novo

≤30

≤30

≤30

≤30

≤30

≤30

≤30

Estado 1

31-100

31-100

31-100

31-100

31-100

31-100

31-100

Estágio 2: Normal

31-50

31-50

31-50

31-50

31-50

31-50

31-50

Estado 1

51-70

51-70

51-70

51-70

51-70

51-70

51-70

Estado 2

71-100

71-100

71-100

71-100

71-100

71-100

71-100

Estado 3

101-700

101-700

101-700

101-700

101-700

101-700

101-700

Estágio 3: Anormal

101-300

101-300

101-300

101-300

101-300

101-300

101-300

Estado 1

301-500

301-500

301-500

301-500

301-500

301-500

301-500

Estado 2

501-700

501-700

501-700

501-700

501-700

501-700

501-700

Estado 3

701-1800

701-1800

701-1800

701-1800

701-1800

701-1800

701-1800

Estágio 4: Defeituoso

701-1250

701-1250

701-1250

701-1250

701-1250

701-1250

701-1250

Estado 1

1251-

1251-

1251-

1251-

1251-

1251-

1251-

Estado 2

1800

1800

1800

1800

1800

1800

1800

Estágio 5: Falhado

>1800

>1800

>1800

>1800

>1800

>1800

>1800

59

no qual cada estratégia de manutenção, como Manutenção Baseada na Condição (MBC) e Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) podem ser implementadas. O uso do conhecimento disponível de diagnósticos em campo de transformadores (como a interpretação criteriosa publicada por normas institucionais), junto com a experiência obtida ao longo dos anos pelos fabricantes (como um banco de dados de testes de diagnósticos), é a base para o estabelecimento de conhecimento confiável para o desenvolvimento de um agente de diagnostico robusto baseado em técnicas de Inteligência Artificial e Data Mining. Desta maneira, as atividades desafiadoras e complexas de interpretação e avaliação dos testes de diagnósticos podem alcançar um nível considerável de automação.

Referências M. E. C. Paulino, J. L. Velasquez, H. DoCarmo, Avaliação da Condição como Ferramenta de Gestão do Ciclo de Vida de Transformador de Potência, XXI SNPTEE, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, Brasil, 2011. CIGRÉ Working Group A2.18, Guide for Life Management Techniques for Power Transformers (2003). D. Morais, J. Rolim, and Z. Vale, DITRANS – A Multi-agent System for Integrated Diagnosis of Power Transformers,.IEEE Powertech (POWERTECH 2008) Vol. 5. Lausanne, Switzerland, pp. 1-6, 2008. Hydro Plant Risk Assessment Guide, Appendix E5: Transformer Condition Assessment, 2006, http://www.docstoc.com/ docs/7274124/Hydro-Plant-Risk-Assessment-Guide-Appendix-E6Turbine-Condition. N. Dominelli, A. Rao, P. Kundur, Life Extension and Condition Assessment, IEEE Power Energy M 25, pp. 25-35, 2006. An introduction to multiagent systems, ISBN 978-0-470-51946-2 © 2009, M .Wooldridge. IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power ApparatusPart 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors, IEEE Std 62-1995 P. Pichler, C. Rajotte, Comparison of FRA and FRSL measurements for the detection of transformer winding displacement, CIGRE SCA2 Colloquium, June 2003, Merida. IEEE Guide for the Interpretation of Gases in Oil Immersed Transformers, IEEE Std C57.104-1991. IEC Publication 60599, Mineral oil-impregnated electrical equipment in service—Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis, March 1999.

Manutenção de transformadores

Apoio

38

Capítulo XII Uso de monitoramento on-line de transformadores para avaliação da condição do ativo

Diante das necessidades do sistema elétrico,

checagem regular das condições de operação desses

as atividades de manutenção tendem a migrar da

equipamentos torna-se cada vez mais importante.

manutenção preventiva para a manutenção preditiva, e

Torna-se imperativa a busca de procedimentos e

da manutenção baseada no tempo para a manutenção

ferramentas que possibilitem a obtenção de dados das

baseada no estado atual do equipamento. Neste contexto,

instalações de forma rápida e precisa.

as técnicas de monitoramento on-line têm sido adotadas



como a principal ferramenta para obter informações do

Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré

sistema ou equipamento a ser mantido, sem colocar

Brasil, descreve:

O trabalho realizado pelo GT A2.05, Guia de

em risco a operação segura e a confiabilidade dos transformadores, permitindo o conhecimento de



“Este contexto tem levado a uma mudança nas

sua condição durante sua operação, além de poder

filosofias de manutenção, acelerando a migração

diagnosticar eventuais não conformidades.

da manutenção preventiva para a preditiva, da manutenção baseada no tempo para a baseada no

Introdução

real estado do equipamento. Alguns dos primeiros

Os prejuízos decorrentes de qualquer tipo de

equipamentos em que se opera essa mudança

interrupção de energia implicam na necessidade

são os transformadores de potência, visto que,

de implantação de processos capazes de avaliar de

além de essenciais para as redes de transmissão

forma eficaz a instalação e seus equipamentos. Esses

e distribuição, são em geral os maiores ativos de

programas devem utilizar novas técnicas e ferramentas

uma subestação.

capazes de detectar uma possível falha o quanto antes.





Os equipamentos elétricos instalados em subestações

sido adotados como uma das principais ferramentas

podem ser solicitados a operar sob condições adversas

para possibilitar essa mudança sem colocar em

e não se pode descartar a possibilidade de ocorrerem

risco a segurança e confiabilidade da operação dos

falhas que deixem indisponíveis a função de geração

transformadores, permitindo conhecer sua condição e

de energia elétrica aos quais pertencem. Assim, a

diagnosticando ou prognosticando eventuais problemas.”

Com isso, os sistemas de monitoração on-line têm

Apoio



39

Este texto descreve as principais características de um

sistema de monitoramento on-line de transformadores.

• Transmissão de dados – de acordo com a recepção dos dados enviados pelos medidores é realizado o envio desses dados para unidades de armazenamento. Esses dados ficarão à disposição

Estrutura básica de um sistema de monitoramento

dos usuários para a tomada de decisão. Várias tecnologias

Diversas estruturas e projetos têm sido projetados para

protocolos de comunicação. A transmissão dos dados pode ser

o monitoramento on-line contínuo de transformadores.

realizada por sistema dedicado, pelo sistema de supervisão da

O trabalho do GT A2.05, Guia de Manutenção para

subestação ou por um sistema híbrido incluindo os dois.

Transformadores de Potência, Cigré Brasil, descreve uma

• Armazenamento e processamento de dados – uma vez

topologia básica do sistema de monitoramento em que se

transmitidos os dados aquisitados no transformador, uma

podem observar as principais partes constituinte deste sistema.

unidade será responsável por armazenar esses dados. Essa

A Figura 1 mostra o descrito.

unidade poderá conter rotinas lógicas para processar esses

A seguir descrevemos as principais partes:

podem ser utilizadas na transmissão de dados, inclusive os

dados, transformando-os em informações úteis para a tomada de decisão nas atividades de manutenção, envolvendo a

• Medida das variáveis – uma vez determinadas as

gestão do ativo. Diagnósticos e prognósticos poderão estar

variáveis que responderam pela descrição da condição

disponíveis indicando a condição geral do equipamento ou a

do transformador, o sistema de monitoramento medirá

condição de subsistemas específicos.

essas variáveis a partir de sensores, medidores ou

• Disponibilidade das informações – As informações

transdutores, aplicados em cada variável, de acordo com

processadas estarão à disposição de diversos setores

sua especificidade. Esses elementos de medida, instalados

simultaneamente. Deverá ser previsto um sistema de dados

no transformador, disponibilizam a informação medida para

que mantenha a integridade das informações e a segurança

ser transmitida.

de acesso.

Manutenção de transformadores

Apoio

40

Figura 1 – Representação de uma típica topologia de um sistema de monitoramento on-line de transformadores. (Fonte: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil).

Figura 2 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores de subestações (>100kV).

Subsistemas e partes componentes monitorados Os transformadores são submetidos às mais diversas solicitações durante sua vida útil. O tempo de interrupção do fornecimento de energia quando ocorrem problemas é resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas e efeitos são de suma importância, pois permite evitar a evolução de problemas indesejáveis com prejuízos financeiros elevados.

As principais avarias dizem respeito a deficiências dos

enrolamentos, sejam por má compactação das bobinas, sejam por assimetrias existentes entre primário e secundário ou deformação das bobinas causada por curto-circuito. São significativas, também, as solicitações térmicas e dielétricas, provocando a alteração das características elétricas e físico-químicas dos seus materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do processo produzem sedimentos oriundos da oxidação, que, em última análise podem comprometer a operação do transformador.

A ocorrência de falhas no funcionamento de um transformador não

pode ser eliminada, mas sim reduzida a um número e a uma intensidade

Figura 3 – Estatística das causas para saída de serviço de transformadores de potência, transformadores elevadores (>100kV).

Conforme já descrito no capítulo 3 deste fascículo, “Anormalidades em transformadores”, pode-se notar que a ocorrência de falhas dependerá de cada unidade, seu regime de operação e as características do ativo. A Figura 4 mostra, como exemplo, a análise do item mais suscetível a falhas. Nela pode-se notar, para este caso, que as bobinas são a maior fonte de problemas no transformador, com 70% das ocorrências, seguida de comutadores (16,3%) e buchas (10,9%).

que não causem danos ao sistema elétrico, através de equipamentos e métodos utilizados para seu controle. O bom funcionamento de um transformador depende de uma série de fatores, os quais podem ser resumidos na maneira pela qual é feita a manutenção e proteção do mesmo, e também na qualidade dos seus componentes.

A determinação de onde atuar no transformador implica

na determinação dos pontos críticos e suscetíveis a falhas. A elaboração da estatística de defeitos contribui para determinar a causa da indisponibilidade do transformador e, portanto, determinar os pontos de atuação, forçada ou programada, no transformador. A seguir são mostradas estatísticas das causas para saída de serviço de transformadores de potência publicado na revista Electra 261, abril de 2012.

Figura 4 – Componente afetado pelas falhas em transformadores.

Apoio

41

Essas estatísticas determinam o que deve ser monitorado

Tabela 1 – Partes componentes (subsistemas) do transformador e

no transformador. Uma vez com os dados do monitoramento,

(Ref.: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil)



é realizado o diagnóstico para a definição da estratégia

funções a serem monitoradas

de manutenção a ser adotada e as ações futuras. Caberá

Subsistemas

Funções de monitoramento

à equipe técnica responsável a análise das informações

Buchas

Estado da isolação das buchas Envelhecimento da isolação

resultantes do monitoramento e definir a estratégia para a

Umidade na isolação sólida

gestão do ativo. Parte Ativa

Determinação das grandezas a serem monitoradas

Gás no óleo Previsão de temperaturas Previsibilidade Dinâmica de Carregamento

Assim que determinada a estatística de defeitos, a

Simulções de carregamento

aquisição de dados para o diagnóstico é realizada através da

Supervisão térmica

medida das grandezas associadas aos subsistemas apontados

Desgaste do contato

como deficientes e responsáveis pela indisponibilidade

Comutador Sob

Assinatura do mecanismo

de parte ou o todo do ativo monitorado. Como exemplo

Carga

Umidade no óleo Previsão de manutenção do comutador

da abordagem aos subsistemas do transformador e as grandezas a serem monitoradas, apresentamos os dados

Tanque de Óleo

Umidade no óleo

descritos no trabalho do GT A2.05 do CIGRE Brasil. Na

Sistema de

Integridade do sistema de

tabela 1 são mostradas as partes componentes (subsistemas)

preservação do óleo

preservação de óleo

do transformador e funções a serem monitoradas. Na tabela

Sistema de

Eficiência do sistema de resfriamento

resfriamento

Previsão de manutenção do

2 são mostradas as grandezas a serem monitoradas.

sistema de resfriamento

Manutenção de transformadores

Apoio

42

Tabela 2 – Exemplos de grandezas a serem monitoradas (Ref.: GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, Cigré Brasil)

Subsistemas

Grandezas monitoradas

Buchas

Capacitância ou Desvio relativo

junto ao subsistema monitorado, na estrutura do transformador e possui capacidade de processamento das informações e transmissão direta para a unidade de armazenamento e processamento de dados.

de capacitância Tangente Delta Parte Ativa

Temperatura do óleo Temperatura dos enrolametos Corrente nos enrolametos Gás no óleo Teor de água no óleo (ppm)

Tanque de Óleo

Saturação relativa de água no óleo % Saturação relativa à temp. ambiente e de referência Ruptura da bolsa/menbrana do

Comutador Sob Carga

Utilização de dispositivos eletrônicos inteligentes As características dos Sistemas de Automação de Subestação (SAS), no qual os sistemas de monitoramento de equipamentos primários estão inclusos, têm evoluído sensivelmente com a utilização de dispositivos de proteção microprocessados. Esses dispositivos têm apresentado um caráter multifuncional relacionando, além das funções de proteção, muitas funções adicionais, tais como medida, registro de eventos, controle,

tanque de expansão

monitoração de qualidade de energia. Caracteriza-se uma

Temperatura do comutador

evolução do relé de proteção, agora denominado Dispositivo

Corrente de carga

Eletrônico Inteligente (IED - Intelligent Electronic Devices).

Tensão de linha

Uma das características desses IEDs é permitir a execução

Posição de tap

de funções de proteção e controle distribuídas sobre redes de

Toque do acionamento

comunicação.

Teor de água no óleo (ppm) Saturação relativa de água no óleo % Saturação relativa à temp. ambiente e de referência Sistema de

Corrente de ventiladores ou bombas

resfriamento

Vibração de bombas

Outros

Temperatura ambiente

Tabela 3 – IEDs associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador

(Ref.: M. Alves, “Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150 MVA 230 kV com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, 2007)

IED`s

Dados Aquisitados - Temperatura do óleo - Temperaturas do ponto mais

Arquiteturas do sistema de monitoramento Um projeto de implementação de um sistema de

Monitor de

quente do enrolamentos

temperatura

- Correntes de carga - Alarmes e desligamentos

monitoramento de transformadores tem na arquitetura escolhida a base para determinar a aplicação em transformadores de qualquer tamanho ou potência. Com as mesmas características dos sistemas de automação, tem-se basicamente duas arquiteturas básicas: • Arquitetura centralizada – Neste caso é utilizado um

por temperaturas altas Monitor

- Hidrogênio dissolvido no

de gás no óleo

óleo do transformador - Alarmes por gás alto/muito alto

Monitor de umidade do

no óleo do transformador

transformador

- Teor de água no óleo do

Relé de menbrana

- Ruptura de menbraba/bolsa

dispositivo que concentrará as informações monitoradas. Esse dispositivo recebe as informações medidas no sensores

- Saturação relativa (%) de água

comutador sob carga (ppm)

e transdutores instalados no transformador. É responsável por,

do tanque conservador

além de receber esses dados, digitaliza-los e retransmitir para

- Tensões do motor do comutador

a unidade de Armazenamento e Processamento de Dados. Ele

Transdutor de

- Correntes do motor do comutador

pode estar localizado próximo ao transformador ou alocado na

tensão e corrente

- Potências ativa/reativa/aparente

Transdutor de

- Temperaturas do óleo do

sala de relés de proteção ou na sala de controle da subestação. • Arquitetura descentralizada – Utiliza sensores eletrônicos inteligentes, geralmente dedicado ao monitoramento de uma função ou um grupo de funções correlatas. Fica localizado

do motor do comutador temperatura

comutador sob carga - Temperatura ambiente

43

IED`s

Dados Aquisitados - Contatos de alarme (relé buchholz, válvulas de alívio, níveis de óleo, etc.) - Estado dos grupos de

Módulos de aquisição

ventilação forçada

de dados

- Comutador sob carga em operação - Tempo de operação do comutador sob carga

Monitor de

- Capacitância das buchas

buchas

- Tangente delta das buchas

Relés regulador

- Correntes de fase

- Tensões de fase de tensão

- Potências ativa/reativa/aparente

Supervisor de

- Posição de tap do comutador

paralelismo

- Seleções local/remoto, mestre/comando/ individual e manual/automático



Esses IEDs têm sido utilizado na composição de sistemas de

monitoramento descentralizados, promovendo a modularidade do sistema, permitindo que se escolham livremente quais as variáveis a monitorar, além de facilitar futuras expansões simplesmente agregando novos IEDs. A Tabela 3 mostra um exemplo de IEDs associados ao sistema de monitoramento on-line de transformador, publicado por Alves no trabalho “Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga” no Cigré SC A3, em 2007. Sistemas dedicados a monitoramento on-line de transformadores

A utilização de sistema completo para avaliação de buchas e

transformadores pode fornecer soluções adequadas para a empresa que planeja o monitoramento contínuo do estado do transformador. Esse sistema permite a detecção de anormalidades, possibilitando o planejamento de uma ação corretiva em tempo adequado. O sistema também pode ser modificado e ampliado para atender às suas necessidades específicas. Além disso, por se tratar de um sistema único, existe uma melhor garantia de segurança e confiabilidade no trabalho conjunto dos diversos dispositivos que compõe o sistema. Como exemplo são expostos os dados de um sistema de monitoramento on-line de transformadores, o Montrano, da Omicron. Este sistema completo permite: • Avaliação contínua do estado do isolamento do transformador; • Determinação do valor de C, monitoramento DF / PF com precisão de laboratório em campo; • Avançada supressão de ruído para a detecção de fonte confiável de descargas parciais; • Gravação de transitórios de alta tensão em buchas;

Manutenção de transformadores

Apoio

44

• Interface Web para acesso de dados e visão geral do estado do

dispositivos que pode ser usado de diferentes formas no controle

sistema;

distribuído e aplicações de proteção, controle e monitoramento.

• Os dados de tendência para gestão do ativo monitorado.

Esses caminhos introduzem um novo conceito que requer uma abordagem e tecnologia diferente para serem aplicados aos

Alguns componentes do sistema de monitoramento completo:

componentes individuais do sistema de monitoramento.

• Adaptadores de tap para buchas de alta tensão - Sincroniza a

Considerações finais

captura de sinal para medida de capacitância, fator de dissipação,

Sobre o monitoramento on-line de transformadores:

transitórios de alta tensão e descargas parciais nas buchas do transformador;

• Existe a possibilidade de instalação de sistemas de monitoramento

• Sensor UHF - Sensor altamente sensível a medida de descargas

completos, com diversas medidas e aquisições de dados, além

parciais em UHF dentro do transformador;

de várias funcionalidades relacionadas a rotinas de cálculo e

• Unidade de aquisição de dados/transformador - Aquisição

simulações da condição do ativo;

simultânea de dados dos adaptadores do tape da bucha e sensor

• Pode-se customizar o sistema de monitoramento on-line para

de UHF no tanque do transformador com avançado processamento

selecionar apenas as variáveis de interesse para cada caso;

de sinal;

• A enorme capacidade de comunicação disponível e a grande

• Unidade de aquisição de dados/referência - Fornece sinal de

número de dados aquisitados podem gerar sobrecarga de

referência para medida de capacitância e medida de fator de

informações. As equipes técnicas devem avaliar de forma criteriosa a

dissipação com até três transformadores de tensão ou três buchas de

necessidade da utilização dos dados disponíveis no monitoramento;

referência transformador;

• É desejável que o sistema seja expansível, permitindo a integração

• Comunicação de fibra óptica - Conecta-se a cada unidade de

de novos dispositivos e novas funcionalidades;

aquisição com o computador central, com a transmissão de dados

• A tecnologia e os protocolos de comunicação devem promover a

sem interrupção através de longas distâncias;

interoperabilidade entre dispositivos de diversos fabricantes;

• Computador central e software de monitoramento - Armazena

• Cada empresa deve decidir qual a abrangência e a melhor

e executa rotinas de tendências inteligentes pós-processamento

arquitetura a ser aplicado ao seu sistema de monitoramento de

e visualiza dados para fornecer informações úteis sobre bucha e

transformadores.

estatuto condição de isolamento do transformador.

Referências Protocolos de comunicação A transmissão de dados entre os sensores e os medidores desses dados no transformador monitorado até a unidade de armazenamento e processamento é realizada através de uma rede de comunicação. A substituição da rede ponto a ponto, através de

• ALMEIDA, A. T. L. e PAULINO M. E. C. Manutenção de Transformadores de Potência, Curso de Especialização em Manutenção de Sistemas Elétricos – UNIFEI, 2012. • GT A2.05, Guia de Manutenção para Transformadores de Potência, CIGRE Brasil – Grupo de Trabalho A2.05, 2013. • Cigré WG A2.37, “Transformer Reliability Survey: Interim Report”, Electra, CIGRÉ, Ref. No. 261, 2012. • Cigré WG A2.27: Technical Brochure 343, "Recommendations for condition

cabeamento rígido, por uma rede LAN implica no uso de protocolos

monitoring and condition facilities for transformers"

de comunicação.

• IEEE Draft Guide PC57.143/20, "Guide for the Application for Monitoring Liquid

Ultimamente muitos protocolos são usados em subestações,

Immersed Transformers and Components" • Alves, M. E. G., Experiência de Campo com a Monitoração On-Line de Dois

sendo alguns concebidos para aplicações específicas. Outros são

Transformadores 150MVA 230kV com Comutadores Sob Carga, CIGRE SC A3, Rio de

estruturados utilizando-se normas internacionais, mas também são

Janeiro, 2007.

ajustados às necessidades de instalações locais.

Recomenda-se a utilização de protocolos de comunicação não

proprietários, tais como Modbus, DNP3, para facilitar a integração dos componentes do sistema de monitoramento, incluindo o supervisório da subestação.

Os dispositivos mais recentes utilizados na comunicação nas

instalações da subestação empregam a norma IEC 61850. Esta define caminhos para o intercâmbio de dados entre os diferentes

• MONTRANO, OMICRON, em http://bit.ly/1ATTLyE ou http://www.omicron.at

* Marcelo Eduardo de Carvalho Paulino é engenheiro eletricista e especialista em manutenção de sistemas elétricos pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI). Atualmente, é gerente técnico da Adimarco |[email protected].

Conjuntos de manobra e controle de potência

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30

Novo!

Capítulo I Introdução ao uso dos painéis elétricos

Contextualização e relevância A energia elétrica, seja em alta ou baixa tensão, ao ser disponibilizada para uma concessionária, uma indústria, um prédio comercial, um hospital, uma área residencial ou para qualquer aplicação no mundo moderno, como ilustrado na Figura 1, precisa ser: • Operada (manobrada); • Protegida; • Controlada; • Regulada; • Medida.

Figura 1 – SEP – Principais segmentos.

Todas estas ações podem ser efetuadas pelo uso de conjuntos de manobra e controle (CMC), priorizando-se, sempre, a segurança das instalações, dos equipamentos e, principalmente, do ser humano. Quando em algum ponto de um sistema de potência existem uma ou mais entradas de energia associadas a uma ou mais saídas de ramais de alimentação, tem-se a caracterização de uma barra de distribuição de energia elétrica. Para acessar esta barra do sistema de potência, com o objetivo de distribuir e controlar a energia elétrica,

Apoio

é preciso utilizar dispositivos e componentes eletromecânicos e, algumas vezes, também, eletrônicos. Estas partes, quando integradas de modo a constituir um único equipamento, compõem um conjunto de manobra e controle. Estes conjuntos podem ser melhor compreendidos se visualizados como sendo a interface física entre um sistema de potência e o ser humano. Em outras palavras, e de um modo simplificado, pode-se considerar estes equipamentos como sendo uma “grande IHM” (“Interface Homem-Máquina”), em que o sistema elétrico toma, neste caso, o lugar da “máquina”. Esse conceito construtivo de equipamentos é a concretização de uma parte de uma instalação elétrica, mostrada nos diagramas unifilares e trifilares, além das demais representações associadas que se fazem necessárias, como: diagramas funcionais, diagramas lógicos, diagramas de fiação e interligação, etc. Enfim, elas são estruturas integradas dentro de invólucros, que viabilizam a montagem e a interligação, tanto

31

mecânica quanto elétrica, de uma diversidade de dispositivos e equipamentos, os quais podem estar interconectados ou não, e que permitem a manobra, controle, regulagem, proteção e medição de parte de um sistema elétrico, sendo que as suas características devem, obviamente, estar adequadas ao ponto da instalação. Importante lembrar que estes locais de distribuição estão, sempre, associados às barras do respectivo sistema elétrico e, por conseguinte, devem atender às suas condições inerentes. Os conjuntos de manobra e controle, comumente conhecidos como painéis elétricos, são, normalmente, estruturas com invólucros metálicos para montagens em paredes (sobrepostas ou embutidas) ou no piso (autossustentáveis). Sendo que, dentro destas estruturas, pode-se montar uma diversidade enorme de equipamentos. As estruturas para montagens em paredes são, normalmente, denominadas quadros, como exemplificado na Figura 2-a, enquanto as estruturas autossustentáveis são, usualmente, conhecidas como cubículos (mostrada na Figura 2-b).

Conjuntos de manobra e controle de potência

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32

Existem, conforme a formação técnica, a aplicação, a região geográfica (local da instalação), a cultura da empresa (país de origem da tecnologia) e, até, do tipo de instalação (indústria de transformação, papel e celulose, petroquímica, siderurgia, geração de energia, concessionária, instaladores, etc.), variações quanto à nomenclatura usada para os painéis elétricos: • Centro de Controle de Motores (CCM); • Centro de Distribuição de Cargas (CDC); • Conjunto Montado em Fábrica (CMF); • Conjunto de Manobra e Controle (CMC); • Conjunto de Manobra (CJM); • Conjunto de Manobra e Controle em Invólucro Metálico (chamado, às vezes, de, simplesmente, Conjunto de Manobra); • Conjunto de Manobra e Controle “Simplificado” (Painel tipo “Metal-Enclosed”); • Conjunto de Manobra “Blindado” (Painel “MetalClad” ou “Blindada”); • Conjunto de Manobra resistente a arco elétrico; • Cubículo; • Quadro de distribuição; • Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT), e etc.

Figura 2 – Exemplos de CMCP (Painéis – quadro e cubículo).

Conforme as normas IEC 61439-1 e IEC 614392, a expressão “Conjunto de manobra e controle de potência” (CMCP) define a integração dos equipamentos aplicados na distribuição e controle de energia elétrica para alimentação de todos os tipos de cargas de uso industrial, comercial ou aplicações similares, em que não é prevista a operação de pessoas comuns, ou seja, a de pessoas consideradas “inadvertidas” (código “BA1”, relativo a “Competência das pessoas”, conforme a tabela 12 da norma ABNT NBR 14039 e da tabela 18 da norma ABNT NBR 5410). Em outras palavras, são equipamentos para o uso e intervenção de pessoas advertidas (“BA4”) ou qualificadas (“BA5”) e para a instalação em locais com acesso restrito, como o das salas elétricas. A realidade atual é que, tanto a especificação quanto a operação dos conjuntos de manobra e controle de potência em média e baixa tensões, no que se refere às suas características, tanto intrínsecas quanto extrínsecas, ainda representam uma zona nebulosa para a grande maioria dos usuários, sendo que, na maioria dos casos, muitos profissionais ainda empregam, como critérios únicos de projeto, os níveis

Conjuntos de manobra e controle de potência

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de tensões e correntes elétricas de operação relativas à aplicação. Na verdade, um CMCP exige que seu desenvolvimento, projeto, instalação, comissionamento, operação e manutenção apresentem cuidados especiais relativos à segurança humana e patrimonial. Afinal, um acidente em tais equipamentos resulta em muitos transtornos e em custos consideráveis, sendo que, muitas vezes, as piores consequências recaem sobre o trabalhador. Por isso, o conhecimento do estado da arte do projeto e uso de conjuntos de manobra e controle permite diminuir as chances de ocorrência de falhas internas e aumentar a probabilidade de salvaguardar a vida humana e dos equipamentos e instalações. Dessa forma, é fundamental fornecer diretrizes aos engenheiros responsáveis pela especificação e pelo uso de novos painéis elétricos ou modernização de unidades existentes que, por acaso, tenham sofrido danos oriundos de falhas, disponibilizando-se as diversas opções e recomendações vigentes, atualmente, nos meios técnicos. A crescente conscientização, vista em diversos segmentos industriais, dos riscos associados aos trabalhos em eletricidade, vem se estendendo, também, ao uso de conjuntos de manobra e controle de potência. E, dentro deste novo contexto, os profissionais da área vêm se deparando com novos desafios, provenientes da compreensão de que, além da ocorrência de falhas por curto-circuito franco (sólido) ou de surtos de sobretensão, podem existir eventos com altos valores de energia incidente, liberada em descargas por arcos elétricos, associadas a atividades que eram, antes, consideradas como de rotina. Daí a necessidade de se aprofundar na aplicação e especificação destes equipamentos, além da determinação dos níveis disponíveis de energia incidente associados a eles, de modo a se definir as medidas necessárias para se maximizar a segurança humana e patrimonial. A descrição, de uma forma sucinta, dos procedimentos, métodos e abordagens disponíveis atualmente para prevenção e mitigação dos riscos e efeitos associados à ocorrência de falhas em conjuntos de manobra e controle de potência deve ser adotada como ponto de partida para a análise e definição das filosofias de proteção a serem utilizadas.

A partir deste cenário, é possível notar a importância de se identificar as condições operacionais (níveis de corrente e tensão, tanto de regime como transitórios) e os níveis reais de energia que estão presentes no ponto de aplicação de um CMCP para, então, se definir os métodos de prevenção e mitigação de efeitos resultantes de falhas no SEP associado. Além do tradicional uso de relés de proteção, dos dispositivos de atenuação de surtos de tensão e dos equipamentos de manobra adequados, existem filosofias disponíveis atualmente que complementam a segurança como: • CMCP resistentes aos efeitos de um arco interno; • CMCP com limitação de causas de um arco interno; • CMCP com segurança aumentada e técnicas de redução de riscos de acidentes; • Uso de monitoramento contínuo e ferramentas de diagnóstico preditivo; • Dispositivos redutores de níveis de energia relacionada a um arco.

Objetivos e contribuições A literatura disponível sobre conjuntos de manobra e controle pode ser considerada escassa se buscarmos uma única fonte de informações para todo o universo de aplicações e equipamentos usados. Dentro deste contexto, são consideradas referências: o livro “ABB Switchgear Manual”, que se encontra atualmente na sua 11ª edição, e o livro “Switchgear and Control Handbook”, que está na sua 3ª edição. O primeiro foi gerado dentro do contexto normativo da IEC com uma forte influência da escola europeia, enquanto o segundo espelha a cultura norte-americana, com fortes referências às normas ANSI, NEMA e UL. Existem outros livros que merecem destaque. Entre eles, podem ser citados os seguintes trabalhos: • “Distribution Switchgear: construction, performance, selection and installation”; de 1986. Apresenta muito da escola inglesa, com uma excelente abordagem de materiais de montagem, de condutores e de isolantes utilizados na fabricação de CMCP; • “Standard Handbook for Electrical Engineers”. Uma referência clássica da escola norte-americana; • “Impianti Eletrici”, livro da escola italiana, escrito pelos engenheiros Antonio Bossi e Ezio Sesto, cuja

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tradução da 6ª edição (1977) para o português (“Instalações Elétricas”) foi feita pela Editora Hemus, em 1978; • “Instalaciones Eléctricas”, manual técnico da Siemens, cujo original em alemão é do ano de 1971, e foi traduzido para o espanhol em 1981. Este material apresenta, em seus dois volumes, muito da escola alemã, oferecendo uma excelente referência; • “High Voltage Switchgear – Analysis and Design”, dos autores russos Chunikhin e Zhavoronkov, cuja tradução para a língua inglesa foi lançada em 1989. Apesar de não serem dedicados exclusivamente aos tópicos relativos a um CMCP, outros livros têm servido de complementação ao projeto, montagem e aplicação de equipamentos de manobra e controle. Entre as diversas referências disponíveis, convém registrar os seguintes trabalhos: • “Industrial Power Systems Handbook”, material gerado por diversos engenheiros da “General Electric” e editado pelo Donald Beeman. É considerado um

35

clássico desde o seu lançamento em 1955; • “Protective Relaying: Principles and Applications”; do J. Lewis Blackburn, cuja 3ª edição, de 2007, foi coordenada pelo Thomas J. Domin. Portanto, os principais objetivos e contribuições deste trabalho é a apresentação e a disponibilização de informações básicas sobre a aplicação e o uso de conjuntos de manobra e controle de potência, tanto de média quanto de baixa tensão, em instalações elétricas industriais.

Descritivo A IEC 62271-200 e a NBR equivalente definem “conjunto de manobra e controle” como um termo geral que contempla os dispositivos de manobra e as suas combinações com os equipamentos associados de controle, medição, proteção e regulação, incluindo a respectiva montagem dos mesmos e as interligações associadas, os acessórios, invólucros e estruturassuporte. Já a definição para “conjunto de manobra e controle em invólucro metálico” seria aplicada

Conjuntos de manobra e controle de potência

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naqueles casos em que os conjuntos possuem um invólucro metálico externo, previsto para ser aterrado, e fornecido completamente montado, com exceção das conexões externas, como mostrado na Figura 3.

Figura 3 – CMCP (CDC) de média tensão.

A ABNT NBR IEC 60439-1 define conjunto de manobra e controle de baixa tensão como sendo a combinação de um ou mais dispositivos e equipamentos de manobra, controle, medição, sinalização, proteção, regulação, etc., em baixa tensão, completamente montados, como todas as interconexões internas elétricas e mecânicas e partes estruturais sob a responsabilidade do fabricante. Temos na Figura 4 um exemplo de um CCM de baixa tensão.

Figura 4 – CMCP (CCM) de baixa tensão.

Além destas definições normativas, existem classificações associadas ao tipo de aplicação a que se destina um determinado CMCP. Basicamente, a classificação está diretamente ligada a função primordial do equipamento. Sendo que, no Brasil, como resultado de anos de influência do universo ANSI / NEMA / UL, é comum se usar, tanto para média quanto baixa tensão, as designações: Centro de Distribuição de Cargas (CDC) e Centro de Controle de Motores (CCM). Um bom exemplo da absorção desta cultura se encontra no uso destes termos nas especificações técnicas de grandes empresas brasileiras. Um CDC é associado a uma barra que tem a função de servir de ponto de origem de distribuição de energia elétrica de todo ou parte de um sistema industrial, incluindo funções de manobra, de proteção e, normalmente, de medição, também. Essa barra está, geralmente, conectada ao secundário de um transformador de potência. Ela pode, ou não, ser ligada a outra barra contígua, instalada no mesmo conjunto construtivo, por meio de um disjuntor de interligação. É muito comum um CDC apresentar níveis de correntes nominais de regime e de curtocircuito altos. Tanto em MT quanto em BT são utilizados disjuntores como elementos de manobra. Um CCM, por sua vez, está associado a uma barra que concentra as funções relacionadas a operação, proteção e o controle dos circuitos alimentadores de motores, tanto em MT quanto BT. Essa barra pode estar conectada ao secundário de um transformador ou ser alimentada a partir de um CDC a montante. Apesar de ser pouco usual, esta barra pode, também, ter recursos para ser ligada a outra contígua, instalada no mesmo conjunto construtivo, por meio de um disjuntor de interligação. O CCM apresenta, em geral, uma corrente nominal de regime baixa, se comparada com um CDC. Os níveis das correntes nominais de curto-circuito são menores do que em um CDC. Para fins de proteção contra curtocircuito, podem ser utilizados disjuntores ou fusíveis limitadores de corrente. O elemento de manobra mais usual é o contator. Para algumas aplicações em MT, são encontrados casos que se utilizam os disjuntores, associados a relés secundários, para as funções de manobra e proteção.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

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Uma excelente fonte para auxiliar na compreensão dos conceitos sobre CDC e CCM, apresentados nos parágrafos acima, é o livro “Switchgear and Control Handbook”. No capítulo 14 (“AC Switchgear”) desta referência, os autores descrevem os conceitos sobre CDC, tanto de BT (ver a norma IEEE C37.20.1) quanto de MT (ver normas IEEE C37.20.2 e IEEE C37.20.3). Já o capítulo 26 (“Motor-Control Centers”) apresenta as definições e recomendações relativas ao CCM, tanto de BT (ver NEMA ICS-18) quanto de MT (ver NEMA ICS-3). Porém, diferentemente dos Estados Unidos, tal divisão não existe formalmente na cultura europeia. Por conta disso, é muito comum encontrar, dentro deste contexto, tanto em MT quanto em BT, um CMCP desempenhando ambas as funções: CDC e CMC.

Este equipamento integra as funções de distribuição de energia (ramais de saída) e alimentação de circuitos de motores. Neste tipo de abordagem, tanto a corrente nominal de regime quanto a de curtocircuito podem atingir valores altos, principalmente se compararmos com os existentes na maioria das instalações atuais no Brasil. Em resumo, os Conjuntos de Manobra e Controle de Potência (CMCP), tendo ou não configurações específicas, tais como CCM (Centro de Controle de Motores) e CDC (Centro de Distribuição de Cargas), tanto em média tensão (MT) quanto em baixa tensão (BT), visam suprir as necessidades dos pontos de distribuição e controle de energia elétrica. Sendo que estes equipamentos estão, muitas vezes, associados às barras de um Sistema Elétrico com níveis altos

Figura 5 – Parte de um diagrama unifilar com aplicações de CDC e CCM em MT.

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de demanda de potência, de correntes de curtocircuito, de energia associada às descargas de arco elétrico ou características especiais, tais como a existência de relações atípicas entre os valores de reatância indutiva e resistência do equivalente de Thévenin (X/R), vista pela fonte até o referido ponto do sistema elétrico. A Figura 5 mostra parte de um diagrama unifilar, em que se pode ver dois CDCs (13,8 kV – 2.000 A – 40 kA, cada) alimentando, cada um, transformadores de 3.150 kVA. Por sua vez, cada transformador alimenta uma barra de um CDC em 4,16 kV (800 A e 20 kA), a qual alimenta um CCM distinto de MT (4,16 kV / 800 A / 20 kA).

Níveis de tensões nominais e operacionais associados ao CMCP Existe, às vezes, por parte do usuário, a dúvida de como se deve classificar um conjunto de manobra e controle quanto à tensão nominal. A verdade é que há uma certa confusão no que diz respeito ao significado das expressões “baixa tensão (BT)”, “média tensão (MT)” ou “alta tensão (AT)”. Isto é normal se levarmos em conta o fato de que tanto a IEC quanto a ABNT classificam, basicamente, os equipamentos de manobra e controle, de acordo com a sua tensão nominal, em, somente, duas grandes famílias: “alta tensão (AT)”, para valores acima de 1.000 V em corrente alternada ou 1.500 V em corrente contínua, e “baixa tensão (BT)” para os valores até 1.000 V, em CA, ou 1.500 V, em CC. Porém, a verdade é que, tanto no Brasil como em outros países (Estados Unidos, Canadá, várias nações da União Europeia, etc.), a expressão “média tensão”, em CA, é muito utilizada para enquadrar os valores que se encontram acima do patamar de 0,6 kV, na cultura ANSI / NEMA, ou 1 kV, no caso IEC, e vão até o nível de 52 kV, inclusive. Isso pode ser exemplificado pelo fato de o CIRED (que pode ser traduzido como sendo: “Conferência Internacional sobre Redes de Distribuição”) vir tentando introduzir na IEC uma nova classificação para os valores das tensões normalmente usadas. Assim, existe uma previsão de se vir a adotar também o uso da expressão “média tensão” para cobrir os níveis mencionados

anteriormente; porém, sem nenhuma ratificação ainda por parte da IEC. Já, no Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) estabelece, no módulo 1 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist), que a “média tensão de distribuição” (MT) é aquela cujo valor eficaz entre fases é superior a 1 kV (CA) e inferior a 69 kV (CA). Dentro deste contexto, são apresentadas, a seguir, as listas formais de separação conforme a tensão nominal do equipamento e a “escola” técnica adotada: • Conforme a ABNT e a IEC, para corrente alternada (CA): – Até 1 kV: baixa tensão – Acima de 1 kV: alta tensão • Conforme a ANSI / NEMA / UL, para corrente alternada (CA): – Até 0,6 kV: baixa tensão – De 0,6 kV até 38 kV: média tensão – De 69 kV até 138 kV: alta tensão – De 230 kV até 525 kV: extra alta tensão – Acima de 525 kV: ultra alta tensão Em termos práticos, o enquadramento em faixas, adotado no dia a dia pelos profissionais das áreas de projeto, operação e manutenção na cultura elétrica nacional, é uma mescla entre a ABNT/IEC e a ANSI/ NEMA/UL. Desta forma, a classificação “informal” mais usada é: • • • • •

Até 1 kV – CA (inclusive): baixa tensão De 1 kV até 69 kV (exclusive): média tensão De 69 kV até 138 kV (inclusive): Alta tensão De 230 kV até 525 kV (inclusive): extra alta tensão Acima de 525 kV: ultra alta tensão

Conjuntos de manobra e controle de potência

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Capítulo II Seleção e normalização para conjuntos de manobra e controle Seleção inicial Um dos pontos mais importantes em uma instalação industrial, porém ainda nebuloso para a maioria dos usuários, é a seleção do tipo de painel elétrico a ser adotado e as suas características elétricas e construtivas, que atendam às necessidades e as condições operacionais e de manutenção. A grande maioria dos projetistas e usuários finais desconhece não somente as ditas “boas práticas de engenharia”, mas, também, as normas técnicas aplicáveis para este tipo de equipamento. A metodologia mais vigente, tanto no passado quanto no presente, é a escolha de um painel que atenda, basicamente, tensões e correntes elétricas de regime, presentes no ponto de aplicação. Porém, se levarmos em conta todas as interfaces existentes entre um painel elétrico e seu local, tanto físico quanto elétrico, de instalação e entre ele e as pessoas que estarão envolvidas na sua operação e manutenção, vemos que o assunto é muito mais complexo. Logo, se estabelecermos uma interface entre o que foi exposto e o fato de que a maioria dos segmentos no mundo moderno utiliza em suas instalações elétricas em corrente alternada, para as barras de baixa tensão (valores inferiores a 1 kV) e média tensão (acima de 1 kV e inferiores a 69 kV), conjuntos de manobra e controle de potência (CMCP), tais como Centros de Controle de Motores (CCM) e Centros de Distribuição de

Cargas (CDC), para suprir as suas necessidades de distribuição e controle de eletricidade, temos um contexto, no mínimo, preocupante. É importante atentar para o fato de que os Conjuntos de Manobra e Controle de Potência se encontram, normalmente, instalados em pontos que estão associados a barras do sistema elétrico com altos níveis de demanda e de correntes de curto-circuito. Em face disso, as etapas relativas ao projeto, montagem, instalação, comissionamento, operação e manutenção dos mesmos requerem cuidados especiais relativos à segurança humana e patrimonial. Por exemplo, muitos setores da indústria já reconhecem a real importância da identificação e da prevenção dos riscos associados à ocorrência de arcos elétricos, e, por conta disso, veem, não somente, a necessidade de se quantificar os níveis existentes de energia incidente no ponto da instalação, como a de se estabelecer os programas de segurança que, entre outros pontos, envolvem o uso de etiquetas informativas dos valores de energia presente, distâncias de segurança e as categorias de risco, conforme listado na NFPA 70E, com os respectivos requisitos específicos para os equipamentos de proteção, tanto individuais (EPI) quanto coletivos (EPC), para a realização de trabalho de intervenção. Porém, muitas vezes, os valores encontrados se mostram incompatíveis com condições seguras de trabalho. Em outras palavras, a abordagem do

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problema não se encerra simplesmente com o fim do cálculo da energia incidente e a consequente categoria de risco em que se enquadram os requisitos de um EPI ou EPC. É fundamental se identificar os níveis reais de energia disponível no ponto de aplicação do equipamento e as suas possíveis causas. E, para tal, se faz necessário estabelecer duas etapas de estudos de engenharia. A primeira etapa, conforme as recomendações do compêndio de práticas recomendadas para instalações elétricas industriais, o IEEE Std 141, está associada à definição do arranjo do sistema elétrico e níveis de tensões elétricas, em função das necessidades do mesmo e da sua interação, ou não, com a concessionária de energia: • Definição da filosofia de operação a ser usada no sistema (acoplamento com a concessionária local, geração própria, cogeração, o uso de disjuntores de interligação fechados de modo permanente ou não, a aplicação permanente ou temporária de reatores limitadores de corrente, etc.); • Estudos de fluxo de carga (para se validar as possíveis configurações a serem usadas no sistema elétrico, etc.); • Cálculo das quedas de tensão devidas à partida de grandes

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motores (para identificar requisitos de rearranjo do sistema elétrico ou alteração de especificação de equipamentos ou dos níveis de tensão usados na instalação). A segunda etapa está associada à determinação das correntes de falta e os respectivos tempos de eliminação, seguindo, por exemplo, as orientações contidas no IEEE Std 242: • Cálculo dos valores máximos e mínimos das correntes de curto-circuito, tanto os trifásicos quanto os monofásicos, conforme as possíveis configurações de operação; • Estudos de coordenação e seletividade do sistema de proteção. Somente, então, pode-se, por exemplo, iniciar a análise da energia incidente e dos métodos que podem ser adotados para a sua prevenção e a mitigação de seus efeitos. Todos sabem que um acidente em um equipamento resulta em muitos transtornos e em custos consideráveis; sendo que, muitas das vezes, o trabalhador, que estava incumbido da intervenção direta, sofre as maiores consequências, podendo perder a sua saúde ou a própria vida. Por conta disso, o conhecimento do estado da arte do projeto e do uso

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de conjuntos de manobras e controle de potência permite diminuir as chances de ocorrência de arcos internos e mitigar os seus possíveis efeitos, aumentando as probabilidades de salvaguardar a vida humana. A mesma falha mencionada acima, quando não coloca em risco a vida humana de forma direta, pode representar danos a diversos equipamentos, resultando na perda de parte ou na sua totalidade ou dos serviços prestados. Logo, um conhecimento sólido dos projetos e do uso de conjuntos de manobras e controle de potência permite, também, melhorar o desempenho dos equipamentos e instalações. Deste modo, é preciso, cada vez mais, disponibilizar diretrizes e ferramentas que permitam aos responsáveis pela especificação e a instalação de novos conjuntos de manobra e controle, ou a modernização de unidades já existentes, terem todas as condições para analisar e discutir as possíveis opções e recomendações e, assim, identificar aquelas que mais se adequam. Além disso, é importante, também, incorporar as boas práticas de engenharia e as lições aprendidas pelo uso consolidado de conjuntos de manobra e controle em instalações com históricos positivos de continuidade, disponibilidade e segurança.

Compêndio básico de normalização de conjuntos de manobra e controle Associados às diversas fases de aquisição e fornecimento de um conjunto de manobra e controle de potência existem diversos documentos normativos. As normas técnicas são baseadas no conhecimento e no consenso de especialistas, com o apoio e referendo da sociedade. Elas estabelecem os requisitos mínimos e os procedimentos de ensaios necessários para se ter uma instalação segura e confiável, permitindo uma alta disponibilidade da energia elétrica para qualquer sistema de potência. Elas são diferentes dos regulamentos. Esses se originam no âmbito governamental e são implementados por força de lei. Um caso típico desse tipo de documento

é o conjunto de normas regulamentadoras emitidas pelo Ministério do Trabalho e Emprego, ligado ao Governo Federal Brasileiro. As normas técnicas, como todos os documentos gerados pelo seres humanos, evoluem ao longo do tempo de sua existência, de forma a se adaptarem aos constantes avanços associados às áreas técnicas, éticas e políticas. Assim é de se esperar que o mesmo aconteça no que se diz respeito aos Conjuntos de Manobra e Controle (CMC), os quais são utilizados em diferentes níveis e aplicações dos diversos segmentos das atividades humanas. O avanço contínuo de conhecimentos tem como objetivo final a garantia da segurança dos usuários e de bens materiais, além da confiabilidade dos próprios sistemas elétricos. As revisões das normas técnicas estão comumente associadas a alterações em requisitos de operação e respostas a condições normais ou imprevistas, como também aos métodos usados para sua verificação. Neste processo, às vezes ocorrerem mudanças na nomenclatura ou na identificação de normas e documentos técnicos. Porém, a essência dos fenômenos físicos e químicos associados a qualquer equipamento elétrico se mantém. Tanto que os diversos órgãos normativos ao redor do mundo, como a IEC, ANSI e ABNT, reconhecem a validade de ensaios realizados num equipamento com base em uma versão anterior de uma norma, quando não ocorrem alterações no método e nos critérios de aprovação no respectivo ensaio. Toda esta preocupação se deve ao fato de que um Conjunto de Manobra e Controle de Potência, dentro das redes elétricas de distribuição de energia, seja em baixa ou média tensão, deve estar, normalmente, associado a “barras” do respectivo sistema, onde os níveis de energias disponíveis podem ser bem altos. Isto está diretamente associado aos níveis de correntes de curtocircuito e, conforme as necessidades estabelecidas pelo Estudo de Coordenação e Seletividade das Proteções Elétricas, ao tempo de resposta dos dispositivos de proteção. As ocorrências de falta em circuitos de distribuição em CA implicam em correntes de defeito com altos valores eficazes e de crista, os

Tabela 1 – Comparativo simplificado das características das normas e dos regulamentos Norma

Regulamento

A origem e implementação ocorrem no âmbito da sociedade.

A origem e implementação surgem no âmbito governamental.

Esclarece “como fazer”.

Estabelece “o que fazer”.

Documento estabelecido por consenso e emitido por órgão

Documento que contém regras e/ou requisitos obrigatórios, estabelecidos por

reconhecido, que visa fornecer regras, diretrizes e/ou características

uma autoridade (municipal, estadual ou federal).

Ele possui “força de lei”.

para a obtenção de um resultado ótimo.

Exemplo: ABNT NBR IEC 62271-200 (Conjuntos de Manobra e Controle entre 1 e 52 kV).

Exemplo: NR 10 (Norma Regulamentadora 10, do M.T.E.).

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quais estão diretamente relacionados com as características de suportabilidade às solicitações térmicas e dinâmicas da instalação, principalmente nos primeiros ciclos; além da capacidade de interrupção do disjuntor associado. Outro ponto implícito está relacionado a solicitação termodinâmica impingida pelo improvável, mas não descartável, evento de um arco elétrico em algum ponto do sistema, especialmente no interior de um Conjunto de Manobra e Controle (CMC). Desta forma, os fabricantes e pesquisadores procuram evoluir nos seus conceitos e projetos, de modo a serem obtidos produtos seguros e confiáveis que possam ter suas características comprovadas. Neste processo, existem muitos parâmetros que são ainda de difícil emulação puramente matemática ou acadêmica, daí a real necessidade de se buscar a comprovação, baseando-se num dos conceitos fundamentais da engenharia: a excelência da argumentação pela sistematização experimental. A linha atual de Conjuntos de Manobras e Controles de Potência fabricados no Brasil está fundamentada nos modelos desenvolvidos e ensaiados nas escolas: norte-americana (projetos ANSI/NEMA/UL) e europeia (projetos IEC). Todas estas culturas técnicas prezam, essencialmente, pela segurança de usuários e instalações, e, também, pela operação confiável dos equipamentos conforme os padrões mais altos de tecnologia e economia. Neste processo contínuo, existem vários ensaios cujos resultados podem não serem satisfatórios e implicarem em novos testes, repetidos após a inclusão das modificações determinadas pelo aprendizado da experimentação e pelo amadurecimento das bases científicas. No final das contas, as duas culturas precisam se adequar às leis e limitações definidas na física e na química para os fenômenos que irão determinar a operação de um sistema ou de um equipamento elétrico. A filosofia ANSI/NEMA/UL visa determinar o “COMO” e “O QUE” devem ser obtidos pelos projetos e aplicações dos produtos. Isto objetiva: • Padronização com redução de custos e tempos de entrega; • Produtos que cubram uma faixa maior de uso. Como consequência desta abordagem, podemos afirmar que: • A seleção dos produtos torna-se mais fácil; • Porém, os produtos tendem a ser “sobredimensionados”. Os produtos ANSI/NEMA/UL garantem a segurança através do desenvolvimento de produtos com fatores de

segurança altos. Por exemplo: uso de terminais grandes em componentes, acessíveis quando energizados, porém facilmente inspecionáveis. Já as normas IEC não se prendem ao “COMO”. Elas determinam somente “O QUE” deve ser obtido pelos projetos e aplicações dos produtos. Desta forma, se tem: • Produtos com aplicações específicas; • Produtos mais compactos. Como consequência, podemos afirmar que temos: • Custos de engenharia mais altos; • Custos de componentes mais baixos; • Necessidade de inventários maiores para cobrir as faixas de aplicação. A IEC garante a segurança por meio de testes extensivos dos produtos sob as piores condições possíveis de uso. Por exemplo: terminais menores nos componentes, protegidos fisicamente e, inerentemente, a “prova de dedos”, porém de difícil inspeção.

Tipos usuais de documentos Tipos de documentos do IEEE O IEEE publica, basicamente, os seguintes tipos de documentos: • Normas (“Standards”): documentos com requerimentos mandatórios; • Guias de aplicação (“Application guides”): documentos nos quais são sugeridas boas práticas, mas sem limitações definidas para seu uso; • Práticas recomendadas (“Recommended practices”): documentos nos quais filosofias e procedimentos preferidos pelo IEEE são apresentados; • Documentação experimental (“Trial-on documents”): documentos com validade limitada a dois anos. Podem pertencer a qualquer uma das categorias acima, sendo normalmente usadas quando da introdução de normas relativas a tecnologias recentes.

Tipos de documentos da IEC A IEC publica, basicamente, os seguintes tipos de documentos: • Normas internacionais (“International standards”); • Especificações técnicas (“Technical specifications”); • Relatórios técnicos (“Technical reports”).

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Sendo que, dentro da cultura europeia, o encadeamento básico entre normas e associações técnicas se dá em torno da seguinte estrutura: • ISO – International Organization for Standardization; • IEC – International Electrotechnical Commission; • CENELEC – European Committee for Electrotechnical Standardization; • EN – European Standard; • CE – “Conformite Europeen”: Selo obrigatório dentro da União Europeia.

Compêndio A seguir são apresentadas, sem a intenção de esgotar o assunto, listas, conforme os respectivos órgãos normativos, com algumas das normas técnicas mais usuais no projeto, fabricação, ensaios e uso de conjuntos de manobra e controle de potência (CMCP) de BT e MT.

ABNT: • NBR 5410: Instalações elétricas de baixa tensão • NBR IEC 60529: Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (código IP); que substituiu a NBR 6146 (Invólucros de Equipamentos Elétricos – Proteção) • NBR IEC60439-1: Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão – Parte 1: Conjuntos com ensaio de tipo totalmente testados (TTA) e conjuntos com ensaio de tipo parcialmente testados (PTTA); que substituiu a NBR 6808 (Conjunto de manobra e controle de baixa tensão montados em fábrica – CMF) • NBR IEC62271-200: Conjunto de manobra e controle em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV até 52 kV; que substituiu a NBR 6979 (Conjunto de manobra e controle em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV até 36,2 kV – Especificação) • NBR IEC60694 (2006): Especificações comuns para normas de equipamentos de manobra de alta-tensão e mecanismos de comando; que substituiu a NBR 10478 (Cláusulas comuns a equipamentos elétricos de manobra de tensão nominal acima de 1kV – Especificação) • NBR 14039: Instalações elétricas de média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV

ANSI / IEEE: • C37.20.1: Standard for Metal-Enclosed Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear • C37.20.2: Standard for Metal-Clad Switchgear

• C37.20.3: Standard for Metal-Enclosed Interrupter Switchgear • C37.20.4: Standard for Indoor AC Switches (1 kV – 38 kV) for Use in Metal-Enclosed Switchgear • C37.20.7: IEEE Guide Testing Metal-enclosed Switchgear rated up to 38kV for Internal Arcing Faults • C37.21: Standard for Control Switchboards • C37.23: IEEE Standard for Metal-Enclosed Bus and Calculating Losses in Isolated-Phase Bus • IEEE C37.100.1-2007: Standard of Common Requirements for High Voltage Power Switchgear Rated Above 1000V

IEC: • IEC 62271-200: High-voltage switchgear and controlgear – Part 200: A.C. metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV (supersedes a IEC 60298) • IEC 62271-1: High-voltage switchgear and controlgear – Part 1: Common specifications (supersedes a IEC 60694) • IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures (IP Code) • IEC 60664-1: Insulation coordination for equipment within low-voltage systems – Part 1: Principles, requirements and test • IEC 60865 (all parts): Short-circuit currents – Calculation of effects • IEC 60439-1: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 1: Type-tested and partially type-tested assemblies (Replaced by IEC 61439-1 and IEC 61439-2) • IEC 61439-1: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 1: General rules (Edition 1.0 / 2009-01) • IEC 61439-2: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 2: Power switchgear and controlgear assemblies (Edition 1.0 / 2009-01 – PSC Assemblies) • IEC 61439-3: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 3: Distribution boards intended to be operated by ordinary persons (DBO) (supersedes IEC 60439-3) • IEC 61439-4: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 4: Assemblies for construction sites (supersedes IEC 60439-4) • IEC 61439-5: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 5: Assemblies for power distribution in public networks (supersedes IEC 60439-5) • IEC 61439-6: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 6: Busbar trunking systems (busways) (supersedes IEC 60439-2) • IEC 60947-1 - Low-voltage switchgear and controlgear – Part 1: General rules

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• IEC 60947-2 - Low-voltage switchgear and controlgear – Part 2: Circuit-breakers • IEC 60947-3 - Low-voltage switchgear and controlgear – Part 3: Switches, disconnectors, switch-disconnectors and fuse-combination units • IEC 60947-4-1 - Low-voltage switchgear and controlgear – Part 4: Contactors and motor-starters – Section 1: Electromechanical contactors and motor-starters • IEC 62271-100: High-voltage switchgear and controlgear – Part 100: High-voltage alternating current circuit-breakers (old IEC 60056) • IEC 62271-102: High-voltage switchgear and controlgear – Part 102: Alternating current disconnectors and earthing switches • IEC 62271-105: High-voltage switchgear and controlgear – Part 105: Alternating current switch-fuse combinations • IEC 62271-106: AC contactors, contactor-based controllers and motor-starters • IEC 60282-1: High-voltage fuses – Part 1: Current-limiting fuses • IEC 60044-1: Instrument transformers – Part 1; Current transformers • IEC 60044-2: Instrument transformers – Part 2; Inductive voltage transformers

NEMA: • 250 - 2003: Enclosures for Electrical Equipment (1000 volts maximum) • BU1 - 1999: Busways • ICS1 - 2000: Industrial Control and Systems: General Requirements • ICS2 - 2000: Industrial Control and Systems: Controllers, Contactors and Overload Relays • ICS3 - 1993 (R2000): Industrial Control and Systems: Medium Voltage Controllers rated 2001 to 7200 volts AC (Até 1993 a ICS3 era sobre “Factory Built Assemblies” e a ICS247 sobre “MV Contactors and Starters”) • ICS6 - 1993 (R2001): Industrial Control and Systems: Enclosures • ICS18 - 2001: Motor Control Centers • PB1: Panelboards • PB2 / PB2.1: Dead Front Switchboards

Outras normas nacionais / internacionais associadas ao uso de painéis elétricos: • NR-10: Norma Regulamentadora número 10 • NFPA-70: National Electrical Code (NEC)

• IEEE Std 1584 - 2002: IEEE Guide for Performing Arc Flash Hazard Calculations • NFPA 70E – 2009: Electrical Safety Requirements for Employee Workplace • ANSI Z535.4 – 1998: Product Safety Signs and Labels • NEMA ICS 2.4 – 2003: NEMA and IEC devices for motor service – A guide for understanding the differences • ANSI/IEEE C37.04: Standard Rating Structure for AC HighVoltage Circuit Breakers • ANSI/IEEE C37.06: AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis – Preferred Ratings and Related Required Capabilities • ANSI/IEEE C37.09: Standard Test Structure for AC HighVoltage Circuit Breakers • ANSI/IEEE C37.50: Low-voltage AC Power Circuit Breakers used in enclosure – Test Procedures • ANSI/IEEE C37.51: Metal-enclosed Low-voltage AC PowerCircuit-Breaker Switchgear Assemblies – Conformance Test Procedure • ANSI/IEEE C37.54: Conformance Test Procedures for indoor AC MV Circuit breakers applied as removable element in Metal-enclosed Switchgear • ANSI/IEEE C37.55: Medium Voltage Metal-clad Assemblies – Conformance Test Procedures • ANSI/IEEE C37.57: Assemblies Conformance Testing • ANSI/IEEE C37.59: Standard Requirements for Conversion of Power Switchgear Equipment Como já mencionado anteriormente, o universo normativo é muito dinâmico, por conta disso, é recomendável consultas periódicas a documentos ou páginas eletrônicas dos principais órgãos normativos. A seguir, é apresentada uma lista básica de referência: • www.abnt.org.br; • www.iec.ch; • www.ieee.org; • www.cigre.org; • www.ansi.org; • www.nema.org.

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Capítulo III Conjuntos de manobra e controle de média tensão em invólucros metálicos

O primeiro passo na aplicação de um conjunto de manobra e controle é identificar o tipo de corrente elétrica presente no ponto da instalação: • Alternada ou contínua; • Se alternada, qual a frequência; • Os níveis de tensão e de isolamento. No caso de uso de corrente alternada ou de corrente contínua, tanto a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) quanto a IEC (International Electrotechnical Commission), além de outros órgãos, como o Cenelec (European Committee for Electrotechnical Standardization), costumam a classificar a tensão, com base nos níveis operacionais, como alta ou baixa. Estas faixas, em corrente alternada, se enquadram em: • Baixa Tensão (BT): para valores eficazes de tensões entre fases até 1.000 V, inclusive. • Alta Tensão (BT): para valores eficazes de tensões entre fases acima de 1.000 V. Deste modo, é normal que a expressão “média tensão (MT)” possa gerar alguma confusão ou estranheza. Porém, tanto no Brasil quanto em outros países, como Estados

Unidos, Canadá e várias nações da União Europeia, é comum o uso dessa expressão para uma faixa de tensão, em corrente alterna, cujo valor eficaz entre fases, está acima de 1 kV e abaixo de 69 kV. A Conferência Internacional sobre Redes de Distribuição (Cired) vem tentando, junto a IEC, introduzir uma nova classificação para os valores das tensões usadas e, assim, adotar, também, o uso da expressão “média tensão” para cobrir a faixa mencionada no parágrafo anterior. No entanto, ainda não existe nenhuma ratificação por parte da IEC. Aqui no Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), no conjunto de módulos dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Prodist), usa o termo “Média tensão de distribuição (MT)” para designar a tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e inferior a 69 kV. Com relação à expressão “conjunto de manobra e controle”, a ABNT NBR IEC 62271200, de 2007, a define como sendo um termo geral que contempla os dispositivos de manobra e suas combinações com os equipamentos associados de controle, medição, proteção e regulação, incluindo as suas respectivas montagens e as interligações associadas, os acessórios, invólucros e estruturas-suporte.

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Já a definição para conjunto de manobra e controle em invólucro metálico seria aplicada naqueles casos em que os conjuntos possuem um invólucro metálico externo, previsto para ser aterrado, e fornecido completamente montado, com exceção das conexões externas. A aplicação de um conjunto de manobra e controle de média tensão em invólucro metálico é feita, inicialmente, com base nas características nominais necessárias ao equipamento: • Tensão nominal (Ur). • Nível de isolamento nominal (valores das tensões suportáveis nominais a frequência industrial – Ud, e ao impulso atmosférico – Up). • Frequência nominal (fr). • Corrente nominal de regime contínuo (Ir). • Corrente suportável nominal de curta-duração (Ik). • Valor de pico da corrente suportável nominal (Ip). • Duração da corrente suportável (tk). • Valores nominais dos componentes incluídos no conjunto de manobra e controle.

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• Nível nominal para compartimentos preenchidos por fluidos. Claro que os tópicos anteriores não se bastam por si só para a aplicação dos equipamentos. Um passo inicial é consultar o capítulo “8” da norma “IEC 62271-200” ou de sua NBR equivalente. Este capítulo possui três seções que ajudam na seleção dos valores nominais, do projeto construtivo a ser adotado e a classificação de arco interno, caso seja aplicável. O material mencionado e as informações contidas na literatura técnica disponível, como na norma “Ansi / IEEE C37.20.2”, têm como objetivo servir de guia para a seleção de conjuntos de manobra e controle de média tensão em invólucros metálicos. É preciso atentar para as situações que apresentem desvios dos valores considerados como padrões nas normas para aplicação dos equipamentos, tais como: temperatura, altitude, influência de radiação solar, nível de umidade ou condições especiais de serviço (presença de fumaça, pó, gases, etc.).

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Descritivo As duas maiores escolas mundiais relacionadas com o desenvolvimento, projeto, construção e uso dos conjuntos de manobra e controle de média tensão são: a norte-americana (que está baseada nas normas Ansi / Nema / UL) e a europeia (que segue as normas IEC). As duas escolas não são exclusivas. Ambas se focam no desempenho seguro e confiável do conjunto de manobra e controle, com base nos fenômenos físicos intrínsecos à operação elétrica dos equipamentos em condições normais e anormais. Cada uma apresenta as suas próprias características, mas ambas caminham, atualmente, para um processo de harmonização de requisitos. Porém, antes de continuar qualquer análise, é preciso esclarecer alguns conceitos e termos disseminados na aplicação e uso de conjuntos de manobra e controle.

O uso da expressão: “metal-enclosed” está associado a formas construtivas autossustentáveis que apresentem invólucro metálico externo. E elas podem ser aplicadas tanto em baixa tensão (BT) quanto em média tensão (MT). Sendo que, nos casos de aplicações em MT, está subentendido que é obrigatório, também, o uso de barreiras metálicas na separação entre o compartimento de BT (controle) e as partes em alta tensão. O termo “metal-clad” é aplicável a estruturas de média tensão que, além de serem “metal-enclosed” (possuírem um invólucro metálico externo), apresentam outras divisórias internas de material metálico, que separam os compartimentos que compõem a coluna: controle (BT), disjuntor, cabos e barramento principal. Destas premissas, surgem, também, conforme a Ansi e a Nema, outras exigências construtivas: barramento e (colunas) adjacentes no compartimento do barramento principal, uso obrigatório de disjuntores do tipo extraível, os transformadores de potencial (TPs) e os auxiliares de controle (TACs), devem ser montados em compartimento próprio.

Figura 1 – Exemplos de formas construtivas usuais conforme cultura técnica das escolas norte-americana (Ansi / Nema) e europeia (IEC).

Legenda: 1 - Compartimento de BT; 2 - Dispositivos de alívio de sobrepressão (alívio de gases); 3 - Compartimento do barramento principal; 4 - Compartimento do elemento de manobra; 5 - Elemento de manobra; 6 - Transformadores de corrente (TCs); 7 - Terminação dos cabos de potência; 8 - Chave de aterramento. Figura 2 – Visualização esquemática de uma coluna de CMC de MT.

Existem conceitos oriundos da escola “Ansi / Nema” para a definição estrutural dos conjuntos de manobra de potência, que permeiam a cultura brasileira. Os mais comuns e que geram, ainda, muitas dúvidas e são os que estão associados às expressões: “metal-enclosed” e “metal-clad”.

Figura 3 – Visualização dos conceitos “metal-clad” e “metalenclosed” para coluna de CMC de MT.

A IEC e a ABNT adotam também o uso do termo “metal-enclosed” para indicar os casos em que os conjuntos de manobra e controle são montados em invólucros metálicos. Já a expressão “metal-clad” foi

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abandonada pela IEC na emissão da norma IEC 62271200, que substitui a IEC 60298 (antiga norma para os conjuntos de manobra e controle de alta tensão em invólucros metálicos). Para se ter uma noção básica da comparação entre as concepções e definições da IEC (ABNT) e da Ansi/IEEE para um conjunto de manobra blindado (“metal-clad”), é mostrado, a seguir, na Tabela 1, um resumo baseado na tabela “C.1” da norma IEC 62271-200 (de novembro de 2003).

Legenda: 1 - Compartimento de BT; 2 - Duto de gases; 3 - Compartimento do barramento principal; 4 - Compartimento do elemento de manobra; 5 - Elemento de manobra (no caso, disjuntor); 6 - Transformadores de corrente (TCs); 7 - Terminação dos cabos de potência; 8 - Chave de aterramento; 9 - Guilhotinas automáticas; 10 - Transformadores de potencial (TPs); 11 - Barra de terra. Figura 4 – Partes construtivas de uma coluna de conjunto de manobra e controle de MT em invólucro metálico.

Tabela 1 – Comparativo simplificado entre os requisitos construtivos de um “metal-clad”, conforme IEC e Ansi IEC 60298 (1990)

IEEE C37.20.2

>= 3 compartimentos

>= 3 compartimentos

Permite disjuntor fixo

Somente disjuntor extraível

Permite condutores nus

Condutores e conexões primárias cobertas por material isolante

Permitida a montagem fixa

Transformador com dispositivo-

de TPs e dos transformadores

fusível e partes extraíveis.

de controle

TPs e TAC em compartimento próprio

Não exige o uso de barreiras

Barreiras entre colunas do

entre colunas no compartimento

barramento principal

do barramento principal Legenda: • TPs: Transformadores de potencial. • TAC: Transformador auxiliar de controle.

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Nas Figuras 5 e 6, pode-se visualizar a diferença conceitual que existe entre as duas normas no que diz respeito à exigência de barras isoladas e de buchas de passagem (barreiras entre colunas adjacentes) no arranjo e montagem do barramento principal de um conjunto de manobra e controle de MT em invólucro metálico. Na Figura 5, tem-se uma vista traseira de um típico conjunto de manobra, conforme IEC, em que se nota as barras nuas e o compartimento do barramento principal sem barreiras (buchas isolantes de passagem) entre colunas adjacentes. Na Figura 6, pode-se ver a aplicação de dois tipos de buchas de passagem (barreiras entre colunas adjacentes), além de barras e conexões isoladas no compartimento do barramento principal, típico da cultura Ansi/IEEE/Nema/UL.

Uma unidade funcional, conforme as normas ABNT e IEC aplicáveis estabelecem, é a parte da estrutura que contém os componentes dos circuitos principais e auxiliares relativos a uma única função, como por exemplo: unidade de entrada, unidade de saída, etc. Esta definição está em conformidade com o vocabulário internacional (ver a cláusula “IEC 441-13-04” – definição modificada). Uma das formas construtivas mais usada atualmente na montagem de um conjunto de manobra e controle de média tensão é o arranjo com um disjuntor (elemento de manobra) por coluna (unidade funcional), montado a meia altura (aproximadamente no meio da seção). Esta forma pode ser denominada “um elemento por coluna”. Dentro deste contexto, uma unidade funcional, na maioria das vezes, confunde-se com a própria seção e/ ou coluna em que está montada.

Figura 5 – Vista traseira de um típico conjunto de manobra, conforme IEC.

Figura 7 – Exemplo de uma unidade funcional.

Uma unidade funcional (UF) irá apresentar, além do compartimento de controle, também chamado de BT (baixa tensão), outros compartimentos em que possa existir a presença de alta tensão (valores acima de 1 kV em CA), os quais podem ser chamados de principais ou de potência. Figura 6 – Vista de buchas de passagem (barreiras entre colunas adjacentes) e barras isoladas no compartimento do barramento principal.

Filosofias construtivas Um conjunto de manobra e controle de média tensão possui, na grande maioria dos casos, várias unidades funcionais montadas em um invólucro, formando uma estrutura única. Estes invólucros devem prover, pelo menos, um grau de proteção IP2X. Esse grau serve tanto para a proteção do equipamento contra as influências externas, quanto para a proteção humana, no que diz respeito à aproximação ou contato com partes vivas e contra contato com as partes móveis.

Legenda: I - Compartimento de BT. II - Compartimento do barramento principal. III - Compartimento do elemento de manobra (disjuntor ou contator). IV - Compartimento de cabos. Figura 8 – Compartimentos de uma unidade funcional.

Apoio

O compartimento principal, também chamado de compartimento de alta tensão, é a parte de uma unidade funcional de um conjunto de manobra e controle de MT onde se encontram partes com tensão superior a 1 kV, em CA, enclausuradas pelo invólucro, com exceção das aberturas necessárias para interconexões, ventilação ou acionamento. Aos compartimentos principais, ou seja, aqueles que possuem circuitos de potência, está associado o conceito de acessibilidade. Em outras palavras, a classificação de um compartimento principal de uma unidade funcional quanto ao tipo de acesso ao mesmo estabelece como está definida a possibilidade ou não de sua abertura. A classificação e a explicação das propriedades de um compartimento quanto a sua acessibilidade está definida na Tabela 2. Os compartimentos principais são quatro: três que podem ser abertos e um que não pode. Assim, eles são, basicamente, divididos em dois tipos:

37

• Acessível. • Não acessível. Um compartimento, dito acessível, pode ter o acesso controlado com base em: • Intertravamento. • Procedimento. • Ferramenta. Neste processo de se buscar a compreensão quanto a forma como são dispostos os compartimentos dentro de uma unidade funcional, o próximo passo é absorver o conceito de divisão: parte construtiva do conjunto que separa um compartimento dos demais. Com relação à classe de divisão, a “IEC 62271200” apresenta uma classificação, conforme a Tabela 3, mostrada a seguir, de acordo com o material (metálico ou não metálico) utilizado para o tipo de partição ou barreira existente entre as partes vivas. Isto se aplica, também, aos casos de compartimento acessível aberto.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

Tabela 2 – Classificação dos tipos de compartimentos em relação à acessibilidade Tipos

Características A ser aberto em condições normais

Não são necessárias ferramentas para abertura.

em intertravamento.

de operação e manutenção.

Intertravamentos previnem o acesso à alta tensão.

Acessível com base

A ser aberto em condições normais

Não são necessárias ferramentas para abertura.

em procedimento.

de operação e manutenção.

Procedimentos e travas previnem o acesso à alta tensão.

Compartimento com

Acessível com base

Passível de ser aberto, mas não

São necessárias ferramentas para abertura. Podem ser

acesso especial

em ferramenta.

durante condições normais.

necessários procedimentos especiais de manutenção.

Compartimento não

Não é possível ao

Não é previsto para ser aberto.

Abertura pode afetar o compartimento. Deve

acessível

usuário abrir.

Compartimento

Acessível com base

acessível ao operador

haver a indicação clara ao usuário para não abrir. Acessibilidade não é relevante.

Tabela 3 – Categorias das partições entre partes vivas e

da segurança humana e patrimonial. A atual classificação quanto à perda de continuidade de serviço das unidades funcionais de um conjunto de manobra e controle, conforme a norma “IEC 62271200”, encontra-se na Tabela 4. As Figuras 9 a 14 mostra exemplos das diferentes categorias, com o uso de visualizações esquemáticas.

compartimento acessível aberto

Classe de Divisão

Características

PM

metálica entre as partes vivas e o

(Partição Metálica)

compartimento aberto (mantida a

Obturadores metálicos e divisão

condição de invólucro metálico). Descontinuidade nas divisões metálicas PI

ou nos obturadores metálicos, existentes

(Partição Isolante)

entre as partes vivas e o compartimento aberto, devido ao uso de partes isolantes.

Existe também uma classificação dos conjuntos de manobra e controle baseada na sua capacidade de manterem algum nível de “continuidade de serviço” enquanto um dos seus compartimentos principais é aberto. A perda de continuidade de serviço, “LSC” (“Loss of Service Continuity”), está baseada na condição de abertura de um compartimento principal acessível. Sendo assim, este tópico é de fundamental importância para a definição de procedimentos operacionais e de manutenção, dentro do contexto Tabela 4 – C lassificação

Figura 9 – Categoria LSC1.

dos tipos de categoria quanto à perda de continuidade de serviço quando da abertura de um compartimento acessível

Tipos de Categorias

Características

Ver Figura(s)

Características LSC1

Não é prevista a continuidade de serviço quando da abertura de um compartimento

9

acessível de uma UF. No mínimo, outra UF terá que ser desenergizada. Pode ser necessário o desligamento e o aterramento de todo o conjunto. Permite uma maior continuidade de serviço durante o acesso ao compartimento de conexão LSC2

(cabos de potência). No mínimo, o barramento principal deve poder ser mantido energizado.

10 e 11

As demais UFs podem operar normalmente. UF da categoria LSC2 em que qualquer compartimento acessível, com exceção do LSC2

_A

barramento principal em conjuntos de barra simples, ao ser aberto permite que o barramento

12

principal possa estar energizado e as demais UFs possam operar normalmente. UF similar a LSC2A em que o respectivo compartimento de conexão (cabos de força) pode, _B

também, permanecer sob tensão. O barramento principal, demais unidades funcionais e todos os compartimentos de cabos podem estar energizados e operar normalmente.

13 e 14

Apoio

39

Figura 10 – Categoria LSC2 (seccionamento e aterramento no compartimento do disjuntor).

Figura 12 – Categoria LSC2A.

Figura 11 – Categoria LSC2 (seccionamento e aterramento no compartimento do barramento principal).

Figura 13 – Categoria LSC2B (disjuntor fixo).

Apoio

Conjuntos de manobra e controle de potência

40

Apesar da probabilidade muito baixa da ocorrência de uma falta por arco interno em um conjunto de manobra e controle aplicado, projetado, montado e operado conforme as diretrizes das normas e instruções do fabricante; não se pode ignorar este tipo de evento. Por conta disso, na norma “IEC 62271-200” e a NBR equivalente, foi introduzida a classificação relacionada à segurança pessoal em caso de um arco interno. Ela é construída partindo-se da denominação dada pela sigla “IAC” (“Internal Arc Classification”). A esta sigla estão associados os tipos de acessibilidade a cada face de um conjunto de manobra e controle, além do valor eficaz da corrente e do tempo de ensaio nas condições de arco interno. As categorias são definidas levando-se em conta os riscos mecânicos, elétricos e de incêndios no caso de um arco interno durante a operação normal de um conjunto de manobra e controle. Tabela 5 – Classificação quanto a um arco interno Categoria

Características

IAC (“Internal Arc

Não pode ocorrer nenhuma ejeção de

Classification”)

partes, nenhuma ignição de roupas, tecidos e o aterramento do invólucro

Figura 14 – Categoria LSC2B (disjuntor extraível).

deve permanecer efetivo.

Apoio



Conjuntos de manobra e controle de potência

42

Os complementos necessários para se configurar esta

classificação quanto ao evento de um arco interno são os



É importante ressaltar que um conjunto de manobra pode

ter diferentes tipos de acessibilidade para os seus vários lados.

seguintes: Exemplos de classificação IAC:

• Tipos de acessibilidade: – Tipo A: restrito somente a pessoal autorizado.

• IAC – AFLR – 40 kA – 1 s: acessibilidade, somente

– Tipo B: não restrito (público, em geral).

de pessoal autorizado, na frente, laterais e traseira do

– Tipo C: restrito pela instalação fora de alcance e

conjunto para uma falta por arco interno limitada a 40

acima da área de acesso.

kA e 1 s. • IAC – BF-AR – 20 kA – 0,1 s: acessibilidade para o

• Lados aos quais se aplicam a acessibilidade:

público em geral na parte frontal e somente para pessoal

– F: para a parte frontal do conjunto.

autorizado na traseira do conjunto, para uma falta por

– L: para as partes laterais do conjunto.

arco interno limitada a 20 kA e 0,1 s.

– R: para a parte traseira (posterior / retaguarda) do conjunto.

• Valores da corrente e do tempo usados no ensaio: – Corrente de falta, em kA eficazes simétricos. – Duração da falta, em segundos.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

30

Capítulo IV Conjuntos de manobra e controle de média tensão em invólucros metálicos Características construtivas

Conforme o capítulo 4 da IEC 62271-200 e a

operação (Ue) em média tensão no segmento

NBR correspondente, as características elétricas

industrial são: 4,16 kV e 13,8 kV. Além deles,

nominais de um conjunto de manobra e controle

é possível, também, encontrar sistemas em

em invólucro metálico para as tensões acima de

2,4 kV e 34,5 kV. Porém, a escolha de 2,4 kV

1 kV e até 52 kV, inclusive, são:

tem sido, praticamente, evitada no caso das



novas aplicações industriais. Já os sistemas 1 – Tensão nominal (Ur);

com tensão operacional de 34,5 kV vêm, nos

2 – Nível de isolamento nominal (valores das

últimos anos, aumentando a sua presença. É

tensões suportáveis nominais à frequência

possível também encontrar instalações com

industrial – Ud, e ao impulso atmosférico –

tensões de operação em 3,3 kV e 6,6 kV,

Up);

porém, não são comuns.

3 – Frequência nominal (fr); Tabela 1 – Tensões e níveis de isolamento nominais

4 – Corrente nominal de regime contínuo (Ir); 5 – Corrente suportável nominal de curta duração (Ik); 6 – Valor de pico da corrente suportável (Ip); 7 – Duração nominal de curtocircuito (tk). 1) Tensão nominal (U r): Os valores mais comuns para a tensão de

Brasil

Tabela 1b

Tabela 1a

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

Ue

Ur

Ud

Up

Ur

Ud

Up

(kV)

(kV)

(kV)

(kV)

(kV)

(kV)

(kV)

[2,4]

4,76

19

60

3.6

10

40

[3,3/3,45]

4,76

19

60

3.6

10

40

4,16

4,76

19

60

7.2

20

60

[6,6/6,9]

8,25

36

95

7.2

20

60

[11,0]

15

36

95

12.0

28

75

13,8

15

36

95

17.5

38

95

[23,0]

27

60

125

24.0

50

125

34,5

38

80

150

36.0

70

170

Apoio

31

Notas:

não reflete a realidade, já que a tensão nominal representa

• Coluna 1: valores comuns da tensão de operação no Brasil.

o máximo valor ao qual a instalação pode ficar sujeita: no

Os valores entre colchetes, apesar de serem utilizados, não

caso, por exemplo, de 13,8 kV os sistemas nacionais não

são muito comuns no setor industrial brasileiro;

ultrapassam o limite de 15 kV. Porém, o impacto não é

• Colunas 2 / 3 / 4: relativas a tabela 1b (faixa I / série II

significativo no contexto relativo aos valores dos níveis de

de tensões nominais – Ur) da IEC 62271-1, cujos valores se

isolamento nominais.

alinham com as práticas brasileiras; • Colunas 5 / 6 / 7: relativas a tabela 1a (faixa I / série I de

2) Nível de Isolamento Nominal (Ud / Up): se for

tensões nominais – Ur) da IEC 62271-1;

mantida a análise prévia para os sistemas com tensões

• Ue : tensão de operação (kV – valor eficaz);

de operação em 4,16 kV e 13,8 kV, pode-se notar que

• Ur : tensão nominal (kV – valor eficaz);

os valores de 20 kV e 38 kV adotados para tensão

• Ud : tensão nominal suportável a frequência industrial

suportável à frequência industrial (respectivamente para

(kV – valor eficaz);

as tensões nominais de 7,2 kV e 17,5 kV) não implicam

• Up : tensão nominal suportável ao impulso atmosférico –

nenhum grande impacto. Esses valores são muito

NBI (kV – valor de crista).

próximos dos aplicáveis no caso de se usar a tabela 1b (faixa I/série II de tensões da IEC 62271-1), ou seja: 19



A prática, muitas vezes, adotada no Brasil é associar os

kV e 36 kV, respectivamente, para as tensões nominais

valores de 4,16 kV e 13,8 kV às tensões nominais (Ur) de 7,2

de 4,76 kV e 15 kV. A tensão suportável nominal ao

kV e 17,5 kV da tabela 1a da IEC 62271-1: 2007: Níveis de

impulso atmosférico – NBI (U p) apresenta os mesmos

isolação nominais para tensões nominais da faixa I, série I

valores para ambas as tabelas da faixa I: 60 kV e 95 kV,

(valor eficaz da tensão nominal – Ur). Isso, de certa forma,

respectivamente.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

32

3) Frequência nominal (fr): A prática atual em todo o

conforme a norma internacional ISO 3. Estes valores

território brasileiro é o uso do valor de 60 Hz.

foram propostos, originalmente, em 1870 por Charles Renard (1847–1905), um engenheiro militar francês. E,

4) Valor da corrente nominal de regime contínuo (Ir) e

em sua homenagem, adotou-se a letra R para designar

máxima elevação de temperatura: Neste caso, a ABNT

cada uma das séries (R5, R10, R20, R40 e R80). Estes

segue a recomendação internacional de adotar, para os

valores estão divididos em cinco conjuntos de números

valores da corrente nominal, os múltiplos da série R10,

arredondados a partir das séries geométricas propostas:

conforme descrito na IEC 60059 (IEC standard current

10N/5, 10N/10, 10N/20, 10N/40 e 10N/80.

ratings).



Tabela 2 – Valores típicos para corrente nominal de regime contínuo (Ir) Marcas

Valores típicos da IEC

(1)

(2)

é o fato de a primeira permitir uma sobre-elevação de temperatura maior: 75 ºC (IEC) em comparação a 65 ºC para os usuários finais que aplicam equipamentos

630

(*)

de temperatura propostos pela IEC em relação à Ansi,

(ANSI). Tal situação promove uma percepção confortável

A (*)

Um ponto interessante, ao compararmos os limites

800

de origem Ansi num contexto IEC. Este fato pode ser

1.000

explicado a partir da seguinte equação, a qual relaciona

1.250

as elevações de temperatura aos níveis de corrente.

1.600 (*)

2.000 2.500

(*)

3.150 4.000

Os termos mostrados significam:

Notas: • Coluna 1: a marca (*) indica os valores mais usados nos conjuntos de manobra e controle de MT. • Coluna 2: valores da corrente nominal de regime contínuo (Ir) conforme a subseção 4.4.1 da IEC 62271-200. Tabela 3 – Limites de elevação de temperatura, conforme a tabela 3 da norma IEC 62271-1 Conexão de barras ou terminação de cabos

Elev. Temp. C

• Ir: Valor da corrente nominal. • Ie: Valor da corrente de operação. • Δυr: Elevação de temperatura nominal. • Δυe: Elevação de temperatura em operação. Como

um

exemplo

para

o

ponto

mencionado

anteriormente, vamos verificar o que ocorre ao se aplicar

Temp. Total

3.150 A em um equipamento Ansi de 3.000 A com conexões

C

prateadas aparafusadas nos barramentos. Com base na

o

o

Barras de cobre nu

50

90

Barras estanhadas

65

105

Barras prateadas

75

115

Barras niqueladas

75

115

Cabo a barra de cobre nu

50

90

Cabo a barra estanhada

65

105

Cabo a barra prateada

65

105

relação (1), a seguinte relação se aplica:



O resultado da relação anterior é, aproximadamente,

72 ºC. Isso representa a elevação de temperatura para

A série R10 (constituída pelos valores: 1 / 1.25 / 1.6 /

uma corrente de 3150 A em um equipamento Ansi para

2 / 2.5 / 3.15 / 4 / 5 / 6.3 / 8 e seus múltiplos) é parte de

3.000 A. Em outras palavras, o equipamento é capaz

um sistema de números preferenciais, que foi proposto

de atender ao requisito da IEC para uma elevação

com a finalidade de se padronizar os valores utilizados

máxima de temperatura de 75 ºC (ver Tabela 3) para

em qualquer aplicação técnica, em conjunto com o

uma conexão aparafusada de barras prateadas.

sistema métrico. Este sistema foi adotado em 1952 pela



ISO (International Organization for Standardization),

segundo a Ansi, no nível de 1.250 A, a elevação de

No caso de comparação de equipamentos de 1.200 A,

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

34

temperatura é de, aproximadamente, 71 ºC, se levarmos

da aplicação de um multiplicador ao valor eficaz da

em conta as mesmas condições descritas no parágrafo

componente simétrica da corrente de curto-circuito.

anterior para uma estrutura de 3.000 A.

Este multiplicador é definido a partir do valor da relação

Outro comentário interessante quanto à elevação

X/R (razão entre a reatância indutiva e a resistência)

de temperatura e sua relação com o acabamento dado

para o equivalente de Thevenin do sistema elétrico,

às superfícies de contato nos pontos de conexão é o

visto a partir do ponto da falta. O multiplicador é igual

fato de que, apesar de bem conhecido, o impacto da

ao produto da √2 por uma constante, a qual é calculada

combinação de condições de calor e umidade com

a partir do valor de X/R. Neste trabalho, esta constante

ambientes ricos em enxofre sobre certas atmosferas

está representada pela letra k.

industriais.

Tabela 4 – Valores

Apesar de serem conhecidos os impactos negativos

típicos para corrente suportável

nominal de curta duração

no tratamento de prata aplicada sobre superfícies

Marcas

de cobre (uso de prateação sobre base metálica) em

(1)

ambientes industriais com atmosfera rica em enxofre

(Ik)

Valores típicos da IEC (2) kA

associados à combinação de calor com umidade, não

16

tem existido tal preocupação por parte dos profissionais

20

responsáveis pela especificação e aplicação dos

(*)

25

equipamentos na maioria das vezes. O conhecido

(*)

31,5

processo de corrosão do cobre (Cu) e da prata (Ag),

(*)

40 50

nas condições descritas anteriormente, comum em muitas áreas de refinarias, unidades petroquímicas, siderúrgicas, processamento de papel e celulose e de

Notas:

tratamento de água e esgoto, não tem sido considerado

• Coluna 1: a marca (*) indica os valores mais

ou, mesmo, relatado como um crítico. Isso se deve,

encontrados nos equipamentos de manobra de MT

talvez, ao fato da enorme tendência de se usar unidades

usados em conjuntos para subestações primárias.

de ar-condicionado, sistemas de pressurização e filtros

• Coluna 2: valores típicos da corrente suportável

nas salas elétricas principais, associado ao fato de ser

nominal de curta-duração (I r) conforme a subseção 4.5

comum o critério de instalação dos equipamentos de

da IEC 62271-200.

manobra e controle o mais distante possível das áreas com maior concentração de gases de enxofre (sulfatos

A IEC 60909 define as seguintes relações entre o

hidrogenados). Porém, cabe ressaltar que já houve

valor de X/R, o valor eficaz da componente simétrica da

solicitações no mercado brasileiro para o uso de níquel

corrente subtransitória de curto-circuito (Ik’’) e o valor

(Ni) como material de acabamento sobre superfícies de

instantâneo de pico da crista do 1º semiciclo (ip).

cobre (Cu) nas regiões de contato das conexões elétricas em áreas específicas de siderúrgicas e de unidades de processamento de papel e celulose. 5) Valor da corrente suportável nominal de curtaduração (I k): Os valores adotados são, também, baseados em múltiplos da série R10. Eles expressam,



A relação de X/R é igual ao produto da constante de

tempo (t), em milisegundos, pela velocidade angular (v) do sistema, em rad/s (obtida pela frequência – f):

em kA, o valor eficaz da componente simétrica da corrente suportável nominal de curta duração. 6) Valor de crista da corrente suportável nominal (I p): O valor instantâneo de crista do primeiro semiciclo



da corrente suportável nominal de um conjunto de

indutância (L), como se vê na fórmula a seguir; em que o

A partir da relação entre a reatância indutiva (X) e a

manobra e controle de média tensão é obtido a partir

valor de f representa a frequência do sistema, em hertz,

Apoio

35

e L é a indutância, em henries, pode-se extrair o valor da constante de tempo, em milisegundos.

Por exemplo, o valor de 2,5 representa o resultado do produto da √2 por um valor da constante k associada



Na cultura Ansi (ver documento IEEE Std C37.010/1999:

a relação X/R = 14. O valor 14 é aproximadamente igual

IEEE Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers

ao produto da constante de tempo (t), igual a 45 ms (valor

on a Symmetrical Current Basis), são definidas as seguintes

definido na seção 4.6 da norma IEC 62271-1) e a velocidade

relações entre o valor de X/R, o valor eficaz da componente

angular (v) de um sistema para a frequência de 50 Hz, como

simétrica da corrente subtransitória de curto-circuito (Isym)

se pode ver a seguir:

e o valor instantâneo de pico da crista do 1º semiciclo (iCL) do curto-circuito:



No caso de 60 Hz, teríamos uma velocidade angular

(ω) com o valor de aproximadamente 377. Isso nos dá uma relação X/R = 17, para uma constante de tempo (τ), igual a

Neste contexto, é interessante notar que a norma

45 ms. Este valor nos proporciona uma constante de 2,6,

para disjuntores de alta-tensão IEC 62271-100 / 2008-

como se pode ver a seguir:

04 (High-voltage switchgear and controlgear – Part 100:

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

36

Alternating-current circuit-breakers) define os seguintes

associada à aplicação correta dos elementos de proteção

valores a serem usados para obter o pico do primeiro

(transformadores de corrente e relés) e de manobra

semiciclo de corrente de curto-circuito:

(disjuntores, contatores e fusíveis limitadores).

• 2,5 para sistemas com fr = 50 Hz e constante de tempo

1) Esforços dinâmicos oriundos das correntes de curto-

(L/R) igual a 45 ms;

circuito:

• 2,6 para sistemas com fr = 60 Hz e constante de tempo



Em termos mecânicos, para um curto-circuito trifásico

(L/R) igual a 45 ms; e

franco (impedância zero no ponto de falha) basta uma

• 2,7 para ambas as frequências e constante de tempo

simples análise da fórmula (2) da norma IEC 60865-1 /

igual a 120 ms (caso especial).

1993 (Short-circuit currents – Calculation of effects. Part 1: Definitions and calculation methods), reproduzida a

7) Duração de curto-circuito nominal (tk): A ABNT,

seguir, para se notar que o aumento do valor instantâneo

a IEC e a Ansi adotam, para a duração nominal da

de pico da corrente de semiciclo implica uma variação

corrente suportável, um dos seguintes valores: 1, 2 ou 3

quadrática na força resultante: 10% a mais de corrente

segundos. Apesar de ser usual o valor de 1 segundo para

significam 21% a mais de força sobre as barras.

as aplicações mais comuns, tem-se visto, neste quesito, indústrias que, por questões de segurança operacional e confiabilidade, vem mostrando preferência pelo valor de 3 segundos.

Características especiais de aplicação Como já comentado anteriormente, a aplicação de um conjunto de manobra e controle de média tensão vai além da simples acomodação dos valores nominais do equipamento aos que são requeridos pelo sistema. Existe a necessidade concreta de identificar as várias variáveis

• Fm3: força no condutor principal (fase) central devido a um curto-circuito trifásico; • μ0: constante magnética, permeabilidade do vácuo; • ip3: valor instantâneo de crista do primeiro semiciclo da fase com maior assimetria em um curto-circuito trifásico; • l: distância entre centro de linha dos suportes; • am: distância efetiva entre condutores principais adjacentes.

presentes na instalação, sejam elas de origem elétrica ou ambiental. A operação adequada e segura de qualquer sistema ou equipamento elétrico depende de um compromisso entre fornecedor e cliente. O fabricante deve garantir que o produto irá atender o estabelecido nas normas técnicas aplicáveis, mas é fundamental que o usuário mantenha o local da instalação conforme os requisitos da aplicação e operação. Um exemplo importante e que é muito recorrente na aplicação de cubículos é o descuido com o valor de crista do primeiro semiciclo da corrente de curto-circuito nominal. Este valor, determinado pela relação X/R vista entre a barra do painel e a(s) fonte(s) do sistema elétrico, implica não somente no comportamento dinâmico nas barras do conjunto de manobra e controle de média tensão, proveniente dos esforços mecânicos produzidos pela corrente de curto-circuito no 1º semiciclo da fase mais assimétrica (ip – valor instantâneo de crista), que irá interagir com as outras duas fases, como também está

Figura 1 – Simulação gráfica da corrente de um curto-circuito monofásico.

Em que: • Valor eficaz, em kA, da corrente = 40; • Valor, em Hz, da frequência = 60; • Relação X sobre R visto do ponto de defeito = 17; • Ciclos de falta = 7; • O valor do ângulo da impedância é de 86,63 graus; • O fator de potência do curto-circuito é 0,06; • A constante de tempo do circuito é 45,09 ms; • Fase com a máxima assimetria;

37

• O fator de assimetria do 1º semiciclo da fase, conforme a Ansi, é 1,8313; • O valor do multiplicador para crista do 1o semiciclo da fase (= SQRT(2)*k), conforme a Ansi, é de 2,5898; • O valor de crista do 1º semiciclo da fase, conforme a Ansi, é de 103,59 kA; • O valor do angulo de fechamento da fase é de 176,63 graus. 2) Uso de disjuntores em circuito com geradores:

Um problema crítico é a aplicação correta de disjuntores de distribuição em circuitos com geração, já que este tipo de equipamento é definido e ensaiado com a constante de tempo padronizada em 45 ms.

Na aplicação de disjuntores em circuitos e barras

com geradores, deve-se atentar para possíveis condições especiais, que podem estar presentes: • Valores altos para a relação X/R (constantes de tempo maiores do que 45 ms); • Valores altos (acima do padronizado) da TRT (Tensão de Restabelecimento Transitória, denominada, em inglês, como TRV) e da TCTRT (Taxa de Crescimento da Tensão de Restabelecimento Transitória, denominada, em inglês, como RRRV); • Valores altos da corrente de regime contínuo; • Valores altos para a corrente de curto-circuito alimentada pelo sistema; • Manobra em oposição de fase (sistemas fora de sincronismo); e • Possibilidade de atraso no zero de corrente (ausência de zeros nos primeiros ciclos da forma de onda da corrente a ser interrompida).

Estas condições têm sido observadas em unidades

dedicadas a autogeração ou a cogeração. Por exemplo, nas unidades de extração e produção marítimas de petróleo, em que as distâncias envolvidas e a necessidade de deslocamento das mesmas obrigam a independência de suprimento de energia elétrica, tem-se observado uma tendência de se usar de 3 a 4 turbo-geradores, em 13,8 kV, com potência variando de 25 MVA a 35 MVA. Estes fatos têm levado à necessidade de se adotar disjuntores específicos para aplicação em geradores, conforme diretrizes da ementa 1 da norma Ansi/IEEE Std C37.013a, de 2007 (IEEE Standard for AC

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

High Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis – Amendment 1: Supplement for Use with Generators rated 10-100 MVA).

Uma alternativa usada em alguns casos especiais

para adequar a capacidade nominal de interrupção de um disjuntor a uma constante de tempo maior é retardar sua abertura, permitindo que a onda de corrente reduza a sua assimetria e, então, se enquadre na capacidade do elemento interruptor. Se forem tomados os cuidados devidos para a solicitação dinâmica e térmica, além da estabilidade dinâmica do sistema, aparentemente, não se vê muito problema. Mas se for levado em conta a possibilidade de acidentes internos por arco no conjunto de manobra, onde está instalado o disjuntor, este mesmo retardo irá implicar níveis mais altos de energia e, caso o evento ocorra com porta ou tampa aberta, implicará uma maior exposição humana aos riscos inerentes dessa situação. 3) Aplicação de Transformadores de Corrente (TCs) e

Figura 2 – Comparação das formas de onda e dos valores eficazes das correntes secundárias de um TC.

relés de proteção:

Tanto a ABNT quanto a IEC, em suas normas

secundário de conexão e um relé de proteção do tipo

para conjuntos de manobra e controle de MT, não

microprocessado). Para este caso, foi suposto 75% de

determinam nenhuma característica mínima para o

remanência presente no núcleo do transformador de

uso de transformadores de corrente ou de relés de

corrente.

proteção. Porém, a análise de engenharia de proteção e

A forma de onda não distorcida e com maior

do grupo de estudos de curto-circuito e de seletividade

assimetria no primeiro semiciclo, vista na imagem

da proteção precisam ser levadas em consideração.

inferior da figura, demonstra a condição teórica para

A saturação de um TC não se deve somente ao alto

um TC ideal (livre de qualquer saturação). Já a outra

valor eficaz da componente simétrica da corrente de

onda, distorcida e com assimetria menor no primeiro

curto-circuito. Existem outros fatores, como nível de

semiciclo mostra a real condição com a saturação do

remanência no núcleo do transformador, a carga imposta

TC.

no circuito secundário do mesmo e, principalmente, a



uma grande assimetria (componente contínua – relação

tempo correto e implicar não somente em transtorno na

X/R do circuito primário do TC).

coordenação e continuidade/confiabilidade do sistema



Um TC saturado pode levar a proteção a não atuar no

Na Figura 2, é possível estabelecer uma comparação

elétrico, como pode também aumentar a exposição de

visual das formas de onda e dos valores eficazes das

um trabalhador a energia liberada por um arco elétrico.

correntes secundárias de transformador de corrente (TC)



de relação 2.000-5 A, classe de exatidão de proteção

que a forma de onda no secundário do TC em 6 ms já

10B400 (ABNT) ou C400 (Ansi), quando submetido

mostra sinais do início de saturação, que se estende

a uma corrente simétrica (primeira visualização) e

por mais de 100 ms. Pode ser que o tempo até o início

de assimetria total (segunda visualização), para os

da saturação não seja suficiente para atuar o elemento

valores primários relativos a um curto-circuito de 35

instantâneo da unidade de proteção de sobrecorrente;

kA eficazes e X/R= 48 (constante de tempo de 126 ms).

principalmente no caso de relés microprocessados, em

Este TC está conectado a uma carga secundária, ZSEC

que os filtros das entradas de corrente retiram todas as

= (0,04 + j0,001) ohms (cerca de 5 metros de cabo

harmônicas do sinal, deixando apenas a fundamental,

Pode-se observar na segunda imagem da Figura 2

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

40

com um valor insuficiente para a partida da respectiva

4) Alteração espacial do arranjo interno de partes do

unidade do elemento de proteção.

Conjunto de Manobra:

Uma forma de se contornar este problema é o uso de

Um CMC de MT é ensaiado para suportar uma

relés microprocessados, já disponibilizados no mercado

série de impulsos atmosféricos com uma determinada

por alguns fabricantes, que possuem algoritmos que

configuração. A inclusão de outros componentes

permitem lidar com as condições transitórias de sinais

deve ser cuidadosamente avaliada quanto às novas

de corrente distorcidos pela forte saturação no núcleo

distâncias dielétricas, de forma a se garantir que os

do TC. Outra abordagem é calcular o que o IEEE define

gradientes elétricos presentes no interior do painel

como tempo até saturação e verificar se este valor é

estejam de acordo com a classe de isolação do

suficiente para permitir a atuação da proteção.

equipamento. Apesar de muitas vezes o simples uso



Em outros casos, pode ser necessária a aplicação de

das distâncias e práticas de engenharia do fabricante

transformadores de corrente de proteção com relações

bastar para demonstrar a correta adequação do novo

de transformação e classes de exatidão (burdens)

arranjo, existem situações que se fazem necessárias



maiores. Mesmo que esta solução seja adequada para o uso e ajustes dos relés de proteção acoplados, o agravante nesta solução é o volume a ser ocupado por este componente. É importante lembrar que um conjunto de manobra e controle de MT é ensaiado para suportar uma série de aplicações de impulsos atmosféricos em uma determinada configuração física. A inclusão de outros componentes deve ser cuidadosamente avaliada quanto às novas distâncias dielétricas, de forma a se garantir que os gradientes presentes no interior do painel estejam de acordo com a classe de isolação do equipamento. Neste contexto, o uso de relés microprocessados leva, na maioria dos casos, a situações que permitem

à realização de novos ensaios de verificação do NBI do conjunto. O crítico é que a maioria dos usuários desconhece, por exemplo, a prática comum nos Estados Unidos de se aceitar a validação da UL para as práticas de engenharia usadas pelo fabricante. Associado a este último fato, existe o detalhe de nem sempre os arranjos serem de fácil avaliação, mesmo com o uso de programas computacionais para representação gráfica das linhas de campo elétricas e gradientes presentes. Na Figura 5, são mostrados os oscilogramas de 15 aplicações positivas e 15 negativas de tensão de NBI (Nível Básico de Isolamento ao Impulso Atmosférico),

aplicar o tipo de TC testado originalmente pelo

com forma de onda de 1,2/50 microsegundos para uma

fabricante do painel, sem precisar provocar impactos

valor de ensaio de 95 kV de pico. O NBI é equivalente

dimensionais ou que possam invalidar ensaios efetuados

ao BIL (Basic Impulse Level das normas Ansi). O arranjo

nos protótipos. Isso se torna mais provável nos casos de

físico referente à verificação da suportabilidade ao

uso de relés numéricos que possuam filtros capazes de

impulso atmosférico da fase B de um CMCP de MT,

se adaptar à condição de saturação pesada da corrente

adaptado para ser acoplado a um duto de barras

medida.

com

transformadores

de

corrente

para

proteção

diferencial da unidade geradora (grupo gerador mais transformador), é mostrado na Figura 6. Apesar de ter sido demonstrado a adequação do novo arranjo com base nas práticas de engenharia do fabricante para um equipamento de classe de tensão de 17,5 kV (NBI igual a 95 kV de crista), o usuário final solicitou a realização de ensaio em laboratório independente.

Mas,

o

equipamento

suportou

as

aplicações sem a ocorrência de nenhuma descarga disruptiva Figura 3 – Diagrama unifilar simplificado, mostrando parte dos turbogeradores de uma unidade petroquímica.

(flashover)

na

parte

autorregenerativa

do isolamento, apesar das normas IEC aceitarem a ocorrência de até duas.

Apoio

Figura 4 – Vista parcial do CMCP-MT correspondente ao um diagrama unifilar (mostrado na figura anterior).

41

Figura 6 – Arranjo físico interno do CMCP de MT ensaiado quanto ao seu NBI de 95 kV de crista (conforme oscilogramas da Figura 19).



Estes são apenas alguns exemplos dos diversos cuidados

que se fazem necessários quando da aplicação de um conjunto de manobra e controle, principalmente quando temos a segurança humana e patrimonial como foco.

Figura 5 – Oscilogramas de tensão para verificação de suportabilidade ao impulso atmosférico.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

46

Capítulo V Ensaios de tipo e de rotina



Além de todos os cuidados mencionados em

1.5. Verificação da operação satisfatória dos

capítulos anteriores quanto a interação de um

dispositivos de manobra e partes removíveis;

equipamento com o sistema elétrico, em que ele

1.6. Verificação do grau de proteção (testes

vai ser instalado, toda e qualquer aplicação de um

para o primeiro numeral e uma possível letra

Conjunto de Manobra e Controle (CMC) de média

adicional para segurança humana).

tensão (MT) demanda que este produto tenha todos os ensaios de tipo, conforme as normas

2 - Obrigatórios, onde aplicáveis:

aplicáveis; devendo estar em consonância com as

2.1. Verificação da proteção de pessoas contra

condições existentes na aplicação.

efeitos elétricos perigosos;



2.2. Verificação dos compartimentos preenchidos

Para a norma IEC 62271-200 e sua NBR

equivalente, a lista de ensaios de tipo requeridos

a gás quanto a sua resistência mecânica;

é a seguinte:

2.3. Verificação dos compartimentos preenchidos a gás quanto a sua estanqueidade;

1 - Obrigatórios:

2.4. Avaliação dos efeitos de um arco devido a

1.1. Verificação do nível de isolamento;

uma falha interna (classificação IAC);

1.2. Verificação da elevação de temperatura das

2.5. Ensaios de compatibilidade eletromagnética

diversas partes e medição da resistência dos

(EMC).

circuitos; 1.3. Verificação da suportabilidade dos circuitos principal e de aterramento à corrente de curta

3 - Opcionais (sujeitos a acordo entre o fabricante e o usuário):

duração nominal e seu respectivo valor de pico;

3.1. Verificação da proteção contra os efeitos

1.4.

externos devido a intempéries;

Verificação

da

capacidade

de

estabelecimento e interrupção dos dispositivos

3.2. Verificação da proteção contra impacto

de manobra;

mecânico;

Apoio

47

3.3. Verificação do nível de descargas parciais;

h. Ensaios de pressão de compartimentos preenchidos a gás

3.4. Ensaios de poluição artificial;

(quando aplicável);

3.5. Ensaios dielétricos para permitir teste com os cabos de

i. Verificação dos dispositivos auxiliares (bomba de

força conectados.

óleo, solenoide de mecanismo de operação de chave de aterramento, etc.) elétricos, pneumáticos e hidráulicos;



Para estas normas, a lista de ensaios de rotina é a

j. Ensaios depois de montagem no local de uso: deve-se

seguinte:

verificar a operação correta do CMC e efetuar ensaio de

a. Ensaio dielétrico no circuito principal;

tensão aplicada no circuito principal (com valor limitado a

b. Ensaios em circuitos auxiliares e de controle (a inspeção

80% do aplicado em fábrica). Nos casos aplicáveis, deve-se

e a verificação de conformidade com os diagramas de

verificar a estanqueidade e medir a condição do fluido após

circuitos e de fiação, testes funcionais, a verificação da

o preenchimento.

continuidade elétrica das partes metálicas aterradas e



ensaios de tensão aplicada à frequência industrial – 1 kV /

requeridos é a seguinte:

Pela norma ANSI / IEEE C.37.20.2, a lista de ensaios

60 Hz / 1 s); c. Medição da resistência ôhmica do circuito principal (este

1 - Ensaios de tipo:

ensaio está sujeito a acordo entre fabricante e usuário);

1.1. Testes dielétricos;

d. Ensaio de estanqueidade (quando aplicável);

1.2.

e. Verificações visuais e de projeto;

temperatura);

f. Medição de descargas parciais (este ensaio está sujeito a

1.3. Suportabilidade à corrente momentânea;

acordo entre fabricante e usuário);

1.4. Suportabilidade à corrente de curta duração;

g. Ensaios de operação mecânica (pelo menos cinco

1.5. Suportabilidade à corrente momentânea do sistema

operações ou tentativas em cada direção);

de desconexão das partes auxiliares removíveis (gavetas de

Corrente

nominal

permanente

(elevação

de

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

48

transformadores de potencial e transformadores auxiliares

para aplicações em salas elétricas com pouco espaço no

de controle);

sentido da profundidade das seções dos conjuntos de

1.6. Operação mecânica;

manobra e controle, ela apresenta problemas relativos ao

1.7. Materiais isolantes do barramento principal;

comprimento do arranjo (por exemplo, um painel para 40

1.8. Resistência à chama do isolamento aplicado a

kA e 2.500 A em 13,8 kV, com 10 colunas, precisaria de um

barramentos;

local com pelo menos 11 metros de comprimento). Além

1.9. Teste de qualificação da pintura;

disso, dependendo do arranjo físico de um possível duto

1.10. Teste de chuva para equipamentos para uso externo.

Para esta norma ANSI, a relação dos testes que são feitos

na produção (ensaios de rotina) é a seguinte: a. Teste dielétrico (valor de tensão suportável, aplicada à frequência industrial) no circuito principal; b. Testes de operação mecânica; c. Medição da resistência ôhmica do circuito principal (este ensaio está sujeito a acordo entre fabricante e usuário); d. Teste de verificação do aterramento das carcaças metálicas dos transformadores de instrumento; e. Testes de fiação de controle e operação elétrica (verificação da continuidade da fiação de controle, verificação da isolação da fiação, verificação de polaridade e teste de operação sequencial).

A ANSI C37.20.2 apresenta algumas recomendações

para o caso de se realizar testes dielétricos em campo nos circuitos principais (limitar o valor de ensaio a 75% do que é solicitado para o teste em fábrica).

Arranjos construtivos típicos

Comum na cultura IEC, pode-se observar na Figura 1 uma

exemplificação do arranjo típico dos compartimentos e dos componentes usados numa coluna com padrão construtivo utilizando um só disjuntor, montado no compartimento intermediário da parte frontal (também conhecido como arranjo “single-tier” ou “mid-high” ou “one-high”: um elemento de manobra por coluna vertical). Na Figura 2, podemos ver uma exemplificação da “escola” ANSI com o arranjo típico dos compartimentos e dos componentes usados em uma coluna com padrão construtivo utilizando dois disjuntores, montado nos compartimentos da

Legenda: 1. Compartimento de controle (BT).

parte frontal (também conhecido como arranjo “two-high”:

2. Dispositivos de alívio de pressão.

dois elementos de manobra por coluna vertical).

4. Compartimento de elemento principal de manobra.



6. Transformadores de corrente (TCs).

O arranjo da Figura 1 permite o uso de montagens

com a parte traseira das colunas próxima à parede, pois disponibiliza acesso frontal aos pontos de conexão dos cabos de potência. Apesar de ser uma forma interessante

3. Compartimento de barras. 5. Disjuntor extraível. 7. Compartimento de cabos. 8. Chave de aterramento. 9. Guilhotinas (“shutters”) metálicas (ver os detalhes, mostrando-as nas posições: “fechada” e “aberta”).

Figura 1 – Conjunto de manobra de MT com um disjuntor por coluna (arranjo “One-high” ou “Mid-high”).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

50

de barras para a conexão ao disjuntor de entrada, podem

o elemento mais próximo (uma parede, por exemplo) para

existir problemas com a acessibilidade para a instalação e

que se possa permitir o acesso aos cabos de potência. A

manutenção do sistema. Outro ponto de preocupação é a

vantagem deste arranjo surge quando existem limitações

seção reta dos cabos e sua quantidade por fase, tanto nas

no comprimento da sala e com a necessidade de grandes

saídas quanto na entrada (caso não se use duto de barras).

quantidades de cabos de conexão ou a instalação de dutos

Deve-se ter cuidado com o raio de curvatura dos cabos e

de barras. Possui também um maior espaço para a instalação

com a dimensão mínima para a terminação dos cabos e

de outros dispositivos como: capacitores e supressores de

sua passagem por dentro da janela de um possível TC para

surto, muflas terminais em corpo cerâmico, TC toroidal

proteção contra correntes de sequência zero.

para proteção contra falhas de sequência zero (“Ground



Sensor”), capacitores para correção de fator de potência

A opção pelo arranjo da Figura 2 (cultura “ANSI”) exige

a presença de espaço entre a parte traseira das colunas e

nas saídas para motores, chaves de aterramento, etc.

Além do contexto dos diferentes tipos construtivos já

mencionados, existe também uma discussão atual quanto à filosofia de montagem a ser adotada para os elementos de manobra: fixo ou extraível. Ambos os conceitos são seguros e possuem vantagens e desvantagens quanto à sua adoção. De fato, a escolha final recai sobre as filosofias adotadas pelo usuário para a operação e manutenção da sua instalação.

A filosofia de elementos de manobra fixos demanda o

uso de chave seccionadora ou equivalente para garantir o seccionamento entre o elemento e rede elétrica. Já, no caso de uso de elementos extraíveis, é eliminada a necessidade de presença de chave seccionadora, desde que o sistema de movimentação do carro extraível e as guilhotinas associadas garantam a distância requerida para o seccionamento.

O uso de guilhotinas metálicas para os tipos extraíveis

permite a segregação dos condutores (uso de barreira metálica aterrada entre partes energizadas, de forma que qualquer ocorrência de uma descarga elétrica só possa ocorrer para a terra) no ponto de seccionamento. Já nos sistemas com elementos fixos, a adoção da segregação de condutores só é possível com a instalação de uma chapa metálica temporária entre os contatos abertos da chave seccionadora. Outra vantagem no uso de elementos extraíveis com guilhotinas metálicas é a possibilidade de se conseguir, também, a segregação dos circuitos de saída. No caso de elementos fixos, existe a necessidade de uso Legenda: 1. Compartimento de controle (BT). 2. Dispositivos de alívio de pressão. 3. Compartimento de barras. 4. Compartimento de elemento principal de manobra. 5. Disjuntor extraível. 6. Transformadores de corrente (TCs), montados sobre as tulipas (campânulas) dos contatos fixos do disjuntor. 7. Compartimento de cabos. 8. Chave de aterramento. 9. Guilhotinas (“shutters”) metálicas. (ver os detalhes, mostrando-as nas posições: “fechada” e “aberta”).

de mais uma chave seccionadora e outra chapa metálica (para uso temporário entre os contatos da chave), a fim de se poder garantir a segregação. Porém, esta condição não se faz sempre necessária.

Tanto o sistema fixo para montagem de elementos de

manobra quanto o extraível demandam intertravamentos de segurança. Estes dispositivos exigem inspeções e testes

Figura 2 – Conjunto de manobra e controle de média tensão com dois disjuntores por coluna (arranjo “Two-high”).

periódicos.

Apoio

51

Figura 3 – Possibilidades de montagem do elemento principal de manobra (neste caso, disjuntor).



Outra discussão relativa ao tópico do uso de elemento

“extraível” versus “fixo” é a preocupação quanto ao uso de contatos móveis. Esta condição existe tanto no caso de elementos extraíveis (contatos das garras principais, fixa e móvel) quanto no caso de fixos (contatos principais do seccionador e os pontos de transferência de corrente na ligação entre a parte móvel e fixa da lâmina).

Em aplicações que usavam tecnologias de interrupção

com base no uso do “sopro magnético” ou de “câmaras com jato controlado de óleo mineral” (PVO – Pequeno Volume de

Figura 4 – Representações das condições de estado de um elemento de manobra fixo (neste caso, interruptor).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

52

Óleo) era necessário um rápido e fácil acesso para inspeção e manutenção dos polos e das câmaras de extinção, visto que estes tipos de equipamento apresentavam um número limitado de ciclos de operação entre inspeções sucessivas. Logo era imperativo o uso de sistemas de extração para as unidades de manobra, de modo a reduzir o tempo de serviço nas intervenções. Hoje em dia, tal condição se modificou diante das novas tecnologias de interrupção de arco elétrico. Isto é bem relevante no caso de interruptores a vácuo, cujo atual estado de desenvolvimento, associado à baixa energia mecânica necessária para se manobrar os contatos entre as pequenas distâncias de isolamento presentes na condição “aberta”.

Disjuntores com interruptores a vácuo com contatos

de liga Cu – Cr (Cobre – Cromo), usando sistema AMF (“Axial Magnetic Field”), têm apresentado uma capacidade de manobra superior a 10.000 ciclos de operação em regime normal. Tais condições têm levado a classificar, normalmente, dos disjuntores a vácuo como sendo de categoria E2 e M2, segundo as definições e testes da norma internacional IEC 62271-100.

Porém, nos casos em que ainda se faz necessária uma

rápida troca do elemento principal de manobra, seja por motivos de falha ou de uma manutenção programada, a solução com elemento extraível é a mais eficiente. Estas

Figura 5 – Representações das posições de operação de um elemento de manobra fixo (neste caso, interruptor).

são condições típicas nos casos de grandes instalações

c. Guilhotinas (“shutters”): parte da cela que pode ser

industriais

de

movida de uma posição, dita “aberta”, onde os contatos

concessionárias de energia. Já nas situações em que a

fixos estão expostos e podem, então, serem conectados

corrente de regime associada ao elemento de manobra

às respectivas partes móveis; para uma outra posição

é relativamente baixa e se tem uma baixa periodicidade

(“fechada”), onde elas, então, segregam os contatos fixos;

(quantidade de operações de seccionamento), a solução

se tornando, assim, uma partição interna ou parte do

“fixa” é muito confiável tecnicamente e bem viável em

invólucro externo.

termos econômicos, fato comum em centros comerciais ou

d Pinças: contatos do tipo “fêmea”, normalmente da parte

grandes prédios de escritórios.

móvel de um sistema extraível, cujas garras são montadas



numa

ou

das

subestações

de

distribuição

Em um arranjo do tipo extraível, existem elementos

configuração

de

“dedos

paralelos”

(conforme

básicos que compõem as partes fixa e móvel da unidade

mostrado na Figura 27 – a).

funcional (UF), conforme exemplificado na Figura 6.

e. Tulipas: contatos do tipo “fêmea”, normalmente da parte móvel de um sistema extraível, cujas garras são montadas

a. Cela (“module”): também chamado de berço, é o

numa configuração de “coroa” (conforme mostrado na

subconjunto de montagem do sistema extraível, a ser fixado

Figura 27 – b).

na UF.

f. Barra: contato do tipo “macho”, normalmente da parte

b. Campânula (“spout”): bucha isolante, montada na cela,

fixa de um sistema extraível, com a forma de barra chata,

com o contato fixo que permite a interligação elétrica entre

que trabalha com os contatos do tipo “pinça”.

o elemento extraível e as barras condutoras da UF. No

g. Pino: contato do tipo “macho”, normalmente da parte

caso trifásico, existem seis peças: uma para cada ponto de

fixa de um sistema extraível, com a forma cilíndrica, que

acoplamento (entrada / saída) de cada polo (fase).

trabalha com os contatos do tipo “tulipa”.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

54

móvel: o arranjo de tulipa está, usualmente, associado ao uso de tubos ou cilindros como elementos condutores, os quais têm, em geral, um desempenho melhor quanto às solicitações dielétricas e à facilidade na aplicação de possíveis coberturas isolantes.

Conclusões

A indústria, de um modo geral, vem ampliando os

requisitos do uso de conjuntos de manobra e controle de média tensão de forma a estes equipamentos propiciarem cada vez mais um serviço confiável e uma operação segura, tanto do ponto de vista do sistema elétrico quanto, principalmente, pelo lado do ser humano. Estes requisitos têm sido cada vez mais rigorosos e precisam ser considerados e incluídos nos novos projetos. Neste contexto, tem-se observado, nas indústrias com instalações e equipamentos elétricos baseados nas normas ABNT e IEC, uma tendência à solicitação de conjuntos Figura 6 – Exemplos de um sistema extraível.



A escolha, pelo fabricante, tipo de configuração de

contatos, pinça ou tulipa, depende de fatores como: níveis esperados para a corrente de regime permanente ou de curto-circuito. Alguns fabricantes preferem usar, basicamente, o tipo tulipa para todas as faixas, enquanto outros usam o tipo pinça até o nível de 2.000 A. Outro fator considerado nesta seleção está relacionado à forma da interligação entre o elemento interruptor e o contato

de manobra e controle de média tensão com as seguintes características: • UF com interruptor montado a meia altura da coluna (seção): um elemento por coluna; • Classe de perda de continuidade de serviço e a categoria de partição: LSC2B – PM para CDC e LSC2A – PI para CCM; • Compartimento de disjuntor ou demarrador (contator mais

fusíveis

limitadores)

com

acessibilidade

por

intertravamento; • Compartimento de cabos com acessibilidade por intertravamento ou por procedimento; • Compartimento de barras principais: não acessível ou com acesso especial (uso de ferramentas).

É importante, também, incorporar as boas práticas e

lições aprendidas pelo uso consolidado de conjuntos de manobra e controle em instalações com históricos positivos de segurança, confiabilidade, disponibilidade e continuidade. A aplicação e o uso de conjuntos de manobra e controle de média tensão demandam análise criteriosa que deve levar em conta os requisitos de sistemas cada vez mais complexos. Neste contexto, devem ser estabelecidas algumas diretrizes básicas:

Figura 7 – Tipo de contatos móveis.

• Definir as características nominais necessárias para uma

Apoio

55

operação confiável e segura;

• IEC 62271-1. High-voltage switchgear and controlgear –

• Identificar as condições requeridas para o local da

Part 1: Common specifications. IEC, 2007.

instalação: ambientais (temperatura, altitude, umidade,

• IEC 62271-100. High-voltage switchgear and controlgear

poluentes, etc.) e espaciais (área e altura disponíveis,

– Part 100: Alternating-current circuit-breakers. IEC, 2008.

acessibilidade, etc.);

• IEEE Std C37.20.2 – 1999, IEEE Standard for Metal-Clad

• Efetuar os estudos de engenharia necessários e de

Switchgear.

forma completa e consistente (fluxo de carga, queda

• NR 10: Norma regulamentadora Número 10: Segurança

de tensão, curto-circuito, coordenação e seletividade,

em instalações e serviços em eletricidade. Ministério do

energia incidente, aterramento do sistema e transitórios

Trabalho e Emprego – Governo Federal do Brasil, 2004.

eletromagnéticos);

• Electrical Safety Requirements for Employee Workplaces,

• Definir as filosofias de operação e manutenção;

NFPA 70E-2009.

• Estabelecer os requisitos construtivos adicionais que

• IEEE Guide for Perfoming Arc-Flahs Harzard Calculations,

permitam o aumento da confiabilidade e da disponibilidade

IEEE Std 1584 – 2002.

da instalação e, principalmente, a segurança humana e a operacional.

Referências • IEC 62271-200. High-voltage switchgear and controlgear – Part 200: AC metal-enclosed switchgear and controlgear for voltages above 1 kV and up to and including 52 kV. IEC, 2003.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

Capítulo VI Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão em invólucros metálicos



Nas instalações elétricas em corrente alternada,

circuitos principais associados.

com até 1.000 V eficazes entre fases, ou em



A norma brasileira aplicável, atualmente,

corrente contínua, com até 1.500 V entre polos,

a este tipo de equipamento é a ABNT NBR IEC

existe a possibilidade de se utilizar conjuntos de

60439-1, a qual, apesar de seu documento IEC

manobra e controle de baixa tensão, como o tipo

de origem já ter sido substituído por uma revisão

mostrado na Figura 1, atendendo as definições e

técnica em janeiro de 2009, ainda é válida no

recomendações das respectivas famílias normativas

território nacional.

da ABNT e da IEC.





Estes conjuntos são a concretização das barras

principalmente, no enquadramento dos tipos

de recebimento e distribuição de energia elétrica,

construtivos dos conjuntos de manobra e controle

responsáveis por integrar as funções de manobra,

de baixa tensão, que podem ser ofertados, a partir

proteção, controle, medição e seccionamento dos

do atendimento às especificações, em dois tipos:

Esta versão da norma brasileira se baseia,

TTA e PTTA.

A

classificação

TTA

(Type-Tested

low-

voltage switchgear and controlgear Assembly) se aplica aos conjuntos que possuam as características idênticas ou sem desvios que possam influenciar seu desempenho quando comparados a um protótipo aprovado em todos os ensaios de tipo requeridos.

A classificação PTTA (Partially Type-Tested

low-voltage switchgear and controlgear Assembly) se aplica aos conjuntos que apresentam tanto Figura 1 – Vista frontal de um CMCP de baixa tensão.

configurações

ensaiadas

quanto

outras

não

Apoio

39

ensaiadas, mas cujos desvios foram derivados, por exemplo, por

• IEC 60439-1: Cláusulas gerais (ou Requisitos comuns); e

cálculo, a partir de protótipos ensaiados e aprovados segundo

• IEC 60439-2: Conjuntos de manobra e controle de potência

os requisitos da norma. Dentro desta abordagem, todos os conjuntos não ensaiados,

de baixa tensão.

nem que parcialmente, estão excluídos do universo coberto



pela ABNT NBR IEC 60439-1. Porém, a IEC, de modo similar

que havia entre os conceitos de TTA e PTTA, adotando uma

ao que já existia para a média tensão, decidiu criar, também,

abordagem mais flexível de verificação das características

uma nova família normativa para os conjuntos de manobra e

construtivas e de desempenho. Passam a existir três tipos

controle de baixa tensão, a IEC 60439, seguindo a estruturação

diferentes, porém equivalentes, de verificação dos requisitos:

Além disso, esta nova revisão acaba com a distinção

e a divisão já estabelecidas para outros equipamentos. O ponto que se destaca nesta revisão é a divisão da antiga IEC

• Por ensaios / testes;

60439-1 (já cancelada) em duas novas normas:

• Por cálculo / medições; • Por atendimento a regras de projeto.

É interessante notar a preocupação da IEC 61439-2 em

deixar claro o conceito de CMC de potência de baixa tensão: todo conjunto em baixa tensão utilizado para a distribuição e controle de energia elétrica para todos os tipos de cargas em aplicações industriais, comerciais e similares em que somente é permitida a operação por pessoas advertidas (BA4) e/ou qualificadas (BA5). A descrição da classificação (BA) para Figura 2 – Evolução da normalização para CMCP de baixa tensão.

influências externas, relativa à utilização (B) e à competência

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

40

das pessoas (A) associadas a uma instalação elétrica, pode ser

4 - Corrente nominal de regime contínuo (Ir);

encontrada na tabela 18 da ABNT NBR 5410 ou na tabela 12

5 - Corrente suportável nominal de curta duração (Ik);

da ABNT NBR 14039.

6 - Valor de pico da corrente suportável (Ip);



7 - Duração da corrente suportável (tk);

Assim, como a Figura 2 sugere, estamos experimentando

um amadurecimento e uma evolução na abordagem normativa

8 - Valores nominais pertinentes aos componentes incluídos no

dos conjuntos de manobra e controle de baixa tensão.

conjunto de manobra e controle (a NBR define este tópico como tensão nominal de alimentação dos dispositivos de fechamento

Anexo 1: Comparativo entre as normas técnicas para CMC

e abertura e de circuitos auxiliares);

de média tensão

9 - Nível de enchimento nominal para todos os compartimentos

Conforme o capítulo 4 da IEC 62271-200, as características

preenchidos por fluidos (a NBR define este tópico como pressão nominal de gás comprimido para isolamento e/ou operação).

nominais de um conjunto de manobra e controle em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV e até 52 kV são:

Comparativo 1 - Tensão nominal (Ur);



2 - Nível de isolamento nominal (valores das tensões suportáveis

ANSI / IEEE e IEC, é apresentada, a seguir, uma tabela comparativa

nominais a frequência industrial – Ud, e ao impulso atmosférico

entre ambas, básica, com um resumo dos principais requisitos

– Up);

para conjuntos de manobra e controle em invólucro metálico

3 - Frequência nominal (fr);

de média tensão:

Partindo-se dos requisitos normativos contidos nas famílias

Tabela 1 – Comparativo entre as culturas ANSI e IEC para conjuntos de manobra e controle de média tensão ITEM

ANSI / IEEE

IEC

Regiões geográficas de origem e principal influência

América do Norte

Europa

Norma(s) de referência

C37.20.2

IEC 60298: substituída pela IEC 62271-200

Norma(s) para disjuntores

C37.04;C37.06 e C37.09

IEC 60056; substituída pela IEC 62271-100

Norma(s) sobre Cláusulas Comuns

Não aplicável. São utilizadas normas dedicadas.

IEC 60694; substituída pela IEC 62271-1

Existe a norma IEEE C37.100.1 Escopo

Geralmente inclui um número limitado de valores

Geralmente inclui uma grande gama de valores

para cada característica especificada.

e permite que os fabricantes e usuários decidam quais combinações são adequadas.

Definições / Características básicas Cobre os conjuntos de manobra em invólucros

Cobre os conjuntos de manobra em invólucros

metálicos compartimentados.

metálicos, compartimentados ou não.

Equipamento principal de manobra deve ser extraível.

Equipamentos principais de manobra podem ser fixos.

Os condutores principais devem ser totalmente

Barramentos nus são aceitáveis.

isolados. Compartimentação mínima exigida maior do que a IEC 4.76; 8.25; 15; 27; 38 [1]

3.6; 7.2; 12; 17.5; 24; 36 [2]

Tensão suportável – 1 min. – Ud, kV – valor eficaz

19; 36; 36; 60; 80 [1]

10; 20; 28; 38; 50; 70 [2]

Impulso atmosférico (NBI) – Up, kV – valor de pico

60; 95; 95; 125; 150 [1]

40; 60; 75; 95; 125; 150 [2]

Tensões nominais – Ur, kV Nível nominal de isolamento

Apoio

41

ITEM

ANSI / IEEE

IEC

Corrente nominal - Ir, A

1.200; 2.000; 3.000 (4.000 – FC)

400; 500; 630; 800; 1.000; 1.250; 1.600; 2.000; 2.500; 3.150; 4.000 [3]

Corrente suportável nominal de curta duração – Ik,

16; 22; 23; 25; 31.5; 36; 40; 41; 48; 49; 50;

kA (= K x Isc, na ANSI)

63 (conforme a tensão especificada de uso e a

16; 20; 25; 31.5; 40; 50; 63 [3]

capacidade de interrupção - ver C37.06). Duração nominal da corrente de curta-duração – tk

2 (dois) segundos

1 (um) segundo como padrão, 3 (três) segundos opcional = 2.5 x a corrente de curta-duração do CMC

Valor nominal de crista da corrente de curta

= 2.7 (versões atuais adotam 2.6) x a corrente

duração – Ip, kA – valor de crista (corrente

de curta-duração (KI – o fator K foi retirado

(p/ 50 Hz – X/R= 14).

momentânea) – L/R= 45 ms

na última revisão da norma de disjuntores)

= 2.6 x a corrente de curta-duração do CMC

do disjuntor usado no painel.

(p/ 60 Hz – X/R= 17).

Os valores nominais são baseados

As frequências padronizadas são:

na frequência de 60 Hz.

16-2/3; 25; 50; 60 Hz.

Material isolante

As classes são similares aos limites e elevações da IEC.

Classe E da IEC: 80 ºC de elevação e 120 ºC total.

Conexões aparafusadas de barras

65 ºC de elevação; 105 ºC total.

75 ºC de elevação; 115 ºC total.

Terminais prateados para conexão de cabo

45 ºC de elevação; 85 ºC total.

65 ºC de elevação; 105 ºC total.

Partes externas normalmente manuseadas

10 ºC de elevação; 50 ºC total

30 ºC de elevação, 70 ºC total aplicam-se

Frequência nominal – fr

Elevações de temperatura permitidas e limites da temperatura total

prateadas ou niqueladas

para invólucro e tampas; outras

pelo operador.

partes não têm definições. Superfícies externas acessíveis ao operador que não

30 ºC de elevação; 70 ºC total.

40 ºC de elevação; 80 ºC total.

Especifica a exatidão mínima e as características

A IEC não aborda os transformadores

mecânicas e térmicas.

de corrente na norma de painéis.

Exige o uso de fatores de correção para as

IEC exige que os testes sejam feitos nas condições

condições atmosféricas não padronizadas.

padronizadas. O uso de fatores de correção é

precisam ser tocadas durante a operação normal. Transformadores de corrente

Ensaios de dielétricos

permitido quando acordado entre usuário e fabricante. Ensaio de impulso

3x1x3: nenhuma descarga nas três primeiras

15 aplicações iniciais para cada posição e em

aplicações ou uma num total de seis. Outro método,

ambas as polaridades. Se houver até duas falhas

já usado, é o 3x1x9: nenhuma descarga nas 3

nas 15 aplicações iniciais, devem ser dadas mais

primeiras aplicações ou 1 num total de 12.

5 aplicações para cada descarga (chegando ao

As aplicações são para cada posição

máximo de 25 disparos): 15x2x10.

e em ambas as polaridades. Ensaio do isolamento das barras

Exige o ensaio da cobertura, por 1 minuto, na

Nada

máxima tensão nominal. Ensaio de Descargas Parciais

Não exige e nem aborda o

Recomenda testes de descargas parciais sob certas

fenômeno de descargas parciais.

circunstâncias, mas não são exigidos. Seguem as recomendações do Anexo B da IEC 62271-200.

Ensaios de corrente de curta duração

A barra de terra deve suportar por um tempo

Condutores de aterramento e dispositivos

de 2 segundos a corrente informada.

devem suportar 1 segundo.

Apoio

Conjuntos de manobra e controle de potência

42

ITEM

ANSI / IEEE

IEC

Isolação primária

Os ensaios de resistência a chama e

Nada

ao rastreio são exigidos. Isolamento utilizado

O teste de verificação da resistência

Nada

ao rastreio é exigido. Ensaio de qualificação de pintura

O teste de névoa salina é exigido.

Nada

Verificação da capacidade de

É exigido para os disjuntores.

Exige ensaio com os dispositivos principais de manobra instalados no painel.

estabelecimento e interrupção Grau de proteção dos invólucros

Nenhum ensaio. São seguidas as exigências

São exigidos os ensaios para verificação

da NEMA 250 e as recomendações

do grau de proteção.

do Anexo A da C37.20.2. Correntes de fuga

Nenhuma medição é necessária.

Exige a medição caso sejam utilizadas partições ou guilhotinas isolantes.

Sujeito a acordo entre usuário e fabricante.

Sujeito a acordo entre usuário e fabricante.

Segue a ANSI/IEEE C37.20.7.

Segue o Anexo A da IEC 62271-200.

60 HZ 1.500 V por 1 minuto ou 1.800 V por 1

2.000 V por 1 minuto, 1 segundo opcional

segundo entre todos terminais e a terra.

(acordo entre usuário e fabricante).

Testes de alto potencial com 75%

Testes de alto potencial com 80%

do valor usado na fábrica.

do valor usado na fábrica.

Barramento principal

Deve ser isolado e segregado entre colunas.

Nenhuma exigência.

Aterramento

Não existe requisito específico como na IEC.

Para atender aos requisitos da IEC, chaves de

Arco devido a falhas internas

Isolação da fiação de controle

Ensaios de campo

aterramento são frequentemente usadas. Transformadores de potencial

Solicita o uso de proteção de sobrecorrente nos

Não existe tal exigência.

lados primário e secundário. Fiação de controle nos compartimentos de AT

Exige o uso de barreiras metálicas aterradas.

Permite o uso de tubos isolantes.

Barreiras internas e guilhotinas

Exige mais partições do que a IEC. É exigido o uso

As barreiras entre colunas adjacentes para o

no compartimento do barramento principal de

barramento principal são opcionais na IEC.

barreiras entre colunas. Invólucros

Especifica certas espessuras mínimas para algumas partes do invólucro e das barreiras internas.

Notas: 1. Ver tabela 1b (Níveis de Isolamento Nominais para tensões da Faixa I / Série II, em 60 Hz) da IEC 62271-1. 2. Ver tabela 1a (Níveis de Isolamento Nominais para tensões da Faixa I / Série I, em 50 Hz) da IEC 62271-1. 3. Os valores são selecionados a partir da série R10 (uma das cinco séries, desenvolvidas no século passado, pelo engenheiro francês, Charles Renard): 1 – 1,25 – 1,6 – 2 – 2,5 – 3,15 – 4 – 5 – 6,3 – 8 e os respectivos múltiplos para 10n. Sendo que os valores sublinhados na célula da tabela são os mais usuais.

Nenhuma espessura é especificada.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

36

Capítulo VII Filosofias construtivas

A ABNT NBR IEC 60439-1 define conjunto

V. Pode ser conectado diretamente ao transformador

de manobra e controle de baixa tensão como

por um trecho muito curto de condutores, normalmente

sendo a “combinação de um ou mais dispositivos

barras com links flexíveis, constituindo uma estrutura

e equipamentos de manobra, controle, medição,

única, que a cultura norte-americana chama de

sinalização, proteção, regulação etc., em baixa tensão,

subestação unitária secundária (aquela cuja tensão

completamente montados, com todas as interconexões

inferior do transformador é menor que 1.000 V

internas elétricas e mecânicas, e partes estruturais, sob

eficazes entre fases). No caso de os transformadores se

a responsabilidade do fabricante”. A IEC 61439-2,

encontrarem fora da sala onde o conjunto está instalado,

como já mencionada anteriormente, esclarece que

podem ser feitas conexões por trechos de duto de barras

os conjuntos servem para a distribuição e controle

ou lances de cabos de força. Estes equipamentos são

de todos os tipos de cargas em aplicações industriais,

dimensionados para lidar com concentrações altas

comerciais e similares em baixa tensão (BT).

de carga, geralmente associadas a correntes nominais



Dentro deste contexto, em que se permite a

elevadas de regime e de curto-circuito. É muito comum

combinação de elementos de manobra com os de

nas estruturas baseadas em projetos norte-americanos

controle, torna-se possível compreender por que a

se observar o uso de colunas ditas de “alta densidade

cultura europeia, a princípio, não faz distinção entre

de correntes”, ou seja, aquelas que possuem de 3 a 4

os “tipos construtivos” CDC (Centro de Distribuição

disjuntores de potência extraíveis de BT (respeitando-se,

de Cargas) e CCM (Centro de Controle de Motores),

logicamente, a condução permanente de corrente e a

diferentemente do que é apresentado pela IEEE Std

elevação de temperatura aplicáveis aos componentes

C37.20.1 (IEEE Standard for Metal-Enclosed Low-

e a coluna). No Brasil, as tensões nominais trifásicas

Voltage Power Circuit Breaker Switchgear) e pela

mais observadas para esta aplicação são 480 V, como

NEMA Standard Publication No. ICS 18 (Motor

mencionado anteriormente, e 380 V, que se enquadra

Control Centers). Ou seja, a IEC aceita a integração de

na faixa de aplicação do novo padrão IEC de 400 V.

unidades de distribuição de potência e de controle de



motores em uma única estrutura.

Tensão (CCM de BT), exemplificados na Figura 2, é uma

Um Centro de Controle de Motores em Baixa

Um Centro de Distribuição de Cargas em Baixa

estrutura em invólucro metálico com compartimentos

Tensão (CDC de BT), exemplificados na Figura 1,

dedicados à manobra, proteção e acionamento de

conforme as definições encontradas no contexto ANSI

motores de BT. Este equipamento pode ser ligado ao

/ IEEE / NEMA / UL, é um equipamento em invólucro

secundário de um transformador de distribuição ou



metálico com disjuntores de potência de BT, usados

a um circuito de alimentação dedicado, o qual, na

na distribuição de energia elétrica, normalmente,

maioria das vezes, se origina em um CDC. Ele pode ter,

alimentada pelo secundário de um transformador de

no Brasil, uma tensão nominal de operação de 380 V (ou

potência com tensão nominal de 240 V, 480 V ou 600

400 V), 480 V e 600 V (ou 660 V). Estes equipamentos

Apoio

37

são dimensionados para lidar com concentrações de cargas rotóricas

curta duração (Icw): 1 s, salvo indicação em contrário, conforme

trifásicas, geralmente, associadas a correntes nominais de regime e

o item 4.3 da ABNT NBR IEC 60439-1. Esta é uma condição mais

de curto-circuito menores, se comparados a um CDC. Apesar de

rigorosa se comparado com o que é apresentado pela Nema ICS 18,

não ser uma orientação normativa, é comum se ter neste tipo de

a qual fala em um tempo de 3 ciclos (o que, para uma frequência

estrutura partidas para motores trifásicos “limitados” a uma faixa de

de 60 Hz, corresponde a 50 ms) e a IEEE C37.20.1, que solicita um

110 kW a 150 kW. Este valor está relacionado com as dimensões e

desempenho satisfatório para o valor de 0,5 s aplicado por duas

pesos associados a unidade funcional responsável pela alimentação

vezes consecutivas, com um intervalo de 15 s entre cada aplicação.

do circuito, principalmente no caso de uso de unidades extraíveis.



E da mesma forma, pode-se ver, a nível mundial, que a cultura

Graças à forte influência norte-americana na cultura

IEC vem buscando novas abordagens a partir da filosofia ANSI.

eletrotécnica nacional, ao longo de boa parte do século XX,

Um exemplo típico para este caso é que além da tradicional

principalmente nos segmentos industriais associados aos setores

abordagem de se usar um único disjuntor de potência (também

petroquímicos, siderúrgicos e de mineração, o conceito associado a

denominado disjuntor do “tipo aberto” ou “a ar”), por coluna em



estruturas distintas para as funções de CDC e CCM tem prevalecido,

conjuntos de distribuição (configurando uma Unidade Funcional

ainda hoje, no mercado brasileiro. A principal vantagem desta

por seção), já se pode encontrar arranjos com mais de um disjuntor

abordagem é ter estruturas com níveis mais compatíveis de corrente

de potência em uma mesma coluna: a chamada configuração

nominais de regime e de curto-circuito, associadas ao tipo de carga

“com alta densidade de carga” (com duas ou mais unidades

e de função esperada para a aplicação.

funcionais com disjuntor de potência em uma mesma seção). Esta



Cabe, entretanto, ressaltar o fato de que certas características

exemplificação pode ser vista na Figura 3.

das normas IEC vem sendo agregadas no Brasil ao uso dos Centros



de Distribuição de Cargas (CDC) e Centros de Controle de Motores

partes de um conjunto de manobra e controle de baixa tensão é mostrada

(CCM), como definidos no IEEE e na Nema. Um exemplo claro é

na Figura 4. Estes componentes e partes são integrados em diferentes

o valor adotado para o tempo associado à corrente suportável de

arranjos construtivos, conforme são definidos na ABNT e na IEC.

Uma representação esquemática dos principais componentes e

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

ANSI / UL

IEC

Figura 1 – Exemplos de formas construtivas de CDC de BT, conforme “escolas” norte-americana e europeia.

NEMA / UL

Figura 4 – Visualização esquemática dos componentes e partes de um CMCP de BT.

IEC

Figura 2 – Exemplos de formas construtivas de CCM de BT, conforme “escolas” norte-americana e europeia.



Os arranjos construtivos típicos aplicáveis a um conjunto

de manobra e controle de baixa tensão, conforme a ABNT, são descritos na seção 2 da ABNT NBR IEC 60439-1 e são classificados como: aberto, aberto com proteção frontal, fechado (armário e multicolunas), mesas de comando e multimodular. Na Figura 5 são apresentadas ilustrações dos tipos enumerados por este documento.

Figura 5 – Tipos construtivos básicos de CMCP de BT, conforme a ABNT e IEC.

Dentro da ABNT NBR IEC 60439-1 se encontra, também, o conceito de unidade funcional, como mostrado na Figura 6. Este termo é definido como sendo “parte de um conjunto Densidade padrão de cargas (1 UF por coluna)

Alta densidade de cargas (mais que 1 UF por coluna)

Figura 3 – Exemplos de CDC de BT com UFs equipadas com disjuntores de potência.

compreendendo todos os elementos elétricos e mecânicos que contribuem para a execução de uma mesma função”. Existem, basicamente, em relação à função de conexão

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

40

dos alimentadores de energia, dois tipos de unidades

são divididos em barramento principal e barramento de

funcionais: de entrada, que é aquela “pela qual a energia

derivação, exemplificados, respectivamente, nas Figuras 7

elétrica é, normalmente, fornecida ao conjunto” (ver item

e 8.

2.1.6 da norma) e de saída, que é a “unidade funcional pela



qual a energia elétrica é normalmente fornecida para um ou

nas aplicações de baixa tensão como “gaveta”, pode ser

mais circuitos de saída” (ver item 2.1.7 da norma).

ainda classificada como fixa, removível ou extraível, como

Uma unidade funcional (UF), também conhecida

Os circuitos principais dentro de um CMCP de BT,

ilustrado na Figura 9. A definição básica de cada tipo é

como os barramentos de potência, podem ser constituídos

mostrada a seguir, junto com a referência do item original

por condutores nus ou isolados, montados de forma

da norma ABNT NBR IEC 60439-1:



a prevenir um curto-circuito interno, sob condições normais de operação. Porém, mesmo assim, eles devem

• Fixa: UF montada sobre um suporte comum e que é

ser dimensionados de forma a suportar, além da corrente

instalado de forma fixa (item 2.2.5);

nominal de regime, as possíveis correntes de curto-circuito

• Removível: UF que pode ser totalmente removida do

(corrente suportável de curta-duração ou, se for aplicável,

CMCP e ser substituída, mesmo com o circuito principal

a corrente de curto-circuito limitada por um dispositivo de

energizado (item 2.2.6); e

proteção no lado de alimentação dos barramentos).

• Extraível: UF removível capaz de estabelecer uma distância de isolamento quando na posição

Os barramentos dentro do CMCP de BT, normalmente,

desconectada e/ou de teste, caso a tenha, enquanto ainda permanece, mecanicamente, fixada ao CMCP (item 2.2.7).

Em termos de custos, a versão extraível é mais cara

do que a removível e, esta, mais do que a fixa. Porém, indiscutivelmente, existem ganhos em segurança, nos Figura 6 – Exemplos de unidade funcional (“gaveta”) extraível para CMCP de BT.

requisitos de manutenção e quanto ao nível necessário de qualificação de pessoal, como ilustrado na Figura 10.

Com relação às posições que uma unidade funcional

removível ou extraível pode assumir em relação ao seu acoplamento ao CMCP, conforme a Figura 11, a ABNT NBR IEC 60439-1 apresenta as seguintes possibilidades: • Conectada (Figura 11 a): posição de uma parte removível ou extraível quando está completamente conectada (item 2.2.8); • De ensaio ou de teste (Figura 11 b): posição de uma Figura 7 – Barramento principal com montagem horizontal / superior.

parte extraível na qual os circuitos principais estão desligados da entrada, mas não obrigatoriamente isolados e os circuitos auxiliares estão ainda conectados (item 2.2.9); • Extraída (Figura 11 c): posição de uma parte extraível onde existe uma distância de isolamento nos circuitos principais e auxiliares, mas permanecendo mecanicamente fixada ao CMCP (item 2.2.10); e • Removida: posição de uma parte removível ou extraível, na qual a unidade está fora do CMCP, separada

Figura 8 – Barramento de derivação.

mecânica e eletricamente (item 2.2.11).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

42

Figura 9 – Exemplos de unidades funcionais fixa, removível (“plug-in”) e extraível.

Figura 10 – Comparativo dos requisitos e características de operação e manutenção entre unidades funcionais fixas, removíveis e extraíveis para CMCP de BT.

Figura 11 – Posições de uma UF extraível: inserida, de ensaio e extraída.



As conexões elétricas para qualquer unidade funcional (UF)

• A 1ª letra identifica o tipo de conexão elétrica do circuito de

de um CMCP de BT, conforme o item 2.2.12 da ABNT NBR IEC

entrada principal (“força”);

60439-1, são classificadas como:

• A 2ª letra identifica o tipo de conexão elétrica do circuito de saída principal (“força”); e

• Fixa: aquela que é conectada ou desconectada por meio de

• A 3ª letra identifica o tipo de conexão elétrica dos circuitos

ferramenta;

auxiliares (“controle”).

• Desconectável: aquela que é conectada ou desconectada por manobra manual do meio de conexão, sem usar ferramenta; e



• Extraível: aquela que quando está conectada ou desconectada

letras:

Neste sistema de identificação, são utilizadas as seguintes

faz com que a UF fique na condição conectada ou desconectada. • F: conexões fixas;

O modo como são feitas as conexões elétricas de uma

unidade funcional é descrito no item 7.11 da norma. Os tipos de conexões são identificados por um código de três letras:

• D: conexões desconectáveis; e • W: conexões extraíveis.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

44



A Figura 12 apresenta, de forma esquemática, uma vista

extraível numa instalação marítima. Este setor, principalmente

em corte de uma coluna de CCM com uma unidade funcional

dentro do segmento de óleo e gás, foi o que mais motivou a

(UF) extraível na posição conectada. Nesta imagem, é possível

adoção de colunas com o que o mercado costuma a chamar

identificar os compartimentos de cabos e o da UF propriamente

de “gavetas (UFs) totalmente extraíveis”. Este termo é, às vezes,

dita, em que se veem as conexões elétricas principais (circuitos

utilizado, para se referir a uma UF do tipo “W-W-W”, ou seja:

de força) de entrada e saída, além da conexão de controle

uma unidade com duplo seccionamento nos circuitos de força

(“tomada para os circuitos auxiliares”).

(entrada e saída) e dupla extração (tanto os circuitos de força



quanto os de controle).

Na Figura 13, pode-se ver, na parte traseira de uma UF

extraível, seguindo da esquerda para a direita, as conexões



de controle (circuitos auxiliares), saída de potência (circuito

ou removível, o apelo do uso de UF do tipo extraível (“gavetas”)

Apesar de as unidades funcionais poderem ser do tipo fixa

principal) e entrada de potência (circuito principal). Como

em CMC de BT nos setores petroquímico, siderúrgico, de

todos elas são extraíveis, a classificação, neste caso, seria:

mineração e de papel e celulose é forte devido à possibilidade

“W-W-W”.

de se ter uma rápida inspeção e, se necessário, a troca da gaveta

A Figura 14 traz um exemplo de aplicação de uma UF

Figura 12 – Vista esquemática de uma unidade funcional extraível.

– seja ela uma partida (“demarradora”) ou um alimentador.

Figura 13 – Vista de unidade funcional extraível, mostrando as suas conexões.

Figura 14 – Unidade Funcional (UF) tipo “W-W-W” (chamada, às vezes, de “gaveta totalmente extraível”).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

28

Capítulo VIII Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão – Aplicações A aplicação de conjuntos de manobra e

de serviço) e no capítulo “7” (Projeto e Construção)

controle de baixa tensão, conforme a ABNT NBR

da norma ABNT NBR IEC 60439-1 devem servir de

IEC 60439-1, é feita, inicialmente, com base nas

base para se estabelecer os critérios de uso.

características nominais necessárias à mesma:

O relatório técnico IEC/TR 61439-0 (“Lowvoltage switchgear and controlgear assemblies –

[1] Tensão nominal (Un);

Part 0: Guidance to specifying assemblies”), que

[2] Tensão nominal de operação (Ue);

já se encontra na sua 2ª edição (lançada, pela IEC,

[3] Tensão nominal de isolamento (Ui);

em abril de 2013), é uma excelente ferramenta

[4] Tensão suportável nominal de impulso (Uimp);

na compreensão dos requisitos de aplicação e

[5] Corrente nominal (In);

desempenho associados a este tipo de equipamento.

[6] Corrente suportável nominal de curta-duração



(Icw);

60439-1, a tabela 7 desta norma lista os ensaios

[7] Corrente suportável nominal de crista (Ipk);

de tipo e de rotina aplicáveis a cada tipo de CMC

[8] Corrente nominal condicional de curto-

(TTA / PTTA) e, também, especifica como cada um

circuito (Icc), se aplicável;

destes testes deve ser aplicado para atendimento aos

[9] Corrente nominal de curto-circuito limitada

requisitos relativos à classificação TTA e PTTA.

por fusível (Icf), se aplicável;



[10] Fator nominal de diversidade (FDR);

(CMC com os ensaios de tipo totalmente efetuados)

[11] Frequência nominal (fn).

é um painel de BT que está em conformidade com

Seguindo a atual abordagem da ABNT NBR IEC

Pela atual definição da norma, um painel “TTA”

um tipo ou sistema estabelecido, sem apresentar

Dentro do novo contexto da IEC 61439, estas

desvios que possam influenciar o seu desempenho

características ainda se mantêm válidas. Porém, o

quando comparado com o protótipo típico ensaiado

mais importante a ser ressaltado neste momento é o

e aprovado, conforme a ABNT NBR IEC 60439-1 e

fato de que os requisitos nominais para um conjunto

a antiga IEC 60439-1. Dessa forma, um conjunto

de manobra e controle de potência de baixa tensão,

de manobra e controle “TTA” deve atender aos

como os listados anteriormente, não são suficientes

requisitos dos seguintes ensaios de tipo:

para definir a sua aplicação. É necessário levar em conta as condições de serviço e as características

• Limites de elevação de temperatura;

construtivas requeridas. As informações e as

• Propriedades dielétricas;

recomendações contidas no capítulo “6” (Condições

• Corrente suportável de curto-circuito;

Apoio

29

• Eficácia do circuito de proteção; • Distâncias de escoamento e isolação;

• Verificação dos limites de elevação de temperatura por teste ou

• Funcionamento mecânico; e

extrapolação a partir de resultados de um conjunto ensaiado;

• Grau de proteção (IP, conforme NABNT BR IEC 60529).

• Verificação da isolação pela medição da resistência de isolamento com um megômetro de, no mínimo, 500 V;



Para a ABNT NBR IEC 60439-1, a lista de verificações de

rotina é a seguinte:

• Verificação da suportabilidade aos esforços da corrente de curto-circuito pelo ensaio ou extrapolação (cálculos), a partir de arranjos com configurações similares ensaiadas e aprovadas;

• Inspeção do conjunto de manobra e controle, incluindo a

• Verificação da eficácia da conexão entre as partes condutoras

inspeção da instalação elétrica e, se necessário, ensaio de

expostas do CMC e o circuito de proteção pela inspeção ou

funcionamento elétrico;

medição de resistência.

• Ensaio dielétrico;

Exemplos de antigos documentos técnicos que podem ser

• Verificação das medidas de proteção e da continuidade

utilizados na avaliação de estruturas do tipo PTTA, a partir de

elétrica do circuito de proteção.

sistemas com valores ensaiados e aprovados, são listados a seguir:



Já um PTTA (CMC com ensaios de tipo parcialmente efetuados)

é um painel de BT que apresenta tanto configurações ensaiadas

• Technical Report IEC 60890: A method of temperature-rise

quanto outras não ensaiadas, mas cujos “desvios” foram derivados,

assessment by extrapolation for partially type-tested assemblies

por exemplo, por cálculo, a partir de protótipos ensaiados e que

(PTTA) of low voltage switchgear and controlgear;

satisfizeram os requisitos de norma (ABNT NBR IEC 60439-1 e a

• Technical Report IEC 61117: A method for assessing the short-

antiga IEC 60439-1). Um conjunto de manobra e controle “PTTA”

circuit strength of partially type-tested assemblies (PTTA). Este

pode diferir de um “TTA” no atendimento dos seguintes requisitos:

documento foi incorporado à IEC 61429-1, na forma do anexo P.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

30



A título ilustrativo, a Figura 1 apresenta duas montagens

usadas para a verificação das propriedades dielétricas de conjuntos de manobra e controle. A primeira foi para um CDC e a segunda para um CCM. O ensaio em questão era de verificação da suportabilidade ao impulso atmosférico.

• Corrente nominal das barras de derivação: 800 A; • Fator nominal de diversidade: 0,8; • Formas de separação: 4b; • Graus de proteção: IP20 (interno) / IP31 (externo).

É importante atentar para o fato de que, no universo dos

equipamentos de BT, diferente da média tensão, o contexto das solicitações dielétricas, apesar de toda a sua relevância, não é fator determinante. Entretanto, os problemas surgidos com altas correntes nominais de regime e os níveis altos de curto-circuito em espaços físicos, muito menores do que aqueles encontrados na MT, levam a preocupações quanto à solução de arranjos de barramentos, de equipamentos de manobras, transformadores de instrumentos e elementos de proteção contra sobrecorrentes.

Conforme comentado anteriormente, os conjuntos de manobra

e controle em BT e MT são a concretização dos arranjos de barras elétricas de um sistema de potência. Eles integram os dispositivos CDC – Centro de Distribuição de Cargas

e as interligações que permitem as atividades relacionadas à operação de um ponto específico da instalação, valendo-se de suportes, pilares, travessas, placas de montagem, etc. Este arranjo, com todos os seus equipamentos, pode apresentar um invólucro, o qual visa, basicamente, dois objetivos: • Segurança humana, primordialmente; e • Proteção dos equipamentos.

Dentro desse contexto, os invólucros e as divisórias de

qualquer tipo de equipamento elétrico, inclusive os painéis elétricos, tanto de baixa quanto de média tensão, devem ser CCM – Centro de Controle de Motores Figura 1 – Ensaios de verificação das propriedades dielétricas (impulso atmosférico de 8 kV de crista).

associados a um determinado índice classificativo conhecido como código IP (Índice de Proteção), o qual visa estabelecer ou identificar os limites de ingresso de sólidos e líquidos, além de dar uma orientação quanto ao nível de proteção física contra

Exemplos de valores das características construtivas

contatos com circuitos que possam vir a estar energizados. Esta

básicas de um conjunto de manobra e controle de baixa

classificação, definida na ABNT NBR IEC 60529, associa os

tensão são listadas a seguir:

códigos IP ao desempenho de um determinado invólucro ou anteparo de um equipamento elétrico. Os graus de proteção

• Tensão nominal: 690 V;

(código IP) são construídos, basicamente, da seguinte forma:

• Tensão nominal de operação: 480 V (quando esta é diferente da tensão nominal);

• 1º numeral (0 a 6, ou letra X): define o ingresso de objetos

• Tensão nominal de isolamento: 1.000 V;

sólidos e a proteção de pessoas contra partes perigosas;

• Tensão nominal de impulso: 8 kV;

• 2º numeral (0 a 8, ou letra X): define o ingresso de água, com

• Capacidade de interrupção máxima: 50 kA;

efeitos danosos ao equipamento;

• Corrente suportável de curta duração: 50 kA simétricos por 1 s;

• Letra adicional (A, B, C, D): proteção de pessoas contra partes

• Valor de pico do 1º semiciclo da corrente suportável: 105 kA);

perigosas;

• Corrente nominal das barras principais: 2.500 A;

• Letra suplementar (H, M, S, W): informação específica.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

32

O primeiro dígito (numeral) da classificação do grau de



A primeira letra adicional após a indicação do grau de proteção

proteção (IP) indica que o equipamento deve prevenir acesso

(IPXX) é opcional e indica que o equipamento fornece proteção

a partes perigosas e o ingresso de corpos sólidos, conforme a

adicional, conforme a Tabela 3. A segunda letra “suplementar”

Tabela 1. O segundo dígito (numeral) da classificação do grau

após a indicação do grau de proteção (IPXX) é, também, opcional

de proteção (IP) indica que o equipamento deve prevenir o

e indica que o equipamento atende a requisitos específicos para

ingresso de água, conforme a Tabela 2.

uma das aplicações mostradas na Tabela 4.  Tabela 1 – Grau de proteção – IP: 1º numeral

IP_X

Proteção contra (proteção de pessoas / preservação do equipamento):

0

Nenhuma

1

Uma esfera de diâmetro de 50 mm (costa da mão) não deve comprometer a segurança (50 N). Uma esfera de diâmetro de 50 mm não deve entrar completamente.

2

Um dedo articulado de teste com diâmetro de 12 mm e L = 80 mm não deve tocar partes perigosas ou diminuir distâncias de isolamento (10 N). Uma esfera com diâmetro de 12,5 mm não deve entrar completamente.

3

Um arame de aço, com diâmetro de 2,5 mm e L = 100 mm, não deve comprometer a segurança (3 N). Um arame de aço de diâmetro de 2,5 mm não deve entrar.

4

Um arame de aço, com diâmetro de 1,0 mm e L = 100 mm, não deve comprometer a segurança (1 N). Um arame de aço de diâmetro de 1,0 mm não deve entrar.

5

Um arame de aço, com diâmetro de 1,0 mm e L = 100 mm, não deve comprometer a segurança (1 N). Quantidades limitadas de pó podem penetrar, mas não devem poder interferir com a operação normal do equipamento (“dust-protected”). Um arame de aço, com diâmetro de 1,0 mm e L = 100 mm, não deve comprometer a segurança (1 N).

6

A prova de pó (“dust-tight”).

Tabela 2 – Grau de proteção – IP: 2º numeral IPX_

Proteção contra (ingresso de água):

0

Nenhuma

1

Gotas

de água caindo verticalmente ( condensação ).

2

Gotas

de água caindo com um ângulo de

3

Aspersão

4

Respingos

5

Uso

15o

de água caindo com um ângulo de

com a vertical ( por exemplo , sistemas de combate a incêndio com pé direito alto e com uso de sprinkler ).

60o

com a vertical ( por exemplo , sistemas de combate a incêndio com pé direito baixo e com uso de sprinkler ).

de qualquer direção .

de mangueiras d ’ água

6

Condições

7

Imersão

temporária .

8

Imersão

contínua .

–

jato d ’ água de baixa pressão proveniente de qualquer direção

de convés de navios

–

jato d ’ água com alta pressão proveniente de qualquer direção .

Tabela 3 – Grau de Proteção – IPXX: 1ª letra adicional IPXX_ Usar com A

0

Proteção contra A esfera com 50 mm de diâmetro pode entrar, mas não deve tocar em partes perigosas ou reduzir a isolação elétrica (rigidez dielétrica, tensão de impulso etc.). Proteção contra as costas da mão.

B

0&1

O dedo de teste de diâmetro de 12 mm pode entrar até 80 mm, mas não deve tocar em partes perigosas ou reduzir a isolação elétrica. Proteção contra dedos.

C

0, 1 & 2

O dispositivo de teste, com diâmetro de 2,5 mm e comprimento de 100 mm, pode entrar, mas não deve tocar em partes perigosas ou reduzir a isolação elétrica.

D

0, 1, 2 & 3

O dispositivo de teste, com diâmetro de 1,0 mm e comprimento de 100 mm, pode entrar, mas não deve tocar em partes perigosas ou reduzir a isolação elétrica.

Proteção contra ferramentas.

Proteção contra fios.

Tabela 4 – Grau de Proteção – IPXX: 2ª letra adicional IPXX _ H

Requisito específico Equipamentos de alta-tensão.

M

Verificação do ingresso de água com o equipamento em movimento (por exemplo, máquina rotativa em operação).

S

Verificação do ingresso de água com o equipamento em repouso (por exemplo, máquina rotativa parada).

W

Adequado para uso em condições climáticas especiais e com características adicionais de proteção (a ser acordado entre fabricante e usuário).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

34

Figura 3 – Exemplo da forma “2a".

Figura 2 – Coluna de CCM de BT mostrando os diferentes graus de proteção (IP), conforme a barreira ou parte analisada.



É importante atentar para o fato de que um mesmo

equipamento pode apresentar diferentes graus de proteção, conforme o que está sendo avaliado: o conjunto (invólucro

Figura 4 – Exemplo das formas “4b” e “3b".

externo), uma parte (unidade funcional, por exemplo) ou uma

• Proteção contra contato com partes perigosas: no mínimo

barreira, conforme exemplificado na Figura 2.

IP XXB; e

Um fator que está, também, correlacionado ao grau

• Proteção contra penetração de corpos sólidos: no mínimo

de proteção de um conjunto de manobra e controle são as

IP 2X.

correntes nominais a serem adotadas nas unidades funcionais e É importante ressaltar que o grau de proteção IP 2X cobre

nos barramentos principal e de derivação. Pode até não ser uma relação clara e direta, mas o fato

o grau de proteção IP XXB. A separação interna pode ser

de se tomar a decisão de adotar uma classificação IP mais

obtida por meio de partições ou barreiras (metálicas ou não),

restringente quanto à entrada de corpos sólidos pode implicar

isolamento das partes vivas ou uso de componentes com o

restrições na ventilação natural necessária à troca de calor para

grau de proteção desejado (por exemplo, disjuntores em caixa

operação das partes ou da totalidade dos painéis. Afinal, cada

moldada com grau de proteção IP 2X – “à prova de dedos”).

elemento instalado dentro de um painel, apesar de ter um valor



de sobretemperatura associado à sua corrente permanente e à

escolha o arranjo que melhor atende aos seus requisitos de

temperatura ambiente externa, ele encontra-se sob influência

segurança e continuidade de serviço, conforme a instalação

direta das condições do seu microambiente.

existente. A Figura 3 mostra um exemplo de um CMCP de





Os tipos de forma de separação permitem que o usuário

Outro ponto muito relevante na especificação e na aplicação

BT com forma de separação 2a (vista posterior, mostrando

de um CMCP de BT é a definição da forma de separação interna.

barramentos principal e de derivações, além dos terminais de

Conforme descrito na seção “7.7” da ABNT NBR IEC 60439-1, as

saída das unidades funcionais). Já a Figura 4 apresenta uma

formas de separação interna estabelecem as condições construtivas,

vista posterior de um CMCP de BT com forma 3b nas duas

por meio de divisões e barreiras, para se atingir graus de proteção

colunas da direita e forma 4b nas três colunas da esquerda.

internos iguais ou superiores a IPXXB e IP2X entre compartimentos.



Em outras palavras, aplica-se a seguinte filosofia:

separação interna são apresentados na tabela 5 e na Figura 5.

Os detalhes sobre os requisitos construtivos das formas de

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

36

Figura 5 – Representação esquemática das formas de separação definidas pela ABNT e IEC.

Tabela 5 – Formas de separação interna para CMCP de BT, segundo a IEC. Critério principal

Critério secundário

Sem separação interna. Separação entre os barramentos e as unidades funcionais.

Forma Forma 1

Terminais para os condutores externos não separados dos barramentos.

Forma 2a

Terminais para os condutores externos separados dos barramentos.

Forma 2b

Terminais para os condutores externos não separados dos barramentos.

Forma 3a

Terminais para os condutores externos separados dos barramentos.

Forma 3b

Separação entre os barramentos e todas as unidades funcionais e separação

Terminais para os condutores externos no mesmo compartimento da unidade

Forma 4a

entre todas as unidades funcionais. Separação entre os terminais para condutores

funcional associada.

Separação entre os barramentos e as unidades funcionais e separação entre todas as unidades funcionais. Separação entre os terminais para condutores externos e as unidades funcionais, mas não entre os terminais das diferentes unidades funcionais.

externos das diferentes unidades funcionais e entre os terminais das unidades funcionais e os barramentos. Terminais para os condutores externos não se encontram no mesmo compartimento da respectiva unidade funcional, mas em um compartimento ou espaço individual, separado, fechado e protegido.

Forma 4b

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

30

Capítulo IX Conjuntos de manobra e controle de baixa tensão em invólucros metálicos Desafios relacionados à especificação e ao uso



É sempre preciso estar alerta para as situações

consideração é importante para o dimensionamento

que apresentem desvios dos valores considerados

térmico e a configuração física que será adotada

como padrões nas normas para aplicação dos

para o CMC. A norma ABNT NBR IEC 60439-1

equipamentos, tais como: temperatura ambiente,

sugere, na falta de mais informações do usuário e,

condições atmosféricas (abrigado ou ao tempo),

até mesmo, do fabricante do conjunto, a adoção

grau de poluição, altitude ou condições especiais

dos valores típicos da tabela “1” da seção “4.7”

de serviço.

(reproduzida na Tabela 1). Estes valores para o fator



As quantidades de unidades funcionais e de

nominal de diversidade de um conjunto ou de sua

circuitos principais em um conjunto de manobra e

parte representam a relação entre a máxima soma

controle podem ser altas, logo, um ponto relevante

das correntes de operação dos circuitos principais,

na definição de um Conjuntos de Manobra e

em qualquer instante do período de operação do

Controle de Potência (CMCP) de baixa tensão é

conjunto, e a soma de todas as correntes nominais

máxima corrente que irá circular no barramento

dos circuitos principais envolvidos, seja no CMC

principal e nos barramentos de derivação. Esta

ou na parte selecionada do conjunto.

informação, junto com a quantidade e tipo de

Tabela 1 – Valores de fator nominal de diversidade, segundo a ABNT NBR IEC 60439-1

cargas (UFs) associadas é fundamental para garantirmos um desempenho térmico adequado

Número de circuitos principais

Fator nominal de diversidade

circular no equipamento.

2e3

0,9



4e5

0,8

6 a 9 (inclusive)

0,7

10 (e acima)

0,6

na condição de máximo regime de corrente a A fim de otimizar o dimensionamento dos

barramentos principais e derivação, a IEC sugere, caso o fabricante não defina, valores usuais para se estabelecer a quantidade de elementos que estarão energizados em um mesmo momento



No caso de equipamentos de baixa tensão, a

(fator de diversidade). Este valor representa,

relação entre o valor de pico da maior alternância no

numericamente, a relação entre a quantidade

primeiro semiciclo e o valor eficaz de uma corrente

de circuitos energizados e o total instalado. Esta

de curto-circuito presumida é conhecida como fator

31

“n”. A IEC estabeleceu valores baseados nos níveis de corrente e nos fatores de potência dos curtos-circuitos observados nos tipos mais comuns de sistemas de BT, como os exemplificados nas vistas parciais dos diagramas unifilares das Figuras 1 e 2. Na Tabela 2 estão listados os valores constantes da “Tabela 7” da ABNT NBR IEC 60439-1 (“Valores normalizados para o fator n”). Tabela 2 – Valores do fator de potência, relação X/R associada e “n” para as faixas de correntes de curto-circuito em BT, segundo a IEC

do fator

Corrente de curto-circuito kA (valor eficaz)

cos ϕ p.u.

X/R

n p.u.

I[5

0,7

1,02

1,5

5 < I [ 10

0,5

1,73

1,7

10 < I [ 20

0,3

3,18

2,0

20 < I [ 50

0,25

3,87

2,1

50 < I

0,2

4,90

2,2

Figura 1 – Parte de DU com a possibilidade de paralelismo com geração própria.

Figura 2 – Parte de um DU com a possibilidade de paralelismo de transformadores.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

32



Deve-se atentar para o fato de que o uso de TCs e relés

secundários, em vez de disparadores incorporados aos disjuntores de potência, pode dificultar o atendimento ao tipo de forma de separação interna requerida para o conjunto. Os tipos de forma de separação permitem que o usuário escolha o arranjo que melhor atende aos seus requisitos de segurança e continuidade de serviço, conforme a instalação existente.

No caso de aplicação dos disjuntores de potência de BT,

é interessante salientar que os sistemas de proteção, quando incorporados a eles, têm evoluído muito ao longo dos anos. Nos últimos anos, todos os fabricantes tradicionais deste tipo de equipamento têm incorporado aos seus produtos o uso de bobinas de “Rogowski” em substituição aos já tradicionais

Figura 3 – Exemplo de bobina de Rogowski.

e consagrados sensores de corrente (transformadores de corrente com valores secundários na ordem de miliampères). Isso permitiu uma melhoria do desempenho das unidades microprocessadas utilizadas como elementos de proteção de sobrecorrente. A antiga solução já tinha demonstrado alta confiabilidade com o casamento entre os sensores de corrente e as unidades de disparos, graças ao correto encaminhamento dos cabos entre sensor e disparador, e o casamento da carga à capacidade dos sensores (TCs) utilizados. Mas a indústria buscava um novo patamar, em que um único sensor pudesse cobrir, com confiabilidade, uma faixa maior de atuação, permitindo que um único dispositivo atendesse, sem saturação, às necessidades de unidades microprocessadas para disjuntores de 630 A a 6.300 A.

As bobinas de “Rogowski”, exemplificada na Figura 3,

Figura 4 – Redução da energia incidente pela alteração dos ajustes da proteção durante uma intervenção.

para uso em conjunto com disparadores microprocessados



Apesar destas abordagens inovadoras, tem sido observada,

já são uma realidade nos novos disjuntores de potência

em alguns casos, em fornecimentos mais recentes, a solicitação,

de BT. Associadas a elas, existe também a adição de novas

por parte dos clientes finais, de se adotar proteção secundária

características aos disparadores microprocessados. Além

para os disjuntores de potência de BT, ou seja, o uso de TCs

das já clássicas funções de medição de grandezas elétricas

externos associados a um relé de proteção. Este arranjo tem sido

(corrente, demanda, energias ativas e reativas, fator de

empregado em conjuntos de manobra de BT, do tipo Centro de

potência, etc.) e de informações de qualidade de energia

Distribuição de Cargas (CDC), com base em duas premissas:

(quantificação das harmônicas, níveis de distorção, etc.), têm sido acrescidas funções que permitem a redução de níveis

• Em caso de necessidade de troca de um disjuntor, não existe

de energia incidente no ponto de instalação do disjuntor

a obrigatoriedade de se verificar a adequação dos ajustes da

graças à possibilidade de alteração temporária dos ajustes das

unidade de disparo ou, caso seja preciso, reprogramá-la;

proteções. Esta nova abordagem é baseada no uso de grupos de

• Os relés secundários de corrente, diferentes das unidades de

ajustes memorizados na unidade microprocessada, conforme

disparos incorporados (as quais trabalham com protocolos do

mostrado na Figura 4, na qual se pode ver, além do frontal da

tipo proprietário ou outros disseminados mundialmente, como

unidade de disparo com o seletor de ajustes preestabelecidos,

o Modbus ou o Profibus), permitem a adoção de sistemas de

um comparativo de resposta (níveis de energia incidente) do

comunicação com base na norma IEC 61850. E este tem sido a

sistema de proteção em relação aos níveis das correntes de

nova referência para os sistemas supervisórios e de controle dos

curto-circuito.

sistemas de potência.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

34



Este tipo de enfoque, exemplificado na Figura 5, mesmo que

pela tabela de escolha da capacidade de serviço em relação

tenha os seus méritos, implica em outros pontos que podem

ao percentual da capacidade máxima segundo o tipo de

se tornar críticos. A necessidade de adequar os TCs a níveis

seletividade, conforme mostrado na Tabela 3.

de corrente nominal e de curto-circuito pode levar ao uso de



transformadores com maior relação ou exatidão (capacidade

de seletividade:

Os disjuntores podem ser classificados em duas categorias

de lidar com maior carga secundária – maior “Burden”). Isso é similar ao que já foi descrito para os CMCP de MT, porém,

• A: são os disjuntores para os quais não se prever seletividade,

neste caso, o problema não é relativo aos riscos de alteração

em condições de curto-circuito, com os dispositivos (SCPD) a

no arranjo espacial dos campos elétricos e o surgimento de

jusante. Eles não possuem valores para ajustes de

novos gradientes. Aqui muitas vezes se encontram problemas

curto-retardamento e nem a capacidade de corrente suportável

puramente de espaço físico disponível, quando não ocorrem

de curta-duração (Icw);

implicações piores, como a limitação de troca de calor para

• B: são os disjuntores que conseguem ter seletividade, em

dissipação térmica da parte interna do CMC de BT devido a

condições de curto-circuito, com os dispositivos (SCPD) a jusante.

dificuldades de circulação de ar (convecção) ou da radiação de

Eles possuem ajustes para o curto-retardamento e, também, a

pontos de partes condutoras.

capacidade de corrente suportável de curta-duração (Icw). Tabela 3 – Valores da relação entre Ics e Icu Categoria de seletividade: A % de Icu



Categoria de seletividade: B % de Icu

25

--

50

50

75

75

100

100

Além disso, os disjuntores apresentam duas capacidades de

interrupção: • Ics: Capacidade de Interrupção de Serviço – corresponde ao Figura 5 – CMCP-BT com forma de separação “4b" e proteção secundária.



Deve-se atentar, também, para o fato de que o uso de TCs

valor da corrente de curto-circuito, expresso em porcentagem do valor de Icu, que um disjuntor pode interromper na sua tensão nominal de operação; sendo que, após este evento, o mesmo

e relés secundários, em vez de disparadores incorporados

ainda deve poder conduzir a sua corrente nominal de regime.

aos disjuntores de potência de BT, podem vir a dificultar o

• Icu: Capacidade de Interrupção Máxima – corresponde ao

atendimento do tipo de forma de separação interna requerida

valor eficaz da corrente de curto-circuito que um disjuntor

para o conjunto.

pode interromper na sua tensão nominal de operação; sendo



que, após este evento, não precisa ser capaz de conduzir a sua

Além dos pontos mencionados nos parágrafos anteriores,

existem três outros fatores interessantes dentro do contexto dos

corrente nominal de regime.

desafios encontrados na aplicação de CMCP de BT. Os dois primeiros estão relacionados diretamente ao uso de disjuntores,



Apesar da condição de um disjuntor apresentar o valor

conforme descrito na IEC 60947-2 (“Low-voltage switchgear

de Ics igual ao de Icu representar uma situação ótima, ela não

and controlgear – Part 2: Circuit-brearkes”). Um se refere à

é obrigatória e pode, dependendo da aplicação e do sistema

capacidade de suportar um valor de corrente de curta-duração

em questão, até ser uma solução mais onerosa: o projeto do

(Icw) por um tempo definido, fato este que está, diretamente,

dispositivo precisaria ser “sobredimensionado”.

associado à forma como o equipamento irá se comportar num



esquema seletivo de proteção. E o outro estabelece os níveis de

com contatores do tipo eletromecânico, conforme a IEC

capacidade de interrupção, tanto em serviço quanto máximo,

60947-4-1 (“Low-voltage switchgear and controlgear – Part 4-1:

para o disjuntor. Esta última relação é associada à primeira

Contactors and motor-starters – Electromechanical contactors

O terceiro ponto está relacionado com o uso de partidas

Apoio

35

and motor-starters”). Uma “partida” (combinação de todos os

partidas).

dispositivos e conexões necessárias para manobrar um motor,



com proteção contra sobrecargas inclusa) protegida (partida

tipo 2 permite uma maior continuidade de serviço e um nível

que possui um dispositivo de proteção contra curto-circuito –

menor de manutenção, especialmente quando associada ao

SCPD) pode apresentar dois tipos de coordenação entre os seus

uso de disjuntores como SCPD, em vez de fusíveis (o disparo

elementos.

por curto-circuito não obriga a troca dos elementos fusíveis).

Os tipos de coordenação para partidas protegidas são:

É óbvio que uma partida protegida com coordenação

Porém, dependendo do projeto dos componentes e as suas capacidades de suportabilidade térmica e dinâmica, pode

• Tipo 1: a partida, sob condições de curto-circuito, não

haver a necessidade de aumento de seu tamanho (estrutura),

deve causar perigo às pessoas ou instalações e pode, após

do volume ocupado pela UF ou o incremento nos custos da

a interrupção da falta, não estar apta a serviços futuros sem

solução. Este tipo de característica tem sido constantemente

reparos ou substituição de peças;

solicitado nas aplicações de CCM de BT para plataformas

• Tipo 2: a partida, sob condições de curto-circuito, não deve

marítimas, como exemplificada na Figura 5.

causar perigo às pessoas ou instalações e tem de, após a



interrupção da falta, estar apta a serviços futuros. É aceitável

Figura 6 possuir um reator limitador de corrente na entrada,

o risco de soldagem dos contatos principais do contator (neste

garantindo que o nível de curto-circuito disponível no ponto

caso, o fabricante deve informar os procedimentos adequados

ficasse limitado a 18 kA eficazes, conforme definições de projeto

de manutenção).

do cliente final. Esta solução foi adotada como forma de reduzir

Vale chamar a atenção para o fato de o CCM mostrado na

os níveis de energia incidente no ponto da instalação, visando um

Estes tipos de coordenação estão associados à categoria

aumento da segurança operacional. Claro que, como em todas as

de uso AC-3 (manobra de motores de indução com rotor em

soluções adotadas em engenharia, houve alguns compromissos:

curto-circuito) para os contatores (e, respectivamente, para as

• Estudo de fluxo de carga e avaliação da queda de tensão no

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

36

Figura 6 – CCM de BT típico do setor marítimo. Na coluna de entrada do conjunto (a primeira à direita), tem-se um reator limitador de corrente trifásico (atentar para as venezianas de ventilação).

Conclusões

caso de partidas rotóricas diretas; • Com base nos dados do item anterior, foram definidos limites menores de potência das gavetas com partida direta



(inclusive, na terceira coluna, contando-se da direita para a

Conjuntos de Manobra e Controle de Potência (CMCP) de

esquerda, houve a aplicação de uma unidade eletrônica para

baixa tensão em sistemas elétricos industriais, comerciais e

partida suave – “Soft-starter”, para adequação da máquina a

de infraestrutura requer sempre um conhecimento detalhado

capacidade do sistema em garantir uma partida sem queda de

da aplicação final dos equipamentos e das condições, físicas

tensão excessiva).

e elétricas, do local da instalação. Não existe uma regra

Como discutido nos tópicos anteriores, o uso de

única e nem um modelo mestre para se definir a forma e

Para auxiliar no levantamento das necessidades para a

a filosofia construtiva a ser adotada. Os pontos cruciais e

definição dos principais requisitos construtivos de um projeto

inegociáveis foram e sempre serão a segurança humana e

específico, pode-se usar a Tabela 4.

patrimonial. O que se pode sugerir é, sempre que possível e Tabela 4 – Requisitos específicos de projeto Hz

V

Tensão e frequência de alimentação

A

Capacidade de corrente (barramentos)

s

kA

Nível de curto-circuito do sistema

C

Temperatura ambiente, se acima de 35 °C

C

%

Umidade se acima de 50% @ 40C Outras condições especiais da Instalação Classificação IP

Externo

IP

Interno

Forma construtiva

Fixa

Extraível

Acessibilidade da instalação

Frontal

Traseira

Entrada / Saída para instalação dos cabos

Superior

Inferior

Acessibilidade para manutenção

Frontal

Traseira

Forma de separação

Forma

IP

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

economicamente viável, seguir algumas premissas que

• Definição das características nominais;

devem ser validadas conforme cada caso. Estas podem ser

• Conhecimento das condições ambientais e espaciais do

listadas como:

local da instalação; • Consolidação dos estudos de engenharia elétricas

• Adotar soluções que possuam os relatórios de ensaios

necessários;

aplicáveis que comprovem sua adequação à aplicação;

• Conhecer as filosofias de operação e manutenção que

• Adotar estruturas construtivas que minimizem os riscos de

serão adotadas.

choques elétricos e exposições a arcos elétricos:  Em aplicações de potência, dar preferência por tipos



construtivos

aumentar a confiabilidade, a disponibilidade e a segurança,

do

tipo

“armário”,

“multicolunas”

ou

Listar características adicionais que possam vir a

“multimodular”;

tanto humana quanto patrimonial, conforme a experiência,

 Formas construtivas 3b e 4b, quando for necessário

tanto da equipe responsável pelo projeto quanto do usuário

acesso com sistema energizado;

final.

 Unidades funcionais extraíveis ou removíveis;



 Partidas rotóricas com elementos com coordenação tipo 2;

sendo desenvolvido, no Brasil, pela Comissão de Estudos

 Escolha de componentes adequados para a real

C 17.02, da ABNT, e que se encontra bem adiantado, no

condição de uso (por exemplo, não aplicar, diretamente,

sentido de termos, se possível ainda neste ano, a publicação

um disjuntor de 2.500 A, que foi ensaiado conforme

das duas primeiras normas baseadas na série IEC 61439

a IEC 60947-2, em um circuito de mesma corrente de

(partes 1 e 2).

Para finalizar, é importante salientar o trabalho que está

regime, sem saber se ele está adequado para condições de temperatura e poluição do ambiente interno do painel – às vezes, se faz necessário o uso de fatores de redução

• ABNT NBR IEC 60439-1. Conjuntos de manobra e controle

de capacidade de condução de corrente permanente ao

de baixa tensão – Parte 1: Conjuntos com ensaio de tipo

elemento de manobra, obrigando o projetista a adotar, por

totalmente testados (TTA) e conjuntos com ensaio de tipo

exemplo, um disjuntor de 3.200 A);

parcialmente testados (PTTA). ABNT, maio 2003.

 Escolher a categoria de sobretensão correta, conforme

• IEC 61439-1. Low-voltage switchgear and controlgear

a tensão nominal do circuito e o local da instalação (nível

assemblies – Part 1: General rules. IEC; 2nd. Edition, 2011.

de exposição a sobretensão. Consultar a tabela G.1 da

• IEC 61439-2. Low-voltage switchgear and controlgear

ABNT NBR IEC 60439-1;

assemblies – Part 2: Power switchgear and controlgear

 Sistemas inteligentes que permitam a supervisão,

assemblies. IEC; 2nd. Edition, 2011.

operação, medição, monitoramento e intervenções remotas;

• IEEE Std C37.20.1 – 2002: IEEE Standard for Metal-Enclosed

 Adotar soluções de engenharia que minimizem,

Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear.

conforme cada caso, os riscos associados aos níveis de

• NR 10: Norma regulamentadora Número 10: Segurança em

energia incidente (escolha do aterramento do neutro, uso

instalações e serviços em eletricidade. Ministério do Trabalho

de seletividade lógica, sistemas de redução de níveis de

e Emprego – Governo Federal do Brasil, 2004.

energia para serviços de intervenção, etc.);

• Electrical Safety Requirements for Employee Workplaces,

 Escolher o grau de proteção adequado ao local da

NFPA 70E, 2009.

instalação;

• IEEE Guide for Perfoming Arc-Flahs Harzard Calculations,

 Para situações de exposição contínua de operadores

IEEE Std 1584, 2002.

ao local da instalação, buscar soluções quanto a riscos oriundos de um arco interno, sejam do tipo ditas “ativas” ou “reativas”.

Referências

Da mesma forma como comentado sobre a aplicação

de conjuntos em média tensão, aqui se aplicam as mesmas diretrizes básicas:

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

30

Capítulo X Conjuntos de manobra e controle resistentes aos efeitos de um arco elétrico interno – Parte 1



A probabilidade de ocorrer uma falha dentro do

tendem a ser mais perigosos e destrutivos. Caso

invólucro de um conjunto de manobra e controle

a avaliação de risco da instalação defina a

de potência (CMCP) é muito baixa, principalmente,

necessidade de se ter um conjunto que suporte

quando ele é especificado, projetado, montado e

os esforços provenientes de um arco interno, o

operado segundo as diretrizes das normas técnicas

desempenho deles pode ser balizado por um dos

aplicáveis, práticas de engenharia consagradas e

seguintes documentos: o guia IEEE C37.20.7, tanto

em conformidade com as instruções do respectivo

para MT quanto BT, ou pelo anexo “AA” da IEC

fabricante. Porém, não se pode, simplesmente,

62271-200 para a média tensão ou pelo relatório

ignorar a probabilidade da ocorrência deste tipo

técnico IEC/TR 61641 para BT.

de evento. Portanto, é importante entender os



requisitos e pontos que estão relacionados ao

ou não se optar pelo emprego de um CMCP que

desempenho destes equipamentos frente aos

possua características que o permitam lidar com

efeitos de um arco elétrico devido a uma falha

os efeitos resultantes de um arco elétrico resultante

interna.

de uma falha interna é avaliar o nível de risco



A suportabilidade dos conjuntos de manobra

para o elemento humano. Caso este risco seja

e controle (CMCs) de média e baixa tensão

pequeno, pode-se, então, optar por um CMC com

frente a falhas trifásicas com curto-circuito pleno

características construtivas comuns. Caso contrário,

(impedância da falta igual a zero), tanto internas

ou seja: nível do mesmo pode ser considerado

quanto externas (correntes passantes devidas

relevante (nível de curto-circuito, tempo de resposta

a defeitos fora do conjunto), é verificada pelos

das proteções, a presença de pessoas e o seu

ensaios de corrente suportável de curta-duração,

posicionamento e atuação em relação ao painel),

conforme, por exemplo, as seções aplicáveis das

o usuário pode especificar um conjunto que tenha

normas IEC 62271-200 para MT e IEC 61439-1 / -2

classificação para arco interno, ou seja: condições

para BT.

de lidar como os efeitos provenientes deste tipo de



evento.

Os defeitos associados a falhas internas nos

Uma forma de se verificar se é necessário

CMCs, que envolvam descargas de arco elétrico



no ar nos compartimentos destes equipamentos,

a proteção de pessoas em relação à ocorrência

Neste ponto é preciso que fique claro que

Apoio

31

de um arco interno em um painel elétrico não depende

• Aplicação de cargas maiores do que aquelas para as quais o

exclusivamente do emprego de um conjunto resistente a

painel foi projetado;

arco. Esta é, também, função do local da instalação, já que

• Conexões elétricas frouxas;

os subprodutos e os gases gerados pela decomposição dos

• Condições anormais (alta umidade, temperaturas além dos

componentes internos do painel poderão vir a ser liberados

valores definidos em projeto, etc.);

para fora dos mesmos a altas temperaturas e com um alto

• Substituição incorreta de componentes, etc.

nível de toxidade. Assim, é preciso que sejam previstos modos que permitam a rápida evacuação de pessoas e a

A ocorrência de um arco interno em conjuntos de manobra e

remoção dos gases tóxicos presentes na sala da instalação. É

controle está associada a vários fenômenos físicos, tais como:

fundamental que, antes que qualquer pessoa retorne ao local

• Sobrepressão interna nos compartimentos;

da instalação, sejam tomadas providências para garantir a

• Sobreaquecimento localizado.

eliminação de tais vapores, com ações como o aumento da ventilação na sala elétrica.

Tais condições criam grandes solicitações térmicas e



mecânicas no conjunto. E, além disso, devido à decomposição

As causas que, normalmente, levam a ocorrência de um

arco interno são:

de componentes e materiais utilizados dentro do painel, ocorre a geração de gases e vapores, os quais são, na maioria das

• Presença de corpos estranhos, como ferramentas ou os

vezes, de natureza tóxica. Estes materiais, junto com partículas

materiais utilizados durante manutenções ou modificações,

incandescentes, podem vir a serem expelidos da estrutura.

mas esquecidos dentro do painel após o término das atividades;



• Entrada de pequenos animais;

como já mencionado anteriormente, possuem documentos

• Seleção incorreta dos dispositivos de proteção contra curto-

que orientam e guiam os usuários e fabricantes na

circuito;

identificação de suas necessidades e nos requisitos para a

Para tanto, os universos normativos da IEC e da ANSI,

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

32

comprovação de desempenho do equipamento frente ao

Existem outras medidas de proteção que podem vir a

evento de um arco interno em condições normais de serviço.

complementar a segurança humana e o desempenho de um

É importante atentar que, em nenhum dos casos, é avaliado

conjunto de manobra e controle frente aos riscos associados a

o comportamento do painel quando ele se encontra sob

ocorrência de um arco interno. Algumas dessas possibilidades

manutenção ou inspeção interna, ou seja, quando partes

seriam:

(tampas e portas) do invólucro, incluindo o compartimento de controle, se encontram abertas ou removidas (as únicas

• Tempos rápidos de eliminação do defeito;

ressalvas para esta última afirmação se encontram no

• Uso de dispositivos capazes de limitar a energia associada

documento, relacionadas aos equipamentos classificados de

(limitação da corrente passante e redução da duração da falha);

2A ou 2B, como mostrado mais adiante).

• Eliminação rápida do arco;

Ambas as escolas técnico-normativas propõem, quando

• Operação e manobra remotas;

necessário, as formas de validação e os tipos de classificação

• Dispositivos de alívio de sobrepressão;

para um conjunto de manobra e controle quanto ao seu

• Movimentação das partes extraíveis com a respectiva porta

desempenho em garantir, essencialmente, a segurança humana

frontal fechada;

para o caso de ocorrer um arco interno.

• Movimentação remota do elemento extraível, etc.



Estas abordagens existem para os conjuntos de manobra

e controle de potência (CMCP), tanto de média tensão (MT)



quanto de baixa tensão (BT). E, assim, um CMCP, para ser

resistente aos efeitos de um arco interno é de responsabilidade

considerado capaz de lidar com os efeitos resultantes de um arco

do usuário. Ele deve levar em conta as características do sistema

interno, precisa demostrar, por ensaios ou por características

elétrico no qual o equipamento será instalado, as condições

construtivas, o atendimento aos critérios estabelecidos nas

de serviço, os procedimentos de operação e as diretrizes

respectivas normas.

de segurança. Para se proteger o ser humano durante a sua

Equipamentos

construídos

segundo,

basicamente,

as

Cabe alertar aqui que a escolha pelo uso de CMC que seja

interação com um equipamento, deve-se atentar para:

recomendações da ANSI (“American National Standards Institute”) seguem o documento IEEE Std C37.20.7 (ver

• Nem todos os CMC possuem classificação quanto aos efeitos

referências), estabelecido pelo IEEE. Este guia estabelece

de um arco interno;

métodos para avaliação de CMC, tanto de BT quanto de MT, até

• Nem todos os CMC usam dispositivos extraíveis;

38 kV, em suportar os efeitos provenientes de um arco devido a

• Nem todos os CMC possuem uma porta que possa ser

falha interna ao conjunto.

mantida fechada para as diferentes posições de serviço em



Dentro do universo IEC, a análise de desempenho de um

CMC frente aos efeitos de um arco interno segue as diretrizes

que um elemento de manobra possa se colocado (conectado / aterrado / teste).

definidas em documentos segundo a faixa de tensão nominal

Contexto na média tensão

do equipamento. No caso de média tensão (CMC com valores da tensão nominal acima de 1 kV e até 52 kV, inclusive), devem



Um conjunto de manobra e controle de média tensão para

ser seguidas as orientações contidas no anexo “AA” (“Internal

ser considerado como resistente aos efeitos de um arco interno,

arc fault – Method to verify the internal arc classification

ou seja, ter uma classificação IAC (“Internal Arc Classified”),

(IAC)) da norma IEC 62271-200. Já para a baixa tensão (CMCP

como é definido na seção 5.101 da norma IEC 62271-200, ou

com tensão nominal até 1000 V em CA ou 1500 V em CC), o

AR (“Arc Resistant”), como no guia da IEEE, precisa demonstrar,

documento orientativo a ser aplicado é o relatório técnico IEC/

por ensaios, atendimento aos critérios estabelecidos nos

TR 61641 (ver referências).

documentos mencionados.

Claro que todo o processo descrito acima precisa ser

Na tabela 1 é apresentado um resumo dos critérios de

respaldado pelo elemento humano na redução dos riscos a

aceitação, os quais se encontram na seção “6.106.5” da

níveis toleráveis, ou seja, é imprescindível que a pessoa que

IEC 62271-200 e no capítulo “6” (“Assessment”) da IEEE Std

irá atuar sobre um CMC tenha conhecimento dos perigos

C37.20.7, para a classificação quanto ao desempenho frente

presentes e siga as orientações estabelecidas pelo fabricante do

a um arco interno em um conjunto de manobra e controle de

equipamento e as diretrizes definidas em norma.

média tensão:

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

34

Tabela 1 – Critérios de aceitação para a classificação “IAC” / “AR” Critérios

Descritivo

#1

Portas, tampas, etc., corretamente fechadas,

usuário.

não podem terem aberto. Não podem ter sido arremessados componentes ou fragmentos do conjunto de manobra que #2

de manobra e controle em invólucro metálico de média

destas partes seria igual ou maior que 60 g e que

documentos mencionados.

precisaria ter sido arremessadas a uma distância



acessíveis do invólucro (até uma altura de 2m). Os indicadores dispostos não podem ter se inflamado por causa de emissão de gases

#4

Na IEC, um conjunto de manobra e controle pode ter

diferentes tipos de acessibilidade para as diversas faces. Para fins de identificação, usa-se o seguinte: • F – para a parte (face) frontal; • L – para as partes (faces) laterais;

quentes ou líquidos em chamas.



Na tabela 2 é apresentado um resumo dos tipos de

acessibilidade para pessoas nas proximidades do conjunto tensão, num evento de arco interno, conforme descrito nos

O arco não pode ter perfurado as partes livremente

Todas as conexões à terra devem continuar eficazes.

#5



possam causar riscos (A IEC define que a massa

superior ao afastamento dos indicadores verticais). #3

contemplados para ser acordada entre o fabricante e o

A partir do atendimento total dos critérios listados na

• R – para a parte (face) traseira. Basicamente, temos:

tabela 1, o conjunto de manobra e controle em invólucro metálico de média tensão pode ser classificado como

- Pela norma “IEC 62271-200”, a classificação é composta

resistente aos efeitos de um arco interno. Esta classificação,

pelo seguinte arranjo de termos: “IAC” (“Internal Arc

estabelecida pelo fabricante, define qual é o tipo de

Classified”: Classificado para Arco Interno), mais o tipo de

acessibilidade (como será explicado mais adiante) a cada

acessibilidade (A, B ou C) para cada face do CMC (F: frente

face de um conjunto e para qual valor e duração da corrente

/ L: laterais / R: traseira) e os valores testados para corrente

de falha.

de defeito e respectiva duração. Exemplos:



Antigamente, a IEC e a ABNT, em versões anteriores de

suas respectivas normas para CMC de MT em invólucro

• IAC – BFLR – 16 kA – 0,1 s: classificado para arco

metálicos, apesar de serem a favor de uma abordagem

interno com acessibilidade tipo B (público em geral) para

que adotasse o atendimento aos cinco critérios descritos

as partes frontal, laterais e traseira; para uma corrente de

na tabela 1, elas deixavam a definição de quais deveriam

16 kA eficazes com duração de 100 milissegundos. • IAC – BF-AR – 20 kA – 0,5 s: Classificado para arco

Tabela 2 – Tipos de acessibilidade de um CMC resistente aos efeitos de um arco interno

IEEE C37.20.7 TIPO

ACESSIBILIDADE

IEC 62271-200 (*) TIPO

Projeto ou características para resistir ao arco 1

elétrico, com livre

traseira (o acesso as laterais é restrito, pois não possui

Acessibilidade restrita

classificação); para uma corrente de 20 kA eficazes com

- Pela norma “IEEE C37.20.7”, a classificação é composta

parte frontal. Projeto ou características

Acessibilidade irrestrita,

para resistir ao arco

incluindo o público em

elétrico, com livre

duração de 500 milissegundos

autorizado.

acessibilidade somente na

2

para a parte frontal e tipo A (pessoal autorizado) para a

ACESSIBILIDADE somente a pessoal

A

interno com acessibilidade tipo B (público em geral)

B

geral.

pelo tipo de acessibilidade (1 ou 2, basicamente) e os valores testados para corrente de defeito e respectiva duração. A composição é feita da seguinte maneira:

acessibilidade externa (frente, traseira e nas

• Tipo1: Classificação para um projeto ou estrutura

laterais). Acessibilidade restrita por instalação fora de alcance C

e acima de área com acesso ao público (tipo “Pole-mounted”).

com características para resistir ao arco elétrico, com livre acessibilidade somente na parte frontal. É similar a classificação “IAC–A/B–F”. Exemplo: Tipo 1, 25 kA eficazes, 500 milisegundos. • Tipo2: Classificação para um projeto ou estrutura

Apoio

35

com características para resistir ao arco elétrico, com

a uma parede (face sem acesso a pessoas), o documento

livre acessibilidade externa (frente, laterais e traseira). É

do IEEE define a classificação específica “1D”. Seria a

similar a classificação “IAC–A/B–FLR”. Exemplo: Tipo 2,

estrutura com livre acesso a sua parte frontal e às outras

40 kA eficazes, 500 milisegundos.

faces avaliadas no ensaio de arco (esta classificação precisa vir acompanhada da identificação de que outras faces,

Notas:

além da frontal, foram ensaiadas: SR – face direita, SL – face

1) A livre acessibilidade externa da ANSI / IEEE, a menos

esquerda ou R – face traseira).

que haja alguma ressalva, sempre se refere a todo o

No guia do IEEE, tanto a acessibilidade tipo “1”

perímetro em torno do painel (frente, lateral direita, lateral

quanto tipo “2”, pedem uma distância mínima para

esquerda e traseira).

posicionamento dos indicadores, horizontais e verticais, de

2) Os valores de tempo de falha recomendados pela IEC

verificação dos efeitos térmicos dos gases, em relação ao

são 1 s, 0,5 s e 0,1 s.

conjunto de manobra de 100 mm +/- 15 mm; porém, com

3) O valor preferencial para o tempo de falha adotado

uso de indicadores de queima empregando tecido com uma

pela ANSI / IEEE é 0,5 s. Outros valores podem ser usados,

densidade de 150 g/m2. Na norma IEC, a acessibilidade

sendo que o valor de 0,1 s é considerado como o mínimo

“A” estabelece a distância de 300 mm +/- 15 mm para os

recomendado e o valor de 1 s considerado como limite

indicadores, com tecido de 150 g/m2; enquanto que a “B”

máximo.

pede o valor de 100 mm +/- 5 mm para material com uma densidade de 40 g/m2.



Enquanto a IEC deixa claro que a sua classificação não



Os indicadores de queima, tanto verticais (iv) quanto

se aplica para os casos em que os compartimentos estão

horizontais (ih), mencionados no parágrafo anterior e

com as suas portas e/ou tampas abertas; o IEEE C37.20.7

mostrados na Figura 1, são montados na forma de um

inclui, para as acessibilidades “tipos 1 e 2”, os sufixos “B”

quadrado, com dimensões de 150 mm x 150 mm, com

e “C”. O sufixo “B” se refere ao caso em que o painel foi

tolerância de +15/-0 mm. Eles são feitos de pedaço de

ensaiado com o respectivo compartimento de controle

pano de algodão, conforme a densidade requerida para o

(baixa tensão) aberto. Já o sufixo “C” se aplicada para um

ensaio. A ideia é que cada uma das densidades informadas

painel com proteção de arco entre compartimentos (em uma

anteriormente, simulem as roupas usadas no local de

mesma unidade funcional ou entre unidades funcionais

trabalho com presença de eletricidade (as de maior

adjacentes).

densidade) e as roupas mais leves (as de menor densidade,



Para os casos em que, por exemplo, um CMC possa ser

típicas de verão). Eles devem ser montados de modo que os

montado com a face traseira ou uma das laterais próxima

cortes de suas bordas não apontem para o objeto sob ensaio.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

36

É interessante notar que os indicadores horizontais não

a ser ensaiado. A parede lateral (pelo menos uma) deve

possuem armação para evitar que partículas incandescentes

ficar a 100 mm (+/- 30 mm) do painel. O posicionamento

e não os possíveis gases quentes provenientes do teste

da parede na parte de trás do painel irá depender se esta

possam vir a se acumular. Já os indicadores verticais

parte é ou não acessível (os conjuntos com diferentes

lembram uma “caixa” pois possuem uma armação de aço

profundidades, terão a distância tomada a partir de sua

(2 x 30 mm) em todo seu entorno de modo a evitar que um

unidade mais profunda), sendo que se deve considerar o

indicador vertical possa inflamar outros próximos.

valor padrão de afastamento da parede como igual a 800



mm (+100/-0 mm) para situações onde houver o acesso de

Para o arranjo de ensaio dos conjuntos de manobra

e controle de uso interno é importante a simulação da

pessoas.

sala onde ele será instalado. Para o espaço livre acima



do conjunto a ser ensaiado, tanto a IEC quanto o IEEE

define uma distância de 100 mm (+/- 30 mm) entre o painel

estabelecem que o fabricante informe a altura necessária

e a parede, a menos que o fabricante declare um valor

(este valor é medido sempre a partir do piso sobre o qual

superior. Se for informada uma distância menor do que 100

o equipamento está realmente montado, seja ele o chão

mm, deverá ser comprovado que quaisquer deformações

ou uma plataforma). A IEC define, também, para painéis

permanentes não interfiram com a parede ou sejam

com altura igual ou superior a 1800 mm, que o teto deve

limitadas por ela.

ficar a pelo menos de 200 mm (+/- 50 mm) acima da parte

Na Figura 2 vê-se um exemplo de arranjo com a

mais alta deles, incluindo, quando aplicável, a posição de

simulação do local de instalação de um CMC de MT para

abertura máxima dos flaps (ou “portinholas”: dispositivos

a realização de um ensaio de verificação do desempenho

de alívio de sobrepressão), ou seja, estes não devem atingir

frente aos efeitos resultantes de um arco interno, conforme

o teto quando de sua atuação. Para o caso de painéis com

o IEEE. Pode-se notar que, além da simulação da sala para o

menos de 1800 mm de altura, o teto deve ficar a dois metros

ensaio, existe a necessidade de se posicionar os indicadores

(+/- 50 mm).

verticais e horizontais para verificação dos efeitos térmicos

Para os casos de estruturas sem acesso traseiro, a IEC

dos gases, a partir das distâncias já informadas e segundo a altura para os painéis. Conforme a norma adotada, existem pontos a serem seguidos: o IEEE considera que o material usado nos indicadores (tecido de algodão) tenha sempre uma densidade de 150 g/m2, tanto para acessibilidade tipo “1” quanto tipo “2”, enquanto que a “IEC” pede este mesmo valor para a acessibilidade “A”, enquanto muda o valor de densidade para 40 g/ m2 nas acessibilidades “B” e “C”.

Figura 1- Indicadores vertical e horizontal de (150 mm x 150 mm) para verificação dos efeitos térmicos dos gases.



Além do que foi descrito no parágrafo anterior, existem

também as considerações relativas às paredes (traseira e lateral), conforme características do local e do equipamento

Figura 2- Arranjo para a os ensaios de arco interno.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38



A IEC, como mostrado na Figura 3, pede que os indicadores

horizontais (ih) e verticais (iv) de queima, conforme a acessibilidade e a altura do CMC, sigam os seguintes arranjos básicos dos indicadores: • Acessibilidade tipo “A”: restrito somente a pessoal autorizado (indicadores de tecido com 150 g/m2, montados a 300 mm +/15 mm); • Acessibilidade tipo “B”: acessibilidade irrestrita, incluindo público em geral (indicadores de tecido com 40 g/m2 montados a 100 mm +/- 5 mm);

Figura 3 - Posicionamento dos indicadores de queima, segundo a IEC 62271-200.

• Acessibilidade tipo “C”: acessibilidade restringida por



A Figura 4, gerada a partir da “AA.4” da IEC 62271-200,

instalação dos equipamentos fora de alcance: montados em

apresenta, conforme as diretrizes apresentadas anteriormente,

postes ou plataformas, acima do nível do solo (indicadores

o arranjo (simulação da sala – piso, parede e teto, além do

de tecido com 40 g/m2 montados entre 40 e 50% de uma

posicionamento dos indicadores de queima horizontais

superfície de (3 x 3) m2, a uma altura de 2 metros).

e verticais) para verificação de acessibilidade tipo A com possibilidade de acesso traseiro.



Os indicadores devem ser dispostos em uma configuração



O documento do IEEE informa que os ensaios sejam feitos

similar à de um tabuleiro de xadrez, de modo a cobrir de

somente nos compartimentos com os pontos mais prováveis

40% a 50% da área associada à superfície sob ensaio. Essa

para ocorrência de um arco interno. Fato este que gera, às

montagem deve ser em estruturas com uma extensão maior do

vezes, um pouco de dúvida quando se deve ou não realizar

que a dimensão correspondente à face ensaiada, de modo a se

o ensaio em um determinado compartimento. A fim de evitar

considerar a possibilidade de escape de gases quentes a 45º a

dúvidas e, também, deixar o usuário final mais tranquilo, é

partir do conjunto. Esta angulação implica um prolongamento

comum que fabricantes da escola ANSI sigam a mesma linha

de pelo menos 300 mm ou 100 mm, conforme, respectivamente,

de abordagem da IEC para CMC de MT, ou seja, devendo ser

as acessibilidades tipo A ou B, da IEC, deste que a posição de

realizados ensaios em todos os compartimentos de “alta tensão”

alguma parede usada na simulação da sala não impeça.

(denominados, também, de compartimentos de potência).

Figura 4 - Arranjo simulado da sala de montagem de um CMC de MT para a realização dos ensaios de verificação de desempenho frente aos efeitos de um arco interno para acessibilidade A, segundo a IEC 62271-200.

Apoio



39

Seguindo a diretriz da IEC, para uma seção típica de um

exemplo), o arco deve ser iniciado com a aplicação de um valor

conjunto de manobra e controle de MT em invólucro metálico,

igual a 87% da corrente nominal do ensaio e entre duas fases

os três compartimentos básicos a serem ensaiados para um arco

adjacentes, atentando para o fato de que isolamento sólido só

interno com, por exemplo, 40 kA eficazes e duração de 500 ms

pode ser perfurado quando não houver nenhuma região de

seriam:

descontinuidade da isolação ou ponto de conexão coberta com sistema pré-fabricado. Exceção para estruturas com condutores

• Compartimento do barramento principal;

de fase separados, o ensaio deve ser feito com uma fonte

• Compartimento de saída (conexões);

trifásica.

• Compartimento de disjuntor.



Na norma IEC, é permitida a perfuração da isolação sólida,

caso não se tenham pontos sem cobertura no compartimento

Em cada posição, conforme mostrado nas Figuras 5 e 6, o

sob ensaio ou conexões com isolação a ser aplicada no local

arco será iniciado por um fio metálico conectado entre todas as

final da instalação (tipo “cobertura pré-fabricada”). Também

fases. Tanto a IEC 62271-200 quanto a IEEE C37.20.7 (no que

fala no valor de 87% da corrente trifásica para os casos em que,

se refere aos tipos cobertos pelas normas “ANSI C37.20.2” e

no compartimento a ser ensaiado, só existam condutores com

“ANSI C37.20.3”) definem um diâmetro de 0,5 mm para este

isolação sólida aplicada em fábrica.

fio (a ANSI fala também na opção de uso da bitola 24 AWG –



0,5105 mm). O fio para início do arco deve ser colocado dentro

apresenta algum ponto de descontinuidade da isolação sólida

do compartimento a ser ensaiado em um ponto acessível e o

ou pontos de conexões cobertos por isolação pré-fabricada.

mais distante possível da fonte de alimentação.

Assim, nestes casos, é comum se ter ensaios trifásicos, com a



corrente IA (valor eficaz para a corrente de arco em uma falha

O documento do IEEE estabelece que, nas estruturas com

condutores cobertos por material isolante sólido (epóxi, por

Em termos práticos, a maioria dos projetos de MT sempre

interna trifásica).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

40

Cabe ressaltar que, por questões econômicas e, principalmente, de seguranças ambiental e humana, os compartimentos isolados em SF6 devem ter o seu fluido isolante substituído por ar, aplicado na mesma pressão de uso do gás original (os resultados obtidos nesta condição são considerados representativos). O manuseio do gás SF6 deverá seguir as recomendações da norma IEC 62271-4.

Figura 5 – Compartimento típico (todos os de potência) a ser ensaiado.



A IEC permite a declaração de um valor para situações

de falhas monofásicas (IAe). Porém, só se adota este valor nos casos em que realmente não existe a possibilidade de um curto-circuito monofásico evoluir para uma falha trifásica (estruturas que empreguem arranjos com fases segregadas). Caberá ao fabricante informar quais os compartimentos em que se aplicaria ensaios monofásicos (sendo que o ensaio irá verificar se realmente este tipo de falha em tais estruturas não irá evoluir para uma condição trifásica – caso em que o ensaio deve ser refeito; porém, em condições trifásicas).

Figura 7- Fases relativas a um arco interno.



Durante o evento de um arco interno, ele pode ser dividido,

para efeitos de análise, basicamente, em quatro fases: de compressão, de expansão, de emissão e térmica. Como mostrado na Figura 7,elas ocorrem em rápida sequência, sendo que cada uma delas pode ser descrita, didaticamente, da seguinte forma: 1 – Fase de compressão: a - No instante do início do arco, a pressão se mantém constante. b - O calor gerado pelo arco começa a aquecer o ar. c - Os eletrodos começam a evaporar. d - Com os dispositivos de alívio de pressão ainda fechados, é atingida a máxima pressão interna. e - O tempo desta fase é menor do que ½ ciclo. 2 – Fase de expansão: a - O pico de pressão é alcançado e os dispositivos de alívio de pressão (ver figura 8) se abrem. b - A pressão interna do compartimento sob falha é reduzida, enquanto o ar aquecido e o cobre vaporizado são descarregados.

Figura 6 - Colocação do fio metálico, entre fases, usado para o início do arco.

3 – Fase de emissão: a - O ar no compartimento sob falha continua a ser

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

42

aquecido pelo arco e se desloca devido a uma pequena

oriundos dos efeitos de um arco interno, como mostrado

diferença de pressão.

na Figura 9. Sendo que, nestes casos, a altura do teto do

b - Quase todo o ar é eliminado do compartimento, sendo

local da instalação do painel não é relevante, a menos com

que a área externa ao painel recebe este volume.

a condição de se ter, pelo menos, uma distância mínima

c - A temperatura do ar neste instante é maior que 900 C.

de 100 mm entre a parte superior do duto e o teto, para se

d - A temperatura do arco está entre 15000 °C e 20000 C.

poder documentar eventuais deformações permanentes do

e - Nestas condições ocorre sublimação do cobre. Assim

arranjo.

o

o

para cada 1 centímetro cúbico de cobre, são gerados 67000 centímetros cúbicos de gás. 4 – Fase térmica: a - Tempo transcorrido desde a fase de emissão até o fim do arco. b - A energia do arco atua nos materiais remanescentes no interior do compartimento. c - Ocorre derretimento de barramentos, cabos de saída, componentes (TCs, para-raios, etc.), peças de conexões e de contatos, materiais isolantes, divisórias e barreiras.

Figura 8 – Visualização de exemplo de dispositivos de alívio de sobrepressão (“flaps”).

Figura 9 - Exemplo de montagem de duto coletor / exaustor de gases.



Os possíveis efeitos provocados pelos gases quentes

Como já mencionado na fase de expansão, a Figura 8

descarregados na área, além do final do duto de exaustão,

permite visualizar os dispositivos de alívio de sobrepressão

que se encontram fora da região coberta pelos indicadores

(“flaps”). Os valores máximos associados aos picos de

de queima, não são avaliados em nenhum dos dois

pressão interna aos compartimentos de um CMC vão além

documentos mencionados no parágrafo anterior. Assim, se

da capacidade de suportabilidade mecânica de qualquer

recomenda seguir as instruções do fabricante do CMC para

estrutura. Assim, a forma de lidar com esta condição é

a montagem destes dutos.

permitir que a pressão excessiva que surge com a ocorrência



de um arco possa ser descarregada por estes dispositivos,

ser seguidas as recomendações de instalação do fabricante

permitindo que toda a estrutura mantenha a sua integridade.

do equipamento a fim de se alcançar o nível de segurança



O documento da IEC e o do IEEE consideram, para a MT,

necessário. Porém, deve-se sempre se levar em conta as

a necessidade de validar os casos em que o CMC emprega

condições reais do local de instalação, efetuando-se uma

um coletor de expansão e duto de exaustão dos gases

avaliação dos possíveis perigos.

No caso de conjuntos com classificação IAC, devem

Apoio

43

A seção “B.2” do documento do IEEE apresenta

Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults.

considerações sobre o uso de conjuntos de manobra e

Institute of Electrical and Electronic Engineers; 2007.

controle resistentes aos efeitos de um arco interno. Ela

•

apresenta

úteis

controlgear assemblies – Guide for testing under conditions

para avaliação, aplicação e instalação de um painel em

of arcing due to internal fault; Edition 3.0. International

condições que existam riscos de um arco interno.

Electrotechnical Commission, 2014.

várias

orientações

e

recomendações

•

Referências

IEC TR 61641: Enclosed low-voltage switchgear and

IEC 62271-4: High-voltage switchgear and controlgear –

Part 4: Handling procedures for sulphur hexafluoride (SF¨) and its mixtures; Edition 1.0. International Electrotechnical

•

IEC 62271-200: High-voltage switchgear and controlgear

Commission, 2013.

– Part 200: AC metal-enclosed switchgear and controlgear

•

for rated voltages above 1 kV and up to and including 52

(IP Code); Edition 2.2. International Electrotechnical

kV; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission,

Commission, 2013.

2011. •

IEC 61439-1: Low-voltage switchgear and controlgear

assemblies – Part 1: General rules; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011. •

IEC 61439-2: Low-voltage switchgear and controlgear

assemblies – Part 2: Power switchgear and controlgear assemblies; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011. •

IEEE Std C37.20.7: IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed

IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

38

Capítulo XI Conjuntos de manobra e controle resistentes aos efeitos de um arco elétrico interno – Parte 2 Comparativo dos requisitos de ensaio de arco interno em MT

Em continuidade ao capítulo anterior, um

aos ensaios de verificação de desempenho diante de

comparativo básico entre os documentos da IEC e do

efeitos de um arco interno em conjuntos de manobra

IEEE sobre as principais características relacionadas

e controle de MT é apresentado na Tabela 1 a seguir.

Tabela 1 – Comparativo básico entre ANSI e IEC para ensaio de arco interno Característica

ANSI C37.20.7

IEC 62271-200

1.1

Montagem no plano vertical e plano horizontal

Montagem no plano vertical e plano horizontal

1.2

150 mm x 150 mm

150 mm x 150 mm

1.3

Algodão – 150 g/m2

Algodão – 150 g/m2 (tipo A)

N.A.

Algodão – 40 g/m2 (tipos B e C)

Tampas e coberturas não devem abrir, se fechadas de

Tampas e coberturas não devem abrir se fechadas de

forma correta

forma correta

Não pode ocorrer a fragmentação do invólucro (ejeção

Não pode haver ejeção de partes perigosas

1.0

Indicadores para verificação os efeitos térmicos de gases

1.4 2.0

Avaliação do ensaio

2.1

Critério # 1 (para proteção pessoal)

2.2

Critério # 2 (para proteção pessoal)

de partes) 2.3

Critério # 3 (para proteção pessoal)

Não pode haver perfuração das partes acessíveis

Não pode haver perfuração das partes acessíveis

2.4

Critério # 4 (para proteção pessoal)

Tanto os indicadores verticais quanto horizontais não

Tanto os indicadores verticais quanto horizontais não

podem ter se inflamado

podem ter se inflamado

Tipo 1(A) – Acesso somente frontal a 100 mm (ver nota

Nota: Esta classificação IEEE equivale a IAC A/B - F

2.5 3.0 3.1

Acessibilidade

ao lado) 3.2

Tipo 2(A) – Acessos frontal, lateral e traseiro a 100 mm (ver nota ao lado)

Nota: Esta classificação IEEE equivale a IAC A/B - FLR

Apoio

39

Característica 3.3

3.4

ANSI C37.20.7

IEC 62271-200

Tipo 2B – Similar ao 2(A), com a porta do compartimento

IAC A: Pessoal Autorizado. Distância dos indicadores

de controle (BT) aberta

igual a 300 mm +/- 15 mm

Tipo 2C – Similar ao 2(A), com a verificação da

IAC B: Público em geral.

suportabilidade aos efeitos do arco entre compartimentos

Distância dos indicadores igual a 100 mm +/- 5 mm

3.5

IAC C: Equipamentos montados em postes.

3.6

Condição de acesso especial (caminhar sobre a estrutura, por exemplo): indicador de algodão com 40 g/m2

4.0

Início do arco

Fio de diâmetro de 0,5 mm / 24 AWG

Fio de diâmetro de 0,5 mm

5.0

Valor de crista do primeiro semiciclo

Calibrado para 2,6 vezes o valor eficaz de I’’k

Calibrado para 2,5 ou 2,6 vezes o valor eficaz de I’’k,

6.0

Duração do teste

6.1

“Burn-through”

segundo a frequência Valor preferido de 500 ms, sendo o mínimo de 100 ms

Pelo menos 100 ms

Nota: Tanto a norma IEC quanto o guia do IEEE demandam que todos os cinco critérios de avaliação sejam atendidos.

Locais onde falhas internas ocorrem mais frequentemente e as possíveis medidas preventivas

a probabilidade de ocorrência de falhas internas em

Com base nas experiências adquiridas ao longo do uso

na Tabela 2, é fortemente recomendável que o projetista ou

dos conjuntos de manobra e controle, é apresentada, na

usuário de um conjunto de manobra e controle consulte,

Tabela 2, uma combinação das tabelas “102” da norma

também, a seção B2 do guia IEEE Std C37.20.7. Além de

técnica IEC 62271-200 e da “B.1” da IEEE Std C37.20.7-

orientações relativas à instalação, operação e manutenção

2007, com alguns dados e avaliações relativas aos locais,

deste tipo de equipamento, o leitor encontra várias análises

causas e exemplos de medidas identificadas para diminuir

rápidas sobre estratégias de engenharia para mitigar os níveis de

conjuntos de manobra e controle de média tensão.

A fim de complementar as medidas preventivas sugeridas

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

40

energia presente e, assim, diminuir os riscos associados a estes

62271-200, que, conforme já comentado, visa indicar formas

equipamentos. Pode-se dizer que esta literatura complementa

complementares de proteção para aumentar a segurança das

as sugestões presentes na seção “8.104.3” da norma IEC

pessoas no caso de ocorrência de um arco interno.

Tabela 2 – Locais e causas de falhas internas Locais

onde falhas internas ocorrem

Possíveis

causas

Exemplos

de medidas preventivas

com mais frequência

Projeto Inadequado

Seleção de dimensões adequadas Evitar que as conexões em cabos se cruzem

Instalação defeituosa

No local deve ser feito comissionamento por pessoal especializado Uso dos valores corretos de torque

Compartimento de conexões (por cabos e/ou barramentos)

Fazer inspeções regulares e ensaios dielétricos periódicos ou contínuos no local

Falha em isolamento sólido ou fluido (defeito ou ausência)

Verificar regularmente, onde aplicável, o nível / pressão dos fluidos Intertravamentos Reabertura retardada

Seccionadoras, chaves com abertura sob carga (interruptores) e chaves de aterramento

Operação indevida

Manobra manual independente Capacidade de estabelecimento em curto-circuito Instruções a pessoal qualificado Uso de acabamentos superficiais (prata, estanho, etc.), anticorrosivos e/ou graxas

Corrosão

Revestimento protetor onde for possível

Conexões aparafusadas e contatos Montagem defeituosa

Inspeção por meios adequados Uso dos valores corretos de torque

Transformadores de instrumentos

Ferrorressonância

Evitar estas influências elétricas por meio de projeto adequado do circuito

Disjuntores

Manutenção inadequada

Manutenção regular programada Instrução a pessoal qualificado Limitação de acesso pelo uso de compartimentação

Erro humano

Isolamento das partes vivas

Envelhecimento do dielétrico

Ensaios periódicos ou contínuos de verificação do dielétrico

Poluição, umidade, penetração de animais, poeiras, etc.

Prevenir tais condições de serviço ou adotar medidas que

Instruções a pessoal qualificado

Todos os locais

permitam o conjunto lidar com as elas Proteções contra surtos de tensão Sobretensões

Coordenação adequada de isolamento Ensaios dielétricos no local

Contexto na baixa tensão

a uma falha interna em conjuntos de manobra e controle

Por conta dos riscos associados a um arco interno

de baixa tensão, a IEC adota como guia para ensaios o

dentro de um conjunto de manobra e controle de potência

relatório técnico (“Technical Report”) IEC/TR 61641 [5]. E

em baixa tensão, existe, também, em casos específicos, a

este documento, que não é uma norma técnica, apresenta a

solicitação, por parte do usuário, de se adotar uma solução

seguinte história de emissões:

que apresente baixa probabilidade de ocorrência de uma falha interna ou, então, que seja resistente aos efeitos de

• 1996: publicação da 1ª edição.

um arco elétrico.

• 2008: publicação da 2ª edição.

Quando se aborta o tópico referente a um arco devido

• 2014 (setembro): publicação da 3ª edição (atual).

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

42



A cultura ANSI/NEMA adota as diretrizes do guia

3. Duração permissível do arco (tarc: “Permissible arc

elaborado pelo IEEE, que atende tanto a conjuntos de

duration”): é o máximo valor do tempo de duração de

manobra e controle de média quanto baixa tensão,

um arco que não se autoextingue ou é limitado por um

conforme

Entretanto,

dispositivo limitador de corrente. Este valor pode diferir

é fundamental atentar para o fato de que qualquer teste

para partes distintas de um mesmo conjunto. O valor

efetuado tem um caráter orientativo de como o conjunto

mínimo, solicitado no documento da IEC para a verificação

deverá se comportar, sem, necessariamente, cobrir todas as

de arco nas condições descritas anteriormente, é 100 ms;

já

mencionado,

anteriormente.

possíveis eventualidades.

Grandes usuários em importantes segmentos no mercado

4. Corrente de curto-circuito condicional permissível sob

brasileiro começam a pedir características de desempenho

condições de arco (Ipc_arc: “Permissible conditional short-

de Conjuntos de Manobra e Controle de Potência em Baixa

circuit current under arcing conditions”): é o máximo valor

Tensão frente a um arco interno. Para esta condição, a

eficaz permitido da corrente de curto-circuito presumida

referência adotada tem sido a IEC, aplicando-se o relatório

nos terminais de entrada de um conjunto, declarado pelo

técnico IEC TR 61641.

fabricante, para uma dada tensão operacional (Ue), na qual



Como a nova edição deste documento da IEC é muito

um circuito do conjunto é capaz de atender aos requisitos

recente e com uma abordagem e roupagem diferentes do

da IEC, quando o circuito é protegido por dispositivo

que foi visto para os painéis de MT, o primeiro passo nesta

limitador de corrente ou por dispositivo de mitigação de

fase deste trabalho é familiarizar-se com termos e conceitos

falha por arco com função de limitação de corrente;

novos apresentados no documento. 5. Zona protegida contra ignição de arco (“Arc Ignition

Novas definições e nomenclaturas

Protected Zone”, antiga “Arc Free Zone”): parte de um

A nova revisão (3ª Edição, de setembro de 2014) do

circuito dentro de um conjunto de manobra e controle onde

relatório técnico IEC/TR 61641 traz um nova nomenclatura,

medidas específicas são adotadas para garantir que o início

além de algumas novas definições. Por conta disso, elas são

de uma falha com arco seja uma possibilidade remota;

apresentadas, a seguir, de forma sucinta e numa tradução livre, visando auxiliar o leitor na compreensão desta

6. Zona ensaiada para condições de arco (“Arc Tested

terminologia:

Zone”, antiga “Arc Proof Zone”): parte de um circuito ou compartimento onde é iniciado um arco e todos os critérios

1. Corrente de curto-circuito permissível sob condições

de avaliação solicitados para o(s) ensaio(s), segundo a IEC

de arco autoextinguível (Ips_arc: “Permissible short-circuit

TR 61641, são atendidos;

current under self-extinguishing arcing conditions”): é o máximo valor eficaz permitido da corrente de curto-

7. Conjunto de manobra e controle avaliado para condições

circuito presumida nos terminais de entrada de um

de arco interno (“Arc Verified Assembly”, antiga “Arc Proof

conjunto, declarado pelo fabricante, para uma dada tensão

Assembly”): conjunto de manobra e controle que apresenta

operacional (Ue), na qual o equipamento é capaz de atender

zonas protegidas contra a ignição de um arco e/ou ensaiadas

aos requisitos da IEC TR 61641 pela autoextinção do arco,

para as condições de arco;

sem a operação de nenhum dispositivo de proteção; 8. Dispositivo de mitigação de falha por arco interno (“Arc 2. Corrente de curto-circuito permissível sob condições de

Fault Mitigation Device”): dispositivo que opera somente

arco (Ip_arc: “Permissible short-circuit current under arcing

no caso de um arco elétrico devido a uma falha interna e

conditions”): é o máximo valor eficaz permitido da corrente

que reduz o tempo de duração do mesmo;

de curto-circuito presumida nos terminais de entrada de um conjunto, declarado pelo fabricante, para uma dada

9. Classes (de condições) de arco (“Arcing classes”):

tensão operacional (Ue), na qual o equipamento é capaz de

classificação dada um conjunto ou parte dele conforme

atender aos requisitos definidos pela IEC TR 61641;

as diferentes formas de proteção fornecida contra falhas

Apoio

43

com arco: proteção humana, limitação dos danos a

IEC TR 61641: Enclosed low-voltage switchgear and

parte do conjunto e capacidade de operação limitada do

controlgear assemblies – Guide for testing under conditions

equipamento.

of arcing due to internal fault; Edition 3.0. International Electrotechnical Commission, 2014.

Referências IEC 62271-200: High-voltage switchgear and controlgear – Part 200: AC metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011. IEC 61439-1: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 1: General rules; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011. IEC 61439-2: Low-voltage switchgear and controlgear assemblies – Part 2: Power switchgear and controlgear assemblies; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011. IEEE Std C37.20.7: IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults. Institute of Electrical and Electronic Engineers, 2007.

IEC 62271-4: High-voltage switchgear and controlgear – Part 4: Handling procedures for sulphur hexafluoride (SF) and its mixtures; Edition 1.0. International Electrotechnical Commission, 2013. IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures (IP Code); Edition 2.2. International Electrotechnical Commission, 2013.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

26

Capítulo XII Conjuntos de manobra e controle resistentes aos efeitos de um arco interno - Descritivo



Em continuidade ao tema abordado nos dois



Na segunda edição do documento da IEC

capítulos anteriores, este trabalho tratará, a

não existia nenhuma diferenciação quanto ao

seguir, do descritivo técnico e, posteriormente,

tipo de acessibilidade de pessoas, visto que,

apresentará uma conclusão sobre o assunto.

por definição, os conjuntos de manobra e



controle de potência (CMCP) de baixa tensão

O relatório técnico IEEE Std C37.20.7 traz os

seguintes objetivos e características:

(BT) não preveem a operação ou, a princípio, a

aproximação

de

pessoal

que

não

seja

• Orientar a forma de ensaiar um conjunto de

autorizado. Porém, na terceira edição, apesar de

manobra e controle de baixa tensão (BT) nas

ter sido mantido que este ensaio se aplica para

condições de arco elétrico, que ocorra no ar,

CMCP definido pela IEC 61439-2 (equipamentos

dentro dele mesmo, devido a uma falha interna;

previstos para operação por pessoas advertidas

• Avaliar a capacidade deste equipamento em

e/ou

limitar os riscos de ferimentos a seres humanos,

acessibilidade restrita, a possibilidade de o local

danos ao próprio conjunto e continuidade de

de instalação do conjunto ter, também, acesso

operação após a ocorrência de arco elétrico

não restrito, ou seja, acessível a pessoas comuns

devido a uma falha interna;

– inadvertidas (classificação BA1 da tabela 18 da

• Aplicável, a princípio, aos conjuntos de

norma ABNT NBR 5410).

potência fabricados e montados conforme a IEC



61439-2;

de pedaço de pano de algodão preto, com uma

• O desempenho do conjunto diante dos efeitos

densidade de aproximadamente 150 g/m2 para

de um arco interno só é garantido para condições

condição de pessoal autorizado, foi incluída,

em que portas e tampas estejam devidamente

também, a densidade de 40 g/m2. Eles devem

fechadas e travadas. Ou seja, não se aplica para

ser montados de modo que os cortes de suas

as situações de intervenções e/ou manobras

bordas não apontem para o objeto sob ensaio.

que demandem abertura de qualquer cobertura

Os indicadores verticais lembram uma “caixa”,

(tampa ou porta).

pois possuem uma armação de aço em todo seu

qualificadas),

foi

incluída,

além

da

Assim, além dos indicadores de queima feitos

Apoio

27

entorno, de modo a evitar que um indicador vertical possa

do indicador vertical de queima para verificação dos efeitos

inflamar os outros próximos. A Figura 1 mostra o modelo

térmicos dos gases quentes liberados durante o ensaio.

No entanto, em qualquer tipo de acessibilidade (restrita

ou não), a distância a ser adotada para o posicionamento dos indicadores verticais (não existe a exigência de uso de indicadores horizontais) para a verificação dos efeitos térmicos dos gases, em relação ao conjunto de manobra, foi mantida em 300 mm (+/- 30 mm) até uma altura máxima de dois metros (+/- 50 mm). Figura 1 – Dispositivo de aterramento rápido para redução dos efeitos devido a um arco interno em um CMCP de BT.



Os indicadores devem ser, preferencialmente, dispostos

em uma configuração similar à de um tabuleiro de xadrez, de

Figura 2 – Sequência de operação do dispositivo de aterramento rápido para redução dos efeitos de um arco interno.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

28

Em cada posição o arco será iniciado por um fio 30

30

metálico conectado entre todas as fases. O relatório técnico, descrito na IEC TR 61641, define o diâmetro do fio conforme o arranjo de ensaio. Na sua tabela 1, reproduzida na Tabela 1 a seguir, fornece o diâmetro do fio em função da corrente eficaz presumida de curto-circuito para condições sem dispositivo limitador de corrente. Quando

150

existir dispositivo limitador (teste com corrente condicional de curto-circuito), a IEC pede para escolher o fio em função da corrente de corte (valor de crista da corrente passante), conforme a tabela 2 da mesma IEC, reproduzida também na 150

Tabela 2 deste trabalho. O fio para início do arco deve ser colocado dentro do compartimento a ser ensaiado em um Dimensões em mm

Figura 3 – Indicador para verificação dos efeitos térmicos dos gases, conforme a IEC/TR 61641.

modo a cobrir de 40% a 50% da área associada à superfície

ponto acessível e de modo que os efeitos do arco resultante sejam capazes de produzir a máxima solicitação. Tabela 1 – Seção do fio de cobre usado no ensaio de verificação de CMCP de BT sem dispositivo limitador de corrente

arco interno em

sob ensaio. Porém, nos casos em que, com certeza, não há possibilidade de escape de gases quentes de uma parte da superfície de um conjunto, os indicadores não precisam ser montados nesta região. Essa montagem deve ser feita em estruturas com uma extensão prolongada em pelo menos 300 mm, de modo a se considerar a possibilidade de escape

Corrente presumida de ensaio kA (valor Eficaz)

Seção do fio

I ≤ 25

0,75

25 < I ≤ 40

1,0

I > 40

1,5

mm2

de gases quentes a 45º a partir do conjunto. A Figura 4 Tabela 2 – Seção do fio de cobre usado no ensaio de verificação de CMCP de BT com dispositivo limitador de corrente

mostra o arranjo dos indicadores para a realização de um ensaio.

arco interno em



Corrente passante

Seção do fio

kA (valor de crista)

mm2

I ≤ 10

0,2

10 < I ≤ 30

0,5

30 < I ≤ 50

0,8

50 < I ≤ 70

0,9

70 < I ≤ 90

1,1

Para um conjunto de manobra e controle de BT, as seis

posições básicas a serem ensaiadas para a condição de um arco interno, se aplicável, seriam conforme a IEC TR 61641 e indicados na Figura 5: 1. Lado de alimentação de uma unidade funcional de entrada; 2. Lado de carga de uma unidade funcional de entrada; 3. Barramento principal; 4. Barramento de distribuição; Figura 4 – Arranjo dos indicadores verticais para verificação dos efeitos térmicos dos gases.

5. Lado de alimentação de uma unidade funcional de saída; 6. Lado de carga de uma unidade funcional de saída.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

30

I - Abertura dos dispositivos de alívio de pressão (“flaps”).

Figura 5 – Posições a serem verificadas quanto à possibilidade de um arco interno.



Para o arranjo de ensaio de conjuntos de manobra e

controle de BT, não existe, dentro da IEC, a obrigação de simulação da sala onde ele será instalado.

II - Continuação do processo de redução da pressão interna pela emissão de gases.

Os ensaios de verificação de desempenho em condições

de arco devido à falha interna devem ser feitas na tensão de operação nominal (Ue). O fabricante pode escolher entre três valores de corrente de curto-circuito para o ensaio de verificação do CMCP sob condições de arco: a de arco autoextinguível (Ips_arc), a permitida para condições de arco (Ip_arc ) e a condicional (Ipc_arc). O valor a ser declarado pelo fabricante para qualquer uma das correntes anteriores pode ser menor do que o valor nominal da corrente suportável de curta duração (Icw).

O fio de ignição do arco deve ser conectado entre as

partes vivas acessíveis, conforme a distância mais curta possível. Sendo que a isolação sólida aplicada sobre os condutores não pode ser destruída, removida ou perfurada, ou seja: não se pode iniciar uma falha em uma zona

III - Fase térmica (duração total do ensaio igual a 300 milissegundos). Figura 6 – Ensaio de arco interno em um CMCP de BT.

protegida contra ignição de arco.

A IEC, segundo a IEC TR 61641, entende que um



A Figura 6 mostra alguns momentos de um ensaio de

conjunto de manobra e controle de BT pode apresentar

verificação de suportabilidade a um arco interno no lado de

zonas ensaiadas para os efeitos de uma falha interna ou

alimentação de uma unidade funcional de entrada de um

zonas livres de ignição de um arco. Uma zona ensaiada

CMCP de BT.

para condições de arco (“Arc Tested Zone”, antiga “Arc

Apoio

31

Proof Zone”) é caracterizada como a parte de um circuito de um conjunto em que se pode aplicar um fio de ignição e se atender aos critérios de avaliação de desempenho no caso de falha. A zona protegida contra ignição de arco (“Arc Ignition Protected Zone”, antiga “Arc Free Zone”) é a região do CMC em que não é possível aplicar um fio de ignição de arco nos circuitos de potência sem a destruição do material isolante sobre os condutores. Esta condição se aplica, por exemplo, para barramentos cujas barras são separadas por barreiras isolantes ou isoladas em material epóxi ou com outro tipo de cobertura isolante sólida (por exemplo: material termocontrátil). Na Figura 7 são apresentadas duas possibilidades construtivas para o lado dos barramentos de uma unidade funcional quanto a abordagem relativa à ocorrência de um arco interno. Como a primeira imagem mostra barras nuas, seria necessário ensaio para verificação se são atendidos os requisitos para considerar esta zona como ensaiada para falha interna. Na segunda imagem se tem, para a mesma zona, barras com cobertura isolante sólida; o que nos permite considerar como zona livre de ignição de arco.

a) Ensaiada

b) Protegida

Figura 7 – Possibilidades de zonas relativas à ocorrência de um arco interno no lado dos barramentos de uma unidade funcional.

Conjuntos de manobra e controle de potência

Apoio

32

As barreiras isolantes devem garantir um grau de proteção IP3XD, enquanto a isolação sólida deve ter um

[1] No caso de proteção só de pessoas (Classe A):

grau IP4X.

1. Não ocorrer abertura de portas, tampas ou coberturas



(deve ser mantido, pelo menos, o grau de proteção

Uma cobertura isolante para ser considerada sólida,

segundo a IEC TR 61641, precisa ter características de

IP1X);

só poder ser removida com o uso de ferramentas ou pela

2. Não ocorrer arremesso para além dos indicadores de

sua destruição. Ela deve, também, atender aos requisitos

partes que possam causar perigo (as de massa maior que

elétricos, térmicos e mecânicos definidos na norma IEC

60 g);

61439-2. Além disso, é necessário que estes isolantes

3. Não ocorrer perfurações nas paredes de livre acesso;

possam suportar uma tensão de 1,5 vezes o valor de ensaio

4. Não ocorrer queima dos indicadores verticais;

dielétrico associado à tensão nominal de isolamento (Ui) do

5. Manutenção da eficiência do circuito de proteção

conjunto, quando aplicada diretamente sobre a superfície

(aterramento) das partes acessíveis.

do isolante em relação ao condutor associado coberto.

[2] Proteção de pessoas e do CMCP (Classe B). Além

No caso de uso de coberturas isolantes sobre os

dos cinco critérios para proteção de pessoas, deve ser

barramentos condutores, é crítico lembrar que a adição

atendido, também:

de materiais isolantes sobre as barras pode, dependendo

1. Existir o confinamento do arco na “área definida” pelo

do tipo de material e da sua aplicação, vir a afetar a sua

fabricante, associada ao compartimento a ser ensaiado.

capacidade de condução de corrente. Logo, é importante

[2] Proteção de pessoas e do CMCP, com possibilidade

que o usuário defina exatamente quais os requisitos de

de operação limitada posterior (Classe C). Além dos

desempenho esperados quando da especificação de barras

seis critérios listados anteriormente, deve ser atendida,

isoladas para uso em conjuntos de manobra e controle.

também, a seguinte condição:

Cabe ao fabricante demonstrar que o uso destes materiais

7. Permitir a operação de emergência do CMCP onde

isolantes está em conformidade com as normas IEC 61439-1

não ocorreu o arco. Após a interrupção da falta e

e IEC 61439-2.

isolamento ou desmontagem das unidades funcionais da



área atingida, conforme definição do fabricante, deve

A classificação, segundo a IEC TR 61641, de um CMCP

de BT, quanto ao evento de um arco interno, é:

ser possível o uso do restante do conjunto, desde que o menor grau de proteção seja IPXXB e que o CMCP

1. Classe de arco A: o conjunto provê proteção só de pessoas

suporte um ensaio de tensão aplicada igual a 1,5x a sua

por meio de zonas ensaiadas que atendam aos critérios 1 a

tensão operacional (Ue) por 1 minuto.

5 e/ou uso de zonas protegidas de ignição; 2. Classe de arco B: o conjunto provê proteção de pessoas



e do CMCP por meio de zonas ensaiadas que atendam aos

da ocorrência de um arco interno, segundo a IEC TR 61641,

critérios 1 a 6 e/ou uso de zonas protegidas de ignição;

pode ser enquadrado em quatro classes; aplicando-se

3. Classe de arco C: o conjunto provê proteção de pessoas

zonas consideradas como, segundo as suas características,

e do CMCP, além de permitir a operação limitada dele,

ensaiadas para a condição de arco ou livres de ignição.

Assim, um CMCP de BT, analisado a partir da perspectiva

após a falha, por meio de zonas ensaiadas que atendam às

Conclusões

condições 1 a 7 e/ou uso de zonas protegidas de ignição; 4. Classe de arco I: o conjunto provê o risco reduzido de



Não é obrigatório o uso de conjuntos de manobra e

ocorrência de falhas por meio, somente, do uso de zonas

controle de potência em média ou baixa tensão que possuam

protegidas contra a ignição de arco.

características de desempenho diante do fenômeno de arco interno. Porém, apesar de muito remota, a chance de



Os critérios para atender aos requisitos para cada uma

das três primeiras situações mencionadas acima são:

ocorrer tal falha pode existir. Assim, deve existir, por parte do usuário, uma avaliação dos riscos presentes para decidir,

Apoio

33

então, se precisa ou não requerer este tipo de equipamento.

• IEC 61439-1: Low-voltage switchgear and controlgear

A análise deve seguir as orientações presentes na literatura

assemblies – Part 1: General rules; Edition 2.0. International

técnica disponível, como os mencionados nas referências

Electrotechnical Commission, 2011.

bibliográficas.

• IEC 61439-2: Low-voltage switchgear and controlgear



Como a maioria dos conjuntos preparados para condição

assemblies – Part 2: Power switchgear and controlgear

de arco interno, com poucas exceções, não levam em conta

assemblies; Edition 2.0. International Electrotechnical

atividades de intervenção e manutenção por parte dos

Commission, 2011.

usuários, é preciso, sempre, complementar os requisitos de

• IEEE Std C37.20.7: IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed

segurança, a fim de garantir a integridade do ser humano.

Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults.



Institute of Electrical and Electronic Engineers; 2007.

Uma forma simples, mas que aumenta muito a segurança

nestes casos, é a instalação, sempre que possível, do

• IEC TR 61641: Enclosed low-voltage switchgear and

CMCP em lugares com acesso restrito a pessoal habilitado

controlgear assemblies – Guide for testing under conditions

ou qualificado. Esta abordagem simples, evitando a

of arcing due to internal fault; Edition 3.0. International

possibilidade de manuseio de equipamentos por pessoas

Electrotechnical Commission, 2014.

comuns, minimiza os riscos de operações incorretas ou

• IEC 62271-4: High-voltage switchgear and controlgear –

indevidas.

Part 4: Handling procedures for sulphur hexafluoride (SF¨)



and its mixtures; Edition 1.0. International Electrotechnical

E, finalmente, ter em mente a importância de seguir as

diretrizes de projeto, instalação, operação e manutenção

Commission, 2013.

definidas para estes equipamentos pelas normas técnicas

• IEC 60529: Degrees of protection provided by enclosures

aplicáveis, instruções dos fabricantes, programas de

(IP Code); Edition 2.2. International Electrotechnical

segurança e literatura técnica aplicável.

Commission, 2013.

Referências • IEC 62271-200: High-voltage switchgear and controlgear – Part 200: AC metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV; Edition 2.0. International Electrotechnical Commission, 2011.

*Luiz Felipe Costa é especialista sênior da Eaton. É formado em engenharia elétrica pela Escola de Engenharia da UFRJ e pós-graduado em Proteção de Sistemas Elétricos pela Universidade Federal de Itajubá.

Aterramento do neutro

Apoio

62

Novo!

Capítulo I

Escolha do tipo de resistor de aterramento do neutro em sistemas elétricos industriais



A aplicação de resistores de aterramento do



As dificuldades de identificação do local do

neutro em sistemas industriais, tanto de média

curto – associadas à probabilidade de ocorrerem

quanto de baixa tensão, é uma prática bastante

sobretensões transitórias nos sistemas com neutro

disseminada no Brasil, nos Estados Unidos, no

isolado flutuante – e a incidência de arco elétrico

Canadá, assim como em muitos outros países

e altas correntes de curto-circuito fase-terra nos

do mundo.

sistemas com neutro solidamente aterrado justificam

A larga aplicação dos resistores encontra

a grande aplicação, nos dias atuais, dos sistemas

justificativas no fato de que mais de 85% dos

elétricos industriais com neutro aterrado por meio

curtos-circuitos nos sistemas industriais ocorrem

de resistores, tanto em baixa tensão quanto em

de fase para terra, e grandes partes dos curtos entre

média tensão.

fases resultam da evolução de um primeiro curto



à terra, onde existe a formação de arco elétrico. A

mais importantes relativos à escolha do tipo de

evolução decorre da ionização do ar no entorno

resistor para aterramento do neutro nos sistemas

do arco, o que propicia as condições de sua

elétricos industriais. Servirá de alicerce para outros

evolução para curto entre fases. O fenômeno é

cinco artigos que se seguirão, abordando este

especialmente notório em sistemas com o neutro

importante tema.

Neste artigo trataremos dos aspectos conceituais

solidamente aterrado. resistores no aterramento do neutro consiste na sua

Tipos de resistores para aterramento do neutro

habilidade de controlar sobretensões transitórias

Existem basicamente dois tipos de resistores

factíveis de ocorrerem em sistemas com neutro

para aterramento do neutro, a saber: resistores de

isolado flutuante, isto é, neutro sem conexão

alto valor ôhmico e resistor de baixo valor ôhmico.

à terra. Nestes sistemas, a corrente de falta à



terra é em geral de pequeno valor e de natureza

limitam a corrente de falta à terra a valores baixos,

essencialmente capacitiva.

menores que 10 A, e para cuja aplicação não é



Outra razão importante para aplicação dos

Os resistores de alto valor ôhmico são aqueles que

Apoio

63

necessário o desligamento do sistema durante a primeira falta à terra,

comportamento do sistema se aproxima de sistema

devido ao baixo valor de corrente e à inexistência de probabilidade

com neutro isolado e, portanto, pode ser submetido a

de evolução da falta à terra para faltas entre fases (ausência de arco

sobretensões transitórias, características destes sistemas, que

elétrico). Somente é possível aplicar esta tecnologia em sistemas de

ocasionam em geral o rompimento da isolação de motores,

baixa tensão (tensões menores ou iguais a 1.000 V).

transformadores, cabos e outros componentes.



Em princípio, os resistores de baixo valor ôhmico são

b) Quanto menor o valor do resistor de aterramento

resistores que limitam a corrente a valores maiores que 10

e, consequentemente, maior a corrente limitada, o

A, sendo que, para sua aplicação, é necessário desligar o

comportamento do sistema se aproxima do sistema

sistema durante a falta à terra, devido aos danos que a corrente

solidamente aterrado e, portanto, pode ser submetido a

ocasiona e à probabilidade do curto evoluir para curto entre

arcos elétricos e destruição de componentes associados aos

fases (presença de arco elétrico). A aplicação típica destes

sistemas com neutro solidamente aterrado.

resistores é nos sistemas de média tensão (tensões maiores que

c) O primeiro critério de dimensionamento de qualquer

1 kV e menores ou iguais a 69 kV).

resistor para aterramento do neutro é, portanto, o de eliminar sobretensões transitórias, que é, na realidade, a condição de

Princípios que orientam a especificação dos resistores de aterramento do neutro

sobrevivência do sistema elétrico durante faltas à terra.

A especificação dos resistores apropriados para aterramento

em milhares de aplicações, consiste em dimensionar o resistor

do neutro passa pela compreensão dos seguintes aspectos:

d) O critério de eliminar sobretensões transitórias, já provado no neutro de forma que, durante a falta à terra, seja criada neste resistor uma corrente maior ou igual à corrente capacitiva

a)

Quanto

maior

consequentemente,

o

valor

menor

ôhmico a

do

corrente

resistor

e,

do sistema. A corrente capacitiva pode ser entendida como

limitada,

o

a corrente que circula nas capacitâncias do sistema durante

Aterramento do neutro

Apoio

64

uma falta à terra com o neutro isolado flutuante. A Figura

A tarefa de substituir ou embaralhar o pacote magnético é

1 a seguir mostra as duas correntes referidas. Na figura, RN

trabalhosa, demorada e de alto custo, devendo ser evitada.

é a resistência do neutro, XCO é a reatância capacitiva de

Ao mesmo tempo, a corrente de falta à terra não deve manter

sequência zero de cada fase do sistema para terra, 3ICO é a

arco elétrico no seu ponto de ocorrência, o que levaria à

corrente capacitiva, IR é a corrente no resistor, IF é a corrente

destruição de componentes ou de equipamentos e à possível

total de falta à terra, sendo a soma vetorial de IR e 3ICO. ELN é

evolução do curto fase-terra para curto entre fases. A presença

a tensão fase-neutro do sistema, devendo ser observado que

do arco elétrico, mesmo de pequena intensidade, nas

a corrente no resistor está em fase com a mesma e a corrente

ranhuras é o que provoca a destruição da chapa magnética,

capacitiva está noventa graus adiantada.

e a sua presença em conjuntos de manobra oferece riscos

Se o valor de RN foi dimensionado de tal forma que os módulos de IR e de 3ICO sejam iguais, então a corrente total no ponto de falta será igual a IF =

.

severos para pessoas e equipamentos. Com os conhecimentos atuais, podemos afirmar que, em baixa tensão (tensões menores ou iguais a 1.000 V), o

e) Outro conceito importante para aplicação de resistores

valor 10 A é o valor que atende aos quesitos anteriormente

no neutro está associado ao entendimento do valor máximo

estabelecidos, isto é, evita todos os inconvenientes apontados.

de corrente que pode circular durante uma falta à terra sem

Em média tensão (tensões maiores que 1 kV e menores ou

que seja necessário desligar o sistema. Esta corrente não

iguais a 69 kV), os limites de corrente para não se manter o

deve ocasionar danos nas chapas magnéticas dos motores,

arco são menores que 10 A. Por exemplo, para as tensões de

geradores e transformadores, que são partes essenciais

2.400 V, 4.160 V e 13.800 V, os valores de corrente para não

destes equipamentos. Danos em chapas magnéticas obrigam

se manter o arco são os indicados na Tabela 1. Observa-se

em geral à substituição de parte do pacote magnético ou ao

que quando se aplica resistor no neutro, estes valores

seu baralhamento para que seja reduzida a possibilidade de

correspondem ao valor da corrente final no ponto de falta

existência de pontos quentes no funcionamento pós-reparo.

(valor de IF na Figura 1). Reduzindo-se a tensão entre fases do sistema de média tensão, as distâncias de isolamento, principalmente em quadros de manobra, são também reduzidas, e o arco se mantém para correntes também menores. Até 13.800 V, a corrente fase-terra com arco é mantida para valores inferiores a 10 A, o que significa que este valor não pode ser utilizado como referência para não se desligar o sistema durante uma fase-terra em sistemas de média tensão. A “regra dos 10 A” não se aplica a sistemas de média tensão com tensão entre fases até 13.800 V. Para sistemas industriais com tensões entre fases maiores que 13.800 V, onde ainda são construídos conjuntos de manobra (24.000 V, 36.000 V, por exemplo), não existem ainda estudos práticos que permitam definir quais são os limites de corrente para o arco ser mantido. Tabela 1 – Valores da tensão e da corrente para não manter o arco Valor da tensão entre fases (média tensão)

Valor máximo da corrente faseterra para não se manter o arco

2.400 V

1,8 A

4160 V

4,6 A

13.800 V

7,4 A

f) Outro fator importante para dimensionamento do resistor é o conhecimento das correntes capacitivas do sistema que Figura 1 – Corrente capacitiva e no resistor.

definem o menor valor de corrente que pode circular no

Aterramento do neutro

Apoio

66

resistor para controle das sobretensões transitórias. A Tabela

corrente em 3 A seria suficiente. Não é necessário especificar

2 mostra a ordem de grandeza destas correntes.

derivações (tapes) para tal resistor; isto encareceria a sua construção desnecessariamente. Para uma planta industrial



Como comentário dos valores da Tabela 2, observa-se que,

alimentada em 440 V, podemos padronizar todos os

em baixa tensão, os cabos isolados não possuem blindagem

resistores de aterramento do neutro limitando a corrente

e as suas capacitâncias são baixas, levando a altas reatâncias

em 3 A, sem utilizar derivações nos mesmos, reduzindo

capacitivas e baixas correntes capacitivas do sistema. Já na média

significativamente os custos do fornecimento.

tensão, os cabos são blindados, possuem alta capacitância, baixa

• No entanto, para os sistemas de média tensão, a corrente

reatância capacitiva e alta corrente capacitiva. A partir de 6.900 V,

capacitiva é maior e o arco se mantém para correntes baixas,

as correntes capacitivas variam muito com os comprimentos e

com alta probabilidade de evolução para curtos entre fases.

montantes dos cabos isolados, que, por sua vez, variam com a

Neste caso, é necessária a aplicação de resistores de baixo

potência do sistema. Dessa forma, não é possível estabelecer

valor ôhmico, limitando a corrente em valores superiores a

valores típicos da corrente capacitiva para sistemas de média

10 A, e não é possível manter a operação do sistema durante

tensão a partir de 6.900 V, devendo ser avaliada caso a caso.

uma falta à terra, sendo obrigatório o desligamento.

Na maioria dos sistemas industriais de média tensão de porte

• A aplicação de resistores de alto valor ôhmico somente é

elevado, as correntes capacitivas superam o valor de 10 A.

possível para sistemas de média tensão, em que a corrente



Quanto à corrente capacitiva adicional devida a conjuntos

capacitiva é muito pequena, permitindo aplicar um resistor,

de proteção de surto, observa-se que se trata dos conjuntos

no qual circule uma corrente que, somada vetorialmente

que são utilizados para proteção de transitórios rápidos em

com a corrente capacitiva, seja menor que os valores

máquinas rotativas (grandes motores de indução ou síncronos e

indicados na Tabela 1.

geradores), sendo que existe uma aplicação mais recente para

• Em sistemas de média tensão, uma vez definida a aplicação

proteção de transformadores secos.

de resistores de baixo valor ôhmico e, consequentemente, desligar o sistema durante uma falta à terra, a corrente

g) Se combinarmos os critérios de eliminação da sobretensão

escolhida para limitação, além de atender ao critério de ser

transitória com o de destruição das chapas magnéticas/

superior à corrente capacitiva, deve atender ainda a outro

manutenção do arco, podemos afirmar, diante dos dados

critério que é o de fornecer corrente suficiente para operação

anteriores, que:

segura da proteção de falta à terra.

• Nos sistemas de baixa tensão, a corrente capacitiva é de

• Até a entrada em operação dos relés digitais modernos, há mais

baixo valor inferior a 10 A, exigindo um resistor que limite a

de uma década, utilizavam-se relés de proteção eletromecânicos

corrente também a valores baixos para eliminar sobretensões

para proteção de falta à terra. Estes relés possuíam alto consumo,

transitórias. Além disso, nestes sistemas, o arco não se

não sendo possível utilizar transformadores de corrente toroidais

mantém para correntes inferiores a 10 A. Podemos, portanto,

de baixa relação de transformação para sua alimentação. A

aplicar resistores de alto valor ôhmico, não sendo necessário

solução era aumentar a corrente de falta à terra, o que possibilitava

desligar o sistema na ocorrência da primeira falta à terra.

também aumentar a relação dos TCs toroidais, aumentando sua

Por exemplo, para um transformador trifásico de 440 V, com

relação e, por conseguinte, sua potência.

5 MVA de potência nominal (já no extremo de potência para

• Até esta época, os valores de limitação eram bastante

aplicação de 440 V), a corrente capacitiva possui valor em

elevados, sendo padrão os valores de 400 A, 600 A, 800 A,

torno de 2,5 A. Um resistor de alto valor ôhmico que limite a

1.000 A e maiores.

Tabela 2 – Ordem de grandeza das correntes Tensão entre fases do sistema

Corrente capacitiva por 1.000 kVA de potência instalada

Corrente capacitiva adicional por conjunto de capacitor de surto típico utilizado

600 V

0,5 A

0,40 A (1 μF/ fase)

2.400 V

0,7 A

0,78 A (0.5μF/ fase)

4.160 V

1,0 A

1,35 A (0.5μF/ fase)

6.900 V

Não é possível fixar

2,25 A (0.5μF/ fase)

13.800 V

Não é possível fixar

2,25 A (0.25 μF/ fase)

Apoio

67

• Atualmente, a situação se modificou, os relés digitais

sistemas com resistor de baixo valor ôhmico. Como a rapidez

possuem baixíssimo consumo, permitindo utilizar TCs

da evolução depende do valor da corrente de arco, limitar

toroidais de baixa relação, com baixa potência. Com

o curto em valores mais baixos auxilia significativamente

esta solução, pode-se utilizar atualmente níveis de

no processo de evitar a referida evolução. Se o valor da

limitação reduzidos, desde que atendam aos quesitos de

corrente de limitação for elevado e a evolução ocorrer, por

dimensionamento estipulados anteriormente. Os valores

exemplo, dentro de um quadro de manobras, mesmo com o

mais utilizados na atualidade são: 25 A, geralmente, aplicado

desligamento rápido podem ocorrer paralisações necessárias

em sistemas de mineração e para sistemas industriais os

para limpeza dos isoladores e alguns reparos.

valores de 50 A, 100 A, 150 A, 200 A e 300 A.

Avaliação da corrente capacitiva

• Ao substituir um resistor de 400 A por outro de 50 A, com atendimento dos critérios de dimensionamento, a corrente



de falta à terra é reduzida oito vezes e os efeitos térmicos

depende fundamentalmente da avaliação da corrente capacitiva

e dinâmicos que variam com o quadrado da corrente são

do sistema, como foi tratado anteriormente. Dependendo se o

reduzidos 64 vezes.

sistema é existente ou está em fase projeto, pode-se avaliar a

• Com a utilização de recursos modernos, como o emprego

corrente capacitiva das seguintes formas:

de relés digitais que permitem utilizar a seletividade

A aplicação de resistores no neutro dos sistemas industriais

1)

Dispondo-se

do

projeto

detalhado

do

sistema

lógica, e ainda com a aplicação de relés de sobrecorrente

elétrico, com as seções e comprimentos dos cabos de todos

associados a relés/sistemas de detecção de arco, recursos

alimentadores,

estes que permitem reduzir significativamente o tempo de

geradores e capacitores de surto (se existentes), pode-se

desligamento do sistema durante faltas à terra, é possível

proceder ao cálculo da corrente capacitiva.

evitar a evolução da falta à terra para faltas entres fases, em

potências

dos

motores,

transformadores,

2) Em sistemas elétricos existentes, em que não se dispõe

Aterramento do neutro

Apoio

68

Figura 2 – Teste direto para medição da corrente capacitiva.

do projeto detalhado, pode-se proceder ao teste direto para

baixo valor ôhmico. Uma vez definido o tipo de resistor é necessário

medição da corrente capacitiva (ver referência [4]). Para

especificá-lo para aquisição. Os critérios de especificação de ambos

segurança, o sistema elétrico deve ser desligado para montagem

os tipos serão fornecidos nos próximos artigos.

de uma fonte auxiliar que permite artificialmente deslocar o neutro e, dessa forma, provocar a circulação de uma corrente

Referências

de sequência zero por meio das capacitâncias do sistema. A

[1] BEEMAN, D. “Industrial Power System Handbook-First

Figura 2, diretamente extraída da referência anterior, mostra

Edition”, McGraw-Hill, 1955.

o esquema proposto que, se for utilizado na prática, deve ser

[2] COSTA, P. F. “Redução dos riscos proporcionados pelos arcos

atualizado em termos de proteção e tecnologia.

elétricos”, Eletricidade Moderna, dez. 2009.



A partir do teste, a corrente capacitiva do sistema pode ser

avaliada através da expressão seguinte (equação 1), em que IC é a corrente capacitiva do sistema a ser avaliada em Ampères, VFF é a tensão entre fases do sistema em Volts, Ia é a corrente que foi medida em Ampères, e V é a tensão aplicada no teste em Volts para fazer Ia circular.

[3] BAKER, D. S. “Charging Current Data for Guesswork-Free Design of High-Resistance Grounded Systems”. IEEE Transactions onIndustry Applications, v. IA-I 5, n. 2, mar./abr. 1979. [4] JR, B. B. “High-Resistance Grounding”, IEEE Transactions on Industry Applications, v. IA-19, n. 1, jan./fev. 1983. [5] Catálogos Técnicos: Limitador de Corrente de Falta à Terra com Alta Tecnologia via Resistores de Alto Valor Ôhmico em BT – Sistema Limiter Geração MC3 e Limitador de Corrente de

(Equação 1)

Falta à Terra Tradicional via Resistores de Alto Valor Ôhmico em BT. Sistema Limiter Geração MC4. Disponível em: <www.

3) Os equipamentos atuais de aterramento do neutro, principalmente os resistores de alto valor ôhmico modernos, devem possuir este recurso de avaliação da corrente capacitiva disponível no mesmo, que pode ser utilizado a qualquer momento, até pelo sistema supervisório e com o sistema em operação normal.

Conclusão

O artigo tratou dos aspectos conceituais mais importantes que

dizem respeito à escolha do tipo de resistor a ser aplicado no neutro dos sistemas elétricos industriais. Foi mostrado que em sistemas de baixa tensão aplica-se resistor de alto valor ôhmico, enquanto, na maioria dos sistemas de média tensão, deve ser aplicado resistor de

seniorequipamentos.com.br>.

Aterramento do neutro

Apoio

60

Capítulo II Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos sistemas elétricos industriais em média tensão O

aspectos

• Em sistemas de média tensão, uma vez definida

conceituais mais importantes que dizem respeito

capítulo

anterior

tratou

dos

a aplicação de resistores de baixo valor ôhmico e,

à escolha do tipo de resistor para a aplicação em

consequentemente, desligado o sistema durante

questão. Foi mostrado que em sistemas elétricos

uma falta à terra, a corrente escolhida para limitação,

industriais de baixa tensão aplica-se resistor de

além de atender ao critério de ser igual ou superior

alto valor ôhmico, que não exige o desligamento

à corrente capacitiva, deve atender ainda a outro

imediato do sistema na ocorrência de uma falta à

critério: o de fornecer corrente suficiente para

terra, enquanto na maioria dos sistemas de média

operação segura da proteção de falta à terra.

tensão deve ser aplicado resistor de baixo valor

• Até a entrada em operação dos relés digitais

ôhmico, que, ao contrário, exige o desligamento

modernos, uma década atrás, utilizavam-se relés

imediato do sistema na ocorrência da falta à terra.

de

Neste segundo artigo, serão discutidos os critérios de

de falta à terra. Estes relés possuíam alto

especificação dos resistores para sistemas elétricos

consumo, notadamente quando ajustados em

industriais de média tensão, isto é, os resistores de

baixas correntes, não sendo possível utilizar

baixo valor ôhmico.

transformadores de corrente toroidais de baixa

proteção

eletromecânicos

para

proteção

relação de transformação para sua alimentação. A

Avanços na aplicação de resistores de baixo valor ôhmico Por muitas décadas os resistores de baixo

solução era aumentar a corrente de falta à terra, o que possibilitava também aumentar a relação dos TCs toroidais e, por conseguinte, sua potência.

valor ôhmico têm sido aplicados em sistemas de

• Até esta época, os valores de limitação eram

média tensão e algumas modificações importantes

bastante elevados, sendo padrão os valores de 400

na sua aplicação ocorreram bem recentemente,

A, 600 A, 800 A, 1.000 A e maiores.

um pouco mais de uma década. As modificações

• Atualmente, a situação se modificou, os relés

mais importantes referentes à aplicação podem ser

digitais possuem baixíssimo consumo, permitindo

descritas da seguinte forma:

utilizar TCs toroidais de baixa relação, com baixa

Apoio

61

potência. Com esta solução pode-se utilizar atualmente níveis

por exemplo, dentro de um quadro de manobra, mesmo com

de limitação reduzidos, desde que atendam aos quesitos de

o desligamento rápido, podem ocorrer paralizações necessárias

dimensionamento estipulados anteriormente. Os valores mais

para limpeza dos isoladores e alguns reparos.

utilizados na atualidade são: 25 A, geralmente aplicado em

• Outro aspecto importante da aplicação dos resistores de baixo

sistemas de mineração e, para sistemas industriais, os valores

valor ôhmico na atualidade diz respeito ao reconhecimento da

de 50 A, 100 A, 150 A, 200 A e 300 A.

absoluta necessidade de supervisionar continuamente a integridade

• Ao substituir um resistor de 400 A por outro de 50 A, com

do circuito neutro-resistor-terra, uma vez que, se este circuito for

atendimento aos critérios de dimensionamento, a corrente de falta

interrompido e ocorrer uma falta à terra, muitos equipamentos

à terra é reduzida oito vezes e os efeitos térmicos e dinâmicos, que

podem ser danificados por sobretensões transitórias. Existem vários

variam com o quadrado da corrente, são reduzidos em 64 vezes.

casos reais e recentes destas ocorrências, envolvendo queima de

• Com a utilização de recursos modernos, como o emprego de

transformadores e motores em sistemas de média tensão.

relés digitais que permitem utilizar a seletividade lógica, e ainda com a aplicação de relés de sobrecorrente associados a relés



e sistemas de detecção de arco, recursos estes que permitem

neutro-resistor-terra. A ênfase em supervisionar continuamente

reduzir significativamente o tempo de desligamento do sistema

o circuito deve ser explicada, uma vez que existem circuitos

durante faltas à terra, é possível evitar a evolução da falta à terra

utilizando relés de sobrecorrente e sobretensão associados a

para faltas entre fases em sistemas com resistor de baixo valor

TCs e TPs, que realizam a supervisão somente no momento da

ôhmico. Como a rapidez da evolução depende do valor da

ocorrência da falta à terra, o que não é aceitável. De fato, se

corrente de arco, limitar o curto em valores mais baixos auxilia

houver uma ruptura do circuito neutro-resistor-terra antes da

significativamente no processo de evitar a referida evolução. Se

ocorrência da falta à terra, situação esta que não é detectada

o valor da corrente de limitação for elevado e a evolução ocorrer,

pelo sistema de proteção/supervisão descrito, o sistema elétrico

A Figura 1 ilustra as possibilidades de ruptura do circuito

Aterramento do neutro

Apoio

62

poderá ser submetido a sobretensões transitórias no momento

orientações do artigo anterior.

da falta à terra, antes do desligamento pelas proteções.

• Acrescentar ao valor estimado cerca de 20% a 30% para atender a eventual crescimento futuro do sistema. • Utilizar o valor padronizado mais próximo do valor estimado (valores como 25 A, 50 A, 100 A, 150 A, 200 A, 300 A, 400 A). Observar que, ao optar pela padronização, o valor padronizado pode atender ao percentual de crescimento desejado para o sistema, não sendo necessário acrescentar os percentuais sugeridos no item anterior. • Evitar especificar derivações nos resistores, o que os encarece desnecessariamente. É preferível substituir o resistor no futuro, se houver acréscimo muito grande da corrente capacitiva do

Figura 1 – Algumas possibilidades de interrupção do circuito neutroresistor-terra.

sistema, o que raramente acontece.

A supervisão contínua deve ser executada utilizando

sua temperatura de trabalho de acordo com o tempo ou

circuito digital apropriado que faça a circulação permanente

regime de carga a que será submetido. A IEEE Std 32, que é

de uma corrente por meio do circuito neutro-resistor-terra e

praticamente a única norma estruturada que contém capítulo

não somente pelo resistor. O circuito de supervisão pode ser

que rege o fornecimento de resistores para aterramento do

adaptado em resistores existentes como forma de “retrofit”. A

neutro, estabelece as informações contidas na Tabela 1. Deve

Figura 2 traz ilustrações de resistores danificados.

ser observado que o material para confecção de resistores, cujo



As causas da ruptura do circuito neutro-resistor-terra são

regime de operação não é contínuo, é definido na norma como

diversas, como sobretensões transitórias (descargas atmosféricas,

sendo o aço inox. Para resistores de uso contínuo, a referida

chaveamentos), sobrecargas além do tempo suportável, vibrações

norma não estabelece o tipo de material que deve ser aplicado.

no transporte e na operação normal, vida útil vencida, corrosão,

Para resistores de alto valor ôhmico, pode-se, em tese, aplicar a

defeitos de fabricação, defeitos de montagem e outros.

classificação de tempo estendido (extendend-time rating), que

• Definir o tipo de resistor, o material de sua fabricação e a

significa que o resistor pode ser submetido a tempo de carga

Especificação dos resistores de baixo valor ôhmico

superior a 10 minutos, com a restrição de que o número de

Na especificação dos resistores de baixo valor ôhmico para

No entanto, devido a questões de segurança (temperatura do

aterramento do neutro de sistemas de média tensão, devem ser

invólucro, que pode ser tocado inadvertidamente com o resistor

observados no mínimo os seguintes aspectos:

em carga), é preferível utilizar regime contínuo que fornece

• Estimar o valor da corrente capacitiva do sistema em que

temperaturas bem menores para os elementos resistivos e,

será aplicado o resistor, por medição ou por cálculo, conforme

consequentemente, para os invólucros.

Figura 2 – Exemplos reais de resistores interrompidos.

vezes que isto acontece não seja superior a 90 dias no ano.

Aterramento do neutro

Apoio

64

Tabela 1 – Informações sobre resistores para aterramento do neutro

nível de tensão de aplicação do resistor. Em geral, esta capacidade é

Regime de funcionamento

Temperatura final permitida nos elementos resistivos, considerando temperatura ambiente inicial de 30 0C

Observação

Curto tempo 1 minuto

760 0C

Material: aço inox

Curto tempo 10 segundos

760 0C

Material: aço inox



de, no mínimo, 10% da capacidade de curta duração do resistor para resistores construídos com apenas uma camada de elementos, sendo 8% para construções com mais de uma camada.

Conclusão Este artigo abordou as principais modificações que devem

Regime estendido (extended time rating)

610 0C

Material: aço inox

ser introduzidas na especificação dos resistores de aterramento

Contínuo

385 0C

Material: não definido

do neutro em sistemas de média tensão, principalmente devido

• A chapa estrutural do invólucro metálico dos resistores não deve ser inferior a 12 USG (2,78 mm), enquanto a chapa de fechamento não deve ser inferior a 14 USG (1,98 mm). Observa-se que a fragilidade dos invólucros dos resistores constitui uma das principais causas de rompimento dos elementos resistivos, bem como de alguns outros danos sofridos por eles. • Para os resistores de média tensão de baixo valor ôhmico, deve ser solicitado o teste de tensão aplicada, bem como devem ser mantidas as distâncias entre qualquer parte energizada do resistor e o invólucro metálico de acordo com o estabelecido na tabela 21 da norma ABNT NBR 14039, cujos valores são reproduzidos na Tabela 2. Observe que para resistores não se aplica o teste de impulso atmosférico (Tensão Suportável de Impulso, TSI). Os valores de TSI que os equipamentos de média tensão devem suportar estão também presentes na mesma tabela da norma em questão, mas se aplicam a outros equipamentos não resistores para aterramento do neutro, e por isso foram suprimidos da Tabela 2. Tabela 2 – Distâncias mínimas x tensão nominal da instalação Tensão nominal da instalação (kV)

Tensão de ensaio à frequência industrial (kV)

Distância mínima fase terra (mm)

3

10

60

4,16

19

60

6

20

90

13,8

34

160

23,1

50

160

34,5

70

270

• Deve ser informado na especificação o tipo de invólucro a ser fornecido, que deve ser apropriado para as condições do ambiente de instalação (grau IP). Observe que o grau de proteção IP 54 atende à exigência de impedimento de entrada de pós e de água (projeção), sendo adequado para uso ao tempo. Para ambientes abrigados sem presença de pós, é suficiente utilizar o grau IP 23. • Para resistores especificados para regime de curto tempo, deve ser solicitado que o fabricante forneça a capacidade de corrente em regime contínuo, para eventualmente acomodar correntes harmônicas presentes principalmente em aplicações nas quais existem acionamentos com velocidade variável (inversores de frequência) no

à introdução nestes sistemas de relés digitais, inversores de frequência, e também do aumento de conhecimento dos fenômenos transitórios que podem ocorrer durante uma falta à terra. A redução do valor de limitação e a constatação da obrigatoriedade da supervisão correta e permanente da integridade do circuito neutro-resistor-terra são dignos de destaque. Deve ser destacado também que os resistores devem ser inerentemente robustos, não sendo aceitável uma especificação que permita um fornecimento de conjuntos mecanicamente e eletricamente frágeis. O custo dos resistores quando comparado ao dos equipamentos principais do sistema elétrico é irrisório e sua falha pode resultar em falhas destes equipamentos principais, tendo como consequência a paralisação da produção e perdas associadas.

Referências • COSTA, P. F. “Redução dos riscos proporcionados pelos arcos elétricos”. Eletricidade Moderna, dez. 2009. • SELKIRK, D.; SAVOSTIANIK, M.; CRAWFORD, K. “Why neutral: grounding resistor need continuous monitoring”. IEEE Petroleum and Chemical industry Conference, 2008. • Catálogo Técnico: Resistor de aterramento em média tensão com supervisão de continuidade “on-line” modelo RAM-SC2. Disponível em: <www.seniorequipamentos.com.br>. • Catálogo Técnico: “Upgrade” para monitorar a continuidade do circuito neutro-terra em resistores de aterramento em média tensão existentes. Disponível em: <www.seniorequipamentos.com.br>. • SELKIRK, D.; SAVOSTIANIK, M.; CRAWFORD, K. “The dangers of grounding resistor failures”. IEEE Industry Application Magazine, Sep./Oct. 2010. • ANSI/IEEE Std 32-1972 (Reaffirmed 1990), Neutral Grounding Devices “IEEE Std Requirements, Terminology, and Test procedures for Neutral Grounding Devices”.

Aterramento do neutro

Apoio

56

Capítulo III Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos sistemas elétricos industriais em baixa tensão



Este é o terceiro artigo, de uma série de seis,

que 10 A, e o sistema não é desligado imediatamente,

sobre aterramento do neutro em sistemas elétricos

permanecendo com o curto fase terra durante

industriais. O primeiro artigo tratou dos aspectos

um período suficiente (recomendado máximo

conceituais mais importantes que dizem respeito

de 12 horas) para sua identificação e tomada de

à escolha do tipo de resistor para a aplicação em

medidas auxiliares que reduzem o tempo de parada

questão. Foi mostrado que em sistemas elétricos

para substituição do equipamento defeituoso. A

industriais de baixa tensão aplica-se resistor de

aplicação é recomendada para sistemas de baixa

alto valor ôhmico, que não exige o desligamento

tensão, com aplicação bem restrita em média

imediato do sistema na ocorrência de uma falta à

tensão.

terra, enquanto, na maioria dos sistemas de média

As vantagens da aplicação deste sistema de

tensão, deve ser aplicado resistor de baixo valor

aterramento do neutro podem se resumidas da

ôhmico, que, ao contrário, exige o desligamento

seguinte forma.

imediato do sistema na ocorrência da falta à terra. No segundo artigo foram discutidos os critérios de

• As correntes devidas aos curtos fase terra são

especificação dos resistores para sistemas elétricos

baixas e não existem danos e estresses no sistema

industriais de média tensão, isto é, os resistores de

elétrico.

baixo valor ôhmico. Neste artigo serão discutidos os

•

critérios de especificação dos resistores de alto valor

significativamente a possibilidade de choque

ôhmico, aplicados em sistemas elétricos de baixa

elétrico, principalmente devido às tensões de passo

tensão.

e toque.

As

baixas

correntes

fase

terra

reduzem

• Durante curtos fase terra, tanto o arco elétrico

Principais vantagens da aplicação dos resistores de alto valor ôhmico

como a sua evolução são eliminados, evitando desta



para pessoas e equipamentos.

Na aplicação de resistores de alto valor ôhmico,

a corrente fase terra é limitada em valores menores

forma as consequências severas deste fenômeno, • De forma semelhante, as sobretensões transitórias

Apoio

57

causadas por faltas à terra são eliminadas, preservando a



isolação dos equipamentos e, consequentemente, aumentando

pulso que consiste em, após a ocorrência da falta fase terra e a

sua vida útil.

constatação de sua existência pelo sistema de detecção, aumentar

• A continuidade operacional do sistema durante faltas à terra

controladamente seu nível por curto espaço de tempo, emitindo

é mantida, evitando-se paralisações onerosas.

pulsos que podem ser facilmente detectados por amperímetro

• Como os afundamentos de tensão durante as faltas à terra

portátil de pinça de grande diâmetro. A Figura 1 ilustra tal método.

Esta dificuldade foi superada pela introdução do sistema de

são evitados, devido ao reduzido valor da corrente, limitada pelo resistor de alto valor ôhmico, existe uma significativa contribuição para a qualidade de energia do sistema elétrico.

Principais avanços na tecnologia e especificação dos resistores de alto valor ôhmico Para executar as funções descritas anteriormente, a tecnologia dos resistores de alto valor ôhmico desenvolveu-se superando várias etapas importantes até atingir o nível atual, que a situa como uma das mais relevantes dentre todas aquelas aplicadas nos sistemas elétricos de baixa tensão. As principais etapas vencidas foram as seguintes: • Dificuldades de identificar o local da falta à terra (ou equipamento no qual ocorreu a falta).

Figura 1 – Processo atual de identificação do curto fase-terra utilizando sistema de pulso e amperímetro alicate (questionado atualmente por questões de segurança NR 10).

Aterramento do neutro

Apoio

58

• Atualmente são disponíveis sistemas de detecção fixos de

• Deve-se informar também aos fornecedores dos inversores

baixo custo, instalados nos alimentadores, os quais evitam o

quanto à aplicação dos resistores de alto valor ôhmico para

risco do contato com os cabos isolados energizados, o que é

que adaptem os seus filtros de ruído com conexão à terra para

necessário quando se utiliza o amperímetro de pinça. Evitar o

sistemas com neutro isolado.

risco está dentro do propósito da norma brasileira NR 10, que

• Ainda com relação à aplicação dos resistores de alto valor

tem sido evocada na situação descrita, e, portanto, favorece a

ôhmico em sistemas com inversores de frequência, existe a

aplicação dos sistemas de detecção inteligentes, fixos. A Figura

necessidade de identificar se a falta à terra ocorre antes do

2 ilustra tal sistema.

inversor (sistema de 60 Hz), na barra Vc.c. do mesmo ou no lado da carga alimentada por ele (lado de tensão/frequência variável). Este recurso é altamente significativo para as equipes de manutenção e deve estar presente nos modernos equipamentos que abrigam os resistores de alto valor ôhmico. A Figura 4 ilustra os pontos anteriormente descritos.

Figura 2 – Sistema inteligente de pesquisa on-line do local em que ocorre uma falta fase-terra limitada por meio de resistores de alto valor ôhmico (atende completamente a NR 10).

Figura 4 – Sistema elétrico com inversores – Pontos com probabilidade de ocorrer curto fase-terra.

• Um aspecto importante, moderno, diz respeito à convivência

• A verificação da continuidade do circuito neutro – resistor –

entre os resistores de alto valor ôhmico e os acionamentos

terra, e não somente do resistor, recomendada para os resistores

de velocidade variável (inversores) que atualmente possuem

de baixo valor ôhmico aplicáveis aos sistemas de média tensão,

larga aplicação. Para esta situação, os resistores devem ser

possui a mesma importância para os resistores de alto valor

sobredimensionados tendo em vista a circulação de corrente

ôhmico, e deve ser incorporada igualmente nestes últimos,

permanente nos mesmos, originada pelo chaveamento dos

como mostrado na Figura 5.

dispositivos de controle dos inversores e deve-se efetuar a previsão de filtros com a finalidade de evitar alarmes falsos e impedir a necessidade de dessensibilizar o sistema de detecção com prejuízos para a operação do mesmo. A Figura 3 mostra a circulação destas correntes.

Figura 5 – Supervisão do circuito neutro-resistor-terra e não somente do resistor.

• É necessário que os resistores de alto valor ôhmico Figura 3 – Circulação de corrente permanente pelo resistor de alto valor ôhmico devido ao chaveamento dos dispositivos eletrônicos do inversor (a corrente passa pelas capacitâncias dos cabos do motor para a terra e capacitâncias do próprio motor para a terra).

incorporem o recurso de medição da corrente capacitiva do sistema elétrico, a qualquer momento que se queira, sem que seja necessário desligá-lo. O recurso é desejável tanto para

Aterramento do neutro

Apoio

60

aferir se o resistor está bem dimensionado após sua instalação, bem como para verificar se continua adequado no caso de se realizar expansões no sistema elétrico.

Figura 7 – Operação dos relés térmicos em sistemas de baixa tensão que empregam resistores de alto valor ôhmico.

Figura 6 – Forma de medição em campo da corrente capacitiva não mais aplicável a sistemas que empregam resistor de alto valor ôhmico, pois exige desligamento do sistema. Nos novos equipamentos, a medição está incorporada no próprio resistor, com medição on-line.

• Um aspecto muito importante, e algumas vezes esquecido na aplicação de resistores de alto valor ôhmico é relativo à operação dos relés térmicos de pequenos motores trifásicos durante curtos fase terra. Esta operação ocorre devido ao acréscimo da corrente criada pelo resistor, corrente esta que

A Figura 8 mostra o “sistema de confinamento do curto

fase terra” idealizado pelo autor, em que pode ser notado que, ao ocorrer um curto de uma fase terra em um equipamento no campo, por exemplo, em um motor, é provocado instantaneamente um novo curto fase terra, na mesma fase, dentro do sistema de limitação. Como este circuito apresenta, por construção, impedância bem menor que o circuito de fase terra do curto externo, a corrente fase terra circula prioritariamente por ele.

se superpõe à corrente de carga do motor, e que passa pelo relé térmico da fase sob falta. De fato, na tensão de 460 V se a corrente é limitada em 3 A motores até 10 HP são desligados, e se a corrente é limitada em 5 A motores até 15 HP são desligados. • Dessa forma, para estes motores, não é possível manter a continuidade operacional com o emprego da tecnologia em questão. Se estes motores, geralmente motores auxiliares de equipamentos importantes (ventiladores de transformadores e inversores, por exemplo) são desligados, todo o processo pode ser comprometido. Esta discussão mostra o quão importante é limitar a corrente em valores mais baixos possíveis. No entanto,

Figura 8 – Forma operacional do sistema de confinamento.

esta situação pode ser contornada por uma técnica denominada

• Outra questão que deve ser levada em conta no planejamento

“confinamento do curto fase terra”, desenvolvida pelo autor,

de sistemas que empregam resistor de alto valor ôhmico é a

técnica esta que desvia a corrente de falta à terra para dentro do

definição das proteções de falta à terra no caso de, existindo

painel do resistor, na ocorrência do curto fase terra. A técnica é

uma primeira falta à terra limitada convenientemente, ocorrer

mostrada na Figura 8.

uma segunda falta à terra em fase diferente daquela em que ocorreu a primeira, em outro alimentador. Embora esta situação



A Figura 7 mostra como, se não for utilizada a técnica

seja rara de ocorrer ela deve ser considerada, uma vez que a

descrita, o relé térmico de um motor trifásico de 1 hp, 460 V,

existência de duplo curto à terra em fases e pontos diferentes do

opera para um curto fase terra em uma das fases, quando o curto

sistema caracteriza falta fase-fase pelo sistema de aterramento.

se localiza após o relé térmico. As correntes do motor e do curto

Esta situação é mostrada na Figura 9, onde pode ser verificado

fase terra foram adicionadas algebricamente, sem se levar em

que, na ocorrência de curtos fase terra simultâneos, em fases

conta o ângulo de defasagem.

diferentes, a corrente não é limitada pelo resistor.

Apoio

61

Figura 9 – Duplo curto à terra em fases diferentes.

• A solução para o inconveniente do duplo curto à terra

nos disjuntores de baixa tensão dos ramais ou nos

simultâneo, em fases diferentes, consiste na instalação de

“disjuntores motores” empregados atualmente em larga

conjuntos de proteção de falta à terra do tipo “ground-sensor”,

escala nos ramais de alimentação dos motores de baixa

formados por transformadores de corrente toroidais associados

tensão dos sistemas elétricos industriais.

a relés de terra instantâneos, conjuntos estes que devem ser

• Deve ser notado que não existe necessidade de prover

posicionados nos diversos alimentadores do sistema elétrico

seletividade neste tipo de proteção, pois o duplo curto

onde se aplica o Resistor de Alto Valor Ôhmico.

à terra sempre envolverá dois circuitos que devem ser

• As proteções referidas podem também ser incorporadas

desligados instantaneamente.

Aterramento do neutro

Apoio

62

Resumo dos principais aspectos para especificação dos resistores de alto valor ôhmico

falta fase terra convenientemente limitada, ocorrer uma



desligados instantaneamente pelo sistema de proteção fase

Tendo em vista o item anterior podemos resumir da

seguinte forma os principais aspectos de especificação dos

eventual segunda falta à terra, em fase e alimentador diferentes do primeiro curto, os dois alimentadores sejam terra especialmente projetado para esta situação.

resistores de alto valor ôhmico avançados:

Conclusão • O valor do resistor deve ser padronizado no menor valor



Neste artigo, que é o terceiro de uma série de seis, foram

que atende aos critérios de dimensionamento estabelecidos

apresentadas as mais recentes inovações introduzidas na

para eliminar as sobretensões transitórias e garanta

tecnologia dos resistores de alto valor ôhmico, tecnologia

expansão do sistema elétrico. Em geral, o valor de 3 A é

esta empregada largamente nos sistemas de baixa tensão.

suficiente para a maioria dos sistemas de baixa tensão (ver

Observa-se que as inovações apresentadas já estão ou

capítulo 1 deste fascículo).

deverão estar presentes nos melhores fornecedores do

• Devem-se evitar tapes (derivações) nos resistores, a fim de

mercado. O autor se sente feliz por divulgar e contribuir

torná-los mais simples e baratos.

para o desenvolvimento desta importante tecnologia de

• Deve-se efetuar a pesquisa do local da falta fase terra

aterramento do neutro aqui discutida.

através de sistema de pesquisa inteligente “on-line”, em atendimento à NR 10. O sistema de pesquisa por meio

Referências

de pulsos e amperímetro alicate pode ficar como reserva

[1] COSTA, P. F. “Capitulo I – Aspectos importantes da

eventual.

escolha do tipo de resistor de aterramento do neutro nos

• Os filtros de ruído dos inversores de frequência da planta

sistemas elétricos industriais” Revista O Setor Elétrico, jul.

devem ser próprios para aplicação em sistemas com neutro

2014.

isolado.

[2] Catálogos Técnicos Limitador de Corrente de Falta à Terra

• O sistema de monitoramento do Resistor de Alto Valor

com Alta Tecnologia via Resistores de Alto Valor Ôhmico em

Ôhmico deve apresentar meios de identificação do local

BT – Sistema Limiter Geração MC3 e Limitador de Corrente

da falta fase terra nos inversores de frequência (antes do

de Falta à Terra Tradicional via Resistores de Alto Valor

inversor, barra V.c.c. ou no lado de carga).

Ôhmico em BT Sistema Limiter Geração MC4. Disponível

• O sistema de monitoramento do Resistor de Alto Valor

em: .

Ôhmico deve apresentar meios para supervisionar a

[3] COSTA, P. F.; BOREL, J. E. V.; NASCIMENTO, M. T. A.

continuidade do circuito neutro – resistor – terra, e não

“Inovações tecnológicas no aterramento do neutro através

somente do resistor.

de resistores em sistemas elétricos industriais BT e MT”, V

• O sistema de monitoramento do Resistor de Alto Valor

IEEE PCIC BR-2014 (26/27-08-2014, RJ).

Ôhmico deve apresentar meios para medição da corrente capacitiva a qualquer momento que seja desejado sem necessidade de desligar o sistema elétrico. • O sistema de monitoramento do Resistor de Alto Valor Ôhmico deve apresentar meios para evitar o desligamento dos motores de pequena potencia pela corrente do resistor. • O resistor de alto valor ôhmico deve ser sobredimensionado quando existem inversores de frequência nos sistemas de baixa tensão. • O sistema elétrico de baixa tensão deve ser planejado de tal forma que, se durante a permanência de uma primeira

Aterramento do neutro

Apoio

60

Capítulo IV Aterramento de sistemas elétricos industriais de média tensão com a presença de cogeração



Nos três capítulos anteriores, foram discutidos os

estabilidade, seja para suprir energia de partida

aspectos da escolha e da especificação dos tipos de

(black-start) ou para exportar energia excedente.

resistores para aterramento do neutro nos sistemas



elétricos industriais de baixa e média tensão.

provoca interessantes questões no planejamento dos

Foram fornecidas as justificativas técnicas que

seus sistemas elétricos, dentre as quais se destaca

levaram à conclusão de que em sistemas de baixa

o aterramento do neutro, objeto de tratamento no

tensão aplicam-se resistores de alto valor ôhmico,

presente artigo. Observa-se que este artigo é o quarto

conservando-se o sistema operacional durante uma

de uma série de seis, abordando o aterramento do

falta à terra, enquanto que na maioria dos sistemas

neutro em sistemas elétricos industriais de baixa e

de média tensão é necessário aplicar resistores de

média tensão.

Esta peculiaridade das plantas de cogeração

baixo valor ôhmico com o desligamento obrigatório

processo (plantas de produção de papel e celulose,

Breve síntese quanto à escolha dos resistores para aterramento do neutro em média tensão

por exemplo) são utilizados geradores de média

Os

durante a falta à terra.

Em plantas industriais que utilizam vapor no

princípios

de

dimensionamento

dos

potência (isto é, menores ou pouco maiores que 100

resistores para aterramento do neutro estabelecidos

MVA), que são diretamente ligados ao sistema de

para sistemas de média tensão nos dois primeiros

distribuição em média tensão da planta, geralmente

artigos são completamente válidos para sistemas

na tensão de 13,8 kV (mais comum), 6,6 kV ou 4,16

elétricos de cogeração e podem ser resumidos da

kV (geradores de menor porte).

seguinte forma:



Embora estes geradores possam em alguns casos

operar em sistema ilhado, ou seja, desconectado

• Sistemas elétricos com neutro isolado flutuante,

do sistema elétrico da concessionária local, o

isto é, neutro sem conexão à terra, são susceptíveis

mais comum é o trabalho em paralelo, seja para

de sofrerem sobretensões transitórias de valor

importar energia complementar, seja para manter

elevado durante faltas à terra. A melhor maneira

Apoio

61

de eliminar as referidas sobretensões nos sistemas elétricos

toroidais nos alimentadores, forma ideal para proteção quando

industriais consiste em aterrar o neutro através de resistores.

se utiliza limitação através de resistores de baixo valor ôhmico.

• Para eliminar sobretensões transitórias durante faltas fase-

• Os valores de limitação mais utilizados atualmente são: 50

terra, deve circular pelo resistor uma corrente maior ou igual à

A, 100 A, 150 A, 200 A, 300 A, 400 A. Estes valores são bem

corrente capacitiva do sistema elétrico.

menores do que os utilizados no passado, sendo possível sua

• A corrente capacitiva dos sistemas de média tensão é

aplicação devido ao surgimento dos relés digitais sensíveis e de

significativa, sendo, em geral, maior que 10 A. Portanto, deve

baixo consumo.

ser projetado um resistor para drenar uma corrente resistiva maior que 10 A, o que obriga o desligamento rápido do sistema elétrico para que sejam evitados danos, principalmente devido à formação de arco elétrico e sua evolução para arco entre

Características dos sistemas industriais com presença de cogeração e que afetam o aterramento do neutro

fases. O resistor neste caso é denominado resistor de baixo valor ôhmico.

Tendo em vista que um sistema elétrico industrial não deve

• Observa-se ainda que em sistemas elétricos de média tensão

em nenhum momento ficar sem um ponto de aterramento do

de até 13,8 kV, o arco se mantém para correntes menores que

neutro, os sistemas industriais com a presença de cogeração,

10 A, o que reforça a necessidade de desligamento imediato no

nos quais os geradores trabalham em paralelo com a

caso de ocorrência de falta fase terra.

concessionária, possuem em geral no mínimo dois pontos de

•Havendo necessidade de desligar o sistema durante curtos

aterramento. Como eventualmente o sistema elétrico pode

fase-terra, deve-se dimensionar o resistor com valor de limitação

trabalhar ilhado, ou somente alimentado pela concessionária,

tal que, além de eliminar sobretensões transitórias, seja criada

cada um dos aterramentos deve ser dimensionado para atender

corrente suficiente para facilitar a operação do sistema de

a toda a planta. A Figura 1 mostra esta condição, onde foram

proteção de falta à terra utilizando-se relés associados a TCs

utilizados resistores de baixo valor ôhmico limitando a corrente

Aterramento do neutro

Apoio

62

em 400 A no neutro de cada fonte. Como será comentando

garantir segurança de pessoas e do sistema elétrico.

oportunamente neste artigo, esta forma de aterramento propicia



uma corrente fase-terra de 800 A no ponto de falta, que não é

provocar sérios inconvenientes durante faltas à terra, uma

aceitável à luz dos conhecimentos atuais.

vez que o curto não será identificado e podem ocorrer

O mero esquecimento de uma chave aberta pode

sobretensões transitórias com queima de equipamentos como grandes motores, geradores e transformadores. Na Figura 3 são identificadas duas situações que devem ser evitadas no planejamento do sistema elétrico.

Figura 1 - Duplo aterramento em plantas de cogeração.

Quando existe mais de um gerador na planta de cogeração é preferível utilizar transformador de aterramento na barra de distribuição o que permite manter o critério de dois pontos de aterramento citado anteriormente. A Figura 2 indica esta solução.

Figura 2 - Aplicação de transformador de aterramento quando existe mais de um gerador na planta.

Formas de aterramento não recomendadas

Em plantas de cogeração que utilizam mais de um gerador,

alguns projetistas adotam esquemas de aterramento do neutro

Figura 3 - Utilização de dispositivo de chaveamento no neutro (aplicação não recomendada).

do nível de curto fase-terra. Esta conduta é considerada má

Avaliação da energia liberada por um curto fase-terra interno no gerador

engenharia, uma vez que uma das práticas mais saudáveis de

A falta mais comum no interior do gerador em sistemas

planejamento de sistemas elétricos industriais consiste em se

de média tensão é, sem dúvida, a falta fase-terra que

manter o neutro integro todo o tempo.

ocorre nas ranhuras do estator ou cabeças de bobinas. A

que utilizam chaveamento, visando economia e redução

O chaveamento do neutro, além de exigir as chaves

ocorrência geralmente é acompanhada de arco elétrico que,

de média tensão para secionamento, (chaves a vácuo ou

dependendo do valor da corrente e do tempo de duração,

disjuntores) requer sistemas de controle e intertravamentos para

destrói as chapas magnéticas, fundindo-as. Ver Figura 4.

Aterramento do neutro

Apoio

64

Figura 4 - Danos em chapas magnéticas de geradores.



Nesta situação, a recuperação do gerador torna-se

resistor do sistema elétrico considerando a operação do relé

extremamente trabalhosa, demorada e onerosa, uma vez que,

diferencial de terra em um ciclo e tempo de abertura e eliminação

além da recuperação do enrolamento, exige-se o baralhamento

de arco do disjuntor de cinco ciclos, total de seis ciclos (igual a

do pacote magnético para reduzir a possibilidade de existência

100 ms, ou seja 0,1 segundo) será:

de pontos quentes localizados, quando da operação após reparo.

A configuração de aterramento do neutro do sistema elétrico

(valor de limitação por resistor e número de resistores existentes) exerce grande influência nos danos do gerador, pois no ponto de



falta, a corrente total é a soma das contribuições das correntes

do próprio gerador devemos considerar que a sua característica

do próprio gerador com a corrente de limitação do sistema

é exponencial decrescente, dependendo de uma constante de

externo ao mesmo. Por exemplo, na Figura 1, um curto interno

decaimento que representaremos pela letra grega τ (tau).

Por outro lado, para calcular a energia liberada pela corrente

no gerador poderá atingir 800 A, sendo 400 A próprio gerador e 400 A devido à limitação através do resistor do transformador.

Vários estudos mostram que os danos causados pelo curto



Considerando que a constante de decaimento se situa entre

fase-terra no interior do gerador são causados principalmente

0,8 s e 1,1 s (média de 0,9 s) e para que para um tempo de 5τ de

pela contribuição do próprio gerador. Isto pode ser explicado

decaimento (praticamente toda a energia já foi liberada), segue:

pelo fato de que para o curto em questão, a proteção diferencial do gerador atua rapidamente, desligando o disjuntor de saída do gerador que acopla o mesmo ao sistema elétrico de distribuição, desligando também o disjuntor de campo. No entanto, o gerador



continua gerando e alimentando o curto interno devido à sua

= 5600 W.s, da qual a contribuição do sistema (800 W.s) representa

grande inércia e ao fluxo remanescente (residual). A corrente

14% e a contribuição do próprio gerador 76% (4800 W.S).

interna de falta sofre um processo de decaimento exponencial.



A energia total liberada no ponto de falta alcança (4800 + 800)

Esta conclusão, relativamente recente, mostra a necessidade

Pode-se avaliar a ordem de grandeza da energia liberada por

de se modificar a forma de aterramento do neutro dos geradores

unidade de resistência de arco através dos seguintes cálculos, em

diretamente ligados ao sistema de distribuição das plantas

que o expoente 1.5 leva em conta que a corrente se desenvolve

industriais, cujo neutro é aterrado por meio resistor de abaixo

na resistência de arco e não em um resistor linear onde o

valor ôhmico.



coeficiente seria igual a dois.

Suportabilidade dos geradores a curtos faseterra Experimentos com curtos fase-terra no interior de ranhuras A energia desenvolvida pela parcela devido à corrente no

de geradores indicam que o curto ocorre através de arcos

65

intermitentes, isto é, que acendem e se extinguem de forma repetida. A energia desenvolvida por estes arcos ao longo do tempo é que produz a fusão das chapas magnéticas, que são de difícil e oneroso reparo, conforme discutido anteriormente.

Para proteção dos geradores, os fabricantes desenvolveram

uma curva inversa que recomenda que seja aplicada para proteção fase terra dos geradores, sendo esta curva vista a seguir (Figura 5).

Figura 5 – Suportabilidade dos geradores e curto fase-terra internos.



Se adotarmos “danos leves” como aceitáveis, verifica-se que

a corrente de falta à terra, que pode circular permanentemente sem desligar o gerador, será inferior a 10 A. Este limite está de acordo com o que foi estabelecido no primeiro capítulo deste fascículo, onde foi mostrado (tabela1) que para tensões utilizadas em média tensão até 13.8 kV, a corrente de arco se mantém para correntes menores que 10 A.

Alguns

fabricantes

adotam

uma

característica

de

suportabilidade maior e consideram uma energia suportável constante baseada na capacidade adiabática das chapas magnéticas de suportar a corrente de curto fase-terra (I2T= constante).

O limite estabelecido é o de I2T = 3000 A2.s, que se aplicado

para uma corrente de 10 A, fornece um tempo de suportabilidade de 30 segundos.

Utilização de sistema híbrido para aterramento do neutro de

geradores em plantas de cogeração

Para solucionar a questão da fragilidade dos geradores ao

curto fase-terra interno (nos casos em que existe necessidade de aterrar o neutro dos mesmos com resistor de baixo valor ôhmico), foi desenvolvido o sistema híbrido considerado a seguir.

Aterramento do neutro

Apoio

66



O sistema consiste em instalar no neutro um sistema

híbrido composto de dois resistores, um de baixo valor ôhmico, dimensionado conforme critérios anteriormente definidos e um

A energia total, devido à corrente total de falta, utilizando

resistor de alto valor ôhmico, limitando a corrente em valores

o sistema hibrido (400 A do resistor de baixo valor ôhmico do

menores ou iguais a 10 A.

sistema externo mais 400 A do resistor de baixo valor ôhmico do



Quando da ocorrência do curto fase-terra interno ao

gerador, retiradas de circulação pela proteção diferencial, mais

gerador, a proteção diferencial de terra retira o disjuntor de

10 A do resistor de alto valor ôhmico do gerador que permanece

saída do estator, o campo e o resistor de baixo valor ôhmico,

até decaimento em cinco constantes de tempo) será:

permanecendo apenas o resistor de alto valor ôhmico.

Nestas condições, as energias envolvidas passam a

ser 2x800 W.s (energia desenvolvida devido à corrente de circulação nos dois resistores de 400 A, conforme equação



Quando comparada com a energia desenvolvida no primeiro

2), mais a energia desenvolvida após a retirada do disjuntor

caso no qual não foi utilizado sistema híbrido (5600 W.s),

de saída do estator e do campo, no resistor de 10 A, que ficará

verificamos uma queda de 71% no valor da energia desenvolvida.

em funcionamento (Figura 5).





A energia desenvolvida no resistor de 10 A devido à inércia

conforme mostra a Figura 6, no qual são utilizados resistores

do gerador após desligamento do disjuntor de saída e do disjuntor

de alto valor ôhmico ligados no neutro dos geradores e um

de campo será:

resistor de baixo valor ôhmico associado a um transformador de

Se o arranjo do sistema de aterramento do neutro é realizado

Figura 6 - Sistema híbrido.

Figura 7 – Utilização de resistores de alto valor ôhmico no neutro dos geradores e de baixo valor ôhmico no sistema.

Aterramento do neutro

Apoio

60

Capítulo V Transformadores de aterramento Parte I

Os

transformadores

de

aterramento

são

baixo valor ôhmico em média tensão e resistores de

aplicados em muitas situações onde o arranjo do

alto valor ôhmico em baixa tensão.

sistema elétrico exige que seja criado um ponto de



aterramento do neutro adicional, ou simplesmente

a prática mais comum é a de aterrar o neutro

criar este ponto quando de sua inexistência.

solidamente, o que é vantajoso para a isolação

Em função do que foi estudado nos quatro

bem como para a aplicação de para-raios nestes

artigos anteriores, não se recomenda que um

sistemas. A isolação dos SEP é um dos itens de

sistema elétrico trifásico industrial seja mantido

maior peso no seu custo e geralmente é definida

sem aterramento do neutro, pois, durante períodos

pelas

de faltas fase-terra existe a possibilidade real de

mesmos, entre as quais são importantes aquelas

ocorrência de sobretensões transitórias que podem

que ocorrem durante períodos de falta à terra, que

danificar a isolação de motores, transformadores,

são classificadas como “sobretensões transitórias”

cabos,

e “sobretensões temporárias”. Ambos os tipos são

bem

como

de

outros

componentes

importantes.

Outra razão para se implementar o aterramento

Para sistemas de potência de alta tensão (SEP),

sobretensões

que

podem

ocorrer

nos

controlados pelo aterramento do neutro.

Outro motivo para se adotar sistema solidamente

do neutro se relaciona com as dificuldades de se

aterrado nos SEP, se prende à facilidade de detecção

identificar o local da falta fase-terra em sistemas

da falta fase-terra, uma vez que, com o sistema

com neutro isolado flutuante, isto é, neutro sem

solidamente aterrado, obtemos baixo valor da

conexão à terra.

impedância de sequência zero, que é importante

De fato, quando ocorre uma falta fase-terra

fator de controle do valor do curto fase-terra. A

nestes sistemas a corrente é somente de natureza

presença de impedância proposital no neutro

capacitiva, de baixo valor e, portanto, de difícil

dos SEP, somada com as impedâncias naturais de

detecção e de identificação do local de sua

retorno do curto fase-terra, principalmente das

ocorrência.

resistências de pé de torre das linhas de transmissão,



Para sistemas elétricos industriais foi mostrado

pode reduzir significativamente o valor do curto em

que a melhor opção é a de utilizar resistores de

questão, e comprometer a operação de proteções

Apoio

61

importantes, como a dos relés de distância de falta fase-terra.

vamos considerar duas situações reais de sua aplicação. A

Observa-se que nos sistemas elétricos industriais este

primeira delas, já considerada no artigo anterior, é vista na

raciocínio não se aplica, pois o retorno do curto fase terra é

Figura 1, a seguir.

garantido pelo sistema de aterramento (malha de terra industrial) que se estende por toda a planta e garante reduzida impedância de retorno. Estes sistemas podem, portanto, ser aterrados por meio de resistores.

Do exposto, justifica-se plenamente a necessidade de

conhecermos a aplicação dos transformadores de aterramento, cujo propósito é o de criar o ponto neutro em um sistema trifásico quando é importante e se deseja fazê-lo.

Este artigo e o próximo estão dedicados ao estudo dos

transformadores de aterramento e juntamente com os quatro capítulos anteriores deste fascículo, completam a série de seis artigos que buscam fornecer informações importantes sobre o

Figura 1 – Aplicação de transformador de aterramento na indústria.

aterramento do neutro, principalmente nos aspectos voltados

Pode ser verificado que a aplicação de um resistor

para aplicação industrial.

de aterramento na barra principal evita a instalação de resistores de baixo valor ôhmico nos neutros dos geradores

Casos típicos de necessidade dos transformadores de aterramento

G1 e G2, mantendo o sistema elétrico industrial com, no

Para iniciar o estudo sobre transformadores de aterramento,

vez que simplifica o esquema de proteção de falta à terra e

máximo, dois pontos de aterramento, o que é ideal, uma

Aterramento do neutro

Apoio

62

reduz o valor da corrente total da falta de 1/3, no caso, da

TR1, no lado da conexão triângulo.

presença de dois geradores.



Por exemplo, se não fosse utilizado transformador

de aterramento no lado da conexão triângulo, utilizando

de aterramento e o valor necessário para controlar a

um transformador de aterramento com o neutro solidamente

sobretensão transitória com o sistema industrial operando

aterrado, conforme indicado na Figura 2. Este procedimento

com, no mínimo, um gerador, for de 200 A e o sistema

evita a ocorrência de sobretensões transitórias na linha/

elétrico da concessionária puder também alimentar o

sistema que executa a conexão entre os disjuntores DJ1 e

sistema na ausência de qualquer gerador, seria necessário

DJ2 após abertura do disjuntor DJ2 para curto no ponto F.

utilizar resistor de 200 A em todos os neutros (G1, G2, e



transformador de acoplamento com a concessionária),

ser de conexão contrária à examinada, isto é, triângulo no

totalizando 600 A de falta fase-terra.

lado da indústria e estrela aterrada no lado da concessionária,



Com a aplicação do resistor de aterramento na barra,

seria instalar o transformador de aterramento no lado da

conforme mostra a Figura 2, serão necessários apenas dois

conexão triângulo, isto é, lado da indústria, como visto

resistores, totalizando 400 A de falta à terra. Naturalmente

na Figura 3. Neste caso o neutro do transformador de

que, quanto maior o número de geradores presentes na planta

aterramento será aterrado por meio de resistor, devido às

industrial, maior o ganho na aplicação do transformador

necessidades do sistema elétrico industrial.

A solução correta neste caso consiste em criar um ponto

A solução para o caso do transformador de acoplamento

de aterramento na barra, em termos e redução da corrente total de falta à terra.

Outra situação, bastante comum, está delineada na figura

2B a seguir, onde temos a interface de um sistema industrial com cogeração, e no qual o transformador de acoplamento com a concessionária possui a conexão estrela do lado da indústria e conexão triangulo do lado da concessionária. Verifica-se que, estando os sistemas de cogeração e da concessionária em paralelo, um curto circuito fase-terra no ponto F indicado provoca a abertura do disjuntor DJ2 na subestação da concessionária (que possui neutro solidamente aterrado), enquanto que o disjuntor DJ1 na planta industrial se mantém fechado devido ao fato de não existir ponto de aterramento do neutro no transformador

Figura 3 – Aplicação de aterramento no lado da indústria.

Observa-se que algumas concessionárias padronizam este tipo de conexão na interface com os sistemas elétricos industriais, a fim de eliminar as sobretensões transitórias e garantir a operação da proteção fase-terra nos dois lados da conexão, isto é abertura dos dois disjuntores DJ1 e DJ2 mostrados na Figura 2.

Tipos de transformadores de aterramento

Embora existam outros tipos, atualmente, são utilizadas

três conexões básicas de transformadores de aterramento para criação do neutro em um sistema elétrico trifásico, a saber: • Conexão estrela com neutro acessível no lado primário e triângulo no lado secundário. O enrolamento em triângulo é utilizado apenas para compensação das correntes de sequência zero, não sendo utilizado para cargas. O neutro Figura 2 – Aplicação de aterramento no lado da concessionária.

acessível do lado em estrela é utilizado para aterramento solido ou através de resistor. Ver Figura 4.

Aterramento do neutro

Apoio

64

Figura 6 – Transformador de aterramento conexão “ziguezague”. Figura 4 – Transformador de aterramento conexão estrela-triângulo.

Qualquer

dos

tipos

de

conexão,

quando

projetado

corretamente funciona bem, sendo apenas uma questão de custo. • Conexão estrela com neutro acessível no lado primário e delta aberto no lado secundário. O lado em estrela deve neste caso deve ser sempre solidamente aterrado, enquanto que o lado em delta aberto só pode ser utilizado para o caso de aterramento através de resistor, pois se for fechado, voltamos ao caso anterior. Observa-se que o resistor fica instalado entre os terminais do delta aberto

Por exemplo, pode-se dispor na instalação de um transformador na conexão estrela- triangulo que se aproveitado, reduz os custos.

A conexão estrela aterrada com o resistor conectado nos

terminais do delta aberto permite utilizar um resistor de baixa tensão, o que pode reduzir os custos. Em termos de custo de aquisição de um transformador de aterramento novo, em geral, o de conexão ziguezague é o de menor custo.

(Figura 5).

Operação dos transformadores e aterramento Qualquer transformador de aterramento deve em princípio oferecer um caminho de baixa impedância para as correntes de sequência zero que circulam durante a falta à terra. Admitindo-se a existência de um curto faseterra na fase A do sistema, com o mesmo sem carga, temos as seguintes condições de contorno para as correntes envolvidas: IFT = IA, IB = o, IC=o I FT é a corrente de fase-terra, e IA, IB,IC, são as correntes de nas fases A, B, C, respectivamente.

Figura 5 – Transformador de aterramento conexão estrela-delta aberto.



A definição de corrente ou componente de sequência

zero significa que a mesma é a média aritmética das três correntes de fase, ou seja:

• Conexão denominada “ziguezague”. Esta é uma conexão especial que utiliza um transformador trifásico, na realidade

I0= 1/3 (IA +IB +IC)

um reator trifásico, com duas bobinas por fase, conectadas de uma forma especial, cruzada, que caracteriza o nome



Considerando as condições de contorno:

do transformador. Esta conexão será alvo de considerações

I 0 = 1/3 (IA) = 1/3 (IFT)

adicionais, devido a sua importância.

I FT = 3I0

Apoio



65

Concluímos que, durante um curto fase-terra, a corrente

zero, entra pelo ponto de aterramento criado pelo transformador

3I0 circula do ponto de falta pelo neutro do transformador

de aterramento (com ou sem resistor) e se divide pelas três fases

de aterramento, distribuindo-se no circuito de acordo com

do mesmo, isto é, por cada fase ou perna do transformador

sua topologia, conforme mostra a Figura 7:

de aterramento circula somente um terço da corrente total de falta, que é igual ao valor da corrente de sequência zero (I0). Isto acontece em qualquer tipo de transformador de aterramento, independentemente da sua forma construtiva. b) Em termos de tensão, podemos, utilizando a Figura 7, extrair as seguintes conclusões que são importantes para se calcular a potência do transformador de aterramento para qualquer tipo de transformador que seja utilizado.

Considerando o neutro do transformador de aterramento

aterrado por meio de resistor, podem ser obtidas as seguintes equações, em que VAT,VBT,VCT são as tensões de fase para terra; Figura 7 – Circulação da corrente de sequência zero 3I0.

VAN,VBN,VCN são as tensões de fase para neutro e VNT é a



tensão de neutro para terra.

Observam-se, no sistema da Figura 7, no qual foi adotado

um transformador de aterramento na conexão “ziguezague”, os seguintes aspectos importantes:

VAN – VAT + VNT = 0 VBN – VBT + VNT = 0

a) A corrente de falta, igual a três vezes a corrente de sequência

VCN – VCT +VNT =0

Aterramento do neutro

Apoio

66

Considerando que VAN + VBN+ VCN = 0, segue que:

carga.

A “potência instantânea” pode ser calculada considerando

3 VNT = VAT+ VBT+ VCT

que, conforme mostra a Figura 7, circula a corrente de sequência

VNT = 1/3 (VAT + VBT + VCT) = V0

zero em cada fase. Portanto, considerando o circuito de sequência zero,



Conclui-se, pois, que a tensão de neutro para terra, ou o

podemos escrever que a potência instantânea (PINST) vale:

“deslocamento do neutro” como algumas vezes é denominada a tensão VNT, é igual à tensão de sequência zero das tensões de

PINST =3V0 I0 = (3I0)V0

fase para terra.

Para calcular V0 vamos considerar as equações de contorno

de tensão correspondentes a um curto fase-terra na fase A, com



Porém, 3I0 é igual à corrente de falta à terra IFT e V0 é igual

à tensão de fase terra VFN.

o neutro aterrado por meio de resistor. PINST = IFTVFN VAT = 0, VBT = VBA, VCT = VCA

Considerando a sequência de fases VAB,VBC,VCA, na qual VAB

Para encontrar a potência instantânea em kVA, devemos

considerar a corrente em Ampères e a tensão fase neutro em

é a referência, com ângulo zero, obtemos:

kV. Teremos então:

V0 = 1/3(0 +VBA+ VCA) =1/3(0 -VAB + VCA)

PINST(kVA)= IFT kVFF / √3





Considerando VFF como o módulo da tensão fase-fase e

VFN como módulo da tensão fase neutro, segue:

Em geral, o valor da corrente de falta à terra IFT, é prefixado

pelo projetista em função do sistema elétrico (industrial ou de potência). Para os sistemas elétricos industriais valem as

V0 =1/3(VFF < 180º + VFF < 120º) =1/3( VFF< 150º

recomendações fornecidas nos dois primeiros capítulos deste

V0 = 1/3(3 VFN<150º) = VFN<150º

fascículo. A potência de curto tempo PCT também em kVA será:



Este resultado mostra que o módulo da tensão de sequência

zero das tensões de fase para terra é igual em módulo da tensão

PCT (kVA) = (IFTkVFF/ √3 )/K= PINST(kVA)/K

fase neutro.

Cálculo da potência dos transformadores de aterramento A potência do transformador de aterramento é definida em

O fator K, que depende do tempo de carga, pode ser

avaliado conforme tabela a seguir. Tabela 1 – Fator K e tempo de carga

primeiro lugar pela potência desenvolvida por ele no momento

Tempo de carga

Fator K

do curto fase-terra denominada “potência instantânea” e em

10 segundos

10

segundo lugar em função do tempo de operação desejado para

1 minuto

4,7

o mesmo (10 segundos, 1 minuto, 5 minutos, 10 minutos, 30

5 minutos

2,8

minutos, 1 hora, 2 horas) que conduz a potência denominada

10 minutos

2,5

“potência de curto tempo”, “potência de curta duração” ou

30 minutos

1,8

“potência de carga”.

1 hora

1,6

Se o aterramento é realizado por meio de resistor na

2 horas

1,4

indústria, em geral, o tempo de carga utilizado para o resistor é de aterramento. Em primeiro lugar, calcula-se a “potência

Potência contínua do transformador de aterramento

instantânea” e, então, calcula-se a “potência de curto tempo”,

Além da potência de curta duração do transformador

utilizando-se um fator de redução em função do tempo de

de aterramento convém fazer previsão para uma potência

de 10 segundos, sendo adotado o mesmo para o transformador

67

permanente para acomodar correntes que circulam continuamente no neutro como aquelas geradas por chaveamentos de inversores de frequência.

Esta potência, em geral, varia de um mínimo de 3% da

potência de curta duração até cerca de 10% dela.

Reatância do transformador de aterramento Além das potências permanentes e de curta duração do transformador de aterramento deve ser fornecida também a sua reatância em Ohms para que seja possível fabricá-lo.

Esta questão será tratada no próximo artigo, juntamente

com outros aspectos também importantes para aplicação de transformadores de aterramento.

Referências [1] Costa, P.F; “Capitulo I – Aspectos importantes da escolha do tipo de resistor de aterramento do neutro nos sistemas elétricos industriais” Revista O Setor Elétrico, Julho 2014. [2] Costa, P.F; “Capitulo II - Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos sistemas elétricos industriais em média tensão” Revista O Setor Elétrico, Agosto 2014. [3] Costa, P.F; “Capitulo III - Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos sistemas elétricos industriais em baixa tensão”, Revista O Setor Elétrico, Setembro 2014. [4] Costa, P.F; “Capitulo IV - Aterramento de sistemas elétricos industriais de média tensão com a presença de cogeração” Revista O Setor Elétrico, Outubro de 2014.

Aterramento do neutro

Apoio

46

Capítulo VI Transformadores de aterramento Parte II



Nos capítulos anteriores, foram tratados os

aspectos relativos ao aterramento do neutro

pouco mais sugerimos a leitura das indicações nas referências bibliográficas.

em sistemas elétricos industriais, sendo que,

aterramento aplicam seus tipos principais e a

Funcionamento do transformador de aterramento “zigue-zague”

forma de se calcular suas potências instantâneas

O transformador de aterramento “zigue-

e de curto tempo. No presente artigo serão

zague” é constituído por um núcleo magnético

fornecidas

especialmente no último, foram abordadas as situações em que os transformadores de

o

de três colunas, sendo que em cada coluna

conexão

existem dois enrolamentos iguais, indicados

“zigue-zague”, o mais utilizado na atualidade,

na Figura 1A. O diagrama vetorial da Figura

bem como será vista a metodologia de cálculo

1B mostra os vetores das bobinas individuais

de sua reatância, parâmetro este que, senão for

das três colunas, considerando tratar-se de um

fornecido ao fabricante, inviabiliza o seu projeto

sistema trifásico. Observa-se neste diagrama

e fabricação.

que os vetores acompanham as respectivas



polaridades

informações

transformador

de

adicionais

aterramento

na

sobre

Com este artigo encerramos uma sequência

estabelecidas

para

as

bobinas,

prevista de seis capítulos, nos quais foram

conforme marcado na Figura 1A.

discutidos aspectos do aterramento do neutro,



principalmente de sistemas elétricos industriais.

do primeiro núcleo é ligada com a segunda bobina

Devido à vastidão e à importância deste tema,

do segundo núcleo, sendo esta com a polaridade

não consideramos, de forma alguma, que ele

trocada. A primeira bobina do segundo núcleo é

foi esgotado. Pelo contrário, muitos aspectos

ligada com a segunda bobina do terceiro núcleo,

importantes

tratados,

sendo esta de polaridade trocada. Finalmente, a

mormente se saltarmos para aplicações em outros

primeira bobina do terceiro núcleo é ligada com

sistemas elétricos, como os de distribuição e de

a segunda bobina do primeiro núcleo, sendo

potência. Àqueles que desejarem aprofundar um

esta de polaridade trocada.

ainda

necessitam

ser

Na conexão da Figura 1A, a primeira bobina

Apoio



47

Quando o transformador é ligado ao sistema trifásico

de fase para neutro. Pode ser verificado que o transformador

sem falta à terra, forma-se então o diagrama vetorial da

funciona na realidade como um reator de alta impedância,

Figura 1C, em que as tensões AA1, BB1, CC1, são as tensões

pois não existe enrolamento secundário, sendo absorvida somente uma pequena corrente de excitação. As formas de conexão das bobinas e do diagrama vetorial sugerem o nome escolhido de “conexão zigue-zague”.

Figura 1A – Diagrama de conexão das bobinas do transformador ziguezague.

Figura 1B – Diagrama vetorial com as bobinas desconectadas.

Aterramento do neutro

Apoio

48

geral. Esta reatância é a reatância de sequência zero do transformador (XOT).

Existem técnicas construtivas que permitem alterar a

reatância do transformador de aterramento, de forma que se pode aplicá-lo com baixa ou alta reatância. Por

exemplo,

quando

se

utiliza

o

neutro

do

transformador de aterramento aterrado por meio de resistor, deseja-se baixa reatância de sequência zero, para que ela não interfira no nível de curto limitado pelo resistor. Quando o referido neutro é solidamente aterrado, deseja-se obter uma reatância compatível com o nível de curto faseterra preestabelecido pelo projetista, o qual deve seguir os princípios discutidos no próximo item.

Determinação da reatância de sequência zero do transformador de aterramento

Figura 1C – Diagrama vetorial da conexão da Figura 1A.

Quando ocorre um curto fase-terra no sistema, a situação modifica-se, pois a corrente de falta fase-terra é

Considerações

constituída de três vezes a corrente de sequência zero, isto

Os

é, IFT = 3I0. Considerando que as correntes de sequência

sobretensões durante períodos de falta à terra, que podem

zero se distribuem como na Figura 2, pode ser visto que em

ser classificadas em sobretensões transitórias e sobretensões

cada coluna do núcleo magnético, o fluxo total, e também

temporárias.

sistemas

trifásicos

são

suscetíveis

de

sofrer

o de dispersão, é praticamente nulo, pois as bobinas de

Quando ocorre um curto fase-terra em uma das fases de

uma mesma coluna, que possuem polaridade contrária, são

um sistema trifásico com neutro isolado, conforme a Figura

percorridas por correntes iguais em módulo e ângulo.

3, as correntes resultantes são de natureza capacitiva, que

Esta configuração conduz a um baixo valor de reatância

circulam também pelos enrolamentos do transformador,

de dispersão, que essencialmente forma a impedância do

formando um circuito LC. Devido ao baixo valor da corrente

transformador de aterramento e dos transformadores em

capacitiva, esta em geral é intermitente, gerando pequenos



Figura 2 – Circulação das correntes de sequência zero na conexão “zigue-zague”.

Aterramento do neutro

Apoio

50

arcos elétricos que são de natureza não linear. A corrente

controle ainda mais efetivo das sobretensões transitórias,

gerada possui harmônicas de alto espectro de frequência, que

e dependendo dos parâmetros do circuito, as tensões das

podem então excitar o circuito LC, levando-o à ressonância.

fases sãs para terra não ultrapassam de 80% da tensão fase-

As tensões são então amplificadas nas capacitâncias de fase

fase, no momento do curto fase-terra.

para terra das fases sãs e nas bobinas do transformador.





Devido à intermitência do curto, as tensões amplificadas

momento de um curto fase-terra em sistemas que possuem

sofrem um processo de aumento sucessivo, denominado

o neutro aterrado, de forma a controlar as sobretensões

“escalonamento”. As tensões amplificadas são as de fase-

transitórias, são denominadas “sobretensões temporárias”.

As sobretensões das fases sãs para a terra, que ocorrem no

terra nas fases sãs (fases a, b, na Figura 3, em que o curto Bases para dimensionamento da reatância dos

fase-terra foi estabelecido na fase c). Quando no processo de escalonamento as tensões fase-terra nas fases sãs atingem

transformadores de aterramento

valores da ordem de 5-6 P.U, ocorre a ruptura da isolação

Tendo em vista o que foi exposto, para que um sistema

de uma ou das duas para terra (em pontos e equipamentos,

elétrico trifásico sobreviva durante um curto fase-terra, é

tais como motores, cabos isolados, transformadores e outros

necessário no mínimo controlar as sobretensões transitórias.

componentes), que resultam em duplo ou triplo curto à



terra, cuja consequência é o desligamento do sistema pela

as sobretensões transitórias são eliminadas e as tensões

proteção. As tensões geradas no processo de escalonamento

de fase-terra nas fases sãs são controladas e atingem no

são denominadas sobretensões transitórias.

máximo o valor fase-fase. Nestes sistemas os para-raios



utilizados das fases para terra devem ser de tensão nominal

O controle das sobretensões transitórias, devido à ocorrência

Com resistor no neutro dimensionado adequadamente,

de faltas à terra, é realizado por meio do aterramento do

fase-fase (tensão plena), denominados “para-raios 100%”.

neutro. Com aplicação de resistores no neutro dimensionados

Quando o neutro é solidamente aterrado, pode-se

conforme teoria exposta nos artigos anteriores, as sobretensões

conseguir que as tensões das fases sãs para terra atinjam no

de fase-terra nas fases sãs são controladas de forma que atingem

máximo 80% da tensão fase–fase. O sistema é denominado

no máximo o valor da tensão de fase-fase, isto é se elevam de

então

√3, pois, em regime normal, sem curto fase-terra, estas tensões

denominados “para-raios 80%”.

são iguais em módulo, à tensão fase-neutro.





Os resistores no neutro amortecem o circuito LC considerado

anteriormente, de forma que a ressonância é evitada. Se o neutro é solidamente aterrado, existe um

“efetivamente

aterrado”

e

os

para-raios

são

As condições para controlar as sobretensões transitórias,

mas utilizando para-raios 100% podem ser resumidas na Tabela 1 a seguir. A demonstração das condições indicadas na tabela pode ser encontrada, por exemplo, na referência [6].

Figura 3 – Circuito de circulação da corrente fase-terra em sistema com neutro isolado.

Apoio

51

Tabela 1 – Condições para eliminação das sobretensões transitórias utilizando para-raios 100% Critério Método

de aterramento

para limitação da

sobrecorrente transitória

X0 / X1

R0 / X0

Sólido

≤ 10

Qualquer

Por

Qualquer

≥2

Resistor

≤ 10

Qualquer

(Z0) que, juntamente com a impedância de sequência negativa (Z2), são utilizadas para cálculos da corrente de falta à terra e das tensões fase-terra. Z1, Z2, Z0 são impedâncias equivalentes de Thévenin, vistas do ponto de falta, que podem ser escritas como: Z1 = R1 + jX2 ; Z2 = R2 + j X2 ; Z0 = R0 +j XO

As condições para controlar as sobretensões transitórias e ainda utilizar para-raios 80% somente são atingidas em sistemas solidamente aterrados e efetivamente aterrados. Os parâmetros do sistema possuem as relações indicadas na Tabela 2. Tabela 2 – Condições para eliminação das sobretensões transitórias utilizando para-raios 80% Critério Método

de aterramento

Sólido

para limitação da

sobrecorrente transitória

Nos sistemas de potência (SEP), pode-se considerar Z 1 = Z2

e R1 = R2 =0

Exemplo de dimensionamento de transformador de aterramento Para ilustrar o calculo da reatância e da potência de um transformador de aterramento, vamos utilizar um sistema de potência, com potência de curto-circuito de 1.000 MVA, na

X0 / X1

R0 / X1

tensão de 138 kV, alimentando um transformador de 20 MVA,

≤3

≤1

138/69 KV, Z% = 8,5%, conexão delta-delta, que alimenta uma linha de transmissão de 69 kV com as seguintes características:



Nas Tabelas 1 e 2 anteriores, os parâmetros X1, XO, RO, são as

reatâncias de sequência positiva, reatância de sequencia zero e

X1 = X2 = 10 Ohms

resistência de sequência zero, respectivamente, as quais são parte

R0L = 2 Ohms

integrante das impedâncias de sequência positiva (Z1), e zero

X0L = 35 Ohms

Aterramento do neutro

Apoio

52



Deverá ser instalado um transformador de aterramento

ROL = 2 x 100 / 692 = 0,042

na barra de 69 kV do secundário do transformador, barra esta que alimenta a linha de transmissão. O transformador

X0L = 35 x 100 / 692 = 0,74

de aterramento será solidamente aterrado e deverá ser dimensionado de forma que possam ser instalados para-



raios 100% no final da LT, como primeira solução e para-

linha são:

As impedâncias equivalentes de Thévenin vistas do final da

raios 80%, como segunda solução. X1= X1F + X1T+ X1L = 0,1 + 0,425 + 0,21 = 0,735

Soluções

Utilizaremos o método P.U., considerando a potencia base

XO = XOL+ XOT = 0,74 + XOT

de 100.000 kVA (100 MVA), e as tensões nominais em kV dos lados primários e secundário como tensões bases.

Porém, na primeira hipótese, de utilizarmos para-raios

Nestas condições as relações básicas para trabalho são

100% ,a condição é:

as seguintes: XO = 10 X1 = 10 x 0,735 =7,35 kVAB =

√3 kV IB ;

IB = kVAB/

√3 kVB ;

ZB =1.000kVB/

√3;

IB= KVB2 / MVAB

XOT = 7,35 – 0,74 = 6,61

ZP.U = ZOhm MVAB/ kVB2;

ZOhm= ZP.U KVB2 / MVAB

XOT(Ohms) = 6,61 x 692 / 100= 315 Ohms

As impedâncias percentuais dos transformadores são

O curto fase–terra, em P.U., no final da linha, valerá:

transformadas em P.U (ZT P.U) pela relação: IFT = 3 / (RO +jXo+ j 2X1) = 3 / (RO + j10X1 +j2X1 ) = 3 / (RO+ j 12X1) ZT P.U = Z% /MVAT, em que MVAT é a potência do transformador em MVA e Z% é sua impedância percentual.

IFT = 3 / ( 0,042 + j 12 x 0,735) = 0,34 P.U



IB =100.000 /

A impedância da fonte em P.U (ZF P.U), é diretamente obtida

√3 69 = 837 A

da relação: IFT = 0,34 x 837 = 285 A ZF P.U = MVAB / PCCF, em que PCCF é a potência de curto-circuito da fonte em MVA.



Para calcular a potência do transformador de aterramento,

devemos considerar o curto fase terra que ocorre na barra de 69

Caso 1 – Uso de para-raios 100% no final da LT

kV, que apresenta valor superior ao que ocorre no final da linha. Denominando este curto de IN, seu valor em P.U será:

Aplicando as relações acima e considerando ainda que Z1 = Z 2 e R 1 = R 2 = 0 para a fonte e para o transformador,

IN = 3 / [XOT +2 (X1S +X1T)] = 3 / [ 6,61 + 2 x ( 0,1 + 0,425)]

teremos os seguintes valores em P.U.: IN = 0,39 P.U Fonte:

X1F = X2F = 100 / 1.000 = 0.1 IN = 0,39 x 837 = 326 A

Transformador:

X1T = X2T = 8.5 / 20 = 0.425

Para a LT de 69 kV: X1L = X2L = 10 x 100 / 692 = 0,21

A potência instantânea do transformador de aterramento

PTAT(INST) de acordo com o artigo anterior, vale: PTAT(INST)= 326 x 69/ √3 = 12987 ≅ 13.000 kVA

Apoio

53

A potência de curto tempo, 10 segundos, PTAT(10S) será:

solidamente aterrado, de forma a controlar as sobretensões transitórias e utilizar para-raios 100% ou para-raios 80%. Foi

PTAT(10S) = 13.000/10 = 1.300 kVA

fornecida a metodologia para cálculo dos transformadores de aterramento necessários. Quando é desejado incluir



Caso 2 – Uso de para-raios 80% no final da LT

um resistor no neutro do transformador de aterramento a

Neste caso, deve ser utilizada a relação da Tabela 2, isto

metodologia de calculo deve ser alterada, utilizando as

é, X0 = 3X1. Refazendo os cálculos, segue que:

informações da Tabela 1.

XO = 3 X1 = 3x 0,735 = 2,21

O autor agradece aos leitores que leram algum ou todos

os artigos da série publicada e se sente feliz em receber comentários.

XOT = 2,21 – 0,74 = 1,47

Referências bibliográficas

XOT(Ohms) = 1,47x 692 / 100= 67 Ohms

[1] Costa, P.F; “Capitulo I – Aspectos importantes da escolha do tipo de resistor de aterramento do neutro nos sistemas



O curto fase-terra no final da linha será recalculado da

seguinte forma:

elétricos industriais” Revista Setor Elétrico, Julho 2014. [2] Costa, P.F; “Capitulo II - Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos

IFT = 3 / (RO + jXo+ j 2X1) = 3 / (RO + j3X1 +j2X1 ) = 3 / (RO + j 5X1)

sistemas elétricos industriais em média tensão” Revista Setor Elétrico, Agosto 2014.

IFT= 3 / ( 0,042 + j 5x0,735) =0,776 P.U

[3] Costa, P.F; “Capitulo III - Avanços na especificação e aplicação dos resistores de aterramento do neutro dos sistemas

IB = 100.000 / √3 x 69 = 837 A

elétricos industriais em baixa tensão”, Setembro 2014. [4] Costa, P.F; “Capitulo IV- Aterramento de sistemas elétricos

IFT = 0,776 x 837 = 650A

industriais de média tensão com a presença de cogeração”, Revista Setor Elétrico, outubro de 2014.

O curto fase-terra na barra de 69 kV para cálculo da

[5] Costa, P.F; “Capitulo V- Transformadores de aterramento

potência do transformador de aterramento vale:

parte I”, Revista Setor Elétrico, novembro de 2014. [6] Costa, P.F; Dissertação de Mestrado “Aterramento do

IN = 3 / [XOT +2 (X1S +X1T )] = 3 / [ 1,47 + 2 x ( 0,1 + 0,425)]

Neutro dos Sistemas de Distribuição Brasileiros: Uma Proposta de Mudança”, UFMG 1995.

IN = 1,19P.U IN = 1,19x 837 = 996A

A potência instantânea do transformador de aterramento

PTAT(INST), de acordo com o capítulo anterior, vale: P TAT(INST)= 996x 69/ √3 ≅ 39.678 kVA ≅ 40.000 kVA A potencia de curto tempo, 10 segundos, PTAT(10S) será: PTAT(10S) = 40.000/10 = 4.000 kVA

Conclusão Neste

artigo

foram

fornecidas

informações

para

transformar um sistema com neutro isolado em neutro

*Paulo Fernandes Costa é Engenheiro Eletricista e Msc pela Universidade Federal de Minas Gerais, professor aposentado dos cursos de engenharia elétrica da UFMG e CEFET-MG e diretor da Senior Engenharia e Serviços LTDA, Belo Horizonte-MG. É palestrante e autor de vários artigos na área de aterramento, proteção, segurança, qualidade de energia e sistemas elétricos industriais em geral. Atua como consultor, bem como na área de desenvolvimento tecnológico, com experiência de mais de 40 anos. E-mail: pcosta@ seniorengenharia.com.br.

ATERRAMENTO

Sistema de aterramento e proteção contra raios utilizando ferragens do concreto armado

A

O grande número de ferros das fundações e das estruturas prémoldadas provê aterramento eficiente e gaiola de Faraday, que protege e atenua campos eletromagnéticos internos, diminui forças eletromotrizes induzidas nos circuitos da instalação e minimiza interferências prejudiciais a pessoas e equipamentos. Este artigo descreve a técnica, seus conceitos e os cuidados necessários, com exemplos

primeira utilização conhecida Centrais Elétricas possui desde 1965 di- (ANSI-C2)-NEC incluiu pela pridas armaduras (ferragens) do retrizes para a utilização das armaduras meira vez especificações para eletrodos concreto armado no aterramen- das fundações como eletrodos de aterra- de aterramento embutidos nas funto data da Segunda Guerra Mundial, mento. Em 1979 foi publicada a norma dações. Também o “Green Book” mais precisamente de 1941, em um sis- alemã (caderno 35 da VDE) sobre a in- (ANSI/IEEE Standard 142-1982), que tema idealizado pelo engenheiro Herb clusão do sistema de aterramento nas trata especificamente de aterramento, Ufer para os depósitos de bombas da fundações dos edifícios residenciais. ressalta em várias seções as vantagens base aérea Davis Monthan, em Tucson, Em fins da década de 70, as recomen- de se utilizarem as armaduras do conno Arizona, EUA. Os objetivos desse dações americanas incluíram sistemas creto das fundações como eletrodos de sistema eram proteger contra descargas de aterramento com condutores embu- aterramento. atmosféricas e eletricidade estática, esta tidos em concreto, sendo que em 1978 Podemos então dizer que os aterraúltima causada por vento e tempestades o “National Electrical Safety Code” mentos utilizando as armaduras das funde areia. Anos mais tarde, Ufer reinspecionou as instalações e concluiu que eletrodos de aterramento utilizando armaduras do concreto promoviam uma menor e mais consistente resistência de aterramento que as próprias hastes, especialmente em regiões com valores altos de resistividade. Devido a esta antiga utilização, o uso das armaduras e/ou cabos e hastes inseridos nas fundações e baldrames de concreto é freqüentemente chamado de “aterramento Ufer.” Fig. 1 – Microohmímetro microprocessado em ligação Kelvin, utilizado para efetuar medições da A União Alemã das resistência elétrica de contato (o exemplo da foto é o modelo MPK 254, da Megabrás)

54 EM ABRIL, 2007

Fig. 2 – Conexão de cabo de aterramento de 50 mm2 com armadura de baldrame, utilizando solda exotérmica

dações como eletrodos de aterramento, e a proteção contra descargas atmosféricas pelo método gaiola de Faraday utilizando as estruturas metálicas (telhas e/ou seus suportes metálicos) e as armaduras do concreto, são prática mundialmente consagradas há aproximadamente 65 anos. Isso foi inclusive reconhecido por importantes normas e recomendações publicadas ao longo desse período, como as normas brasileiras NBR 5419 e NBR 5410, a norma internacional IEC 61024-1-2 e os documentos estrangeiros ASE 4022, ANSI/IEEE std.142, BS 6651, entre outros. As vantagens, descritas não só nas publicações mencionadas mas também resumidas a seguir, encorajam cada vez mais essa prática, tanto em edificações novas quanto nas já existentes.

Fig. 3 – Barra de equalização local (BEL) interligada ao baldrame

Vantagens da utilização das armaduras do concreto Fundações Uma vez que o concreto sob o nível do solo mantém sempre um certo grau de umidade, seu valor de resistividade é baixo, geralmente muito menor do que o valor da resistividade do próprio solo onde está sendo construída a edificação ou estrutura. Os valores típicos do concreto nessas condições variam de 30 a 500 Ωm. O uso das ferragens da fundação também diminui as variações de tensão durante a dissipação das correntes associadas às descargas atmosféricas para o solo, com conseqüente diminuição das diferenças de potencial de passo e de toque, além reduzir a impedância do sis-

Fig. 4 – Placas metálicas interligadas às ferragens dos pré-moldados para interligar estruturas, com pontos de acesso para futuras medições de continuidade elétrica

tema de aterramento e facilitar muito o cumprimento dos preceitos de eqüipotencialização das instalações elétricas (freqüência industrial), em concordância com a NBR 5410/04. Pilares, vigas e lajes Com o uso das armações do concreto destes elementos, diminuem-se os campos eletromagnéticos internos à edificação, reduzindo as forças eletromotrizes induzidas nos circuitos ali existentes, e, em conseqüência, as interferências prejudiciais a pessoas e equipamentos eletrônicos sensíveis, como os de tecnologia da informação (ETIs). Além disso, conceitos ultrapassados, como sistemas de aterramento independentes e seccionamento para medição da resistência de aterramento,

Fig. 5 – Interligações feitas com solda exotérmica entre as diversas estruturas pré-moldadas, para garantir a continuidade elétrica e formar a gaiola de Faraday. ABRIL, 2007 EM

55

ATERRAMENTO

Fig. 6 – Armaduras das fundações preparadas para a interligação das ferragens dos pilares

passam a não existir quando aplicado o método da gaiola de Faraday utilizando as armaduras dos pilares, vigas e fundações para a composição do sistema de proteção contra descargas atmosféricas diretas. Cuidados e restrições Como premissa básica inicial para se utilizarem as armaduras do concreto para os fins citados, deve-se garantir continuidade elétrica entre os pontos extremos da armadura, de modo que possa ser comprovado, por meio de medições com instrumento adequado, um valor de resistência de contato elétrico menor ou no máximo igual a 1 Ω. Cabe observar que essa medição deve ser realizada com instrumento adequado, sendo vedada, pelas normas vigentes, a utilização multímetros

convencionais. Deve-se, portanto, utilizar um miliohmímetro ou microohmímetro de quatro terminais (configuração Kelvin), como o da figura 1. As escalas do instrumento devem ter valor de corrente injetada que atenda à exigência expressa no item E2 do Anexo E da NBR 5419/05, qual seja, o de se fazer circular uma cor- Fig. 7 – A gaiola de Faraday é formada pela enorme quantidade de ferragens das estruturas pré-moldadas rente, com valor de no mínimo 1 A ou superior, entre os pontos extremos da tos por cabos de cobre deve ser execuarmadura sob ensaio. O processo de tada com o uso de solda exotérmica medição está descrito na íntegra nesse (figura 2) ou solda elétrica com eletroanexo E2 da NBR 5419/05. dos específicos. Na figura 3 são vistas Caso seja necessária a execução de barras de equalização locais (BEL) essolda entre as armaduras para garantir trategicamente localizadas, cujo aterraa continuidade, deve-ser utilizar solda mento é feito diretamente dos eletrodos elétrica com cordão duplo de no míni- horizontais inseridos nos baldrames. mo 3 mm de diâmetro e 50 mm com- Cabe alertar que não deve ser utilizada primento. solda exotérmica dos ferros para a O recobrimento (proteção) das ar- construção estrutural das armaduras. maduras eventualmente expostas duQuando utilizadas para fins de rante a instalação deve ser feito com equalização e/ou aterramento em instaconcreto de, no mínimo, 25 mm de es- lações de baixa tensão, as armaduras pessura. As armaduras não deverão do concreto não podem substituir os ficar sob hipótese nenhuma em contato condutores de proteção (PE) sob com o solo, para evitar corrosão. hipótese nenhuma. Imersas no concreto, elas estarão proTambém não se deve permitir a cirtegidas por ausência de eletrólito e de aeração. A interligação das armaduras aos sistemas de aterramento compos-

Fig. 8 – Ligação do microohomímetro ao ponto 8 indicado na figura 9, para medição da continuidade elétrica do conjunto 58

EM ABRIL, 2007

Fig. 9 – Esquema de medição nos pilares da usina a gás (neste caso, ponto 8 em série com 7–6–5–4–3–2–1)

ATERRAMENTO permitida a utilização das armaduras componentes de estruturas prémoldadas protendidas como componentes de sistemas de proteção contra descargas atmosféricas. Execução do sistema Como foi dito acima, devem-se prever, durante o projeto das estruturas pré-moldadas, pontos acessíveis, interligados com as demais armaduras constituintes dessas estruturas. Esses pontos devem ser disFig. 10 – Geradores de 925 kW a gás da usina citada, com ponibilizados exaterramento interligado às armaduras da suas bases ternamente aos diversos componenculação de correntes de defeito (curto- tes pré-moldados, possibilitando que circuito) com duração elevada pelas ar- estes sejam interligados (normalmente maduras, pois isso pode causar danos por solda exotérmica) após sua montagem final, de modo a formar uma às próprias ferragens e ao concreto. Em estruturas pré-moldadas, as ar- gaiola de Faraday. Normalmente esses maduras podem ser também utilizadas pontos acessíveis são constituídos por como descidas naturais e aterramento, placas metálicas específicas ou condudesde que tomados os seguintes cuida- tores de cobre, para que as interligações entre pilares, vigas e armaduras dos: • prever essa utilização já no projeto das fundações possam ser feitas dudas estruturas, possibilitando, assim, rante a construção (figuras 4, 5 e 6). Nota: devem ser deixados também que sejam deixadas placas específicas ou condutores de cobre acessíveis para pontos de acesso, estrategicamente esas devidas interligações entre os pi- colhidos, destinados à execução de fulares e vigas, após a montagem. Essas turas medições de continuidade elétriinterligações devem preferencialmente ca (ver figura 4), como determinado no ser feitas com solda exotérmica (ver Anexo E da NBR 5419/05. Após a montagem das estruturas, figuras 4 e 5); e • durante a montagem das estruturas devem ser executadas as mencionadas pré-moldadas, providenciar as neces- medições de continuidade elétrica dessárias interligações das armaduras das critas na NBR 5419/05. Devem ser fundações (cálices) com as armaduras feitas várias medições, basicamente dos pré-moldados (placas ou cabos de conforme o esquema ilustrado nas ficobre citados), de modo a garantir a guras 8 e 9. Como dito acima, o valor continuidade elétrica entre captores e medido tem de ser menor ou, no máxidescidas naturais e os cálices. Este é mo, igual a 1 Ω. um ponto de extrema importância, que no entanto costuma ser posto em Exemplo Em uma usina de geração elétrica a segundo plano ou mesmo esquecido. Por fim, cabe ressaltar que não é biogás (figura 8), após a montagem, 60

EM ABRIL, 2007

ATERRAMENTO mΩ. [Nota: os valores de continuidade elétrica obtidos na prática, por meio de medições, normalmente são bem menores do que o valor máximo de 1 Ω permitido pela NBR 5419/ 05, mesmo em Fig. 11 – Abrigo ferroviário (house) com sistema de captação edificações com via armaduras e malha de referência de sinal (MRS) interligada com as ferragens do piso, para gerar diversos pavium plano de referência de terra o mais equalizado possível, mentos.] para os ETIs Para o aterramento dos geforam medidos os valores de resistên- radores da usina a gás citada foram uticia de contato listados abaixo — o pon- lizadas as armaduras das bases como to de referência fixo é o número 8 eletrodos de aterramento comple(N.8) da figura 9: mentares à malha de dissipação (figura • N.8 em série com os pontos de in- 10), pois o concreto enterrado possuía terligação 1–2–3–4–5–6–7: 2,89 mΩ; um valor de resistividade bem menor • N.8 em série com os pontos do que a resistividade do local da ins9–10–11: 2,46 mΩ; talação. • N.8 em série com 1–2–3–4–5–6–7– 20–19–18: 2,91 mΩ; Estudos de casos • N.8 com barra de aterramento externa: 2,34 mΩ; e Abrigo (house) ferroviário • N.8 com um ponto do SPDA externo Nos abrigos ferroviários, onde no telhado: 2,95 mΩ. geralmente se necessita de um plano de Outras configurações e posiciona- referência para os ETIs e de uma dissimentos do microohmímetro foram em- pação eficiente das correntes associapregados, com o objetivo de obter das às descargas atmosféricas, também certeza absoluta quanto à perfeita con- é possível aplicar a técnica de utilizatinuidade elétrica dos diversos setores ção das ferragens das colunas e lajes interligados. Em todos os casos, foram para formar uma gaiola de Faraday e as medidos valores menores do que 2,95 armaduras das fundações como aterra-

mento, conforme pode ser basicamente visto na figura 11, que mostra uma haste de captação do caso-exemplo. No caso aqui referido, uma malha de referência de sinal (MRS) foi devidamente projetada e instalada, com o objetivo de obter um plano de referência de terra o mais constante possível para os equipamentos sensíveis. A MRS foi embutida no piso, para evitar roubo e vandalismo. Cabe observar que, quando se utilizam ferros específicos (dedicados) para captação das correntes dos raios, esses ferros devem ser instalados na periferia das colunas e interligados com os demais ferros estruturais constituintes desta. Centro de processamento de dados Em CPDs é ainda mais justificado obter-se uma referência de sinal constante, o que normalmente é realizado com uma MRS convenientemente dimensionada para equalizar freqüências em uma larga faixa. A malha deve ser interligada à barra de equalização local (BEL), e esta ser interligada às armaduras das fundações dos pilares (de preferência nos pilares centrais), que no caso aqui relatado são utilizadas como eletrodos de aterramento complementares. A figura 13 mostra não só a interligação da BEL às armaduras do pilar como também ao aterramento de dissipação formado por fita de cobre nu de 50 x 1 mm2. Os neutros dos transformadores separadores instalados no am-

ATERRAMENTO to dos condutores utilizados são de suma importância para a obtenção de uma baixa impedância, sobretudo quando se almeja um sistema eficiente para dissipação de sinais impulsivos. Em se tratando de aterramentos, cabe observar que, para ondas impulsivas de corrente Fig. 12 – Abrigo (house) ferroviário semipronto — na parte (descarga de resuperior, instalam-se fitas de cobre para captação torno de um raio), e sob o ponto de biente onde se encontram os ETIs são vista da dissipação, na primeira fase da também vistos interligados à BEL, por onda irá predominar a impedância de impulso, na segunda fase a indutância meio de cabos isolados de 25 mm2. A MRS, vista nas figuras 13 e 14, e, na terceira fase (cauda da onda), a deve ser projetada de maneira que as resistência. Com base na figura 15, podemos diferenças de potencial entre vários de seus pontos sejam minimizadas para dizer que, na prática, para tais tipos de uma larga faixa de freqüência de opera- aterramento, devemos procurar obter ção e possíveis interferências, que vão baixos valores de indutância e resistêndesde corrente contínua até freqüências cia, e valores elevados de condutância de 30 MHz. Isso pode ser obtido pela e capacitância. Isso é basicamente conaplicação da teoria de comunicação de seguido modificando-se o formato, o ondas conduzidas, segundo a qual não comprimento e a configuração dos existirão diferenças de potencial signi- condutores de aterramento — por ficativas ao logo de um condutor cujo exemplo com a utilização de fita de cocomprimento for menor do que 1/20 do bre nu de comprimento convenientecomprimento de onda da freqüência que mente dimensionado. O uso de condutores em forma de fise deseja equalizar. ta (figura 16) nos sistemas de aterramento aumenta a capacitância, reUso de condutores em forma de fita A configuração dos sistemas de ater- duzindo concomitantemente a indutânramento, seu comprimento e o forma- cia e, conseqüentemente, a impedância

Fig. 13 – CPD com BEL, MRS e armaduras da fundação do pilar interligados (componentes do sistema de aterramento utilizado) 64

EM ABRIL, 2007

ATERRAMENTO

Fig. 14 – Malha de referência de sinal em um CPD

final do condutor. Quando as fitas estiverem enterradas, como é o caso dos aterramentos de um SPDA, a condutância pode ser aumentada efetuando-se o tratamento do solo com produtos não-lixiviáveis, normalmente à base de bentonita. Esses materiais devem obrigatoriamente ter um valor bastante baixo de resistividade, para que possam atuar no volume de influência do eletrodo de aterramento, principalmente próximo à superfície

Fig. 15 – Circuito equivalente aproximado de um condutor horizontal de aterramento

de contato deste como o solo, diminuindo-lhe a impedância. Edificações com estrutura metálica Vimos aqui anteriormente que se deve preparar a estrutura, isto é, executar o projeto prevendo a utilização das armaduras do concreto da edificação como descidas naturais e as das fundações como parte do sistema de aterramento. Esse procedimento não só re-

sultará em maior eficiência técnica como também econômica, tendo como “subproduto” a atenuação dos campos eletromagnéticos internamente, atuando como blindagem (a qual pode, em certos casos, ser aumentada com a utilização de outros materiais, tais como telas e/ou chapas metálicas convenientemente especificadas e instaladas nas paredes, pisos e tetos). Existem, porém, edificações cuja infra-estrutura básica é toda constituí-

Fig. 16 – Uso de fitas de cobre nu em sistemas de aterramento

da de perfis metálicos, como por exemplo a mostrada na figura 17. Nesses casos, com muito mais razão, todos os conceitos aqui descritos podem e devem ser aplicados, desse modo tirando proveito das vantagens técnicas oferecidas por esse tipo de gaiola de Faraday natural. É preciso tomar cuidados especiais para que eventuais descargas atmosféricas laterais possam ser captadas e conduzidas à terra pelas estruturas metálicas. Para isso, devem ser instalados captores específicos convenientemente localizados e interligados às estruturas, evitando a quebra da alvenaria

de acabamento lateral da edificação. Uma observação importantíssima deve ser feita, mesmo neste caso em que praticamente toda a estrutura da edificação é metálica: em hipótese nenhuma pode ser eliminado o condutor de proteção (PE), o qual Fig. 17 – Exemplo utilização de estrutura totalmente deve ser passado metálica como descidas naturais e para atenuação dos junto com as fases campos eletromagnéticos externos dos diversos circuitos. Jamais a estrutura metálica fonte de alimentação da instalação. deve ser usada como condutor PE. Conforme determina a norma de instaTambém é terminantemente vedado lações de baixa tensão, deve-se passar o aproveitamento da estrutura me- um condutor de cobre específico para a tálica da edificação como neutro de função de neutro, com isolação na cor tomadas ou função similar. O neutro azul. do sistema de distribuição de baixa tensão deve ser ligado ao aterramento soTrabalho apresentado no Enie 2006 – XI mente na origem da instalação, junto Encontro Nacional de Instalações Elétricas (6 a com o aterramento do transformador 8 de junho de 2006, São Paulo, SP).

Esta obra é uma adaptação livre de publicações de artigos técnicos gratuitos das entidades abaixo mencionadas e a seus colaboradores, a quem expressamos os nossos mais sinceros agradecimentos.

Equipes