Monitoramento de Subestações de Consumidor de Média Tensão

Franz de Cassias Strobel

Monitoramento de Subestações de Consumidor de Média Tensão Monografia apresentada como requisito para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista, submetida ao departamento de Engenharia Elétrica, pertencente ao Centro Tecnológico da Universidade Federal de Santa Catarina. Orientador: Prof. Dr. Maurício Valência Ferreira da Luz.

Florianópolis 2013

Franz de Cassias Strobel

Monitoramento de Subestações de Consumidor de Média Tensão

Esta monografia foi julgada no contexto da disciplina EEL 7890 – Projeto Final e aprovada na sua forma final pelo Curso de Engenharia Elétrica.

Florianópolis, 20 de março de 2013.

________________________ Prof. Renato Lucas Pacheco, Dr.

Coordenador do Curso Banca Examinadora:

________________________ Prof. Maurício Valência Ferreira da Luz, Dr.

Orientador

________________________ Prof. Jean Vianei Leite, Dr.

Participante da banca examinadora

________________________ Irvando Luiz Speranzini, Msc.

Participante da banca examinadora

A Deus.

AGRADECIMENTOS

Sem dúvida, meu primeiro agradecimento é direcionado aos meus pais. Eles foram o alicerce que me sustentou. Estendo este agradecimento a toda a minha família, a citar meus primos que me cederam um teto. Ainda no âmbito pessoal, agradeço à minha namorada, que me fez sorrir quando a vontade era de chorar.

Agradeço de forma intensa à equipe da Coordenadoria de Planejamento de Recursos e Ocupação Física (CPROF), com destaque à pessoa do eng. Irvando Speranzini, que me deu uma oportunidade de trabalho que resultou em muitos benefícios para a minha vida. Posso citar os relatórios de estágio, o gosto pela área de eletrotécnica, a realização com a eng. elétrica, os conhecimentos que me beneficiaram na realização de provas de concursos, os recursos mensais (a bolsa) e, como se ainda não fosse o suficiente, o presente trabalho foi realizado através dos conhecimentos e estrutura da CPROF.

Agradeço muito ao corpo docente da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), em especial ao prof. Maurício Valência, que me apoiou em tudo relacionado a este trabalho, seja tema, prazos e, de forma bem feita, em motivação. Não houve situação ruim o suficiente que pôde ser maior que a vontade do professor em me ajudar. Muito obrigado mesmo.

Agradeço, também, à sociedade em geral, que paga inúmeros impostos e, muitas vezes, não tem retorno. Este trabalho conclui a formação que recebi gratuitamente e que fez muita diferença em minha vida. Espero retornar à sociedade os benefícios que recebi através de serviços bem feitos.

Agradeço a Deus por ter tantos motivos de agradecimento.

RESUMO

Esta produção acadêmica descreve uma subestação de consumidor de média tensão e apresenta meios para monitorá-la. A descrição da subestação é feita através da análise dos principais equipamentos que a compõem. Uma subestação da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) é apresentada para consolidar os conceitos teóricos. No âmbito do monitoramento, uma pesquisa de mercado e a análise da solução existente na UFSC revelam alguns dos principais meios para monitorar uma subestação de consumidor. Estes meios são descritos para embasamento teórico e a rede de monitoramento existente na UFSC é apresentada para visualização prática. Palavras-chave: subestação de consumidor, equipamentos para média tensão, subestação UFSC, monitoramento, rede de comunicação e monitoramento UFSC.

ABSTRACT

This academic production describes a medium voltage distribution substation and shows ways to monitor it. The description of the substation is done through the analysis of the main equipments that compose it. One substation of the Federal University of Santa Catarina (UFSC) is presented to consolidate the theoretical concepts. About monitoring, a market research and an analysis of the existing solution at UFSC reveal some of the main ways to monitor a distribution substation. These ways are described for theoretical view and the existing monitoring network at UFSC is presented for practical view.

Keywords: consumer substation, medium voltage equipment, UFSC's substation, monitoring, communication network and UFSC's monitoring.

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1 - Entrada de serviço de uma subestação de consumidor. ......... 25

Figura 2.2 - Subestação de alvenaria. ........................................................ 27

Figura 2.3- Subestação metálica com flanges laterais. .............................. 28

Figura 2.4 - Subestação metálica com flange superior. ............................. 29

Figura 2.5 - Subestação metálica com tela aramada lateral. ..................... 30 Figura 2.6 - Subestação metálica em chapa de aço. ................................... 31

Figura 2.7 - Subestação em torre de poste único. ....................................... 32

Figura 2.8 - Subestação em torre de poste duplo. ...................................... 33

Figura 2.9 - Subestação de instalação no nível do solo.............................. 34

Figura 2.10 - Detalhes construtivos do para-raios de SiC. ........................ 39

Figura 2.11- Para-raios de corpo polimérico. ........................................... 40

Figura 2.12 - Curvas características de V x I dos varistores SiC e ZnO. ... 41

Figura 2.13 - Ondas de tensão e corrente de descarga de um para-raios. . 45 Figura 2.14 - Mufla de corpo em porcelana. .............................................. 47

Figura 2.15 - Mufla com terminação termocontrátil. ................................. 47

Figura 2.16 - Formação de arco elétrico por ionização. ............................ 48

Figura 2.17 - TC do tipo barra. .................................................................. 50

Figura 2.18 - TC do tipo enrolado. ............................................................. 50

Figura 2.19 - TC do tipo janela. ................................................................. 51

Figura 2.20 - TC do tipo bucha. ................................................................. 51

Figura 2.21 - TC do tipo núcleo dividido. ................................................... 52

Figura 2.22 - TC do tipo derivação no secundário. .................................... 53

Figura 2.23 - TC com núcleo dividido e derivações no secundário. ........... 54

Figura 2.24 - Efeito da corrente de magnetização. .................................... 57

Figura 2.25 - Polaridade do TC. ................................................................ 60

Figura 2.26 - TP do tipo indutivo. .............................................................. 61

Figura 2.27 - TP de 15 kV, isolação a seco. ............................................... 62

Figura 2.28 - Classe de exatidão. ............................................................... 64

Figura 2.29 - Chave seccionadora trifásica ilustrativa .............................. 67

Figura 2.30 - Chave seccionadora simples. ................................................ 68

Figura 2.31 - Chave fusível unipolar. ......................................................... 69

Figura 2.32 - Chave fusível tripolar. .......................................................... 70

Figura 2.33 - Chave seccionadora reversível. ............................................ 71

Figura 2.34 - Chave seccionadora monopolar de classe 15 kV. ................. 72

Figura 2.35 - Chave fusível de isolador de corpo único. ............................ 77

Figura 2.36 - Chave fusível do tipo pedestal. ............................................. 78

Figura 2.37 - Curvas tempo x corrente para o fusível tipo K ..................... 80 Figura 2.38- Sistema fictício com elo fusível protegido e elos protetores .. 81

Figura 2.39 - Bucha de passagem para uso exterior, classe 15 kV. ........... 83

Figura 2.40 - Bucha de passagem para uso interior, classe 15 kV. ............ 83

Figura 2.41 - Bucha de passagem para uso interior/exterior. .................... 84

Figura 2.42 - Bucha de passagem para uso em transformador. ................. 85 Figura 2.43 - Bucha condensiva. ................................................................ 86

Figura 2.44 - Determinação da corrente nominal de buchas. .................... 88

Figura 2.45 - Determinação da corrente nominal de buchas. .................... 89

Figura 2.46 - Disjuntor a PVO. .................................................................. 91

Figura 2.47 - Interior de uma câmara de extinção de um disjuntor PVO... 92 Figura 2.48 - Disjuntor a vácuo. ................................................................. 94

Figura 2.49 - Relé digital. ........................................................................ 101 Figura 2.50 - Transformador a seco. ....................................................... 104

Figura 2.51 - Entrada da subestação EMC Externa. ................................ 112

Figura 2.52 - Ramal de entrada da subestação EMC Externa. ................ 113 Figura 2.53 - Cubículo de ramificação, saída para a subestação CTC. ... 114

Figura 2.54 - Cubículo de ramificação. .................................................... 114

Figura 2.55 - Cubículo de disjunção da EMC Externa. ............................ 115

Figura 2.56 - Cubículo de transformação EMC Externa. ......................... 116

Figura 2.57 - Visão geral da parte interna da EMC Externa. .................. 117

Figura 3.1 - Cabo coaxial. ........................................................................ 123

Figura 3.2 - Cabo de pares trançados ...................................................... 124

Figura 3.3 - Refração da luz no interior da fibra ótica............................. 127

Figura 3.4 - Cabo ótico ilustrativo............................................................ 127

Figura 3.5 - Esquema rede Wi-Fi. ............................................................ 129

Figura 3.6 - Modelo de rede Ethernet. ...................................................... 133

Figura 3.7 - Switch ótico ........................................................................... 136 Figura 3.8 - Ilustração do uso do roteador. .............................................. 137

Figura 3.9 - Ilustrativo da rede RS 485 da UFSC. .................................... 139

Figura 3.10 - Grandezas medidas pelo CCK 4500. .................................. 140

Figura 3.11 - Grandezas medidas pelo CCK 7550/7550E. ....................... 142 Figura 3.12 - CCK 7010. .......................................................................... 144

Figura 3.13 - QGF presente na subestação Horto Botânico. ................... 147 Figura 3.14 - CCKs 7550 presentes na subestação Horto Botânico. ........ 148 Figura 3.15 - CCK 7010 presente na subestação Horto Botânico. ........... 148 Figura 6.1 - Caminho da rede de média tensão CMD - EMC externa. ..... 155 Figura 6.2 - Diagrama ilustrativo subestação EMC externa. ................... 156

Figura 6.3 - Cargas atendidas pela subestação EMC externa.................. 157

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 - Relações de transformação. .................................................... 54

Tabela 2.2 - Possíveis cargas conectadas ao TC. ....................................... 55

Tabela 2.3 - Tensões secundárias dos TCs. ................................................ 58

Tabela 2.4 - Tensões suportáveis dos TCs. ................................................. 59

Tabela 2.5 - Características elétricas dos TPs. .......................................... 65

Tabela 2.6 - Cargas do TPs. ....................................................................... 65

Tabela 2.7 - Tensões suportáveis dos TPs. ................................................. 66

Tabela 2.8 - Níveis de isolamento nominais de buchas............................... 87

Tabela 2.9 - Rendimento de transformadores (FC = 1 e FP = 0,85). ...... 107 Tabela 2.10 - Características transformadores a óleo classe 15 kV. ........ 109

Tabela 2.11 - Defasamento angular de configurações clássicas. ............. 110

Tabela 3.1 - Cabos de par trançado e exemplos de utilização. ................ 125 Tabela 3.2- Resumo do padrão RS-232, RS-422 e RS-485. ...................... 132 Tabela 6.1 - Características dos para-raios a SiC. .................................. 153

Tabela 6.2 - Escolha do elo fusível. .......................................................... 154

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

A - Ámpere; ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas; ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica; AT - Alta Tensão; BT - Baixa Tensão; BWG - Birmingham Wire Gauge (padrão de secção de cabos); CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina; CFH - Centro de Filosofia e Ciências Humanas; cm - centímetro; CMD - Centro de Medição; CPROF - Coordenadoria de Planejamento de Recursos e Ocupação Física; CTC - Centro Tecnológico; EMC - Engenharia Mecânica; EQ - Equação; FCR - Fator de Correção de Relação; FEESC - Fundação de Ensino de Engenharia de Santa Catarina; FS - Fator de Sobrecorrente; FTP - Foiled Twisted Pair; GPS - Global Positioning System (tecnologia de geoposicionamento); GRAU IP - Índice de Proteção; GVO - Grande Volume de Óleo; IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers; k - kilo, fator 1000; kgf - quilograma força; km - quilômetro; m - metro; mm - mílimetro; NBR - Norma Brasileira; NT - Norma Técnica; POF - Plastic Optical Fiber; PRUEN - Programa de Racionalização do Uso de Energia Elétrica; PVO - Pequeno Volume de Óleo; QGF - Quadro geral de força; RN - Resolução Normativa; s - segundo; SCADA - Supervisory Control and Data Acquisition; SETIC - Superintendência de Governança Eletrônica e Tecnologia da Informação e Comunicação; SF6 - Hexafluoreto de enxofre; SiC - Carboneto de silício; SIN - Sistema Integrado Nacional;

STP - Shielded Twisted Pair; TC - Transformador de Corrente; TP - Transformador de Potêncial; UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina; UPT - Unshielded Twisted Pair; V - Volt. VLAN - Virtual Local Area Network; ZnO - Óxido de zinco; µ - micro, fator 10.

SUMÁRIO

1. Introdução .................................................................................... 21

1.1 Objetivos .......................................................................................... 22 1.1.1 Objetivo geral ............................................................................ 22

1.1.2 Objetivos específicos ................................................................. 22

2. Subestação de Consumidor .......................................................... 23

2.1 Tipos de subestação de consumidor .............................................. 26

2.1.1 Subestação de instalação interior ............................................... 26

2.1.2 Subestação de instalação exterior .............................................. 31

2.2 Estrutura física ................................................................................ 34

2.3 Equipamentos .................................................................................. 37

2.3.1 Para-raios ................................................................................... 37

2.3.2 Mufla terminal primária ............................................................. 46

2.3.3 Transformador de corrente ......................................................... 49

2.3.4 Transformador de potencial ....................................................... 61

2.3.5 Chave seccionadora primária ..................................................... 67

2.3.6 Chave Fusível Indicadora Unipolar ........................................... 76

2.3.7 Bucha de passagem .................................................................... 82

2.3.8 Disjuntor de potência ................................................................. 89

2.3.9 Relé ............................................................................................ 99 2.3.10 Transformador de potência .................................................... 102

2.3 Subestação UFSC .......................................................................... 110

3. Monitoramento ........................................................................... 118

3.1 Justificativas para monitorar ....................................................... 118

3.2 Meios físicos de transmissão ........................................................ 122

3.2.1 Cabo coaxial ............................................................................ 123

3.2.2 Cabo de par trançado ............................................................... 124

3.2.3 Cabo de fibra ótica ................................................................... 126

3.2.4 Transmissão Wi-Fi ................................................................... 128 3.2.5 GSM......................................................................................... 130

3.3 Interfaces ....................................................................................... 131 3.3.1 RS-485 ..................................................................................... 131

3.3.2 Ethernet ................................................................................... 133

3.4 Caso UFSC..................................................................................... 138

3.4.1 Rede existente .......................................................................... 138

3.4.2 Soluções em desenvolvimento ................................................. 146

4. Conclusão ....................................................................................150

4.1 Sugestões para trabalhos futuros ................................................. 151

5. Referências ..................................................................................152

6. Anexos .........................................................................................153

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1. Introdução

O fluxo de potência elétrica que é necessário para mover várias das atividades econômicas de um país é transmitido através de uma rede física que conecta unidades geradoras a consumidores. Esta rede, que no Brasil é chamada de SIN (Sistema Interligado Nacional), é composta por cabos condutores e estruturas que os suportam e, por unidades de manobra que direcionam o fluxo elétrico, por unidades que convertem frequência, por unidades que tratam a energia elétrica através de compensação de reativos e por unidades que transformam a energia elétrica. As últimas, as unidades transformadoras, podem ser divididas de acordo com suas finalidades, ou seja, integram o SIN unidades transformadoras, chamadas subestações, elevadoras e abaixadoras. As primeiras encontram-se próximas às unidades geradoras de grande porte para elevar a tensão e, assim, facilitar a transmissão do fluxo de potência elétrica. As unidades abaixadoras, foco deste trabalho, são unidades próximas aos consumidores com a finalidade de diminuir a tensão e permitir a aplicação da energia elétrica de acordo com as necessidades.

Mais especificamente, as subestações tratadas neste trabalho serão aquelas que consumidores necessitam para reduzir a tensão primária de fornecimento em média tensão (1k até 36,2 kV - definição segundo a NBR 14039), chamadas de subestações de consumidor. Fábricas, comércios e instituições públicas (a citar a Universidade Federal de Santa Catarina, que será exemplo neste trabalho) são exemplos de locais em que são encontradas tais subestações abaixadoras.

Existem vários aspectos a serem considerados para o bom funcionamento de uma subestação, bem como várias grandezas a serem monitoradas que sinalizam esse bom funcionamento esperado. Como breve exemplo, pode-se citar o monitoramento de correntes e tensões a que são submetidos os equipamentos, componentes harmônicos das tensões e correntes presentes no sistema, temperatura dos equipamentos, níveis de óleo de transformadores, bobina de contato dos disjuntores, umidade do ar, entre outros. Estas informações precisam ser transmitidas das subestações até alguma central para que os responsáveis possam avaliar e definir ações. Para atingir esse objetivo, um sistema de monitoramento deve ser montado.

Em resumo, este é o escopo deste trabalho: entender como funciona uma subestação de consumidor de média tensão e como é possível monitorá-la.

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Para exemplificar os capítulos de embasamento teórico, será apresentada uma subestação presente no campus da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), a rede de monitoramento de subestações existente na universidade será analisada e, também, será apresentado o que se planeja implementar para aprimorar o monitoramento existente.

1.1 Objetivos

O presente trabalho objetiva gerar conhecimento amplo sobre as subestações de consumidor de média tensão, importantes peças para qualquer sistema elétrico. De mão destes conhecimentos, o enriquecimento profissional é alcançado.

1.1.1 Objetivo geral

De maneira geral, objetiva-se conhecer os equipamentos que compõem a subestação de consumidor e maneiras de se estabelecer uma comunicação entre as subestações e áreas remotas para gerenciamento. 1.1.2 Objetivos específicos

Para atingir o objetivo geral, esta produção acadêmica objetiva descrever em cada capítulo informações que ajudem a construir o conhecimento procurado.

Inicialmente, objetiva-se descrever uma subestação de consumidor. Isso inclui analisar os principais equipamentos relacionados ao seu funcionamento. Será apresentada uma subestação presente no campus Trindade da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) para fixação dos conceitos.

No caminho da construção do objetivo geral, objetiva-se entender alguns conceitos de monitoramento. Para isso, precisa-se conhecer aspectos físicos (cabos, equipamentos, níveis de tensão, etc.) e aspectos de software (protocolos de comunicação).

Ao finalizar cada discussão teórica, o estudo de caso da UFSC tem por finalidade explicitar os conhecimentos teóricos em ambientes práticos e, assim, alcançar o objetivo geral.

Vale citar que o presente trabalho também tem como objetivo servir de auxílio para interessados e registro para a universidade acerca do seu sistema elétrico.

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2. Subestação de Consumidor

Em primeira análise, segundo o capítulo I, art. 2, item LXXIV da Resolução Normativa (RN) 414, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a definição de subestação é:

parte do sistema de potência que compreende os dispositivos de manobra, controle, proteção, transformação e demais equipamentos, condutores e acessórios, abrangendo as obras civis e estruturas de montagem;

Mais especificamente, a subestação de consumidor é considerada

uma subestação de transformação. Esta definição remete a um conjunto de condutores, aparelhos e equipamentos destinados a modificar as características da energia elétrica (tensão e corrente), para permitir a sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de utilização.

Para uma visão geral, as subestações de transformação podem ser classificadas como:

Subestação central de transmissão É aquela que geralmente está próxima às usinas produtoras de

energia elétrica, cuja finalidade é modificar (elevar) os níveis de tensão dos geradores para viabilizar a transmissão da potência gerada aos grandes consumidores (reduzir correntes e, consequentemente, a secção dos condutores).

Subestação receptora de transmissão É aquela construída próxima aos grandes blocos de cargas e que

está conectada, através de linhas de transmissão, à subestação central de transmissão ou a outra subestação receptora intermediária.

Subestação de subtransmissão É aquela geralmente localizada no centro de um grande bloco de

cargas, alimentada pela subestação receptora e de onde se originam os alimentadores de distribuição primários, suprindo diretamente os transformadores de distribuição ou as subestações de consumidor.

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Subestação de consumidor É a subestação construída em propriedade particular, suprida

através de alimentadores de distribuição primários, originados das subestações de subtransmissão. O seu objetivo é transformar a tensão de distribuição a um nível compatível ao necessário para as aplicações do consumidor.

A subestação de consumidor é citada no contexto do capítulo I,

art. 2, item LXXXV da Resolução Normativa (RN) 414: LXXXV – unidade consumidora: conjunto composto por instalações, ramal de entrada, equipamentos elétricos, condutores e acessórios, incluída a subestação, quando do fornecimento em tensão primária, caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em apenas um ponto de entrega, com medição individualizada, correspondente a um único consumidor e localizado em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas;

Enquadra-se, também, no contexto do seguinte artigo da RN 414, da seção V:

Art. 12 Compete à distribuidora informar ao interessado a tensão de fornecimento para a unidade consumidora, com observância dos seguintes critérios: III – tensão primária de distribuição inferior a 69 kV: quando a carga instalada na unidade consumidora for superior a 75 kW e a demanda a ser contratada pelo interessado, para o fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW;

Assim, o consumidor que apresentar carga instalada superior a 75

kW, será atendido em tensão primária e necessitará de uma subestação para abaixar o nível de tensão. No caso deste trabalho, a tensão primária será de média intensidade que, seguindo a mesma definição da NBR14039, está na faixa entre 1k e 36,2 kV.

Antes de analisar internamente uma subestação de consumidorpode-se citar alguns componentes externos a estrutura física da subestação, que compõem a chamada entrada de serviço.

Para ilustrar, apresenta-se a figura 2.1 e segue a descrição dos elementos da entrada de serviço.

Figura 2.1 - Entrada de serviço de uma subestação de consumidor

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. O ponto de ligação refere-se à derivação a rede de distribuição

para iniciar o circuito que alimenta o consumidor. O ramal de ligação é o trecho do circuito aéreo compreendido

entre o ponto de ligação e o ponto de entrega. Este ramal é de responsabilidade da concessionária. Caso exista um ramal subterrâneo, este será particularmente chamado de ramal de entrada subterrâneo, caso contrário, trata-se de um ramal aéreo.

O ponto de entrega é aquele em que a tensão de alimentação é disponibilizada ao consumidor e pode ser aéreo ou subterrâneo. Este ponto é de responsabilidade da concessionária.

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e analisar internamente uma subestação de consumidor, s externos a estrutura física da

que compõem a chamada entrada de serviço. e segue a descrição dos

Entrada de serviço de uma subestação de consumidor.

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição.

a rede de distribuição

do circuito aéreo compreendido entre o ponto de ligação e o ponto de entrega. Este ramal é de responsabilidade da concessionária. Caso exista um ramal subterrâneo,

e entrada subterrâneo, caso

onto de entrega é aquele em que a tensão de alimentação é disponibilizada ao consumidor e pode ser aéreo ou subterrâneo. Este

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O ramal de entrada é considerado o conjunto de condutores, com os materiais necessários a sua fixação e ligação, que liga o ponto de entrega aos terminais de medição. Este ramal pode ser aéreo, quando constituído de condutores nus suspensos em estruturas próprias, ou subterrâneo, quando constituído de condutores isolados instalados em um duto ou, até mesmo, diretamente enterrados no solo.

2.1 Tipos de subestação de consumidor

Existem algumas soluções de subestação de consumidor de acordo com as necessidades técnicas e econômicas do projeto. A seguir, serão citadas as mais decorrentes. 2.1.1 Subestação de instalação interior

Quando os equipamentos da subestação são instalados em dependências abrigadas das intempéries, ela é considerada uma subestação de instalação interior. Classicamente, elas podem ser construídas em alvenaria ou em invólucro metálico.

Subestação de alvenaria A subestação em alvenaria é a mais corriqueira. Apresenta custo

reduzido e é de fácil construção em relação a outras soluções, visto ser um projeto civil comum (tijolos, laje, entre outros, dependendo das exigências da concessionária local). A possível complicação é a requisição de espaço.

Em síntese, pode-se analisar a subestação de alvenaria como um conjunto de cubículos, que são classificados de acordo com a finalidade.

A figura 2.2 apresenta uma ilustração da subestação em alvenaria divida em cubículos e segue, nos próximos parágrafos, a descrição de cada um deles.

O cubículo de medição primária é destinado a abrigar os equipamentos auxiliares da medição, como os transformadores de corrente e potencial.

O cubículo de proteção primária (chamado de cubículo de disjunção na figura 2.2) tem a finalidade de abrigar as chaves seccionadoras, fusíveis ou disjuntores responsáveis pela proteção geral e seccionamento da instalação.

Figura 2.2 - Subestação de alvenaria.

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, O cubículo de transformação é aquele destinado a instalação dos

transformadores de força e, quando necessário, equipamentos de proteção individual. A citar, dispositivos com a finalidade de limitação da quantidade de óleo a ser queimado, no caso de incêndio em transformadores a óleo, são exemplos de equipamentospodem estar presentes no cubículo de transformação.

Não mais na classificação de cubículos, a subestação de alvenaria ainda apresenta espaço para os quadros de distribuição, os disjuntores das cargas.

Subestação em invólucro metálico O outro tipo construtivo de subestação presente nos sistemas

elétricos é a subestação modular metálica (em invólucro metsolução quando há pouco espaço disponível. Pode ser construída para uso interno ou ao tempo.

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O cubículo de transformação é aquele destinado a instalação dos transformadores de força e, quando necessário, equipamentos de proteção individual. A citar, dispositivos com a finalidade de limitação

o caso de incêndio em transformadores a óleo, são exemplos de equipamentos de proteção que

Não mais na classificação de cubículos, a subestação de alvenaria ribuição, os quais abrigam

subestação presente nos sistemas elétricos é a subestação modular metálica (em invólucro metálico), que é

sponível. Pode ser construída para

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Basicamente, pode-se classificar as subestações metálicas em quatro tipos: transformador com flanges1 laterais; transformador com flanges superior e lateral; transformador enclausurado em cubículmetálico em tela aramada lateral e transformador e demais equipamentos enclausurados em cubículo metálico em chapa de aço.

Subestação metálica com flanges laterais Este modelo é um dos mais utilizados em instalações industriais.

É uma subestação compacta, que pode alcançar grau de proteção IP 3Xou superior, o que confere alto grau de segurança para pessoas que transitem as proximidades. É constituída de transformador de construção especial, em que as buchas, primárias e secundárias, são fixadas lateralmente à carcaça e protegidas por um flange que acopla o modelo primário ao secundário. Há possibilidade de acoplar novos módulos, caso necessário. A figura 2.3 apresenta uma subestação em invólucro metálico.

Figura 2.3- Subestação metálica com flanges laterais

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. 1Um flange é um elemento, no caso metálico, que une dois outros elementos metálicos e que permite a desmontagem sem operação destrutiva. 2Apresenta grau de proteção 3 contra sólidos e X (variáveis) níveis de proteção de contra a penetração de água, seguindo o modelo da NBR IEC 60529

se classificar as subestações metálicas em transformador com

transformador enclausurado em cubículo metálico em tela aramada lateral e transformador e demais equipamentos enclausurados em cubículo metálico em chapa de aço.

um dos mais utilizados em instalações industriais. cta, que pode alcançar grau de proteção IP 3X2

ou superior, o que confere alto grau de segurança para pessoas que de transformador de construção

buchas, primárias e secundárias, são fixadas almente à carcaça e protegidas por um flange que acopla o modelo

primário ao secundário. Há possibilidade de acoplar novos módulos, apresenta uma subestação em invólucro

Subestação metálica com flanges laterais.


o caso metálico, que une dois outros elementos

Apresenta grau de proteção 3 contra sólidos e X (variáveis) níveis de proteção NBR IEC 60529 .

Subestação metálica com transformador com flanges superior e lateral

Esta subestação é constituída de um transformador de construção

convencional e dos módulos de alta e baixa tensão, que são acoplados ao transformador via caixas flangeadas, superiormente e lateralmente flangeadas. A figura 2.4 ilustra a descrição desse parágrafo.

Figura 2.4 - Subestação metálica com flange superior

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. Subestação metálica com transformador enclau

cubículo metálico em tela aramada lateral Esta subestação é constituída por transformadores instalados

internamente a um invólucro metálico de chapa de aço. Lateralmente ao invólucro, há uma tela de proteção aramada.

Devido ao baixo grau de proteção, geralmente IP subestação não deve ser instalada em local poluído ou com grande circulação de pessoas (principalmente pessoas não habilitadas ao serviço em eletricidade).

3Apresenta grau de proteção 1 contra a penetração de água e X (variáveis) níveis de proteção de contra sólidos, seguindo o modelo da NBR IEC 60529

29

ubestação metálica com transformador com flanges superior e

é constituída de um transformador de construção convencional e dos módulos de alta e baixa tensão, que são acoplados ao transformador via caixas flangeadas, superiormente e lateralmente

a descrição desse parágrafo.

Subestação metálica com flange superior.


Subestação metálica com transformador enclausurado em

é constituída por transformadores instalados internamente a um invólucro metálico de chapa de aço. Lateralmente ao

teção, geralmente IP X13, essa subestação não deve ser instalada em local poluído ou com grande circulação de pessoas (principalmente pessoas não habilitadas ao serviço

contra a penetração de água e X (variáveis) níveis NBR IEC 60529 .

30

Os transformadores e demais equipamentos dessa subestação são de fabricação convencional, o que representa vantagem econômica. A figura 2.5 apresenta uma subestação com transformador enclausurado em cubículo metálico em tela aramada lateral.

Figura 2.5 - Subestação metálica com tela aramada lateral

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. Subestação em invólucro metálico com transformador e demais

equipamentos enclausurados em cubículo metálico em chapa de aço Os transformadores dessa subestação são instalados dentro de

invólucros construídos de chapas de aço, com apenas algumaspara ventilação. Os cubículos são acoplados lateralmente através de parafusos e podem apresentar variados graus de proteção, conforme for solicitado pelos interessados. Os transformadores, chaves e demais acessórios são de fabricação convencional. A figura 2.6 apresenta a subestação citada neste parágrafo.

Os transformadores e demais equipamentos dessa subestação são icação convencional, o que representa vantagem econômica. A

apresenta uma subestação com transformador enclausurado

Subestação metálica com tela aramada lateral.


Subestação em invólucro metálico com transformador e demais de aço

dessa subestação são instalados dentro de s aberturas

para ventilação. Os cubículos são acoplados lateralmente através de roteção, conforme for

solicitado pelos interessados. Os transformadores, chaves e demais apresenta a

Figura 2.6 - Subestação metálica em chapa de aço.


2.1.2 Subestação de instalação exterior

É o tipo de subestação que está sujeita a intempéries. Podeclassificá-la em dois tipo principais: subestação em torre e subestação de instalação no nível do solo.

Subestação em torre A subestação em torre apresenta o transformador fixado em

torre (um ou dois postes), geralmente fabricada em concreto armado.A figura 2.7 apresenta uma subestação em torre de

figura 2.8 apresenta uma subestação em torre de poste duplo.

31

Subestação metálica em chapa de aço.

: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição.

É o tipo de subestação que está sujeita a intempéries. Pode-se la em dois tipo principais: subestação em torre e subestação de

A subestação em torre apresenta o transformador fixado em uma em concreto armado.

de poste único e a poste duplo.

32

Figura 2.7 - Subestação em torre de poste único.



Figura 2.8 - Subestação em torre de poste duplo.

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. Subestação de instalação no nível do solo A subestação no nível do solo é aquela em que os equipamentos,

como os disjuntores e transformadores, são instalados em bases de concreto no nível do solo. Porém, equipamentos como chaves fusíveis e seccionadoras, são montados em estruturas aéreas. A figura 2.9 apresenta um modelo da citada subestação.

33

Subestação em torre de poste duplo.

ais, João Mamede Filho, quarta edição.

A subestação no nível do solo é aquela em que os equipamentos, como os disjuntores e transformadores, são instalados em bases de

os como para-raios, tados em estruturas aéreas. A

34

Figura 2.9 - Subestação de instalação no nível do solo.

Fonte: Instalações Elétricas Industriais, João Mamede Filho, quarta edição. 2.2 Estrutura física

Como um todo, uma subestação de consumidor é constituída por equipamentos e por uma estrutura física que os abriga. Assimvários aspectos a serem considerados sobre a estrutura física para um bom funcionamento da subestação. A citar, o dimensionamento dos compartimentos, a localização da subestação em relação a outras edificações, o terreno no qual a subestação é instalada, a ventilação,iluminação, o sistema de drenagem, entre outros aspectos.

Serão citados os principais aspectos estruturais de uma subestação de consumidor de média tensão, abrigada em alvenaria. Para isso, será usada Norma Técnica NT-01-AT, da Centrais Elétricas de Santa Catarina (CELESC), que estabelece os padrões da entrada de serviço de energia elétrica das instalações consumidoras individuaisserão alimentadas em tensão primária de distribuição.

Em tópicos, serão citadas algumas observâncias desta norma.

stalação no nível do solo.


Como um todo, uma subestação de consumidor é constituída por Assim, existem

vários aspectos a serem considerados sobre a estrutura física para um bom funcionamento da subestação. A citar, o dimensionamento dos compartimentos, a localização da subestação em relação a outras

a, a ventilação, a

Serão citados os principais aspectos estruturais de uma abrigada em alvenaria. Para

Elétricas de stabelece os padrões da entrada de

serviço de energia elétrica das instalações consumidoras individuais que

norma.

35

Localização - Em regiões sujeitas a inundações, a subestação transformadora

deverá estar localizada em cota superior a da máxima enchente já registrada;

- A subestação deverá sempre se localizar afastada de alguma

possível da central de gás, depósito de óleo combustível, lixeira ou qualquer área com material combustível.

Detalhes construtivos e dimensionais - O cubículo de transformação deverá respeitar as dimensões de

largura (L) e a profundidade (P) segundo as expressões i e ii: i. L = largura do transformador + 100 cm ii. P = comprimento do transformador + 70 cm - A laje de cobertura deverá ser construída de modo a não

permitir o escoamento de água de chuva sobre os condutores de alta tensão;

- As paredes internas da subestação deverão ter, no mínimo, 10

cm de espessura se forem de concreto e 15 cm no caso de alvenaria; - As portas da subestação deverão ser de material incombustível

(metálica), abrir para fora, com venezianas, trinco e fechadura e de dimensões convenientes para permitir a entrada e/ou retirada de quaisquer equipamentos (mínimo 120 x 210 cm para subestações com potência até 225kVA e 200 x 210cm para subestações com potência acima de 225kVA);

- As telas de proteção dos equipamentos (medição, proteção,

transformação, etc. ) deverão ser fixadas através de parafuso ou pino de encaixe, com aberturas para área de circulação e providas de limitadores e dispositivo para lacre. A altura mínima das telas deverá ser de 2 m e a largura mínima será de 1,5 m para cubículo de medição, 1,8 m para cubículo de proteção e 2 m para cubículo de transformação (caso o transformador apresente largura superior a 2 m, devesse acrescer 10 cm ao valor da largura para, assim, dimensionar a largura da tela);

36

- Nos quadros de tela dos módulos de medição e transformação deverá ser prevista uma porta de acesso, com dimensões 60 x 195 cm, provida de dispositivo para lacre.

Ventilação - A subestação deverá possuir aberturas para ventilação natural,

obtida por convecção, devendo ser previstas aberturas com proteção (venezianas ou elementos vazados e telas), à prova de respingos, feitas de material incombustível;

- Admitir-se-ão, no mínimo, duas aberturas de 50 x 100 cm,

convenientemente dispostas, situadas na parte superior (para saída de ar aquecido) e duas na parte inferior das paredes (para entrada de ar exterior);

- A(s) abertura(s) inferior(es) deverá(ão) situar-se no mínimo, 20

cm (vinte centímetros) acima do piso exterior, para evitar a entrada de chuva e deverá(ão) possuir venezianas, telas de proteção, com malha mínima de 5 mm e máxima de 13 mm, de arame galvanizado N.º 12 BWG.

Iluminação - A subestação deverá possuir iluminação natural, sempre que

possível, bem como iluminação artificial adequada, de acordo com os níveis de iluminação fixados pela Norma NBR 5413 da ABNT;

- O sistema de iluminação artificial não poderá ser derivado dos

transformadores de medição; - A iluminação artificial deverá estar localizada em local

adequado, distante, no mínimo 1,50m da alta tensão na horizontal e nunca sobre locais destinados aos equipamentos principais da subestação;

- A iluminação artificial da subestação deverá ser à prova de

explosão, sendo o ponto de controle (interruptor) colocado junto à porta, pelo lado externo;

37

- Será obrigatório a instalação de adequado sistema de iluminação de emergência, com autonomia mínima de 02 (duas) horas, conforme NBR 14.039, não sendo permitido derivar dos transformadores para medição.

Sistema de drenagem - O piso da subestação deverá apresentar dreno, com declividade

de 2% (dois por cento), para escoamento de qualquer líquido e/ou vazamento de óleo do transformador. A inclinação deverá ser orientada para um ralo, de tamanho mínimo de 100 mm;

- Para transformador com capacidade de 500kVA ou acima,

deverá ser previsto no cubículo de transformação, um meio adequado para drenar ou conter o óleo proveniente de um eventual vazamento;

- Quando for utilizado transformador a seco, fica dispensada a

construção de um sistema de drenagem.

2.3 Equipamentos

Para contemplar a sua finalidade de reduzir a tensão primária a níveis de aplicação, proteger o sistema e efetuar manobras, a subestação de consumidor apresenta alguns equipamentos que são imprescindíveis. Nesta secção, os principais equipamentos presentes na subestação de consumidor serão apresentados. 2.3.1 Para-raios

Este dispositivo tem a finalidade de proteger sistemas elétricos dos surtos de tensão. Estes surtos podem ter origem nas descargas atmosféricas ou, até mesmo, durante manobras de chaves seccionadoras e disjuntores (sobretensões de origem interna). Para alcançar a sua finalidade, o para-raios limita as sobretensões a um valor máximo, valor esse que define o nível de proteção conferido ao sistema.

O princípio de funcionamento do para-raios consiste na não linearidade dos elementos de que seu interior é composto. Ele atua como um varistor, ou seja, para diferentes tensões, há diferentes resistências associadas. Assim, ele é capaz de conduzir as correntes de descarga associadas às elevadas tensões induzidas na rede e, em seguida,

38

interromper as correntes subsequentes, isto é, aquelas que sucedem às correntes de descarga após a sua condução à terra.

A principal classificação que se pode dar a um para-raios é devido ao seu elemento não linear. Classicamente, duas composições podem ser citadas: carbonato de silício e óxido de zinco.

Para-raios de carboneto de silício (SiC) O para-raios que apresenta como elemento não linear o carboneto

de silício, possui corpo constituído de porcelana vitrificada de alta resistência mecânica e dielétrica e tem em série um centelhador, formado por vários espaços vazios. Também, é capaz de conduzir altas correntes de descarga com baixas tensões residuais, embora ofereça uma alta impedância à corrente subsequente (corrente fornecida pelo sistema, logo depois de cessada a corrente de descarga).

Este tipo de para-raios não deve operar sem centelhador, pois em tensão de operação conduziria à terra uma elevada corrente, cerca de 200 A. Esta corrente gera elevada perda Joule nos resistores não lineares e, consequentemente, no bloco cerâmico, que pode falhar e ocasionar uma defeito fase-terra no sistema.

O centelhador é constituído de um ou mais espaçadores entre eletrodos, dispostos em série com os resistores não lineares, cuja finalidade é assegurar uma característica de disrupção4 regular com uma rápida extinção da corrente subsequente.

Alguns para-raios de carboneto de silício podem apresentar um desligador automático. Dispositivo, este, que serve para desligar um para-raios defeituoso. Para isso, este dispositivo é composto de um elemento resistivo em série com uma cápsula explosiva protegida por um corpo de baquelite. O desligador é projetado para não atuar com a passagem da corrente de descarga e da corrente subsequente.

Uma parte componente do para-raios de SiC é o protetor contra sobrepressão, que é um dispositivo destinado a aliviar a pressão interna devido a falhas do para-raios e cuja ação permite o escape dos gases antes que haja o rompimento da porcelana. Este rompimento pode ser perigoso para as pessoas e para o patrimônio.

Outra parte componente deste para-raios é a mola de compressão, que é fabricada em fio de aço de alta resistência mecânica e tem a função de reduzir a resistência de contato entre os blocos cerâmicos, ao pressionar um bloco contra o outro. 4Reestabelecimento súbito da corrente elétrica.

A figura 2.10 apresenta um exemplo de para-raios de carboneto de silício.

Figura 2.10 - Detalhes construtivos do para-raios de

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição.

Para-raios de óxido de zinco (ZnO) O outro para-raios citado é o que apresenta elemento não linear

de óxido de zinco. Este tipo não possui centelhador em série e em tensão de operação, apresenta resistência muito elevada e a corrente que vai a terra é, inversamente, muito reduzida, na ordem de 30 micro amperes.

Os para-raios a óxido de zinco possuem características técnicas relevantes, como: não apresentam corrente subsequente; apresentamelevada capacidade de absorção de energia (comparados aconstituídos de outro material resistivo não linear); apresentam um nível de proteção bem definido e por não apresentarem centelhadores, a curva de atuação não apresenta transitórios.

Em relação a estrutura física, o para-raios de ZnO corpo de porcelana ou corpo polimérico.

39

raios de carboneto

raios de SiC.


raios citado é o que apresenta elemento não linear de óxido de zinco. Este tipo não possui centelhador em série e em tensão

muito elevada e a corrente que vai a rsamente, muito reduzida, na ordem de 30 micro amperes.

características técnicas corrente subsequente; apresentam

elevada capacidade de absorção de energia (comparados aos para-raios apresentam um nível

por não apresentarem centelhadores, a curva

ZnO pode apresentar

40

O de corpo de porcelana é constituído de uma peça cerâmica no interior da qual estão instalados os varistores de óxido metálico. O volume interno do invólucro de porcelana é superior ao volume ocupado pelos varistores, ou seja, existem espaços vazios. No caso de falhas de vedação, o ar úmido e/ou poluído pode entrar em contato com os varistores e alterar suas características elétricas. Como os estão constantemente energizados, as falhas de vedaçãotambém, iniciar uma descarga entre fase e terra, o que pode causar a destruição do para-raios.

Já o de corpo polimérico, é constituído de uma borracha de silicone com diversas variedades de propriedades químicas na sua formação, dependendo da tecnologia de fabricação. Não apresenta vazios no seu interior e, assim, apresenta algumas vantagens em relação ao para-raios com corpo de porcelana, como: é apresentar menor risco de liberação de fragmentos no caso de falhas; possuidesempenho em ambientes poluídos; não apresenta centelhadoroutras. A

figura 2.11 apresenta um exemplo de para-raios de corpo polimérico.

Figura 2.11- Para-raios de corpo polimérico.


constituído de uma peça cerâmica no interior da qual estão instalados os varistores de óxido metálico. O volume interno do invólucro de porcelana é superior ao volume ocupado

seja, existem espaços vazios. No caso de falhas de vedação, o ar úmido e/ou poluído pode entrar em contato com os varistores e alterar suas características elétricas. Como os para-raios

falhas de vedação podem, uma descarga entre fase e terra, o que pode causar a

constituído de uma borracha de silicone com diversas variedades de propriedades químicas na sua

Não apresenta no seu interior e, assim, apresenta algumas vantagens em relação

é apresentar menor risco possui melhor

ão apresenta centelhador; entre

raios de corpo


A figura 2.12 apresenta as curvas características V (kV) x I (A) dos para-raios citados.

Figura 2.12 - Curvas características de V x I dos varistores SiC e ZnO


Ao considerar os dois tipos de para-raios, podecorrente que circula no bloco varistor (carboneto de silício ou óxido de zinco) através da eq. 2.1:

∗ (A) Eq. 2.1

(V) - tensão aplicada ao bloco; - constante característica do SiC ou do ZnO; (A) - corrente conduzida pelo bloco varistor; - coeficiente de não-linearidade.

41

apresenta as curvas características V (kV) x I (A)

dos varistores SiC e ZnO.


raios, pode-se determinar a corrente que circula no bloco varistor (carboneto de silício ou óxido de

42

Os varistores de carboneto de silício apresentam, aproximadamente, = 5. Já os varistores de óxido de zinco apresentam, aproximadamente, 25 < < 30 .

Características elétricas A norma NBR 5287 especifica para-raios de resistor não linear a

carboneto de silício, embora muitas definições e especificações sirvam para o para-raios de óxido de zinco.

Tensão nominal Segundo a norma, a tensão nominal corresponde a tensão em

valor nominal, a que pode ficar permanentemente submetido o para-raios, na frequência nominal, no ensaio de ciclo de operação e para a qual foi projetado e tem condições de operar satisfatoriamente.

Frequência nominal A mesma norma define frequência nominal como a frequência

para a qual o para-raios foi projetado. Corrente de descarga nominal A corrente de descarga nominal, segundo a norma, é a corrente

em seu valor de crista, com forma de onda de 8/20 µs. No escopo deste trabalho, para níveis de tensão de até 36,2 kV, pode-se encontrar para-raios de 5 e 10 kA de corrente de descarga. As características que justificam a presença de um ou de outro (5 ou 10 kA) são: nível ceráunico5 da região geográfica; probabilidade de ocorrência de descargas atmosféricas com correntes elevadas e importância dos equipamentos empregados no sistema.

5Números de dias nos quais há descargas atmosféricas em um ano.

43

Na proteção de transformadores, a corrente de descarga máxima de um para-raios pode ser determinada, de modo aproximado, pela eq. 2.2.

∗ (kA) Eq. 2.2

(kV) - tensão suportável de impulso do sistema; (kV) - tensão residual do para-raios; (Ω) - impedância de surto. Corrente subsequente A corrente subsequente é aquela fornecida pela sistema logo

depois de cessada a corrente de descarga. Essa corrente deve ser extinta pelo centelhador série na sua primeira passagem por zero. Caso contrário, o para-raios poderá encontrar dificuldade em interrompê-la por causa das reignições (novas passagens da corrente), o que pode provocar perdas Joules e consequente falha do equipamento.

Tensão residual A tensão residual é aquela, em valor de crista, que aparece nos

terminais do para-raios quando da passagem da corrente de descarga. Qualquer equipamento que estiver sob a proteção do para-raios ficará submetido a tensão residual e, se estiver instalado distante do para-raios, poderá, até mesmo, ficar submetido a tensões mais elevadas que a tensão residual.

Tensão disruptiva A tensão disruptiva apresenta quatro classificações, citadas a

seguir. Tensão disruptiva a impulso É o maior valor da tensão de impulso atingido antes da disrupção

quando aos terminais do para-raios é aplicado um impulso de forma de onda, amplitude e polaridades dadas.

44

Tensão disruptiva de impulso atmosférico normalizado É a menor tensão, em valor de crista, quando o para-raios é

submetido a uma onda normalizada de 1,2/50 µs e provoca disrupção em todas as aplicações.

Tensão disruptiva de impulso de manobra Já a tensão disruptiva de impulso de manobra é devidamente

explicada por João Mamede, no livro Manual de Equipamentos Elétricos, conforme disposto:

A tensão disruptiva de impulso de manobra é a maior entre os valores de ambas as polaridades das tensões disruptivas de alta probabilidade e das tensões disruptivas de impulso de manobra da sobretensão de 1,3 para impulsos de manobra com três formas de onda, com tempos de frente de 30 a 60, 150 a 300 e 1000 a 2000 µs e com tempo até meio valor não menor que 2,2 vezes os respectivos tempos de frente.

Tensão disruptiva na frente É o maior valor da tensão de impulso na frente, antes da

disrupção, quando aos terminais do para-raios é aplicado um impulso de uma dada polaridade, cuja tensão cresce linearmente com o tempo.

Em anexo, a tabela 6.1 apresenta as principais características de

alguns para-raios a carboneto de silício de acordo com a NBR - 5287.

A figura 2.13 apresenta as variações de corrente e tensão durante a operação de um para-raios.

Figura 2.13 - Ondas de tensão e corrente de descarga de um


45

apresenta as variações de corrente e tensão durante

Ondas de tensão e corrente de descarga de um para-raios.

ipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição.

46

Especificação sumária Resumidamente, para realizar-se uma especificação para para-

raios, deve-se observar os seguintes parâmetros: - tensão nominal; - tensão disruptiva máxima de impulso atmosférico; - tensão residual máxima sob corrente de descarga nominal; - tensão disruptiva à frequência industrial; - tensão disruptiva máxima por surto de manobra; - corrente de descarga nominal; - tipo de resistor não linear (SiC ou ZnO).

2.3.2 Mufla terminal primária

Mufla terminal primária é um dispositivo com a finalidade de restabelecer as condições de isolação da extremidade de um condutor isolado quando este é conectado a um condutor nu ou a um terminal de equipamento. Tradicionalmente, a mufla é constituída de um corpo de porcelana vitrificada com enchimento de composto elastomérico (apresenta elasticidade). Porém, atualmente são usadas muflas com terminações termocontráteis, que apresentam simplicidade para fazer a emenda, além de baixo custo.

A figura 2.14 e a figura 2.15 mostram, respectivamente, uma mufla de corpo de porcelana e uma mufla com terminação termocontrátil.

Mais especificamente, o problema que a mufla combate é a formação de arco elétrico entre a blindagem de um cabo e seu condutor, efeito conhecido como flash over. Para melhor entender o efeito, é lembrado que um cabo elétrico é composto, dentre outras partes, por um condutor, uma blindagem eletrostática e, entre os dois, uma camada isolante. Quando o cabo é seccionado, a extremidade seccionada permite um caminho mais curto para as linhas de campo e, assim, nesta região há um elevado potencial elétrico. A figura 2.16 ilustra o efeito flash over.

Figura 2.14 - Mufla de corpo em porcelana.


Figura 2.15 - Mufla com terminação termocontrátil.


47

em porcelana.


om terminação termocontrátil.


48

Figura 2.16 - Formação de arco elétrico por ionização.


A intensidade de campo elétrico que existe entre duas superfícies

condutoras e separadas por um dielétrico é dada pela eq. 2.3: (kV/mm) Eq. 2.3

(kV) - diferença de potencial entre as duas superfícies; D (mm) - espessura do dielétrico. Este campo pode resultar em arco elétrico. Então, a mufla

combate este efeito através de uma elevação gradual da espessura da isolação a partir do corte da blindagem até a extremidade do cabo, o que forma um cone de deflexão e, assim, gradientes elétricos menos elevados.

Em regiões de poluição atmosférica e orla marinha, ou regiõeque apresentem partículas condutoras em suspensão, o tamanho da mufla deverá ser aumentado para garantir a não formação do arco, visto que as partículas, em meio ao elevado campo elétrico, podem servir de caminho para o arco elétrico.

Especificação sumária Resumidamente, para realizar-se uma especificação para muflas

primárias em uma subestação, deve-se observar os seguintes parâmetros: - tensão nominal; - tensão máxima de operação; - tensão suportável de impulso;

Formação de arco elétrico por ionização.

João Mamede Filho, terceira edição.

A intensidade de campo elétrico que existe entre duas superfícies

entre as duas superfícies;

pode resultar em arco elétrico. Então, a mufla o através de uma elevação gradual da espessura da

isolação a partir do corte da blindagem até a extremidade do cabo, o que forma um cone de deflexão e, assim, gradientes elétricos menos

Em regiões de poluição atmosférica e orla marinha, ou regiões o tamanho da

er aumentado para garantir a não formação do arco, visto que as partículas, em meio ao elevado campo elétrico, podem servir de

se uma especificação para muflas se observar os seguintes parâmetros:

49

- tensão suportável a seco durante 1 minuto; - tensão suportável sob chuva, durante 10 segundos; - características técnicas e dimensionais do cabo; - nível de isolamento; - material do condutor (cobre ou alumínio); - tipo do encordoamento.

2.3.3 Transformador de corrente

O transformador de corrente (TC) é um equipamento que reduze correntes nominais a valores admissíveis para que instrumentos de medição e proteção (como medidores de energia, relés, amperímetros, etc.) façam leituras adequadamente. O funcionamento do TC é explicado por uma das equações de Maxwell, a lei da indução, que diz que quando um circuito é atravessado por uma corrente variável é produzido um campo magnético, e quando um circuito é atravessado por um campo magnético variável é gerada uma corrente elétrica nesse circuito.

Existem diferentes concepções de um TC. A seguir, serão expostas em tópicos as formas mais clássicas, porém, ressalta-se que as seguintes concepções podem ser combinadas para a formação de outros TCs que são vistos comercialmente.

TC tipo barra É aquele cujo enrolamento primário é constituído por uma barra

fixa através do núcleo do transformador. Assim, a corrente a ser medida passa através da barra e o secundário é, então, conectado a algum equipamento desejado. Este tipo de TC é normalmente empregado em painéis de comando de elevada corrente, em subestações de média e alta tensão. A figura 2.17 ilustra o esquema do TC citado neste parágrafo.

50

Figura 2.17 - TC do tipo barra.


TC tipo enrolado É aquele cujo enrolamento primário é constituído de espiras que

envolvem mecanicamente o núcleo do transformador. Este tipo de TC é usado quando são requeridas relações de transformações inferiores a 200/5. Por possuir isolação limitada, se aplica em circuitos de A figura 2.18 ilustra o esquema do TC tipo enrolado.

Figura 2.18 - TC do tipo enrolado.


TC tipo janela Este tipo de TC não apresenta primário fixo no transformador e é

constituído de uma abertura por onde passa o condutor que forma o circuito primário. É muito utilizado em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias correntes. Este TC apresenta grande


aquele cujo enrolamento primário é constituído de espiras que Este tipo de TC é

requeridas relações de transformações inferiores a de até 15 kV.


ste tipo de TC não apresenta primário fixo no transformador e é or que forma o

circuito primário. É muito utilizado em painéis de comando de baixa tensão em pequenas e médias correntes. Este TC apresenta grande

versatilidade, pois não requer o seccionamento do condutor para a sua instalação. A figura 2.19 apresenta um TC do tipo janela.

Figura 2.19 - TC do tipo janela.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. TC tipo bucha É um TC semelhante ao do tipo barra, porém sua instalação é

feita na bucha dos equipamentos (disjuntores, transformadores, eque funcionam como enrolamento primário, como mostra a Este tipo de TC é utilizado em transformadores de potência na diferencial, quando é necessário restringir ao próprio equipamento o campo de ação desse tipo de proteção.

Figura 2.20 - TC do tipo bucha.


51

versatilidade, pois não requer o seccionamento do condutor para a sua tipo janela.


o tipo barra, porém sua instalação é feita na bucha dos equipamentos (disjuntores, transformadores, etc.), que funcionam como enrolamento primário, como mostra a figura 2.20.

s de potência na proteção , quando é necessário restringir ao próprio equipamento o

, João Mamede Filho, terceira edição.

52

TC tipo núcleo dividido É similar ao TC do tipo janela, com a vantagem de possuir um

núcleo que pode ser separado para permitir envolver o condutor do qual deseja-se medir a corrente elétrica. Este TC é, basicamente, utilizado na fabricação de equipamentos de medição de corrente e potência ativa ou reativa, já que permite obter medidas sem seccionar o condutor. A 2.21 mostra o esquema de um TC de núcleo dividido.

Figura 2.21 - TC do tipo núcleo dividido.


TC tipo com vários enrolamentos primários É constituído de vários enrolamentos primários montados

isoladamente em um mesmo núcleo, e apresenta apenas um secundário. Neste TC é possível combinar as bobinas primárias em série ou paralelo para a obtenção de diversas relações de transformação.

TC tipo com vários enrolamentos secundários Este apresenta vários enrolamentos secundários montados

isoladamente em um mesmo núcleo, embora apresenta apenas um primário enrolado no mesmo núcleo.

similar ao TC do tipo janela, com a vantagem de possuir um núcleo que pode ser separado para permitir envolver o condutor do qual

utilizado na fabricação de equipamentos de medição de corrente e potência ativa ou reativa, já que permite obter medidas sem seccionar o condutor. A figura


constituído de vários enrolamentos primários montados senta apenas um secundário.

e TC é possível combinar as bobinas primárias em série ou paralelo

vários enrolamentos secundários montados isoladamente em um mesmo núcleo, embora apresenta apenas um

TC tipo com vários núcleos secundários É constituído de mais de um enrolamento secundário montados

em núcleos individuais, embora apresenta apenas um primário que passa por todos os núcleos. Com esse TC, é possível alimentar mais de um aparelho nos secundários e em diferentes relações de transformação.

TC tipo derivação no secundário É constituído de um único núcleo envolvido pelos enrolamentos

primário e secundário. Entretanto, apresenta derivações no secundário, ou seja, a mesma bobina pode ser acessada de diferentes pontos e, assim, pode-se obter diferentes relações de transformação. A apresenta o esquema de um TC tipo derivação no secundário.

Figura 2.22 - TC do tipo derivação no secundário.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição Como citado inicialmente, é válido lembrar que os modelos

apresentados podem ser combinados para a formação de outros TCs comerciais. Como exemplo, pode-se citar o TC com núcleo divido e derivações no secundário. Este modelo é uma das soluções mais corriqueiras atualmente, pois é a base dos TCs de equipamentos de medição. TCs, estes, que podem ser instalados sem seccionar o condutor e, ainda, apresentam variadas relações de transformação devido as derivação do secundário. A figura 2.23 apresenta um exemplo do TC comercial que combina o de núcleo dividido e derivações no secundário.

53

enrolamento secundário montados viduais, embora apresenta apenas um primário que passa

por todos os núcleos. Com esse TC, é possível alimentar mais de um aparelho nos secundários e em diferentes relações de transformação.

o envolvido pelos enrolamentos primário e secundário. Entretanto, apresenta derivações no secundário, ou seja, a mesma bobina pode ser acessada de diferentes pontos e,

se obter diferentes relações de transformação. A figura 2.22 apresenta o esquema de um TC tipo derivação no secundário.

TC do tipo derivação no secundário.


mente, é válido lembrar que os modelos apresentados podem ser combinados para a formação de outros TCs

se citar o TC com núcleo divido e derivações no secundário. Este modelo é uma das soluções mais

equipamentos de es, que podem ser instalados sem seccionar o condutor

e, ainda, apresentam variadas relações de transformação devido as apresenta um exemplo do TC

comercial que combina o de núcleo dividido e derivações no secundário.

54

Figura 2.23 - TC com núcleo dividido e derivações no secundário.

Fonte: http://www.intereng.com.br. Características elétricas As correntes nominais primárias que o TC suporta devem ser

compatíveis com a corrente de carga que circulará no primário. Normalmente, o secundário suporta correntes até 5 A. A apresenta a relação de transformação para variados TCs quando solicitados de diferentes correntes no primário.

Tabela 2.1 - Relações de transformação.


TC com núcleo dividido e derivações no secundário.

As correntes nominais primárias que o TC suporta devem ser com a corrente de carga que circulará no primário.

tabela 2.1 apresenta a relação de transformação para variados TCs quando

Mamede Filho, terceira edição.

A carga conectada ao secundário do TC é de elevada importância. Caso esta esteja fora de valores pré-determinados, o TC pode atuar fora de sua classe de exatidão (normalmente 10%). Como tudo o que está conectado ao secundário é considerado carga, até mesmo os fios que conectam o TC aos equipamentos devem ser considerados nos cálculos de carga. A tabela 2.2 apresenta a carga dos principais aparelhos que vão conectados a TCs.

Tabela 2.2 - Possíveis cargas conectadas ao TC.


Fator de sobrecorrente O fator de sobrecorrente (FS), também denominado fator de

segurança, é um fator que expressa o valor máximo de corrente de curto circuito que pode percorrer no primário sem que a classe de exatidão do TC seja violada. Segundo a NBR 6856, o FS vale 20. A essa relação.

55

A carga conectada ao secundário do TC é de elevada importância. determinados, o TC pode atuar fora

de sua classe de exatidão (normalmente 10%). Como tudo o que está o é considerado carga, até mesmo os fios que

conectam o TC aos equipamentos devem ser considerados nos cálculos apresenta a carga dos principais aparelhos que vão

Possíveis cargas conectadas ao TC.


O fator de sobrecorrente (FS), também denominado fator de é um fator que expressa o valor máximo de corrente de curto

circuito que pode percorrer no primário sem que a classe de exatidão do violada. Segundo a NBR 6856, o FS vale 20. A eq. 2.4 expressa

56

!á#$!% &'%(&$&$'%) *%!$*+, -. Eq. 2.4

I01á2314 564535364 (A) - Corrente máxima de curto-circuito que percorre o primário sem violar a classe de exatidão; 07413789 :; (A) - Corrente nominal que circula o primário do TC.

Corrente de magnetização A corrente de magnetização é a corrente que surge para

magnetizar o núcleo do TC. Ela é vista como um decréscimo na corrente secundária, como expressa a eq. 2.5:

) <:; − > (A) Eq. 2.5

(A) - Corrente no secundário do TC; 0 (A) - Corrente no primário do TC; ?@A - Relação de transformação do TC; > (A) - Corrente de magnetização. A corrente de magnetização surge devido a não linearidade dos

materiais ferromagnéticos de que são formados os núcleos dos TCs e pode causar erros nas leituras. Assim, conforme a finalidade do TC (proteção ou medição) o mesmo apresentará diferente núcleo magnético.

Os TCs de medição devem manter sua precisão para correntes de carga normal. Já os TCs de proteção devem ser precisos até sua classe de exatidão para correntes de curtos-circuitos de até 20 vezes a corrente nominal primária.

Em conclusão, o núcleo magnético do TC de medição é, preferencialmente, de secção menor que o de proteção, para que, propositadamente, sature durante curtos-circuitos e, assim, proteja os equipamentos em seu secundário. Já o núcleo do TC de proteção apresenta secção mais elevada, para não saturar durante curtos-circuitos e, assim, atuar satisfatoriamente.

A figura 2.24 apresenta o efeito da corrente de magnetização.

Figura 2.24 - Efeito da corrente de magnetização.

Fonte: Proteção de Sistemas Elétricos de Potênica,G. Kindermann, 3ª edição.

Tensão secundária A tensão nos terminais secundários do TC é limitada pela

saturação do núcleo. De qualquer forma, é possível o tensões elevadas no secundário quando o primário é submetido a correntes muito altas ou a carga conectada ou secundário é muito superior ao valor nominal do TC.

A tabela 2.3 apresenta um resumo das tensões TCs padronizados.

57

apresenta o efeito da corrente de magnetização.

Efeito da corrente de magnetização.

Proteção de Sistemas Elétricos de Potênica,G. Kindermann, 3ª edição.

A tensão nos terminais secundários do TC é limitada pela saturação do núcleo. De qualquer forma, é possível o surgimento de tensões elevadas no secundário quando o primário é submetido a correntes muito altas ou a carga conectada ou secundário é muito

apresenta um resumo das tensões secundárias dos

58

Tabela 2.3 - Tensões secundárias dos TCs.


Fator térmico nominal É o fator pelo qual pode ser multiplicada a corrente primária

nominal e, assim, obtido o valor de corrente que pode circular continuamente, na frequência nominal e com cargas especificadas, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura definidos por norma. Segundo a NBR 6856, são especificados os seguintes fatores térmicos nominais: 1,0; 1,2; 1,3; 1,5 e 2,0. Deve-se considerar a elevação de temperatura admissível para os materiais isolantes utilizados na fabricação do TC.

Corrente térmica nominal É o valor eficaz da corrente primária de curto-circuito simétrico

que o TC pode suportar por um tempo definido, geralmente um segundo, com o enrolamento secundário em curto-circuito, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura especificados por norma.

Fator térmico de curto-circuito Este fator representa a relação entre a corrente térmica nominal e

a corrente primária (valor eficaz). A eq. 2.6 representa esse fator.


er multiplicada a corrente primária nominal e, assim, obtido o valor de corrente que pode circular continuamente, na frequência nominal e com cargas especificadas, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura definidos por

NBR 6856, são especificados os seguintes fatores se considerar a

elevação de temperatura admissível para os materiais isolantes utilizados

circuito simétrico que o TC pode suportar por um tempo definido, geralmente um

circuito, sem que sejam excedidos os limites de elevação de temperatura especificados por

Este fator representa a relação entre a corrente térmica nominal e representa esse fator.

655 )'B)*C Eq. 2.6

6> (A) - corrente térmica do TC; 7D (A) - corrente nominal primária. Corrente dinâmica nominal Refere-se ao valor de impulso da corrente de curto

assimétrica que circula no primário do TC e que este pode suportar por um tempo pré-estabelecido de meio ciclo, com os terminais do secundário em curto-circuito, sem que o TC mecanicamente. A corrente dinâmica nominal é, normalmentemaior que a corrente térmica nominal.

Tensão suportável na frequência industrial Os TCs devem suportar valores máximos de tensão de ensaio na

frequência nominal. A tabela 2.4 apresenta alguns desses valores.

Tabela 2.4 - Tensões suportáveis dos TCs.


59

se ao valor de impulso da corrente de curto-circuito assimétrica que circula no primário do TC e que este pode suportar por

estabelecido de meio ciclo, com os terminais do seja danificado

normalmente, 2,5 vezes

Os TCs devem suportar valores máximos de tensão de ensaio na apresenta alguns desses valores.

táveis dos TCs.


60

Polaridade Os TCs destinados ao serviço de medição de energia, ao uso com

relés de potência e fasímetros, entre outros, apresentam polaridade determinada pela fabricação dos mesmos. A figura 2.25 apresenta uma representação da polaridade de TCs.

Figura 2.25 - Polaridade do TC.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Especificação sumária Para especificar um transformador de corrente, uma das primeiras

especificações deve ser a finalidade, ou seja, se será um TC usado para proteção ou para medição.

De forma resumida, pode-se listar os seguintes itens para a especificação de um TC:

- destinação (medição ou proteção); - uso (interior ou exterior); - classe de exatidão; - classe de tensão; - número de enrolamentos secundários; - fator térmico; - carga nominal;

ao uso com fasímetros, entre outros, apresentam polaridade

apresenta uma

amede Filho, terceira edição.

Para especificar um transformador de corrente, uma das primeiras especificações deve ser a finalidade, ou seja, se será um TC usado para

seguintes itens para a

- relação de transformação; - nível de isolamento; - tensões suportáveis à frequência industrial e a impulso

atmosférico; - tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

2.3.4 Transformador de potencial O transformador de potencial (TP) é um dispositivo que

tensões a valores desejáveis e, assim, permite que osmedição e proteção funcionem adequadamente. Da mesma forma, o TP evita que os equipamentos ligados a ele necessitem de tensão de isolamento de acordo com a rede. O TP isola galvanicamente secundário do primário, o que proporciona segurança aos operadores dos instrumentos ligados ao secundário do transformador.

Classicamente, os TPs podem ser construídos a partir de dois modelos básicos: TPs indutivos e TPs capacitivos.

Transformador de potencial indutivo O TP do tipo indutivo representa a solução usada para,

praticamente, todos os transformadores de potencial de causa de motivos econômicos. É dotado de um enrolamento primário que envolve um núcleo único de ferro-silício, como mostra a 2.26.

Figura 2.26 - TP do tipo indutivo.


61

tensões suportáveis à frequência industrial e a impulso

tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

O transformador de potencial (TP) é um dispositivo que reduz que os instrumentos de

mente. Da mesma forma, o TP necessitem de tensão de

TP isola galvanicamente o secundário do primário, o que proporciona segurança aos operadores dos

Classicamente, os TPs podem ser construídos a partir de dois

O TP do tipo indutivo representa a solução usada para, de até 138 kV, por

de um enrolamento primário como mostra a figura


62

O TP funciona com base na conversão eletromagnética entre os enrolamentos primário e secundário. Pela relação de espiras do primário e secundário, estabelece-se a relação de transformação do transformador, ou seja, para determinada tensão aplicada no primário, surgirá uma tensão no secundário proporcional a relação de transformação.

Os TPs indutivos são construídos segundo três grupos de lprevistos pela NBR 6855 (Transformadores de Potencial Especificação), o Grupo 1, o Grupo 2 e o Grupo 3.

Os do Grupo 1 são projetados para ligação entre fases. São, normalmente, utilizados nos sistemas de até 34,5 kV. Os transformadores enquadrados nesse grupo devem suportar continuamente 10% de sobrecarga. São, estes, os transformadoresinteresse para este trabalho acadêmico. A figura 2.27 apresenta um dos que são, comunmente, encontrados em subestações de consumidor.

Figura 2.27 - TP de 15 kV, isolação a seco.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Os do Grupo 2 são projetados para ligação entre fase e neutro de

sistemas diretamente aterrados. Os do Grupo 3 são projetados para ligação entre fase e neutro de

sistemas onde não se garanta eficácia do aterramento.

rsão eletromagnética entre os enrolamentos primário e secundário. Pela relação de espiras do primário

se a relação de transformação do transformador, ou seja, para determinada tensão aplicada no primário,

ndário proporcional a relação de

Os TPs indutivos são construídos segundo três grupos de ligação Transformadores de Potencial -

ção entre fases. São, normalmente, utilizados nos sistemas de até 34,5 kV. Os transformadores enquadrados nesse grupo devem suportar

transformadores de apresenta um dos

que são, comunmente, encontrados em subestações de consumidor.

amede Filho, terceira edição.

Os do Grupo 2 são projetados para ligação entre fase e neutro de

Os do Grupo 3 são projetados para ligação entre fase e neutro de

63

Transformador de potencial capacitivo O outro modelo de construção de transformadores é o do tipo

capacitivo. Estes TPs são usados em sistema de mais elevada tensão, normalmente superiores a 138 kV. Como este nível de tensão não é presenciada em subestação de consumidor de média tensão, este tipo de transformador não será profundamente abordado. Vale citar que os transformadores deste tipo são construídos basicamente com a utilização de dois conjuntos de capacitores, que servem para fornecer um divisor de tensão e permitir a comunicação através do sistema de comunicação carrier.

Características elétricas Erros de medida Os TPs apresentam dois erros principais ao transformar a tensão

do primário ao secundário. Esses erros são o de relação de transformação e o erro de ângulo de fase.

O erro de transformação é registrado na medição de tensão, em que a tensão primária não corresponde exatamente ao produto da tensão lida no secundário pela relação de transformação de potencial nominal. Ele é corrigido através do fator de correção de relação (FCR).

O erro de ângulo de fase refere-se ao erro inserido na defasagem entre a tensão vetorial primária e a tensão vetorial secundária.

Classe de exatidão A classe de exatidão representa nominalmente o erro esperado do

transformador. Para isso, leva em conta o erro de relação de transformação e o erro de defasamento angular entre as tensões primária e secundária. Esses erros verificados estão representados com a carga secundária a ele acoplada e ao fator de potência correspondente da mesma. Considera-se que um TP está dentro da sua classe de exatidão quando os pontos determinados pelos fatores de correção de relação (FCR) e pelos ângulos de fase estiverem dentro do paralelogramo de exatidão, correspondente a sua classe de exatidão, como mostra a figura 2.28.

Os TPs, segundo a NBR 6855, podem apresentar classes de exatidão 0,1 -0,3 - 0,6 - 1,2. Os TPs de classe de exatidão 0,1 são utilizados nas medições em laboratório ou em aplicações que requeiram

64

alto nível de precisão. Os TPs enquadrados na classe de exatidão 0,3 são destinados à medição de energia elétrica com fins de faturamento.TPs da classe 0,6 são utilizados no suprimento de aparelhos de proteção e medição de energia sem a finalidade de faturamento. Já os TPs da classe 1,2 são aplicados na medição indicativa de tensão.

O fator de potência da carga exerce uma grande influência na exatidão de uma medida de um TP.

Figura 2.28 - Classe de exatidão.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Tensões de serviço Os transformadores de potencial devem suportar tensões de

serviço de 10% acima do seu valor nominal, segundo norma. As tensões nominais primárias devem ser compatíveis com as tensões de operação dos sistemas primários aos quais os TPs estão ligados. A tensão secundária é padronizada em 115 V.

alto nível de precisão. Os TPs enquadrados na classe de exatidão 0,3 são étrica com fins de faturamento. Os

TPs da classe 0,6 são utilizados no suprimento de aparelhos de proteção ade de faturamento. Já os TPs da

O fator de potência da carga exerce uma grande influência na


Os transformadores de potencial devem suportar tensões de norma. As tensões

rias devem ser compatíveis com as tensões de operação dos sistemas primários aos quais os TPs estão ligados. A tensão

Cargas Os TPs apresentam impedâncias muito elevadas, como mostra a

tabela 2.5. Assim, a corrente secundária é muito pequena e podeque os TPs operam, praticamente, a vazio. Porém, nos cálculos do fator de correção de relação de carga total e do ângulo de defasagem, develevar em consideração a reatância indutiva dos condutores secundários de alimentação das cargas. A tabela 2.6 apresenta valores de cargas corriqueiras conectadas a TPs.

Tabela 2.5 - Características elétricas dos TPs.


Tabela 2.6 - Cargas do TPs.


65

impedâncias muito elevadas, como mostra a . Assim, a corrente secundária é muito pequena e pode-se dizer

que os TPs operam, praticamente, a vazio. Porém, nos cálculos do fator de correção de relação de carga total e do ângulo de defasagem, deve-se

tiva dos condutores secundários apresenta valores de cargas

os TPs.



66

Potência térmica nominal É a potência que o TP pode suprir continuamente sem que sejam

excedidos os limites de temperatura nominais. Ela pode ser determinada pela eq. 2.7.

E6F 1,21 ∗ ∗

I

&* (VA) Eq. 2.7

(V) - tensão secundária nominal; 57 (Ω) - impedância correspondente a carga nominal; K = 1,33 - para TPs indutivos dos grupos 1 e 2; K = 3,6 - para TPs indutivos do grupo 3. Tensões suportáveis Os TPs devem suportar as tensões de ensaio da NBR 6835,

conforme mostra a tabela 2.7

Tabela 2.7 - Tensões suportáveis dos TPs.


Especificação sumária Um dos pontos principais na escolha de um transformador de

potencial é a sua utilidade, ou seja, deve-se analisar a necessidade de um TP para faturamento, para medição, para comando ou para proteção.

É a potência que o TP pode suprir continuamente sem que sejam Ela pode ser determinada

Os TPs devem suportar as tensões de ensaio da NBR 6835,


e um transformador de se analisar a necessidade de

para faturamento, para medição, para comando ou para proteção.

De modo geral, a especificação pode ser feita de acordo comseguintes tópicos:

- uso: interior ou exterior; - classe de exatidão; - número de enrolamentos secundários ou derivações;- potência térmica; - carga nominal; - relação de transformação; - nível de isolamento; - tensão suportável à frequência industrial; - tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

2.3.5 Chave seccionadora primária

A chave seccionadora é utilizada para permitir manobras de

circuitos elétricos sem carga. Em subestações, por exemplo, é usada para isolar disjuntores, transformadores e barramentos e, assim, efetuar manutenção. Em redes aéreas, tem a finalidade de seccionar os alimentadores durante trabalhos de manutenção ou executar manobras previstas pela operação.

A seccionadora deve garantir continuidade do circuito quando fechada e uma distância de isolamento quando aberta (suficiente para evitar arco elétrico). A figura 2.29 mostra uma foto de uma chave seccionadora trifásica com a representação genérica da distância D que a chave precisa manter para evitar o arco.

Figura 2.29 - Chave seccionadora trifásica ilust

Fonte: http://www.schak.com.br/.

67

de acordo com os

número de enrolamentos secundários ou derivações;

tipo: encapsulado em epóxi ou imerso em líquido isolante.

a para permitir manobras de circuitos elétricos sem carga. Em subestações, por exemplo, é usada para isolar disjuntores, transformadores e barramentos e, assim, efetuar

redes aéreas, tem a finalidade de seccionar os abalhos de manutenção ou executar manobras

deve garantir continuidade do circuito quando fechada e uma distância de isolamento quando aberta (suficiente para

mostra uma foto de uma chave da distância D que a

Chave seccionadora trifásica ilustrativa

68

De acordo com a finalidade e a tensão do circuito, existem diferentes tipos de construção das chaves seccionadoras. Elas podem ser unipolares ou tripolares. No último caso, a abertura simultânea dos três polos é forçada por um mecanismo próprio, como mostra a figura 2.29, apresentada anteriormente.

De maneira geral, as chaves seccionadoras podem ser divididas em dois grandes grupos: seccionadoras para uso interno e seccionadoras para uso externo.

Seccionadoras para uso interno Normalmente, as seccionadoras de uso interno são usadas em

subestações de consumidor de pequeno e médio porte. Elas ficam abrigadas, livres de intempéries. Os seguintes parágrafos descreverão os principais modelos dessas seccionadoras.

Seccionadora simples É constituída por lâminas condutoras de abertura simultânea

acionadas através de mecanismo articulado. Tanto as lâminas quanto os contatos são fabricados em cobre eletrolítico (cobre praticamente puro). A figura 2.30 ilustra esse tipo de seccionadora.

Figura 2.30 - Chave seccionadora simples.

Fonte: http://www.delmar.com.br.

69

Seccionadora com buchas passantes É semelhante às seccionadoras simples, porém, apresentam bucha

passante. Assim, o circuito pode ser conectado por trás da chave seccionadora.

Seccionadora com fusíveis É uma chave seccionadora dotada de hastes isolantes montadas

em paralelo a três cartuchos fusíveis (quando chave trifásica). Essas hastes servem para permitir a operação mecânica e simultânea das três fases. Quando há o rompimento de um elo fusível, as outras fases continuam a operar e o evento é indicado no cartucho do fusível (indicação da necessidade de troca do mesmo). A figura 2.31 ilustra esse tipo de seccionadora.

Figura 2.31 - Chave fusível unipolar.

Fonte: http://www.delmar.com.br.

Seccionadora interruptora É uma seccionadora formada por uma chave tripolar seguida de

fusíveis em série. Caso um dos fusíveis funda, todas as fases são abertas. Por possíveis operações com carga, são presentes câmaras de extinção

70

de arco elétrico em volta das lâminas que fazem o contato. Os contatos são, cada um, formados por duas lâminas. Há uma lâmina principal, que tem uma ação mais lenta, e uma auxiliar, que é impulsionada por uma mola e, assim, possui ação mais rápida. Quando pretende-se abrir a chave, primeiro a lâmina principal percorre 80% do percurso, até que a lâmina auxiliar (de secção inferior e encaixada dentro da principal) é puxada pela mola e, de forma rápida, faz a abertura da chave. A combinação da velocidade e do aquecimento do material especial da câmara de extinção (que libera um gás deionizante) faz com que o arco seja extinto de forma satisfatória. A figura 2.32 ilustra esse tipo de seccionadora.

Figura 2.32 - Chave fusível tripolar.


Seccionadora reversível É uma chave que permite a transferência de carga de um circuito

para outro. É amplamente utilizada em situações de geração de energia alternativa ou de emergência que não possa ser feita em tensão secundária devido a distância das cargas. A figura 2.33 ilustra esse tipo de seccionadora.

71

Figura 2.33 - Chave seccionadora reversível.


Seccionadoras para uso externo Essas chaves são destinadas à operação em redes de distribuição

urbanas e rurais ou subestações de instalações externas, com a presença de intempéries. As presentes em redes de distribuição urbanas e rurais apresentam modelos na faixa de tensão de interesse deste trabalho, como a chave mostrada na figura 2.34, de classe 15 kV.

Já as chaves para subestações externas, são, em geral, de maior porte e apresentam vários modelos construtivos. Entretanto, a faixa de tensão de aplicação é mais elevada, e foge do escopo deste trabalho.

72

Figura 2.34 - Chave seccionadora monopolar de classe 15 kV


Características elétricas De maneira geral, as chaves seccionadoras apresentam

características elétricas que devem ser consideradas para entender o funcionamento das mesmas. Essas características serão citadas etópicos, a seguir. A norma que rege a condições exigíveis para seccionadores é a NBR 6935.

Tensão nominal É a tensão para a qual o seccionador foi projetado para

funcionamento contínuo. Corrente nominal É aquela corrente que o seccionador deve condu

continuamente sem que sejam excedidos os limites de temperatura definidos pela norma.

monopolar de classe 15 kV.

icos, João Mamede Filho, terceira edição.

De maneira geral, as chaves seccionadoras apresentam características elétricas que devem ser consideradas para entender o

Essas características serão citadas em ondições exigíveis para

É a tensão para a qual o seccionador foi projetado para

É aquela corrente que o seccionador deve conduzir continuamente sem que sejam excedidos os limites de temperatura

73

Os valores padronizados pela ABNT são: 200; 400, 600; 800; 1200; 1600; 2000; 2500; 3000; 4000; 5000 e 6000.

Em subestações de consumidor de média tensão, os seccionadores apresentam, normalmente, corrente nominal de 200, 400 ou 600 A.

Corrente de sobrecarga A norma estabelece que a máxima temperatura ambiente admitida

para seccionadoras é 40ºC. Se a operação for em temperaturas inferiores, é admissível uma sobrecarga contínua de valor obtido pela eq. 2.8:

JK L ∗ M:1:8:1NO (A) Eq. 2.8

JK (A) - corrente de sobrecarga admissível na temperatura ambiente Ta (Ta < 40ºC); L (A) - corrente nominal do seccionador referida à temperatura ambiente de 40ºC; @P (ºC) - temperatura permissível no ponto mais quente (geralmente nos contatos, conexões e terminações); @Q (ºC) - temperatura ambiente.

Fator de sobrecarga O fator de sobrecarga é calculado pela eq. 2.9: J )5)7 Eq. 2.9

Sobrecarga de curta duração É a corrente admissível acima da capacidade nominal, sem

exceder os limites de temperaturas dados por norma, que a seccionadora pode suportar por um período determinado de tempo. Essa corrente é calculada pela eq. 2.10:

74

JK L ∗ R1 +NO:8

T:1∗(V τT

e− )

(A) Eq. 2.10

Δ@P (ºC) - elevação de temperatura máxima admissível para qualquer componente do seccionador;

T (s) - tempo de circulação da corrente para o qual se inicia o processo de estabilização térmica, em minutos;

τ - constante de tempo térmica do equipamento.

Nível de isolamento Caracteriza-se pela tensão suportável do dielétrico às solicitações

de impulso atmosférico e de manobra. As isolações das seccionadoras são do tipo regenerativo, ou seja, rompido o dielétrico pela aplicação de determinado impulso de tensão, suas condições retornam aos valores iniciais logo que cessa o fenômeno que provocou a disrupção. A NBR 6935 disponibiliza valores de nível de isolamento que as seccionadoras devem apresentar.

Forças atuantes

As correntes de curto circuito fazem com que uma força mecânica atue sobre a seccionadora. Essa força é calculada segundo a eq. 2.11:

2,04 ∗ )531IVOO∗ ∗ Z (kgf) Eq. 2.11

K[P (kA) - corrente de curto-circuito, valor de crista; D (cm) - distância entre lâminas; L (cm) - comprimento livre da lâmina. Para seccionadoras de uso externo, as seguintes expressões (eq.

2.12 e eq. 2.13) calculam a força exercida pelo vento.

75

\ 0,007 ∗ J ∗ ^ (kgf) Eq. 2.12 K 0,0042 ∗ J ∗ ^ (kgf) Eq. 2.13 \ (kgf) - esforço do vento em superfícies planas; K (kgf) - esforço do vento em superfícies cilíndricas; J (m²) - superfície sobre a qual atua o vento; ^ (km/h) - velocidade do vento.

Capacidade de interrupção A seccionadora deve abrir e fechar circuitos indutivos e

capacitivos em que podem ocorrer elevadas correntes de magnetização, tais como na energização de transformadores de potência ou de um banco de capacitores.

O valor máximo dessa corrente pode ser dada pela eq. 2.14: [ _9 ∗ (A) Eq. 2.14

[ (A) - corrente de interrupção; ` (kV) - tensão de linha, entre fases; D (mm) - distância mínima entre lâminas adjacentes; - fator de correção, vale 0,4 para abertura para correntes de

carga, 0,2 para abertura de transformadores em vazio e 0,6 para abertura de capacitores.

Especificação sumária Em conclusão, para realizar-se uma especificação para chaves

seccionadoras primárias em uma subestação, deve-se observar os seguintes parâmetros:

- tensão nominal; - corrente nominal; - frequência nominal; - corrente nominal suportável de curta duração; - duração da corrente suportável de curto-circuito; - valor de crista nominal da corrente suportável; - tensão de operação dos circuitos auxiliares; - tensão nominal dos dispositivos de comando.

76

2.3.6 Chave Fusível Indicadora Unipolar Chave fusível é um equipamento com finalidade de proteger

circuitos primários contra sobrecorrentes. Para isso, apresenta um elemento fusível. Ela não deve ser instalada em invólucros metálicos, pois tanto o rompimento do fusível quanto a operação da chave pode gerar grandes arcos elétricos.

As chaves fusíveis apresentam, geralmente, isoladores de porcelana vitrificada. Esses isoladores podem ser de dois tipos: isolador de corpo único e isolador do tipo pedestal.

Isolador de corpo único O isolador de corpo único é, normalmente, usado em chaves

destinadas a sistemas de distribuição para corrente nominal não superior a 200 A. O isolador deve suportar mecanicamente a abertura e, principalmente, o fechamento da chave. Este esforço pode ser estimado com o uso da eq. 2.15:

VaO (kg) Eq. 2.15

(kg) - força que o isolador deve suportar no ponto médio que dista

D (m) de um dos pontos submetidos ao esforço (normalmente as extremidades).

A figura 2.35 mostra uma chave fusível de isolador de corpo

único no qual a eq. 2.15 pode ser aplicada.

Figura 2.35 - Chave fusível de isolador de corpo único


Isolador do tipo pedestal Os isoladores do tipo pedestal aparecem em pares por chave

fusível e os mesmos são apoiados em uma base metálica.apresenta uma chave fusível com isolador do tipo pedestal.

77

Chave fusível de isolador de corpo único.

os, João Mamede Filho, terceira edição.

em pares por chave fusível e os mesmos são apoiados em uma base metálica. A figura 2.36

vel com isolador do tipo pedestal.

78

Figura 2.36 - Chave fusível do tipo pedestal.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Existe um modelo de chave fusível chamado chav

religadora. Esta chave é destinada a proteção de redes elétricas contra curtos-circuitos transitórios. É composta por três chaves fusíveis individuais, porém, apenas uma conduz por vez. Caso um fusível rompa, há um mecanismo que fecha o contato da chave sequentesucessivamente, até que o circuito passe a operar ou todos os fusíveis rompam. Essa chave é muito útil devido a dificuldade de manutenção em alguns pontos da rede, bem como a necessidade de um rápidreestabelecimento da alimentação.

As chaves fusíveis não devem ser operadas em carga, visto não possuírem sistema de extinção de arco elétrico. No entanto, com o uso de um equipamento específico, o load buster, é possível operácarga. A utilização desse equipamento consiste em colocáparalelo com o fusível, para que a corrente escoe, também, por ele, e depois o aparelho destaca o fusível e faz com que fique em série (fusível e load buster em série). Então, a partir de um comando na vara do equipamento, é feita a interrupção do circuito dentro do próprio


have fusível a proteção de redes elétricas contra

circuitos transitórios. É composta por três chaves fusíveis por vez. Caso um fusível rompa,

sequente, e assim sucessivamente, até que o circuito passe a operar ou todos os fusíveis rompam. Essa chave é muito útil devido a dificuldade de manutenção

bem como a necessidade de um rápido

As chaves fusíveis não devem ser operadas em carga, visto não possuírem sistema de extinção de arco elétrico. No entanto, com o uso

possível operá-las em colocá-lo em

paralelo com o fusível, para que a corrente escoe, também, por ele, e depois o aparelho destaca o fusível e faz com que fique em série (fusível

em série). Então, a partir de um comando na vara do o do circuito dentro do próprio

79

equipamento, onde existe uma câmara de SF6 (ou outro gás extintor) que extingue o arco.

O cartucho (porta-fusível) é o elemento ativo da chave fusível. Consiste em um tubo de fibra de vidro ou fenolite, com um revestimento interno que aumenta a robustez do tubo e possui substâncias que geram os gases destinados à interrupção do arco. Há um tipo de cartucho que permite a liberação dos gases gerados no rompimento apenas por uma das extremidades, o que transmite elevadas forças ao isolador. Porém, há, também, um tipo de cartucho que permite a liberação dos gases por ambas as extremidades, o que alivia as forças aplicadas ao isolador no caso de um rompimento de fusível.

A chave fusível apresenta como um dos componentes principais, o elo fusível. Este é um elemento metálico no qual é inserida uma parte sensível a correntes elétricas, fundindo-se e rompendo-se em um intervalo de tempo inversamente proporcional à grandeza da referida corrente. É utilizado no interior do cartucho ou porta-fusível, preso em suas extremidades. O elo fusível deve ser constituído de um material que não se altere química e fisicamente, de maneira permanente, com a passagem de corrente elétrica ou com o decorrer do tempo de utilização. O material que contempla essas características é uma liga de estanho com ponto de fusão de cerca de 230ºC.

Os elos fusíveis são caracterizados pelas curvas de atuação tempo x corrente elétrica, que permitem classificá-los em vários tipos. A citar o elo fusível tipo H, tipo K e tipo T. A exemplo, a figura 2.37 apresenta as curvas tempo x corrente elétrica para o elo fusível tipo K.

O tipo H é utilizado na proteção primária de transformadores de distribuição, fabricado para correntes de até 5 A. São considerados elos fusíveis de alto surto, isto é, apresentam um tempo de atuação lento para altas correntes.

O elo fusível tipo K é amplamente utilizado na proteção de redes aéreas de distribuição urbanas e rurais.

Já o elo fusível tipo T é considerado um fusível de atuação lenta. Sua aplicação principal é na proteção de ramais primários de redes aéreas de distribuição.

80

Figura 2.37 - Curvas tempo x corrente para o fusível tipo K

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. A tabela 6.2, em anexo, serve para um rápido dimensionamento

de elos fusíveis para transformadores até 600 kVA, valores estmuito presentes em subestações de consumidor.

Como um sistema elétrico apresenta vários elementos fusíveis, é preciso coordená-los. A figura 2.38 apresenta um modelo simplificado de um sistema com várias chaves fusíveis.

tempo x corrente para o fusível tipo K

ipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição.

serve para um rápido dimensionamento tes que são

elétrico apresenta vários elementos fusíveis, é apresenta um modelo simplificado

Figura 2.38- Sistema fictício com elo fusível protegido e elos protetores


Para a coordenação dos elementos, alguns pontos devem ser

observados: - o elo fusível protegido deve coordenar com o elo fusível

protetor, para o maior valor da corrente de curto-circuito ocorrida no ponto de instalação do elo fusível protetor;

- os elos fusíveis do tipo H não devem ser utilizados nos ramais primários dos alimentadores, são próprios para a proteção dos transformadores de distribuição;

- reduzir ao mínimo o número de elos fusíveis nos alimentadores;- deve-se, também, reduzir ao mínimo os tipo de elos fusíveis

usados; - a corrente nominal do elo fusível deve obedecer

(eq. 2.16 e eq. 2.17): 7 b 1,5 ∗ 15 Eq. 2.16

7> d)e'

N Eq. 2.17

7> (A) - corrente nominal do elo fusível; 15 (A) - corrente de carga máxima do alimentador;f6 (A) - corrente de curto-circuito fase e terra.

81

Sistema fictício com elo fusível protegido e elos protetores


Para a coordenação dos elementos, alguns pontos devem ser

fusível protegido deve coordenar com o elo fusível circuito ocorrida no

os elos fusíveis do tipo H não devem ser utilizados nos ramais res, são próprios para a proteção dos

reduzir ao mínimo o número de elos fusíveis nos alimentadores; se, também, reduzir ao mínimo os tipo de elos fusíveis

a corrente nominal do elo fusível deve obedecer às equações

ima do alimentador;

82

Algumas características elétricas são de elevada relevância ao especificar um elo fusível. A NBR 8124 (Chave Fusível de Distribuição) descreve os requisitos necessários para a especificação desses equipamentos. Os ensaios são regidos pela NBR 8668.

Especificação sumária Conclui-se que para realizar uma especificação para chaves

fusíveis em uma subestação, devem ser observados os seguintes parâmetros:

- corrente nominal (A); - tipo (K, H ou T); - modelo (botão ou argola).

2.3.7 Bucha de passagem

A bucha de passagem é um elemento isolante que tem por finalidade permitir a passagem de um circuito elétrico de um determinado ambiente para outro.

De maneira geral, quanto a sua instalação, a bucha pode ser classificada como bucha de passagem para uso exterior, bucha de passagem para uso interior, bucha de passagem para uso interior/exterior e bucha para uso em equipamentos.

Bucha de passagem para uso exterior A bucha de passagem para uso exterior é aquela em que os dois

terminais estão expostos ao meio exterior. Sua aplicação é restrita, como em alimentação de transformadores de força separados por barreiras corta-fogo construídas em concreto armado. A figura 2.39 apresenta uma bucha de passagem para uso exterior.

Figura 2.39 - Bucha de passagem para uso exterior, classe 15 kV.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira Bucha de passagem para uso interior A bucha de passagem para uso interior é aquela em que os dois

terminais estão contidos em um ambiente abrigado e não sujeito a intempéries. Este tipo de bucha é, normalmente, constituído de um isolador de superfície lisa ou ligeiramente corrugada, atravessada por um condutor maciço de cobre eletrolítico. Pode ser construídaisoladores de porcelana vitrificada ou em resina epóxi. A apresenta uma bucha de passagem para uso interior.

Figura 2.40 - Bucha de passagem para uso interior, classe 15 kV.


83

Bucha de passagem para uso exterior, classe 15 kV.


A bucha de passagem para uso interior é aquela em que os dois terminais estão contidos em um ambiente abrigado e não sujeito a intempéries. Este tipo de bucha é, normalmente, constituído de um

rfície lisa ou ligeiramente corrugada, atravessada por ser construída com

isoladores de porcelana vitrificada ou em resina epóxi. A figura 2.40

Bucha de passagem para uso interior, classe 15 kV.


84

Bucha de passagem para uso interior/exterior A bucha de passagem para uso interior/exterior é aquela em que

um terminal está exposto a intempéries enquanto o outro está abrigado. É normalmente destinada à instalação em subestações de alvenaria em que o ramal de ligação é aéreo. A figura 2.41 apresenta um exemplo da bucha citada neste parágrafo.

Figura 2.41 - Bucha de passagem para uso interior/exterior


Bucha de passagem para uso em equipamentos A bucha para uso em equipamentos é aquela em que um terminal

fica exposto ao meio ambiente e outro voltado para o interior do equipamento, geralmente na presença de óleo mineral isolante. É normalmente construída de porcelana vitrificada e em seu interior cruza um condutor de cobre eletrolítico (ou alumínio). A figura 2.uma bucha para equipamentos.

exterior é aquela em que um terminal está exposto a intempéries enquanto o outro está abrigado. É normalmente destinada à instalação em subestações de alvenaria em

apresenta um exemplo da

Bucha de passagem para uso interior/exterior.

o, terceira edição.

em que um terminal fica exposto ao meio ambiente e outro voltado para o interior do equipamento, geralmente na presença de óleo mineral isolante. É ormalmente construída de porcelana vitrificada e em seu interior cruza

.42 mostra

Figura 2.42 - Bucha de passagem para uso em transformador.


As buchas de passagem podem, ainda, apresentar diferenças quanto à construção. De maneira geral, pode-se citar que passagem pode não apresentar controle de campo elétrico ou pode ser uma bucha de passagem condensiva.

A bucha de passagem sem controle de campo elétrico não de elementos apropriados para distribuir uniformemente as linhas de força resultantes do campo elétrico. A maioria das buchas de média tensão utilizadas em subestações industriais são assim.

Já a bucha de passagem condensiva, conhecida também como capacitiva, é aquela cujo condutor metálico está envolvido com materiais especiais, que asseguram a distribuição uniforme das linhas de campo elétrico, e, assim, evita-se a ionização do ar na região do flange. Este tipo de bucha é própria para uso em equipamentos em que o nível de tensão é muito elevado.

A figura 2.43 apresenta uma bucha condensiva.

85

Bucha de passagem para uso em transformador.


, ainda, apresentar diferenças se citar que a bucha de

passagem pode não apresentar controle de campo elétrico ou pode ser

A bucha de passagem sem controle de campo elétrico não dispõe de elementos apropriados para distribuir uniformemente as linhas de

A maioria das buchas de média

Já a bucha de passagem condensiva, conhecida também como capacitiva, é aquela cujo condutor metálico está envolvido com

guram a distribuição uniforme das linhas de se a ionização do ar na região do flange.

para uso em equipamentos em que o nível

86

Figura 2.43 - Bucha condensiva.


Características elétricas Tensão nominal É o valor eficaz da tensão de linha para a qual a bucha foi

construída. A NBR 5034 discrimina os seguintes valores de tensão nominal: 1,3; 3,6; 7,2; 12; 15; 25,8; 38; 48,3; 72,5; 92,4; 145; 242; 362; 460 e 800 kV.

Corrente nominal É o valor da corrente que a bucha suporta continuamente em

condições de tensão e frequência nominais. A NBR 5034 discrimina os seguintes valores de corrente nominal: 100 ; 160 ; 250 ; 400 ; 630 ; 800 ; 1000 ; 1250 ; 1600 ; 2000 ; 2500 ; 3150 ; 4000 ; 5000 ; 6300 ; 8000 ; 10000 ; 12500 ; 16000 ; 20000 e 31500.

Distância de escoamento Representa a distância mais curta ao longo do contorno da

superfície externa do invólucro isolante, entre a parte metálica condutora e o ponto de terra, que normalmente serve de suporte à bucha. A 2.43 mostra a distância de escoamento mostrada em uma bucha. Devido o corpo isolante estar sujeito a deposição de elementos poluentes sobre a sua superfície, a bucha deve possuir distância de escoamento adequada


eficaz da tensão de linha para a qual a bucha foi construída. A NBR 5034 discrimina os seguintes valores de tensão nominal: 1,3; 3,6; 7,2; 12; 15; 25,8; 38; 48,3; 72,5; 92,4; 145; 242; 362;

a suporta continuamente em A NBR 5034 discrimina os

seguintes valores de corrente nominal: 100 ; 160 ; 250 ; 400 ; 630 ; 800 ; 1000 ; 1250 ; 1600 ; 2000 ; 2500 ; 3150 ; 4000 ; 5000 ; 6300 ; 8000 ;

Representa a distância mais curta ao longo do contorno da superfície externa do invólucro isolante, entre a parte metálica condutora e o ponto de terra, que normalmente serve de suporte à bucha. A figura

mostra a distância de escoamento mostrada em uma bucha. Devido o corpo isolante estar sujeito a deposição de elementos poluentes sobre a sua superfície, a bucha deve possuir distância de escoamento adequada

para o ambiente em que está instalada. A NBR 5034 define alguns valores para a distância de escoamento:

- para atmosferas ligeiramente poluídas: 16 mm/kV;- para atmosferas medianamente poluídas: 23 mm/kV;- para atmosferas fortemente poluídas: 29 mm/kV;- para atmosferas extremamente poluídas: 35 mm/kV. Níveis de isolamento nominais A bucha de passagem deve suportar os níveis de tensão previstos

pela NBR 5034, conforme a tabela 2.8.

Tabela 2.8 - Níveis de isolamento nominais de buchas.


87

iente em que está instalada. A NBR 5034 define alguns

para atmosferas ligeiramente poluídas: 16 mm/kV; para atmosferas medianamente poluídas: 23 mm/kV; para atmosferas fortemente poluídas: 29 mm/kV;

mosferas extremamente poluídas: 35 mm/kV.

A bucha de passagem deve suportar os níveis de tensão previstos

Níveis de isolamento nominais de buchas.


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Capacidade de corrente de curto-circuito A bucha de passagem deve suportar os efeitos térmicos e

mecânicos das correntes de curto-circuito. Neste contexto, a corrente térmica nominal é o valor eficaz da corrente simétrica de curtoque a bucha deve suportar termicamente por um período de tempo definido, dado que ela esteja em operação, em corrente nominal e a 40C. A corrente térmica nominal não deve ser inferior a 25 vezes a corrente nominal, em um tempo de um segundo.

A corrente dinâmica de curto-circuito é o valor de crista do corrente de curto-circuito, em seu primeiro semi ciclo. O valor normalizado é de 2,5 vezes a corrente térmica. A determinação do valor da corrente de uma bucha passante pode ser feita através da análises dos gráficos da figura 2.44 e da figura 2.45.

Figura 2.44 - Determinação da corrente nominal de buchas.


A bucha de passagem deve suportar os efeitos térmicos e circuito. Neste contexto, a corrente

térmica nominal é o valor eficaz da corrente simétrica de curto-circuito que a bucha deve suportar termicamente por um período de tempo definido, dado que ela esteja em operação, em corrente nominal e a 40º C. A corrente térmica nominal não deve ser inferior a 25 vezes a

circuito é o valor de crista do circuito, em seu primeiro semi ciclo. O valor

2,5 vezes a corrente térmica. A determinação do valor vés da análises dos

Determinação da corrente nominal de buchas.


Figura 2.45 - Determinação da corrente nominal de buchas.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. 2.3.8 Disjuntor de potência

O disjuntor, em sua concepção, é um equipamento destinado à interrupção e ao reestabelecimento de correntes elétricas em umEle funciona como uma chave, pode estar ligado (permite a passagem de corrente) ou desligado (impede a passagem de corrente)ainda, para interromper correntes de circuitos em plena carga ou a vazio, quando há necessidade de efetuar alguma manobra.

Com a presença dos relés, o disjuntor pode desempenhar mais funcionalidades do que apenas a de chave, e, geralmente, a funcionalidade mais requerida é a de interromper as correntes de defeitode maneira mais rápida possível.

89

te nominal de buchas.


O disjuntor, em sua concepção, é um equipamento destinado à interrupção e ao reestabelecimento de correntes elétricas em um sistema. Ele funciona como uma chave, pode estar ligado (permite a passagem de

(impede a passagem de corrente). Pode ser usado, para interromper correntes de circuitos em plena carga ou a vazio,

om a presença dos relés, o disjuntor pode desempenhar mais , geralmente, a

funcionalidade mais requerida é a de interromper as correntes de defeito,

90

O relé de sobrecorrente é um equipamento responsável pela detecção das correntes elétricas do circuito e, a partir de valores e condições pré-ajustadas, envia um comando ao disjuntor solicitando ou não a interrupção da corrente, ou seja, a abertura ou não dos contatos do disjuntor.

A operação de qualquer disjuntor se faz com a separação de seus respectivos contatos que, quando fechados, permitem a passagem de corrente elétrica. Durante a separação dos contatos, o elevado campo elétrico que surge e a cosequente ionização do meio entre os contatos, fazem com que seja presenciado o surgimento de arco elétrico. Como esse arco pode trazer sérios danos ao equipamento, ele deve ser eliminado o mais rápido possível. Como princípio básico para a extinção de um arco elétrico, é preciso que se provoque o alongamento do mesmo por meios artificiais, reduza-se a temperatura e substitua-se o meio ionizado entre os contatos por um meio isolante.

Os disjuntores podem ser classificados de acordo com a tecnologia usada para extinguir o arco elétrico. A seguir, serão citados, em tópicos, diferentes tipos de disjuntores, de acordo com o método usado para a extinção do arco.

Disjuntor a óleo Este tipo de disjuntor é muito presente em subestações de média

tensão, foco deste trabalho. Ele pode ser construído com duas técnicas diferentes de interrupção: disjuntor a grande volume de óleo (GVO) e disjuntor a pequeno volume de óleo (PVO).

Disjuntor a grande volume de óleo Este apresenta todos os três contatos dos pólos imersos em uma

grande quantidade de óleo mineral. Todo o óleo fica em um recipiente ( tanque) que é constituído de chapas de aço e vedações em borracha especial. A extinção do arco elétrico se dá através do resfriamento do mesmo, a partir dos gases provenientes do óleo percorrido pela corrente.

No disjuntor GVO, as superfícies dos contatos são prateadas para evitar a oxidação, que acarretaria uma elevada resistência de contato.

Em geral, este disjuntor é operado manualmente, através de uma haste metálica conectada no orifício da ogiva, localizada na caixa de comando (parte frontal), que é girada até o curso final. Dessa forma, o mola de fechamento adquire a posição de carga. Quando essas molas são liberadas, os polos se fecham e uma outra mola, agora a de abertura, é

comprimida (posição de carga). Quando for necessário desligar o disjuntor, basta acionar um mecanismo que libera a mola de abertura. A ação de abertura pode ser comandada por relés. Quando o disjuntor for motorizado, até mesmo o fechamento pode ser acionado via relé.

A tecnologia GVO está em desuso, apesar de sua elevada capacidade de ruptura.

Disjuntor a pequeno volume de óleo Os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) apresentam

contatos instalados no interior de câmaras de extinção individuais, ou seja, cada contato fica imerso em diferentes recipientes com óleo. Cada polo é dotado de um recipiente superior, para enchimento de óleo, e um recipiente inferior, para drenagem do óleo. É possível visualizar o nível do óleo através de um visor de material transparente. A apresenta um disjuntor PVO, onde é possível ver os três polos individuais.

Figura 2.46 - Disjuntor a PVO.


91

posição de carga). Quando for necessário desligar o disjuntor, basta acionar um mecanismo que libera a mola de abertura. A ação de abertura pode ser comandada por relés. Quando o disjuntor for motorizado, até mesmo o fechamento pode ser acionado via relé.

A tecnologia GVO está em desuso, apesar de sua elevada

Os disjuntores a pequeno volume de óleo (PVO) apresentam contatos instalados no interior de câmaras de extinção individuais, ou

ontato fica imerso em diferentes recipientes com óleo. Cada polo é dotado de um recipiente superior, para enchimento de óleo, e um recipiente inferior, para drenagem do óleo. É possível visualizar o nível

e. A figura 2.46 apresenta um disjuntor PVO, onde é possível ver os três polos

Mamede Filho, terceira edição.

92

A extinção do arco elétrico ocorre através da injeção de óleo em todas as direções contra o arco elétrico. Nesse caso não há o alongamento do arco. A figura 2.47 ilustra uma câmara de extinarco em três diferentes estágios.

Figura 2.47 - Interior de uma câmara de extinção de um disjuntor PVO.


O estágio (a) representa o disjuntor fechado, ou seja, em operação. O estágio (b) representa o instante em que o contato móvel começa a se desencostar do contato fixo, ou seja, o disjuntor está na iminência de abrir. Nesse estágio há o aparecimento do arco elétrico, porém, se a corrente for pequena, este arco já pode ser extinto nessa etapa pelo fluxo de óleo que se desloca através do contato móvel, que é oco. Porém, para cargas maiores, o arco será mais difícil de extinguir. Então, no estágio (c) o deslocamento do contato móvel faz com que o óleo seja injetado contra o arco por vários lados e, assim, ele é extinto.

Disjuntor a sopro magnético Este tipo de disjuntor utiliza o princípio da força eletromagnética

para conduzir o arco elétrico a uma câmara de extinção, onde dividido, deionizado, resfriado e, assim, extinto. Normalmente, este tipo de disjuntor é usado para a interrupção de sistemas em corrente contínua.

através da injeção de óleo em todas as direções contra o arco elétrico. Nesse caso não há o

ilustra uma câmara de extinção de

Interior de uma câmara de extinção de um disjuntor PVO.


presenta o disjuntor fechado, ou seja, em operação. O estágio (b) representa o instante em que o contato móvel começa a se desencostar do contato fixo, ou seja, o disjuntor está na iminência de abrir. Nesse estágio há o aparecimento do arco elétrico,

, se a corrente for pequena, este arco já pode ser extinto nessa etapa pelo fluxo de óleo que se desloca através do contato móvel, que é oco. Porém, para cargas maiores, o arco será mais difícil de extinguir.

móvel faz com que o óleo seja injetado contra o arco por vários lados e, assim, ele é extinto.

Este tipo de disjuntor utiliza o princípio da força eletromagnética para conduzir o arco elétrico a uma câmara de extinção, onde o arco é

into. Normalmente, este tipo disjuntor é usado para a interrupção de sistemas em corrente

93

De modo geral, quando os contatos do disjuntor se separam, surge um arco elétrico entre eles. Através do efeito pneumático, o arco é conduzido dos contatos principais para os contatos auxiliares, até estar próximo a câmara de extinção. Então, movido pelo efeito magnético e térmico, o arco penetra no interior da câmara, onde é fracionado, alongado e, assim, extinto. Esta é a descrição genérica da extinção do arco.

Mais especificamente, o sistema pneumático é constituído pelo próprio mecanismo de acionamento do disjuntor, auxiliando na condução do arco para o interior da câmara de extinção, onde o ar está em pressão natural é há um sistema de placas paralelas. O arco, ao ser conduzido para o interior da câmara, sofre um processo de alongamento que faz aumentar sensivelmente a sua resistência elétrica e, consequentemente, a sua tensão. Dentro da câmara, o arco é seccionado pelas placas paralelas e, ao mesmo tempo, é resfriado pelo contato com as paredes da câmara.

Como a extinção do arco é feita no ar, os contatos desses disjuntores estão sujeitos à forte oxidação.

Os disjuntores a sopro magnético estão sujeitos a uma operação desfavorável quando a corrente a ser interrompida é de pequeno valor, por exemplo, 150 A ou menos. Nesta condição, o campo magnético é muito fraco e não conduz o arco em velocidade satisfatória à câmara. Essa lentidão pode ocasionar aquecimento exagerado da câmara de extinção.

Este tipo de disjuntor não deve ser utilizado em locais sujeitos à umidade elevada, poeira, salinização ou elevadas quantias de partículas em suspensão. A temperatura de operação é entre 30º e 40ºC em altitudes não superiores a 1000m.

Disjuntor a vácuo Este tipo de disjuntor utiliza a câmara de vácuo como elemento

de extinção do arco. É constituído de três polos individuais instalados através de isoladores com suporte em epóxi na caixa de manobra. A figura 2.48 apresenta um disjuntor a vácuo (sem a capa de proteção, visão interna) de larga utilização em média tensão.

Cada polo apresenta uma câmara de extinção a vácuo apoiada em suas extremidades por isoladores cerâmicos, situada na parte central do polo. Os contatos fixo e móvel encontram-se dentro de cada câmara.

94

Figura 2.48 - Disjuntor a vácuo.


Os disjuntores a vácuo são especialmente utilizados em instalações em que a frequência de manobra é intensa. Por exemplo, são muito utilizados em circuitos de transformadores de fornos a arco, que podem apresentar 300 operações mensais. Estes disjuntores podem realizar até dez mil manobras em corrente alternada ou permanecer dez anos em operação sem necessidade de inspeção.

O disjuntor a vácuo não apresenta um meio de interrupção e isolante, ou seja, a câmara não contém material ionizável.quando ocorre a abertura dos contatos, tem-se a formação de um arcoelétrico que é constituído exclusivamente pela fusão e vaporização do material dos contatos (gases que servem de meio de condução para o arco). O arco elétrico permanece até a corrente passar pelo zero naNeste instante, a redução brusca da densidade de carga transportada e a rápida condensação do vapor metálico, conduzem a um restabelecimento extremamente rápido das propriedades dielétricas no vácuo. Assim, a câmara a vácuo readquire a capacidade iscapacidade de sustentar a tensão transitória de retorno, extinguindo o arco definitivamente. O vácuo apresenta elevada rigidez dielétrica mesmo com distâncias mínimas entre os contatos (entre 6 a 20 mm), assim, a interrupção do circuito pode ocorrer poucos milésimos de segundo antes da corrente passar pelo zero natural.


untores a vácuo são especialmente utilizados em instalações em que a frequência de manobra é intensa. Por exemplo, são muito utilizados em circuitos de transformadores de fornos a arco, que

disjuntores podem alizar até dez mil manobras em corrente alternada ou permanecer dez

interrupção e contém material ionizável. Porém,

de um arco fusão e vaporização do

(gases que servem de meio de condução para o zero natural.

redução brusca da densidade de carga transportada e a conduzem a um

iedades dielétricas no vácuo. Assim, a câmara a vácuo readquire a capacidade isolante e a capacidade de sustentar a tensão transitória de retorno, extinguindo o arco definitivamente. O vácuo apresenta elevada rigidez dielétrica mesmo com distâncias mínimas entre os contatos (entre 6 a 20 mm),

rrer poucos milésimos de

95

A forma geométrica dos contatos e o material usado na suas fabricações e, também, ao considerar a curta duração do arco e a baixa tensão do mesmo, garantem pouco desgaste dos contatos. O vácuo também ajuda na preservação dos contatos, visto que ele impede a oxidação.

De maneira geral, uma corrente de curto-circuito de até 20000 (vinte mil) vezes a corrente nominal pode ser extinta em um disjuntor a vácuo. Estes disjuntores são, também, muito eficientes para interromper correntes em média tensão. Assim, são ótimas soluções para as subestações de consumidor de média tensão, as de interesse neste trabalho.

Disjuntor a S Este tipo de disjuntor utiliza o gás hexafluoreto de enxofre como

meio de interrupção de corrente. Este gás possui propriedades físicas e químicas que o tornam um meio isolante e extintor. O S é incombustível, não venenoso, incolor e inodoro. As suas características isolantes variam em função da pressão e são superiores aquelas dos meios isolantes mais comuns usados em outras soluções em disjuntores, como o óleo mineral e o ar comprimido. À pressão atmosférica, o gás apresenta uma rigidez dielétrica 2,5 vezes superior à do ar.

Na presença de arcos elétricos devido a abertura do disjuntor, o S sofre lenta decomposição e produz fluoretos de ordem mais baixa (como S e SN) . Esses fluoretos são tóxicos, porém, recombinam-se para formar produtos não tóxicos imediatamente após a extinção do arco. Assim, o disjuntor a S não é tão nocivo ao ambiente e às pessoas.

O crescimento do uso dos disjuntores a S está ligado aos desenvolvimentos das técnicas de selagem dos recipientes e detecção de vazamentos de gás. Há disjuntores com níveis inferiores a 1 % (um por cento) de vazamento de S por ano.

Os disjuntores a S são de elevado custo para aplicações em média tensão, se comparado a outras soluções, porém, representam a tendência nas áreas de alta e muito alta tensão, que não é a faixa de interesse deste trabalho.

96

Disjuntor a ar comprimido Este tipo de disjuntor utiliza ar sob alta pressão para resfriar e

extinguir o arco elétrico. Ele possui um mecanismo eletropneumático que exerce duas funções simultaneamente: a operação mecânica do disjuntor através da abertura e fechamento dos contatos e, também, a de efetuar a extinção do arco. O principio da extinção consiste em criar um fluxo de ar sobre o arco, através de um diferencial de pressão. O ar comprimido é descarregado para a atmosfera após a extinção do arco.

O disjuntor a ar comprimido necessita de um compressor para obter o ar na pressão desejada. Em subestações de grande porte, é comum que uma unidade compressora alimente vários disjuntores desse tipo.

Embora possa ser aplicado em diversas tensões, o disjuntor a ar comprimido é mais corriqueiro em aplicações de alta e muito alta tensão, ou seja, acima de 230kV. Isso se deve às suas características de rapidez de operação (abertura e fechamento), aliadas às boas propriedades extintoras e isolantes do ar comprimido, bem como a segurança de um meio extintor não inflamável (principalmente quando comparado ao óleo).

Característica elétricas Tensão nominal É o valor eficaz da tensão pela qual o disjuntor é designado. Este

valor deve ser igual à tensão máxima de operação do sistema no qual o disjuntor estará conectado.

Nível de isolamento É o conjunto de valores de tensões suportáveis nominais que

caracterizam o isolamento de um disjuntor em relação à sua capacidade de suportar esforços dielétricos.

Tensão suportável à frequência industrial É o valor eficaz da tensão senoidal de frequência industrial que

um disjuntor deve suportar.

97

Tensão suportável a impulso É o valor de um impulso, que pode ser normalizado, atmosférico

ou de manobra, que o disjuntor deve suportar. Tensão de restabelecimento É a tensão que surge entre os terminais de um pólo do disjuntor

depois da interrupção da carga. Essa tensão é responsável pela reignição do arco elétrico.

Tensão de restabelecimento transitória É a tensão que aparece entre os contatos de um polo do disjuntor

após a interrupção da corrente, no intervalo de tempo que caracteriza o período transitório, antes do amortecimento das oscilações. Caso a rigidez dielétrica do meio extintor do disjuntor seja inferior ao valor de tensão de restabelecimento transitória, o arco elétrico é reacendido.

Essa tensão surge devido as indutâncias e capacitâncias existentes no circuito (cargas indutivas e capacitivas, ou mesmo, capacitâncias paralelas de condutores e indutâncias de cabos) tanto no lado da carga quanto do lado da fonte, e ambas cargas estão seccionadas pelo disjuntor. Quando o disjuntor abre, a energia armazenada nos elementos reativos do circuito tende a circular, assim, surge a chamada tensão de restabelecimento transitória.

Taxa de crescimento da tensão de restabelecimento transitória É a relação entre o valor de crista da tensão de restabelecimento

transitória e o tempo gasto para atingir esse valor de tensão. A seguir, algumas das taxas para alguns dos serviços mais

corriqueiros:

- abertura de transformador em vazio: ≤ 0,1 kV/ µs;

- abertura de transformador em carga: ≤ 0,2 kV/ µs;

- abertura de circuitos de motores em carga: ≤ 0,2 kV/ µs.

98

Corrente nominal É o valor eficaz da corrente que o disjuntor deve ser capaz de

conduzir em regime contínuo sem que os limites de temperatura sejam excedidos.

Corrente de interrupção É a corrente em um polo do disjuntor, no início do arco elétrico,

durante a operação de abertura. Corrente de interrupção simétrica nominal É o valor eficaz da componente alternada da corrente de

interrupção nominal para a condição de curto-circuito. Esse valor exprime a capacidade de ruptura do disjuntor e é um dos parâmetros básicos para o seu dimensionamento em função do nível de curto-circuito de uma dado instalação.

Corrente de restabelecimento É o valor de pico da primeira oscilação da corrente, em um

determinado polo do disjuntor, durante o período transitório após o estabelecimento de corrente (durante um fechamento de disjuntor).

Corrente suportável de curta duração É o valor eficaz da corrente que um disjuntor pode suportar, com

os contatos fechados, durante um curto intervalo de tempo. Duração nominal da corrente de curto-circuito É o intervalo de tempo em que o disjuntor, com os contatos

fechados, pode suportar a corrente de interrupção simétrica nominal. Especificação sumária Para a aquisição de um disjuntor é importante observar os

seguintes parâmetros: - tensão nominal;

99

- corrente nominal; - corrente de interrupção simétrica, valor eficaz; - corrente de interrupção assimétrica, valor eficaz; - potência de interrupção; - frequência nominal; - tempo de interrupção; - tensão suportável de impulso; - tipo de construção (aberta ou blindada); - tipo de comando (manual ou motorizado).

2.3.9 Relé

O nome relé representa uma gama numerosa de equipamentos e dispositivos, das mais diversas formas de construção e operação, para alcançar a segurança de uma instalação elétrica. Estes equipamentos são, de maneira genérica e simples, sensores que medem diversas grandezas e executam diversas interpretações das mesmas para sinalizar alguma irregularidade. Em resumo, a função de um relé é identificar os defeitos, localizá-los da maneira mais exata possível e alertar a quem opera o sistema, através de disparo de alarmes, sinalizações e, dependendo do caso, através da abertura de disjuntores.

Existem muitos tipos de relés e não cabe no escopo do presente trabalho citar todos eles. Então, será citado um relé que é amplamente encontrado em subestações de consumidor de média tensão: o relé de sobrecorrente.

Relé de sobrecorrente Como o nome indica, o relé de sobrecorrente atua para correntes

acima de um valor pré-ajustado no equipamento. Isto pode se dar de maneira instantânea ou temporizada, conforme a necessidade. A partir da sobrecorrente detectada, um sinal é enviado ao disjuntor para que este abra.

A pouco tempo atrás, a funcionalidade desse relé era alcançada através de um circuito eletromagnético, relé conhecido como "relé primário". Este relé era conectado em série com o circuito de alta tensão de uma subestação (tensão primária, de onde vem o nome "relé primário"), e a própria corrente de alimentação acionava bobinas e pistões que disparavam o relé e, consequentemente, o disjuntor. O

100

processo era eletromecânico. Atualmente, este tipo de dispositivo é proibido e só é visto em instalações mais antigas.

Hoje, os circuitos que implementam a funcionalidade de monitorar sobrecorrentes são eletrônicos e digitais, de uso secundário (através de TCs e TPs).

Relé eletrônico Também conhecido como relé estático, é um dispositivo

construído com componentes eletrônicos e não há nenhum dispositivo mecânico, todos os comandos e operações são realizados eletronicamente. Ele fará uso de transdutores, como termopares, TCs, TPs, e outros sensores, como sinal de entrada.

Relé digital Etse relé é similar ao eletrônico, com a diferença de ser

gerenciado por microprocessadores, que digitalizam os sinais. Um único relé digital pode exercer inúmeras funções que são programadas em seu microprocessador. Ele, também, fará uso de transdutores como sinal de entrada e poderá executar operações matemáticas, como cálculo do valor eficaz das grandezas medidas, multiplicações das entradas, derivadas e integrações das variáveis, aplicar decomposições em série de Fourier para análise espectral, entre outras inúmeras funções conseguidas via software.

O relé digital possui inúmeras funções, das quais é possível listar algumas:

- supervisão de rede; - transmissão de sinais; - conexões com computadores locais ou remotos; - auto supervisão; - religamento de disjuntores; - identificação do tipo de defeito; - localização de defeitos; - oscilografia; - sequência de eventos; - sincronização de tempo via GPS.

101

As vantagens em relação a outras soluções também podem ser citadas:

- é um equipamento compacto que incorpora muitas funções,

antes realizadas por muitos outros equipamentos; - diminui fiação; - pode ser usada com TCs de menor classe de exatidão; - pode emular qualquer relé eletromecânico; - na tela do próprio relé pode-se entrar com ajustes; - verifica redundância para evitar operação indevida. Apesar das inúmera vantagens, existem algumas desvantagens

que, também, devem ser citadas: - necessita alimentação externa, ou seja, depende de um fonte de

energia que pode falhar; - necessita de climatização, para manter estabilidade e a

integridade de seus componentes; - rápida obsolescência devido ao avanço tecnológico contínuo; - dependência de um único aparelho com muitas funções

concentradas, na falha do relé inúmeras proteções falharão junto; - sujeito a interferência eletromagnética; - problemas com compatibilidade de protocolos de comunicação

com outros equipamentos na rede de comunicação; - requer aterramento muito baixo. A figura 2.49 mostra um relé digital corriqueiro.

Figura 2.49 - Relé digital.

Fonte: http://www.grameyer.com.br.

102

2.3.10 Transformador de potência

O transformador é um equipamento de operação estática que, por meio da indução eletromagnética, transfere energia de um circuito (chamado primário) para outro circuito (chamado secundário), em mesma frequência, porém, em tensões e correntes diferentes.

A aplicação de interesse do transformador para as subestações de consumidor é a redução da tensão primária (no caso, entre 1 e 36,2 kV) para a tensão de uso (no caso, 380 V de linha).

Uma das principais características que classificam um transformador é o meio isolante. De maneira geral, há dois grupos de transformadores: transformador em líquido isolante e transformador a seco.

Transformador em líquido isolante É, ainda, o mais presente em sistemas de distribuição de força e,

também, é muito presente em plantas industriais, públicas, entre outras. Os líquidos isolantes são destinados à refrigeração dos transformadores, isso ocorre através da transferência do calor gerado por efeito Joule nas bobinas até as paredes do tanque.

De maneira geral, existem dois tipos de líquidos isolantes que são bastante usados em transformadores. O óleo mineral e o silicone. O ascarel, um outro tipo de óleo, já foi muito utilizado, mas seu uso é atualmente proibido em território nacional.

Óleo mineral É o fluído mais utilizado em transformadores de distribuição e

nos de força. Sua origem reside em um processo químico de fracionamento do petróleo. Este óleo apresenta baixo ponto de combustão, e isso é uma das suas principais desvantagens (se comparado ao silicone ou a solução a seco ). O risco de incêndios existe e o óleo pode servir de material combustível e propagador.

O óleo mineral deve estar livre de impurezas, tais como umidade, poeiras e qualquer outra partícula que possa afetar sua rigidez dielétrica, que não deve ser inferior a 30 kV/mm. De qualquer maneira, o próprio passar do tempo piora o desempenho do óleo, que passa o produzir alguns ácidos prejudiciais aos materiais isolantes do transformador.

A operação em sobrecarga também é um dos fatores que influem na qualidade do óleo, pois as elevadas temperaturas, provenientes de

103

sobrecargas, degradam o óleo mineral. É válido citar que o contato do óleo com o ambiente (em operações de troca de taps, por exemplo) também atua na degradação do óleo .

Silicone Este fluído é constituído de polímero sintético, cujo principal

elemento é o silício. É um líquido incolor, apresenta boa estabilidade térmica, não é tóxico e é quimicamente inerte.

A temperatura de combustão deste fluído é em torno de 300º C e ele não propaga as chamas. Essas características anti fogo conferem a esse tipo de isolante forte indicação para o uso em ambientes próximos à pessoas. O maior problema ainda é o custo, se comparado ao óleo mineral.

Transformador a seco Este tipo de transformador utiliza o próprio ar ambiente para a

refrigeração. Este processo ocorre devido aos grandes canais de ventilação que são deixados entre o núcleo de ferro e os enrolamentos secundários, e entre os secundários e os enrolamentos primários.

O transformador a seco é mais seguro nos quesitos segurança e meio ambiente que os transformadores a líquido isolante, pois não apresenta volumes consideráveis de material combustível ou poluente. Por isso, é fortemente indicado para instalações com riscos iminentes de incêndio e para uso próximo à pessoas.

O custo ainda é um pouco mais elevado que o de transformadores a líquido isolante, porém, ele vem caindo devido a evolução tecnológica. É comum encontrar transformadores a seco em subestações de consumidor de média tensão. A própria UFSC apresenta algumas unidades deste referido transformador.

A figura 2.50 apresenta um exemplar do transformador a seco.

104

Figura 2.50 - Transformador a seco.


Características elétricas Os transformadores possuem características elétricas particulares

e a NBR 5356/81 ( Transformadores de Potência - Especificação) especifica muitas delas. A seguir, serão citadas as mais relevantes para o entendimento do transformador.

Potência nominal Segundo a norma, a potência nominal é o valor convencional da

potência aparente que serve de base ao projeto, aos ensaios, às garantido fabricante e que determina a corrente nominal que circula, sob tensão nominal, nas condições específicas.


Os transformadores possuem características elétricas particulares Especificação)

pecifica muitas delas. A seguir, serão citadas as mais relevantes para o

Segundo a norma, a potência nominal é o valor convencional da às garantias

do fabricante e que determina a corrente nominal que circula, sob tensão

105

De modo genérico, os transformadores que apresentam potência nominal mais elevada, apresentam rendimentos maiores, quando comparados aos transformadores de menor potência nominal.

Tensão nominal É a tensão que o transformador foi projetado para receber em seus

terminais de linha dos enrolamentos. Nos transformadores trifásicos, quando as bobinas são ligadas em triângulo, a tensão nominal dos enrolamentos coincide com a tensão nominal. Porém, quando as bobinas são ligadas em estrela, a tensão nominal dos enrolamentos é √3 vezes menor que a tensão nominal do transformador.

Tensão suportável de impulso Impulso de tensão que o transformador deve aguentar sem que

sejam apresentadas evidencias de falha do equipamento. As especificações do ensaio estão contidas na NBR 5356-3 - Transformadores de potência.

Corrente nominal É a corrente que deve circular no terminal de linha dos

enrolamentos. Seu valor pode ser calculado pela eq. 2.18 e eq. 2.19. - para transformadores monofásicos (fase-neutro) ou bifásicos

(fase-fase): 76 0*'*' (A) Eq. 2.18

- para transformadores trifásicos: 76 0*'√a∗*' (A) Eq. 2.19

E76 (kVA) - potência nominal do transformador; 76(kV) - tensão entre os terminais de linha do transformador.

106

Frequência nominal É a frequência com a qual foram determinados todos os

parâmetros elétricos do transformador. Esta frequência deve ser a mesma da rede em que o transformador vai operar.

Rendimento Este parâmetro relaciona o potência elétrica injetada na entrada e

a potência apresentada na saída. Ou seja, diferenças entre os valores de entrada e saída sinalizam perdas. O rendimento é dado pela eq. 2.20.

L 00C Eq. 2.20

E (kVA) - potência absorvida pelo secundário; ED (kVA) - potência absorvida pelo primário. De maneira mais completa, a eq. 2.21 permite calcular o

rendimento do transformador, considerando o fator de potência da carga, o fator de carga e as perdas do equipamento.

L 100 −VOO∗i0eBjk&I∗0&lk&∗0mn∗opqΨj0eBjk&I∗0& Eq. 2.21

Ef> (kW) - perdas no ferro, compreende as perdas por correntes Foucault e por histerese; 5 - fator de carga do período em que se está analisando o rendimento do transformador; E5 (kW) - perdas nos enrolamentos de cobre; cosΨ - fator de potência da carga; Evw (kVA) - potência nominal do transformador.

A tabela 2.9 apresenta o rendimento percentual de um

transformador em função de sua potência nominal, do fator de potência igual a 0,85, das perdas normalizadas pela ABNT e de um fator de carga igual a 1.

Tabela 2.9 - Rendimento de transformadores (FC = 1 e FP = 0,85).


Vale citar que o fator de carga é o resultado da divisão da demanda média pela demanda máxima, ou seja, ele indica o perfil de solicitação da rede. É válido citar que, em muitos casos, os transformadores de distribuição são dimensionados para fator de cargigual a 0,5. Isso permite uma redução do custo de fabricação do transformador. Porém, se o transformador for destinado a uma instalação cujo fator de carga é alto e a carga se mantém praticamente constante ao longo do tempo, deve-se especificar um transfapresente maior rendimento perto da carga nominal. É importante lembrar que todas as afirmações anteriores vão de encontro com a eq. 2.21 e outras conclusões podem ser tiradas a partir da mesma.

Regulação A regulação representa a variação de tensão no secundário do

transformador, desde o seu funcionamento em vazio até a plena carga, considerando a tensão primária constante. A eq. 2.22 maneira simplificada, a regulação de um transformador.

? (x&)2VOOx (%) Eq. 2.22

y (V) - tensão no secundário a vazio; 5 (V) - tensão no secundário em plena carga.

107

Rendimento de transformadores (FC = 1 e FP = 0,85).


Vale citar que o fator de carga é o resultado da divisão da u seja, ele indica o perfil de

válido citar que, em muitos casos, os transformadores de distribuição são dimensionados para fator de carga igual a 0,5. Isso permite uma redução do custo de fabricação do transformador. Porém, se o transformador for destinado a uma instalação cujo fator de carga é alto e a carga se mantém praticamente

se especificar um transformador que apresente maior rendimento perto da carga nominal. É importante lembrar que todas as afirmações anteriores vão de encontro com a

a partir da mesma.

A regulação representa a variação de tensão no secundário do transformador, desde o seu funcionamento em vazio até a plena carga,

eq. 2.22 expressa, de r.

22

108

A regulação sinaliza quanto há de queda de tensão interna em um transformado, assim, quanto menor a regulação, melhor é o transformador.

Impedância percentual Representa numericamente a impedância do transformador em

percentagem da tensão de ensaio de curto-circuito, em relação à tensão nominal. É medida através de um curto-circuito nos terminais secundários e aplicando-se uma tensão nos terminais primários que faça circular a corrente nominal nesse enrolamento. A eq. 2.23 representa a impedância percentual.

D6 *&&C*C' ∗ 100 (%) Eq. 2.23

755D (V) - tensão nominal de curto-circuito, aplicada aos

terminais do enrolamento primário; 7D6 (V) - tensão nominal primária do transformador; D6(%) - impedância percentual, ou tensão nominal de curto-

circuito. A tabela 2.10 apresenta as principais características elétricas dos

transformadores de potência da classe 15 kV.

Tabela 2.10 - Características transformadores a óleo classe 15 kV.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Deslocamento angular É o ângulo de deslocamento que existe entre os fasores d

tensões secundárias em relação aos fasores das tensõesângulo depende da polaridade do transformador e do esquema de das bobinas.

A tabela 2.11 apresenta algumas configurações de ligações de bobinas primárias e secundárias e o deslocamento angular causado. Na nomenclatura apresentada na tabela, a primeira letra maiúscula representa a ligação primária, em que "D" é a ligação em triângulo (ou delta), "Y" é a ligação em estrela. A segunda letra, minúscula, representa a ligação secundária, em que "d" é a ligação em triângulo (ou delta), "y" é a ligação em estrela e "z" é a ligação em ziguezague. O número que precede as letras representa a defasagem conseguida através da conexão das bobinas em diferentes ordens. Caso seja o número "1", há um defasamento de 30º, caso seja o "2", há um defasamento de 60º, e assim por diante.

109

Características transformadores a óleo classe 15 kV.


É o ângulo de deslocamento que existe entre os fasores das relação aos fasores das tensões primárias. Esse

depende da polaridade do transformador e do esquema de ligação

apresenta algumas configurações de ligações de binas primárias e secundárias e o deslocamento angular causado. Na

, a primeira letra maiúscula representa a ligação primária, em que "D" é a ligação em triângulo (ou

núscula, representa a ligação secundária, em que "d" é a ligação em triângulo (ou delta), "y" é a ligação em estrela e "z" é a ligação em ziguezague. O número que precede as letras representa a defasagem conseguida através da conexão

tes ordens. Caso seja o número "1", há um defasamento de 30º, caso seja o "2", há um defasamento de 60º, e assim

110

Tabela 2.11 - Defasamento angular de configurações clássicas.

Fonte: Manual de Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição. Especificação sumária Para a aquisição de um disjuntor é importante observar os

seguintes parâmetros: - tensão primária; - tensão secundária de linha e de fase; - derivações desejadas (taps); - potência nominal; - deslocamento angular; - número de fases (monobucha, monofásico, bifásico ou

trifásico); - tensão suportável de impulso; - impedância percentual.

2.3 Subestação UFSC Com o intuito de visualizar os conceitos e equipamentos até aqui

citados, uma subestação de consumidor de média tensão do campus Trindade da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) será apresentada.

Inicialmente, é interessante saber que a universidade apresenta, aproximadamente, quarenta subestações de média tensão no campus Trindade, e a maioria delas (vinte e três subestações) fazemuma fatura intitulada "Cidade Universitária". Esta fatura corresponde a um ponto de entrega em 13,8 kV, na categoria horo-sazonal (modalidade tarifária junto à CELESC). Este ponto, por sua vez,conectado à subestação chamada de CMD (Centro de Medição

Defasamento angular de configurações clássicas.

quipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição.

Para a aquisição de um disjuntor é importante observar os

número de fases (monobucha, monofásico, bifásico ou

Com o intuito de visualizar os conceitos e equipamentos até aqui do campus

Trindade da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) será

universidade apresenta, no campus m parte de

corresponde a sazonal verde

, por sua vez, é Centro de Medição), onde

111

são feitas as medições da concessionária e onde há, também, um medidor de energia particular da universidade. Do CMD, a energia é derivada até outras subestações através de quatro saídas de linhas trifásicas de 13,8 kV (tensão de linha), ou seja, existe uma rede de média tensão da concessionária, que chega ao ponto de entrega, e uma rede de média tensão interna da universidade, que alimenta as vinte e três subestações que estão na fatura "Cidade Universitária".

A subestação que será apresentada é localizada próxima a reitoria da UFSC, mais especificamente, próxima a um bloco civil (chamado "bloco B") do curso de Engenharia Mecânica (EMC). Essa proximidade lhe conferiu a identificação subestação "EMC Externa", identificação usada pelos funcionários e envolvidos com o sistema elétrico da universidade. Apesar desta nomenclatura, a subestação não atende apenas as cargas do bloco B da Engenharia Mecânica. Os prédios de salas da Engenharia Sanitária e Ambiental e da Engenharia de Produção também são atendidos por esta subestação. A figura 6.3, anexa, apresenta geograficamente as cargas atendidas pela subestação.

A EMC Externa é alimentada por uma linha trifásica de 13,8 kV (tensão de linha) proveniente do CMD por vias subterrâneas. O caminho percorrido pela linha de média tensão até a subestação está em anexo, na figura 6.1. Esta mesma linha de média, após entrar na EMC Externa, deriva em outras duas linhas trifásicas para alimentar outras duas subestações, uma intitulada "EMC Interna" e a outra intitulada "CTC".

A subestação EMC Externa apresenta quatro transformadores para alimentar as suas cargas. Um transformador de 225 kVA, um de 300 kVA, um de 500 kVA e um de 750 kVA. Um diagrama unifilar ilustrativo está em anexo, na figura 6.2.

Através de fotos, serão apresentados os equipamentos e a visão geral da subestação EMC Externa. A metodologia adotada é a de apresentar as fotos em sequência de forma a acompanhar as linhas média tensão no caminho entre o ramal de entrada até os quadros de força .

Vale citar que as fotos foram tiradas pela equipe da Coordenadoria de Planejamento de Recursos e Ocupação Física (CPROF) da UFSC em visitas a subestação. Visitas, essas, que foram feitas por duas ou mais pessoas habilitadas da equipe.

Inicialmente, a figura 2.51 apresenta a entrada da subestação. É possível notar que trata-se de uma subestação de instalação interior, em alvenaria. Historicamente, sabe-se que foi preciso o aterramento do terreno por tratar-se de uma região passível de inundações. Assim, a

112

subestação foi construída com uma certa elevação em relação as regiões vizinhas, como nota-se na figura 2.51.

Figura 2.51 - Entrada da subestação EMC Externa.

Fonte: Arquivos CPROF.

A figura 2.52 apresenta o cubículo do ramal de entrada da

subestação. Vale citar que a subestação não apresenta medição da concessionária, visto que a medição é feita na subestação CMD. A seta 3 indica os cabos provenientes, subterraneamente, da subestação CMD. Estes cabos encontram as muflas (de corpo polimérico), indicadas pela seta 1, e saem, agora em condutores nus, como mostra a seta 2, para alimentar a subestação. É interessante notar o aterramento das muflas, que é indicado pela seta 4.

Figura 2.52 - Ramal de entrada da subestação EMC Externa.


A figura 2.53 apresenta o cubículo a partir do qual há aramificação das linhas de 13,8 kV que seguem para a subestação CTC. Os condutores são provenientes do cubículo de entrada da EMC Externa através de vias aéreas suportadas por buchas de apoio, e chegam seccionadora ( 400 A, 15 kV) com fusíveis (160 A), indicada pela seta

Já a figura 2.54 apresenta os fusíveis (160 A) seccionadora, seta 1. Na sequência, os condutores nus são conectados, através das muflas (seta 2), aos cabos que vão a subválido citar que tanto os cabos, quanto as partes metálicas, são aterrados, como indica a seta 4. A seta 3 indica as buchas de apoio.

113

Ramal de entrada da subestação EMC Externa.

ir do qual há a para a subestação CTC.

Os condutores são provenientes do cubículo de entrada da EMC Externa através de vias aéreas suportadas por buchas de apoio, e chegam à chave

indicada pela seta 1. (160 A) da chave

, os condutores nus são conectados, através das muflas (seta 2), aos cabos que vão a subestação CTC. É válido citar que tanto os cabos, quanto as partes metálicas, são aterrados,

buchas de apoio.

114

Figura 2.53 - Cubículo de ramificação, saída para a subestação CTC.


Figura 2.54 - Cubículo de ramificação.


tação CTC.

A figura 2.55 apresenta o cubículo de disjunção. Os condutores nus chegam aereamente e se conectam à chave seccionadora manual(400 A, 15 kV), seta 1. A mesma apresenta a câmara especial para extinção de arco elétrico, próxima à extremidade da seta 1de uma subestação relativamente antiga, ainda são encontradoprimários de sobrecorrente, indicados pela seta 2. Este tipo de relé não é mais permitido por norma.

A seta 3 sinaliza o disjuntor, que é da AEG, tecnologia PVO (pequeno volume de óleo), classe 15kv, corrente nominal de 90 A

Uma das buchas de apoio é indicada pela seta 4 e aaterramento dos equipamentos e partes metálicas do cubículo.

Figura 2.55 - Cubículo de disjunção da EMC Externa.


A figura 2.56 apresenta um dos cubículos de transformação da

EMC Externa. Este cubículo abriga o transformador de maior potência da subestação, um transformador da marca ABB, a óleokVA, indicado pela seta 5. É interessante notar a presença das haletas para refrigeração.

Os condutores de 13,8 kV chegam ao cubículo pela parte superior, apoiados pelas buchas ("corpo" em porcelana vitrificada)

115

apresenta o cubículo de disjunção. Os condutores gam aereamente e se conectam à chave seccionadora manual

, seta 1. A mesma apresenta a câmara especial para extremidade da seta 1. Por se tratar

antiga, ainda são encontrados os relés , indicados pela seta 2. Este tipo de relé não é

EG, tecnologia PVO , corrente nominal de 90 A.

apoio é indicada pela seta 4 e a seta 5 indica o aterramento dos equipamentos e partes metálicas do cubículo.

Cubículo de disjunção da EMC Externa.

apresenta um dos cubículos de transformação da EMC Externa. Este cubículo abriga o transformador de maior potência

a óleo mineral, de 750 e notar a presença das haletas

Os condutores de 13,8 kV chegam ao cubículo pela parte ("corpo" em porcelana vitrificada),

116

indicadas pela seta 1. Em sequência, os condutores são seccionados na chave seccionadora (400 A, 15 kV) com fusível (50 A), indicada pela seta 2, cujos fusíveis são indicados pela seta 3. Ainda na forma de condutores nus e rígidos, os condutores chegam ao transformador e são conectados a ele através de buchas de equipamentos, indicadas p4.

A seta 6 indica os cabos de saída do transformador. Percebeque são mais de um cabo por fase e de neutro, isto se deve ao fato da requisição de corrente. Se toda a corrente fornecida pelo transformador percorre-se cabos únicos, eles seriam de grande secção, o que não éeconômico, muito menos prático.

Figura 2.56 - Cubículo de transformação EMC Externa.


A figura 2.57 apresenta uma visão geral da parte interna da

subestação. A seta 1 indica um dos quadros de força (QGF) presente na EMC Externa. Há um QGF que está mais a esquerda e não aparece na foto. Cada um dos QGFs correspondem a um dos transformadoressubestação, ou seja, cada transformador alimenta um dos quadros.

A seta 2 indica a localização de medidores de energia. Estes medidores estão localizadas fora dos quadros, porém, há

indicadas pela seta 1. Em sequência, os condutores são seccionados na , indicada pela

Ainda na forma de condutores nus e rígidos, os condutores chegam ao transformador e são conectados a ele através de buchas de equipamentos, indicadas pela seta

A seta 6 indica os cabos de saída do transformador. Percebe-se que são mais de um cabo por fase e de neutro, isto se deve ao fato da requisição de corrente. Se toda a corrente fornecida pelo transformador

e grande secção, o que não é nem

Cubículo de transformação EMC Externa.

apresenta uma visão geral da parte interna da subestação. A seta 1 indica um dos quadros de força (QGF) presente na EMC Externa. Há um QGF que está mais a esquerda e não aparece na

transformadores da ação, ou seja, cada transformador alimenta um dos quadros. A seta 2 indica a localização de medidores de energia. Estes

medidores estão localizadas fora dos quadros, porém, há

transformadores de corrente nos barramentos de cada quadro para executar as leituras. Os medidores medem grandezas relacionadas a cada um dos quadros e, consequentemente, cada um dos transformadores. As leituras feitas por esses aparelhos são de elevada importância para o acompanhamento do funcionamento da subestação.

Em relação a parte construtiva da subestação, podehá saídas de ar na parte superior, como indica a seta 3, e canaletas pelas quais os secundários dos transformadores são ligados aos quadros de força, seta 4.

Figura 2.57 - Visão geral da parte interna da EMC Externa.


117

transformadores de corrente nos barramentos de cada quadro para turas. Os medidores medem grandezas relacionadas a cada

um dos quadros e, consequentemente, cada um dos transformadores. As leituras feitas por esses aparelhos são de elevada importância para o

rte construtiva da subestação, pode-se notar que há saídas de ar na parte superior, como indica a seta 3, e canaletas pelas quais os secundários dos transformadores são ligados aos quadros de

Visão geral da parte interna da EMC Externa.

118

3. Monitoramento

A principio, é importante definir o que a palavra monitoramento significa no contexto deste trabalho acadêmico. Monitorar é, literalmente, acompanhar algum processo, de forma presencial ou remota. No caso deste trabalho, o interesse é entender como é possível se comunicar (receber e enviar informações) com uma subestação remota, ou seja, pretende-se saber como (meios físicos e interfaces) monitorar uma subestação de consumidor.

Neste capítulo, pretende-se discutir as razões de efetuar o monitoramento de uma subestação de consumidor e soluções técnicas para realizá-lo. É válido citar que o campo de monitoramento abrange inúmeras soluções, equipamentos e protocolos. Então, como é impossível abordar a todos, os mais corriqueiros e comerciais serão apresentados. Para chegar a essas soluções mais usuais atualmente, foi realizada uma pesquisa de mercado com empresas nacionais e, também, foi estudado o sistema de monitoramento que existe na Universidade Federal de Santa Catarina.

3.1 Justificativas para monitorar

Para optar-se pelo monitoramento de subestações de consumidor, é natural que sejam procuradas as vantagens com essa ação.

Inicialmente, sabe-se que as subestações apresentam elevado custo em uma instalação, assim, espera-se o bom funcionamento das mesmas. O monitoramento pode sinalizar problemas com o funcionamento geral da subestação e, a partir de providências tomadas, muito dinheiro pode ser economizado. A exemplo, evitar que equipamentos se danifiquem. Outro exemplo são as cargas que devem ser alimentadas continuamente, de forma confiável, pois uma falha em uma subestação que alimenta uma linha produtiva, por exemplo, também gera muitos gastos indiretos.

Contudo, não é só o aspecto econômico que importa. Como as subestações alimentam cargas muitas vezes de extrema importância, como hospitais, universidades, sistemas de segurança, entre outros, é evidente que a continuidade do fornecimento está diretamente ligada ao bem estar das pessoas inseridas no contexto de determinada subestação. E, de maneira geral, os aspectos técnicos englobam os demais, pois uma subestação que funciona de forma eficiente, com os equipamentos adequadamente em funcionamento, com níveis de umidade e temperatura monitorados e controlados, entre outros aspectos, é uma

119

subestação, também, eficiente economicamente, é uma subestação confiável e uma subestação segura (que não coloca em risco a vida de pessoas).

Em uma planta fabril ou de uma universidade (apenas exemplos), podem existir mais de uma subestação de consumidor. Então, outro aspecto técnico é a localização de falhas em uma planta. Isto é de extrema importância para focalizar as atenções da equipe de manutenção e eliminar o mais rápido possível uma falha. Novamente, a confiabilidade do sistema é ajudada pelo monitoramento.

Um outro aspecto interessante que justifica o monitoramento, é um aspecto técnico/administrativo, a citar, conhecer o perfil de consumo de uma grande unidade consumidora. Com o monitoramento, é possível obter várias informações sobre a forma com que é consumida a energia elétrica e, a partir dessas informações, medidas administrativas podem ser tomadas, como o rateio de custos. É válido citar que só é possível administrar o que é possível medir.

Embora uma rede de monitoramento soe como uma rede passiva, para receber informações, ela pode ser usada para enviar comandos às subestações. A citar, é possível comandar equipamentos, como chaves, contactores e disjuntores eletrônicos. Esse comando remoto pode ser usado para estabelecer um controle de cargas, que consiste em desligar cargas quando limites de corrente e tensão estão na eminência de excederem valores pré-determinados, como valores de corrente nominal de disjuntores ou valores de contrato de demanda junto a concessionária.

Citadas as motivações gerais, pode-se citar as principais motivações de forma mais específica, que são: acompanhamento dos equipamentos; localização de descontinuidades; análise do perfil de consumo e controle de demanda. Estas motivações de cunho mais técnico serão apresentadas nos tópicos seguintes.

Acompanhamento dos equipamentos Quando os equipamentos presentes na subestação podem ser

monitorados de maneira instantânea (ou quase instantânea) é possível avaliar o funcionamento dos mesmos e prever alguma manutenção. Assim, é possível alcançar segurança e eficiência para a subestação.

Pode-se dizer, genericamente, que o transformador é o principal equipamento de um subestação de consumidor, pois ele atua diretamente em uma das principais finalidades da subestação, que é reduzir a tensão a valores aplicáveis. Então, ele é uma das prioridades a se monitorar.

120

Existem diversos equipamentos que medem importantes parâmetros do transformador. Pode-se citar o supervisor de temperatura de óleo e enrolamento (para transformadores a óleo), o supervisor de temperatura para transformadores a seco e os supervisores de temperatura das buchas.

Os próprios medidores de energia podem sinalizar as condições a que estão submetidos o(s) transformador(es) de uma subestação. Por exemplo, se um medidor de energia é instalado em um barramento que é alimentado por um único transformador, é possível, através das leituras de potência, saber se este transformador está operando dentro do limite de sua potência nominal. Também, é possível avaliar como o transformador é solicitado durante vários períodos de tempo (visto que os medidores fazem leituras quase instantâneas que podem ser armazenadas) e, assim, determinar se é preciso dividir cargas com outros transformadores. A sinalização que o medidor fornece é muito relevante no caso de uma ampliação da planta fabril (por exemplo), pois poderá ser avaliado em qual transformador conectar mais carga ou, até mesmo, a necessidade de novos transformadores.

Localização de descontinuidade É possível que um consumidor possua mais de uma subestação

em sua planta ou, mais comunmente, possua uma subestação com mais de um transformador, ou, ainda, quase que inevitavelmente, possua mais de uma carga alimentada por um certo transformador. Assim, na ocorrência de alguma descontinuidade (perda de alimentação), será preciso identificar onde ela ocorreu. Isso pode ser feito através do monitoramento. Com a precisa localização de uma falha6, o tempo sem alimentação tende a tornar-se curto.

Existem equipamentos que monitoram o contato de disjuntores e chaves seccionadoras, por exemplo. Assim, pode-se saber se um disjuntor ou chave está aberto ou fechado. No caso de um desarme, isto pode ser reportado via monitoramento e, sabendo-se qual equipamento atuou, é possível localizar a falha.

Os medidores de energia, equipamentos muito presentes nas subestações de consumidor, são equipamentos que também podem ajudar na localização de descontinuidades. Através das leituras quase instantâneas que eles efetuam da potência de um determinado ponto,

6Neste contexto, falha é unicamente uma descontinuidade do fornecimento de energia elétrica.

121

pode-se determinar se tal ponto está, ou não, sendo percorrido por energia elétrica. É valido citar que mesmo circuitos quase sem cargas vão apresentar, ainda que muito pequenas, leituras de potência, isso devido a correntes de magnetização e reativos. Leituras de potência totalmente zeradas são evidências fortes de uma descontinuidade.

Análise do perfil de consumo Através do monitoramento, é possível avaliar o perfil de consumo

das cargas alimentadas pela subestação. Isso pode ser feito através dos medidores de energia, pois os mesmos obtém informações quase instantâneas de consumo (kWh), potência (kW), além de outras medidas, e, assim, é possível avaliar a carga durante vários períodos de tempo.

A análise que é possível em cima dos dados de um medidor de energia é importante para quesitos tanto administrativos, quanto técnicos.

Administrativamente, é interessante conhecer a origem dos gastos com energia elétrica. Por exemplo, identificar qual seção da fábrica ou ala da universidade (exemplos) consomem mais e, assim, fazer algum tipo de rateio.

Tecnicamente, é importante conhecer o perfil de consumo para avaliar riscos e buscar o uso eficiente da instalação. Por exemplo, conhecer quando ocorrem as máximas de demanda e o valor das mesmas é totalmente relevante para se realizar os contratos junto a concessionária e, também, para dimensionar os equipamentos, como o próprio transformador. Da mesma forma, quando se sabe onde e quando ocorrem as demandas mais altas de uma planta fabril (por exemplo), é possível serem realizadas medidas locais, como tentativa de mudança de perfil (acionar máquinas em diferentes momentos) e campanhas de racionalização. O conhecimento do consumo e demanda sinaliza de maneira clara se uma subestação está bem dimensionada e trabalha de forma eficiente.

Controle de cargas As justificativas até aqui apresentadas para estabelecer um

monitoramento de uma subestação de consumidor, se relacionavam ao acompanhamento de informações provenientes de sensores, porém, a rede de monitoramento pode, também, enviar informações rumo ao seu objeto monitorado. Através desses comandos enviados, é possível que

122

equipamentos sejam controlados. Uma das principais aplicações é o controle de cargas.

De maneira geral, o controle de cargas é a possibilidade de permitir, ou não, a continuidade de alguma carga elétrica. Isto é feito, geralmente, através de relés.

A importância do controle de cargas reside na possibilidade de se evitar condições não desejáveis de operação. A citar: a operação de transformadores muito acima de sua potência nominal, o que danificaria os mesmos; a operação em correntes próximas às nominais dos disjuntores, o que colocaria o sistema em iminência de um desligamento geral; excesso da demanda contratada junto a concessionária, o que acarreta perdas monetárias; controle de consumo, para redução de gastos; desligamento remoto de cargas consideradas perigosas em determinada situação, por exemplo na iminência de um incêndio; o controle de fator de potência, através da conexão ou remoção de reativos; entre outros motivos.

Todos os equipamentos citados nos tópicos anteriores, como os

medidores de energia e os sensores de variados tipos, precisam enviar suas informações à alguma central para que elas possam estar constantemente sendo acompanhadas por responsáveis pelas subestações. Então, é necessário conhecer formas para que essa troca de informações possa ocorrer.

Nos próximos subcapítulos, serão citados os meios físicos e interfaces mais usados para estabelecer essa comunicação entre equipamentos presentes em subestações de consumidor e alguma central responsável. Ou seja, meios para estabelecer o monitoramento.

Inicialmente, serão apresentados os meios físicos, no subcapítulo 3.2, que segue.

3.2 Meios físicos de transmissão

O meio utilizado para a transmissão dos dados da subestação é muito importante para o sucesso no monitoramento. A justificativa desta afirmação é que a qualidade e velocidade do envio das informações estão diretamente ligadas ao meio utilizado.

A transmissão guiada (via fios) é muito utilizada para o monitoramento de subestações de consumidor. Esse modelo de transmissão necessita de um meio físico para ocorrer. Alguns desses meios, os mais corriqueiros, serão citados em tópicos.

123

3.2.1 Cabo coaxial O cabo coaxial consiste de dois condutores cilíndricos, um

interno e outro externo, separados por um material dielétrico. A figura 3.1 apresenta um cabo coaxial genérico.

Figura 3.1 - Cabo coaxial.

Fonte: http://infoterabyte.blogspot.com.br.

Na figura 3.1, apresentada anteriormente, o fio mais interno é o

condutor central, que é envolvido por um material dielétrico. Em volta desse material dielétrico, há um cilindro trançado, cuja finalidade é evitar interferências externas. Por último, é vista uma camada de proteção, que reveste o cabo e o protege contra choques mecânicos.

A estrutura concêntrica do cabo coaxial foi projetada para suportar uma grande variedade de frequências e ser menos susceptível a interferências e linhas cruzadas.

Os cabos coaxiais são utilizados para a transmissão de sinais analógicos e digitais e, de maneira geral, podem ser usados para longas distâncias (talvez com o auxílio de repetidores) se comparados a outros meios. Porém, o desempenho deles é prejudicado pela atenuação, por ruídos térmicos e pela intermodulação (quando vários canais são usados através da técnica de modulação por frequência).

124

3.2.2 Cabo de par trançado O par trançado é um conjunto de dois fios entrelaçados com o

propósito de eliminar interferências eletromagnéticas de fontes externas, como, até mesmo, a interferência de outros pares vizinhos. Usualmente, vários pares são agregados e protegidos por uma cobertura plástica, formando os cabos de pares trançados. Estes cabos, são o meio guiado mais utilizado para redes de computadores e telefonia e, apesar de outras tecnologias emergentes, ainda é muito utilizado no monitoramento de subestações de consumidor. A figura 3.2 apresenta um cabo de pares trançados.

Figura 3.2 - Cabo de pares trançados

Fonte: http://placa-pai.blogspot.com.br.

Os cabos de pares trançados são, normalmente, classificados

conforme a sua blindagem para proteger contra interferências eletromagnéticas. A seguir, serão citados os principais grupos de cabos:

- UTP (Unshielded Twisted Pair): este tipo de cabo não possui

blindagem contra interferências eletromagnéticas. Apresenta, somente, uma capa plástica que agrega os pares do cabo. É um cabo com um custo benefício muito bom, se comparado às soluções com blindagem, e, devido a esse fator econômico, é amplamente aplicado nas redes usuais, como no monitoramento de subestações.

- FTP (Foiled Twisted Pair): a demanda das atuais aplicações

requerem uma maior taxa de transmissão com menor ruído, isso tem

incentivado a utilização do cabo FTP. Este cabo é uma derivação do cabo UTP e apresenta uma proteção metálica ao redor de todos os pares.

- STP (Shielded Twisted Pair): neste tipo de cabo, uma malha

protege cada par separadamente e uma malha global protege todo o conjunto de pares trançados. Devido a estas proteções, é um cabo mimune às interferências. Este cabo é mais caro que as soluções anteriores, mas, dependendo da aplicação, é a solução que deve ser usada.

Os cabos de pares trançados são classificados em categorias,

como mostra a tabela 3.1. Tabela 3.1 - Cabos de par trançado e exemplos de utilização.

Fonte: Redes de Comunicação e Computadores, Mário Dantas

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o é uma derivação do cabo UTP e apresenta uma proteção metálica ao redor de todos os pares.

): neste tipo de cabo, uma malha protege cada par separadamente e uma malha global protege todo o

as proteções, é um cabo mais e cabo é mais caro que as soluções

anteriores, mas, dependendo da aplicação, é a solução que deve ser

Os cabos de pares trançados são classificados em categorias,

Cabos de par trançado e exemplos de utilização.

Mário Dantas.

126

3.2.3 Cabo de fibra ótica O cabeamento de fibra ótica, como mídia de comunicação,

oferece várias vantagens quando comparado com o cabeamento de cobre. A citar, o seu transporte com grande largura de banda e a sua baixa atenuação. Em adição, a mídia ótica não é afetada e, também, não emite ruídos elétricos com altas frequências.

O cabo de fibra ótica emprega o vidro como meio para que pulsos de luz sejam transportados, e estes cabos podem percorrer longas distâncias, porém, existem alguns limitantes: os equipamentos eletrônicos que enviam os dados ainda não aproveitam todos os recursos que o meio físico oferece; a complexidade das junções, que são de difícil instalação e limitam as taxas de transferência; o preço, pois esta solução é, ainda, mais cara que as soluções de cobre; entre outros.

Diante dos limitantes do cabo ótico, uma alternativa atual são os com núcleo feito de plástico, os chamados POF (Plastic Optical Fiber). Esta alternativa apresenta custo reduzido e conectores de mais fácil manuseio (comparado ao cabo com núcleo de vidro). Porém, existem as desvantagens, como a menor distância e menor capacidade de transmissão.

As fibras óticas utilizadas nas redes são classificadas de acordo com a forma que a luz trafega no cabo. Existem as fibras monomodo e as multimodo.

Na fibra monomodo, um único sinal de luz é transportado de uma forma direta no núcleo do cabo. O sinal pode atingir distâncias maiores se comparado a fibra multimodo.

Na fibra multimodo, o sinal de luz sofre refrações durante o trajeto. Essa refração pode ser considerada índice degrau ou índice gradual, como mostra a figura 3.3.

A figura 3.4 apresenta um modelo de cabo ótico genérico para a análise das partes componentes.

Figura 3.3 - Refração da luz no interior da fibra ótica.

Fonte: Redes de Comunicação e Computadores, Mário Dantas

Figura 3.4 - Cabo ótico ilustrativo.

Fonte: http://www.telecocable.es.

As partes do cabo serão citadas nos tópicos a seguir. - O núcleo, que pode ser de vidro ou plástico (POF), é o canal por

onde o sinal de luz deverá se propagar;

127

luz no interior da fibra ótica.

Mário Dantas.

As partes do cabo serão citadas nos tópicos a seguir.

O núcleo, que pode ser de vidro ou plástico (POF), é o canal por

128

- O isolamento é composto de vidro e tem a função de manter a luz no núcleo. Seu índice de refração é menor que o índice do núcleo;

- O filme é a camada que protege a nível de revestimento. Esta

camada pode ser constituída de um material termoplástico, em cabos mais grossos, ou utilizar um material gel, em cabos flexíveis;

- Os elementos estiradores são empregados para uma maior

proteção dos cabos durante a instalação dos mesmos e evitam que ocorram mudanças devido às variações de temperatura;

- A cobertura é a proteção final do cabo. Atua na proteção contra

choques mecânicos e intempéries. Existem, também, os meio nas guiados, que utilizam, em geral, o

ar para acontecer. A seguir serão citados os mais usuais na prática do monitoramento de subestações de consumidor.

3.2.4 Transmissão Wi-Fi

O termo Wi-Fi é tido como uma abreviatura do termo inglês Wireless Fidelity, ou seja, fidelidade sem fio, e é usado para se referir a uma rede local sem fio (WLAN - Wireless Local Area Network). Esta tecnologia é baseada nas recomendações IEEE 802.11, que tratam de um conjunto de especificações técnicas emitidas pelo Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) referentes à comunicação sem fio.

A rede Wi-Fi funciona por meio de ondas de rádio. Elas são transmitidas por meio de um adaptador, o roteador, que recebe os sinais provenientes de outros equipamentos, decodifica e os emite a partir de uma antena. O outro dispositivo da rede, ao qual devem ser enviadas as informações, deve possuir uma antena receptora.

O raio de ação de uma rede Wi-Fi é variável, de acordo com o roteador e a antena utilizada. Essa distância pode variar de 100 metros até 300 metros (ou mais). Para o escopo deste trabalho, as antenas não podem ser muito grandes, visto que elas estarão em ambientes com limitações de espaço, e, assim, o raio de cobertura não será o máximo que a tecnologia pode alcançar.

Este tipo de comunicação é estabelecida na faixa de frequência de 5,15 GHz e 5,825 GHz , que está dentro das faixa industriais que não necessitam de licença para instalação e/ou operação, segundo a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel).

A figura 3.5 apresenta um esquema do funcionamento da tecnologia Wi-Fi em redes locais.

Figura 3.5 - Esquema rede Wi-Fi.

Fonte: Confeccionado pelo autor.

No caso do monitoramento de subestações de consumidor, a tecnologia Wi-Fi pode ser empregada na transmissão das leituras dos medidores e sensores que estão na subestação até algum ponto central do monitoramento, ou até algum ponto de conexão com a rede de monitoramento, ou seja, é possível enviar as informações de dentro da subestação até algum computador que monitora ela, ou até algum switch que conectaria essas informações a rede de monitoramento, que pode ser de meio guiado até a central. Desta forma, o Wi-Fi pode ser usado como o meio único de transmissão, ou como parte integrante de uma rede maior de monitoramento.

É válido citar que em algumas subestações é difícil construir dutos para a comunicação guiada até a central ou ao ponto de ligação com a rede de monitoramento, então, o Wi-Fi é ótima solução.

Em geral, os equipamentos Wi-Fi são desenhados para o padrão Ethernet, ou seja, os sinais dos medidores e sensores (que em grande maioria estão no padrão RS 485) precisam ser convertidos e, então, enviados via Wi-Fi. De maneira geral, este processo é muito simples e existem muitos conversores para essa tarefa.

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esquema do funcionamento da

No caso do monitoramento de subestações de consumidor, a de ser empregada na transmissão das leituras dos

medidores e sensores que estão na subestação até algum ponto central do monitoramento, ou até algum ponto de conexão com a rede de

enviar as informações de dentro da ação até algum computador que monitora ela, ou até algum switch

que conectaria essas informações a rede de monitoramento, que pode ser Fi pode ser usado como

nte de uma rede

É válido citar que em algumas subestações é difícil construir dutos para a comunicação guiada até a central ou ao ponto de ligação

Fi é ótima solução. Fi são desenhados para o padrão

Ethernet, ou seja, os sinais dos medidores e sensores (que em grande maioria estão no padrão RS 485) precisam ser convertidos e, então,

Fi. De maneira geral, este processo é muito simples e

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3.2.5 GSM A sigla GSM é referente à Global System for Mobile

Communications, ou Sistema Global para Comunicações Móveis. Essa tecnologia móvel é o padrão mais popular para telefones celulares do mundo. A GSM apresenta sinal e canais de voz digitais e é visto como um sistema de telefone celular de segunda geração (2G). A transmissão se dá através de antenas emissoras e receptoras.

A tecnologia GSM apresenta um dispositivo chamado SIM (Subscriber Identity Module, ou Módulo de Identificação do Assinante). O cartão SIM, ou chip, armazena informações referentes à linha telefônica e ao usuário, como número, operadora, lista de contatos, entre outros.

Redes GSM podem operar em diversas frequências, sendo as faixas de 900 MHz, 1800 MHz e 1900 MHz as mais comuns. A faixa escolhida varia de acordo com o país e com a operadora.

Já o GPRS refere-se à General Packet Radio Service, ou Padrão de Transmissão de Rádio por Pacote. Essa tecnologia é, grosseiramente, uma extensão da tecnologia GSM. Sua principal função é a transferência de dados, mais precisamente, a comunicação com a internet, dada a sua compatibilidade com o protocolo IP.

Em relação ao monitoramento de subestações de consumidor, as tecnologias GSM/GPRS são usadas para que informações provindas das subestações sejam enviadas direto para a internet. A partir dos dados estarem na internet, eles podem ser acessados de qualquer lugar que tenha acesso a essa grande rede. Isso é muito útil em vários casos em que a subestação está distante da central de monitoramento e existe cobertura, de pelo menos uma, das operadoras de celular. Essa solução evita a necessidade de cabeamento e qualquer estrutura que as redes guiadas exigem. Apenas são usados conversores do padrão RS 485, mais comum dos equipamentos de medição, para o padrão GSM/GPRS e, então, os dados são hospedados em algum servidor na internet. Este servidor e o serviço de hospedagem podem gerar algum custo. Comercialmente, as empresas oferecem junto à venda dos conversores GSM/GPRS os serviços de servidor e hospedagem, com custos mensais.

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3.3 Interfaces

Neste trabalho acadêmico, as interfaces são as formas como se estabelece a comunicação através de um meio ou como ela é organizada. Não trata-se apenas de parâmetros físicos (como tensões, correntes, tipos de condutores, etc.) mas, também, de meios organizacionais de estabelecer a troca de informações entre os equipamentos envolvidos em uma rede de monitoramento.

A seguir, serão citadas as principais interfaces sob as quais acontece o monitoramento de subestações de consumidor. 3.3.1 RS-485

A nomenclatura RS-485, cujo nome original é TIA/EIA-485, é referente a uma interface de comunicação que transporta sinais binários através de linhas diferenciais. Normalmente, devido a requisição de corrente, é capaz de estabelecer comunicação entre, no máximo, trinta e dois dispositivos (transmissores/receptores).

Fisicamente, a comunicação se dá através do par trançado (fios de normalmente de cobre, como os telefônicos) e opera no modo differential operation. Neste modo, conhecido em português como "linhas diferenciais", o sinal de tensão é medido entre dois nós (os dois fios).

No padrão RS-485, o sinal de saída é na faixa de +2 V a +6 V e na faixa de -2 V a -6 V, e é necessário no mínimo 0,4 V de sinal diferencial. A taxa de transferência tem limites de 10Mbit para distâncias de até 13 m ou, então, distância máxima 1200 m para velocidades de até 100 kbps.

Através do par de fios, cada dispositivo, instalado em paralelo aos demais, transmite e recebe dados. Dessa forma, a transmissão só é possível individualmente, ou seja, cada dispositivo aciona o seu transmissor apenas no instante que é possível e desejável transmitir, mantendo-o desligado no resto do tempo, de modo a permitir que outros dispositivos transmitam dados. Em resumo, em um determinado instante de tempo, somente um dispositivo pode transmitir e enviar dados em uma direção (recepção ou transmissão), o que caracteriza esta rede como half-duplex.

Idealmente, as duas terminações do cabo terão um resistor terminal conectado através dos dois cabos. Sem esses resistores, podem surgir reflexões de ondas elétricas, que afetam a transmissão dos dados.

132

O padrão RS-485 não restringe ou define o protocolo de comunicação que deve ser usado.

A tabela 3.2 apresenta um resumo da interface RS-485 em comparação a outros padrões.

Tabela 3.2- Resumo do padrão RS-232, RS-422 e RS-485.

Fonte: http://www.lammertbies.nl.

A comunicação RS-485 é robusta é estável, visto o sinal ser

obtido de forma diferencial. Qualquer possível ruído afetará os dois fios do par trançado e a diferença de tensão entre os dois tende a se manter a mesma. Devido a esta robustez e baixo custo (apenas pares trançados como estrutura física), a rede RS-485 é amplamente utilizada em ambientes que apresentam possíveis fontes de ruídos eletromagnéticos, como motores, contatores e disjuntores.

Devido às características como robustez contra ruídos eletromagnéticos, baixo custo dos fios necessários para conectar os instrumentos de medição a central de monitoramento, distância de um único segmento de fios de1200 m (que pode ser ampliado com o uso de repetidores) e número de trinta e dois possíveis dispositivos na mesma rede (número que pode aumentar se instaladas mais de uma rede), o padrão RS-485 é uma solução muito interessante para o meio industrial e, consequentemente, para o monitoramento de subestações de consumidor, visto que estas subestações são corriqueiras no meio industrial.

3.3.2 Ethernet Ethernet é um protocolo de interconexão para redes locais

- Local Area Network) baseada no envio de pacotes (frames).padronizado pelo IEEE (em português, Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos, organização profissional sem fins lucrativos)como 802.3.

O conceito original de Ethernet é: comunicação compartilhada por um único cabo para todos os dispositivos da rede. Uma vez que um dispositivo está conectado a esse cabo, ele tem a capacidade decomunicar com qualquer outro dispositivo.

Inicialmente, é importante definir alguns conceitos: meio - os dispositivos da rede Ethernet se conectam a um meio

comum que fornece um caminho para os sinais eletrônicos. Historicamente, esse meio foi o cabo coaxial de cobre, mas hoje se utiliza cabeamento de par trançado ou fibra ótica;

segmentos - um único meio compartilhado é um segmento; nó - dispositivo que se conecta ao segmento; frame - os nós se comunicam por meio de mensagens curtas

chamadas frames, que são blocos de informação de tamanho variável. A figura 3.6 apresenta um modelo de rede

apresentar os conceitos definidos acima.

Figura 3.6 - Modelo de rede Ethernet.

Fonte: http://informatica.hsw.uol.com.br.

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redes locais (LAN ) baseada no envio de pacotes (frames). Foi

Instituto de Engenheiros , organização profissional sem fins lucrativos)

é: comunicação compartilhada para todos os dispositivos da rede. Uma vez que um

dispositivo está conectado a esse cabo, ele tem a capacidade de se

, é importante definir alguns conceitos:

se conectam a um meio comum que fornece um caminho para os sinais eletrônicos.

coaxial de cobre, mas hoje se

um único meio compartilhado é um segmento;

os nós se comunicam por meio de mensagens curtas s, que são blocos de informação de tamanho variável.

apresenta um modelo de rede Ethernet para

134

O protocolo de Ethernet regula a comunicação entre os nós de uma rede através do CSMA/CD, que significa, em inglês, carrier-sense multiple access with collision detection (acesso múltiplo com detecção de portadora e detecção de colisão). Pode-se segmentar essa sigla para compreender com mais facilidade como a comunicação entre os nós é estabelecida. A expressão "multiple acess" (acesso múltiplo) significa que quando um nó envia informação, muitos outros podem recebê-la. O "carrier-sense" (detecção de portadora), significa que cada nó procura saber se a rede está ocupada com informação de outros nós, caso negativo, e só assim, o nó envia sua informação. Por último, há o "collision detection" (detector de colisões), que é a capacidade dos nós de detectar se houve colisão de informação, ou seja, se mais de um nó enviou informação ao mesmo tempo e esta pode ter sido danificada. Caso afirmativo, os nós reenviam a informação de forma organizada.

Em qualquer rede de cabos, os sinais elétricos se propagam muito rapidamente, mas se tornam mais fracos com a distância, e a interferência de aparelhos elétricos pode prejudicá-los. Além disso, como em CSMA/CD um dispositivo único só pode transmitir em um determinado momento, existem limites práticos para o número de dispositivos que podem estar conectados em uma mesma rede. Se forem conectados muitos dispositivos a um mesmo segmento compartilhado, cada dispositivo terá de esperar mais tempo antes de conseguir transmitir.

Para atuar neste problema, existe o repetidor. Ele conecta múltiplos segmentos de Ethernet, recebe informações de cada segmento e repete o sinal para todos os outros segmentos conectados. O uso desses aparelhos permite aumentar significativamente o diâmetro de uma rede. Até porque, inicialmente, o meio usado era o cabo coaxial de cobre, que podia ter no máximo 500 metros, ou seja, comunmente era necessário aumentar a rede.

Porém, as redes Ethernet enfrentam problemas de congestionamento ao ficarem maiores. Se há um grande número de nós conectados a um mesmo segmento e cada um gera uma quantidade considerável de dados a enviar, o meio físico tende a ficar congestionado e a espera por um momento próprio para enviar informações pode ser longa. Nestas circunstâncias, as colisões se tornam mais frequentes e podem prejudicar outras transmissões, que levariam mais tempo para ser concluídas. Uma solução para reduzir os congestionamentos seria dividir cada segmento em múltiplos segmentos e assim criar múltiplos domínios de colisão. Porém, um o outro

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problema é criado, pois esses segmentos separados não conseguem trocar informação uns com os outros.

Então, para aliviar os problemas da segmentação, as redes Ethernet implementaram as pontes. Elas conectam dois ou mais segmentos e, assim, aumentam o diâmetro da rede e ajudam a regular o tráfego. As pontes podem enviar e receber transmissões do mesmo jeito que qualquer outro nó, mas elas apresentam diferentes funcionalidades. Um dos objetivos da ponte é reduzir tráfego desnecessário entre dois segmentos. Ela examina o endereço de destino do frame antes de decidir o que fazer com ele. Se o endereço de destino está relacionado com determinado nó em um determinado segmento, apenas aquele segmento precisa receber a informação, e é isso que a ponte faz: filtra os frames. Como a ponte pode filtrar e não enviar frames de um segmento para o outro desnecessariamente, troca de informações entre um segmentos diferentes tornam-se possíveis.

Há alguns equipamentos muito importantes para as redes Ethernet, o switch e roteador, que serão citados nos tópicos seguintes.

Switch O switch, ou comutador, é uma peça fundamental de muitas redes

porque organiza e, assim, agiliza a troca de informações. Pode-se dizer que é um dispositivo para reencaminhar pacotes (frames) entre os diversos nós.

Uma das principais características do comutador é que ele segmenta a rede no seu interior. Assim, os segmentos ligados às suas portas correspondem a diferentes domínios, ou seja, todos os segmentos conectados à um switch não apresentam comunicação obrigatória e não estão a todo momento conectados. Esta comunicação entre segmentos só vai se estabelecer quando for identificado o destino do frame e for constatada a necessidade de tráfego através de um segmento específico. Caso o frame não tenha como destino um nó pertencente a um determinado segmento, este segmento será poupado de receber este frame.

Outra característica importante do switch é a possibilidade de se criar as VLANS (Virtual Local Area Network - Rede local virtual) através dos segmentos separados em diferentes domínios. Através das VLANS é possível aumentar o número de redes em umas mesma rede física e, assim, obter agilidade e segurança.

Em resumo, o switch identifica as informações recebidas por cada porta e as envia somente para a porta destino, evitando, assim, que

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outros nós recebam os pacotes. E por essa forma de comunicação, a disponibilidade de banda é aproveitado na íntegra.

Existem switchs comerciais que podem receber segmentos em cabo de fibra ótica, que tecnicamente é um dos melhores meios para transmitir informações via cabos. A figura 3.7 apresente um comutaóptico.

Figura 3.7 - Switch ótico

Fonte: http://www.dlink.com.

Roteador

O roteador é um equipamento que permite a interligação de redes

distintas e, assim, é utilizado para a composição de redes de maior porte. Ele desempenha as mesmas funções que o switch, mas não se limita a isso. O roteador tem a capacidade de escolher a melhor rota que um determinado pacote de dados deve seguir para chegar em seu destinonome provém dessa funcionalidade, a de achar as melhores rotas.

O roteador garante que a informação não vá para destinos quaisquer e, sim, vá para a destinação requerida, da maneira mais eficiente possível. Para isso, ele é capaz de reconfigurar o caminho que um pacote iria percorrer até chegar o destino caso este caminho não seja mais o adequado. É válido observar que não são todos os roteadores que tem tamanha capacidade, como a de avaliar a condição de linhas e possíveis atrasos e decidir por outra rota.

De uma maneira simples, é possível diferenciar os roteadores em diferentes portes, que se referem a suas funcionalidades. Mas eles não deixam de desempenharem a sua função original de decidir rotas para os dados.

Pode-se considerar um roteador pequeno (ou simples) quando um computador é usado para gerenciar a comunicação entre ele e, por

E por essa forma de comunicação, a

comerciais que podem receber segmentos em ica, que tecnicamente é um dos melhores meios para

comutador

que permite a interligação de redes redes de maior porte.

não se limita a olher a melhor rota que um

dados deve seguir para chegar em seu destino. O nome provém dessa funcionalidade, a de achar as melhores rotas.

roteador garante que a informação não vá para destinos o requerida, da maneira mais

eficiente possível. Para isso, ele é capaz de reconfigurar o caminho que um pacote iria percorrer até chegar o destino caso este caminho não seja mais o adequado. É válido observar que não são todos os roteadores que

a capacidade, como a de avaliar a condição de linhas e

De uma maneira simples, é possível diferenciar os roteadores em diferentes portes, que se referem a suas funcionalidades. Mas eles não

em a sua função original de decidir rotas para os

se considerar um roteador pequeno (ou simples) quando um computador é usado para gerenciar a comunicação entre ele e, por

exemplo, outro computador. Assim, a funcionalidade é mínima, apenas o computador roteador filtra para qual computador deve ir o pacote de dados.

Já um roteador usado em um escritório, por exemplo, é considerado de médio porte. Ele conecta os computadores locais a internet. Assim, ele executa regras de segurança para a rede locde a conectar a rede de internet.

Existe, também, o roteador de porte grande. Este é usado para gerenciar pontos de maior tráfico, em que milhões de pacotes são enviados a cada segundo e muitos protocolos se encontram ali.

O roteador opera com protocolos independentes da tecnologia específica da rede, como Ethernet ou token ring. Isso permite que os roteadores interconectem várias tecnologias de rede e, por isso,dos componentes que facilitaram a conexão de vários dispositivos em várias partes do mundo para formar a Internet.

A figura 3.8 apresenta um esquema da utilização do roteador como um importante dispositivo para conectar uma rede local a internet.

Figura 3.8 - Ilustração do uso do roteador.

Fonte: http://informatica.hsw.uol.com.br.

137

exemplo, outro computador. Assim, a funcionalidade é mínima, apenas mputador roteador filtra para qual computador deve ir o pacote de

Já um roteador usado em um escritório, por exemplo, é considerado de médio porte. Ele conecta os computadores locais a internet. Assim, ele executa regras de segurança para a rede local além

Existe, também, o roteador de porte grande. Este é usado para gerenciar pontos de maior tráfico, em que milhões de pacotes são enviados a cada segundo e muitos protocolos se encontram ali.

ocolos independentes da tecnologia . Isso permite que os

, por isso, foi um dos componentes que facilitaram a conexão de vários dispositivos em

apresenta um esquema da utilização do roteador como um importante dispositivo para conectar uma rede local a internet.

ão do uso do roteador.

138

3.4 Caso UFSC

A Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) apresenta aproximadamente quarenta subestações no campus Trindade. A grande maioria delas apresenta medidores de energia da marca CCK Automação. Estes medidores foram requisitados pelo já extinto Programa de Racionalização do Uso de Energia Elétrica (PRUEN). Agora, a Coordenadoria de Planejamento de Recursos e Ocupação Física (CPROF) gerencia estes medidores e os outros que tem sido instalados. Não há outros equipamentos, como sensores de temperatura e umidade, instalados nas subestações da UFSC, eles são projetos futuros para alcançar um monitoramento mais completo das subestações.

Um dos principais motivos de ter sido iniciada a instalação dos medidores foi a possibilidade de avaliar o resultado de medidas de eficiência energética, visto que o PRUEN tinha, assim como a CPROF tem, o intuito de que a energia elétrica seja usada de forma eficiente no campus universitário.

Vale ressaltar que os medidores não se restringem a isso. Como visto nos subcapítulo anteriores, eles podem ser usados para indicar outros parâmetros das subestações, como as descontinuidades e o carregamento dos transformadores.

A filosofia adotada, até agora, para a instalação dos medidores é a de instalar medidores no barramento de cada transformador, bem como um medidor no barramento geral em uma subestação. Assim, pode-se avaliar o uso de cada transformador e o uso geral da subestação. O ideal seria que mais cargas sejam medidas individualmente, para que seja possível identificar com exatidão quais delas mais afetam a rede do campus, e isto é o que será buscado no futuro pela universidade.

3.4.1 Rede existente

A rede usada para comunicar os medidores espalhados pelo

campus com a central no CPROF é uma interface RS 485. Fios telefônicos (par trançado) saem das subestações, onde todos os medidores da mesma são conectados em paralelo, e se concentram, também de forma paralela, na telefonia da universidade, que fica no prédio da reitoria. A partir da telefonia universitária, três pares trançados saem para a sala da CPROF. Na sala, há dois equipamentos, os CCKs 7010 (que serão melhor detalhados adiante), que convertem a interface RS-485 para o padrão Ethernet em cabos de rede. Estes cabos de rede

são ligados ao switch da sala e, assim, as informações dos medidores estão na rede interna da CPROF. Atualmente, um computador acessa esses dados continuamente, os armazena e faz seguidos backups para que a informação não seja perdida. De maneira simplificada, a ilustra a rede RS 485 presente na UFSC.

Figura 3.9 - Ilustrativo da rede RS 485 da UFSC.

Fonte: Confeccionado pelo autor.

Os principais equipamentos presentes no sistema de monitoramento da UFSC são o CCK 4500, o CCK 7550, o CCK 7550E e o CCK 7010, que são gerenciados pelo software(atualmente na versão 7). Existem outros modelos no campus, mas de modo geral, a rede se baseia nesses citados. A seguir, em tópicos, cada um deles será apresentado.

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da sala e, assim, as informações dos medidores estão na rede interna da CPROF. Atualmente, um computador acessa esses dados continuamente, os armazena e faz seguidos backups para

seja perdida. De maneira simplificada, a figura 3.9

Ilustrativo da rede RS 485 da UFSC.

is equipamentos presentes no sistema de monitoramento da UFSC são o CCK 4500, o CCK 7550, o CCK 7550E

, que são gerenciados pelo software SW PC6000 . Existem outros modelos no campus, mas de

nesses citados. A seguir, em tópicos, cada

140

CCK 4500 O CCK 4500 é um instrumento de medição para montagem em

fundo de painel, implementado através da utilização de um microprocessador. Apresenta memória de massa incorporada e mparâmetros elétrico mostrados pela figura 3.10.

Figura 3.10 - Grandezas medidas pelo CCK 4500.

Fonte: Manual CCK 4500, CCK Automação. A unidade CCK 4500 apresenta, ainda, os seguintes recursos: - Análise espectral até a 20ª harmônica; - Possui duas saídas seriais de comunicação, uma das saídas é

utilizada na comunicação com o microcomputador e a outra na comunicação com módulos de acionamentos para o controle da demanda e fator de potência;

- Suporta os padrões de comunicação serial RS 232 e RS 485;- Pode, através da sua porta de comunicação serial COM2,

executar o acionamento de até vinte e quatro relés para o controle de

O CCK 4500 é um instrumento de medição para montagem em fundo de painel, implementado através da utilização de um microprocessador. Apresenta memória de massa incorporada e mede os

uintes recursos:

Possui duas saídas seriais de comunicação, uma das saídas é utilizada na comunicação com o microcomputador e a outra na comunicação com módulos de acionamentos para o controle da

RS 232 e RS 485; Pode, através da sua porta de comunicação serial COM2,

relés para o controle de

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demanda e fator de potência. Estes acionamentos são executados através do envio de comandos para até duas unidades CCK 512, que são módulos de doze relés, comunicação serial RS 485, a partir dos quais cargas podem ser controladas;

- Pode executa o chaveamento em até doze estágios (através de uma unidade CCK 512) de bancos de capacitores em forma de rodízio, para correção do fator de potência;

- Pode manter sincronismo com a medição da concessionária através de um sinal recebido a sua porta serial.

As características técnicas são resumidas nos tópicos a seguir: - Tensão de alimentação: 80 a 240 VAC - 100 VCC; - Método de medição: amostragem digital com reconstrução de

sinal; - Memória de massa: 35 dias para energia ativa, reativa e tensão

média em intervalos de 5 minutos; - Nível de proteção: IP 20 para parte traseira e IP 42 para painel

frontal; - Tolerância da alimentação: +15/-20%; - Freqüência da rede: 47 a 63Hz; - Consumo dos TP’s internos: 0,65 VA; - Consumo dos TC’s internos: 0,35 VA; - Consumo máximo: 26VA; - Tensão de medição: Valor máximo: 600Vrms; Fator de crista: 1,8; - Corrente de medição: Valor máximo: 6Arms; Fator de crista: 2; - Classe de exatidão: 0,5% - Isolação: Alimentação: 2,5kV; Medição: 4kV; RS-485: 1,6kV; Temperatura de operação: 0 a 50ºC. CCK 7550/7550E O modelo CCK 7550 e a sua variação CCK 7550E são medidores

de energia multifunção de classe 0,2% de precisão que realizam 260

142

amostras para cada ciclo de tensão e corrente. São construídos para montagens em porta de painel (padrão DIN 144mm x 144 mm) com teclado e display incorporados.

As grandezas que estes equipamentos medem estão na 3.11, a seguir.

Figura 3.11 - Grandezas medidas pelo CCK 7550/7550E.

Fonte: Manual CCK 7550/7550E, CCK Automação.

Ainda, há outros recursos dos modelos CCK 7550/7550E, citad

em tópicos a seguir: - A análise espectral é feita até a 49ª harmônica;

amostras para cada ciclo de tensão e corrente. São construídos para montagens em porta de painel (padrão DIN 144mm x 144 mm) com

estão na figura

Grandezas medidas pelo CCK 7550/7550E.

dos modelos CCK 7550/7550E, citados

143

- Possuem rotinas de controle de demanda e fator de potência já incorporadas, sendo os acionamentos das cargas ativas e reativas realizadas através dos módulos CCK 512 conectados a porta de comunicação serial RS 485 específica para este fim;

- Possuem dois tipos de saída: a pulsos e de 4 a 20mA, ambas proporcionais à potência ativa;

- O CCK7550 possui duas portas de comunicação serial RS 485 (protocolo MODBUS RTU ): A COM1, que é utilizada na comunicação serial com o computador e a COM2, que é utilizada na comunicação com os módulos de acionamento CCK512 para o controle de demanda e fator de potência;

- O modelo CCK 7550E apresenta uma porta Ethernet de 10/100Mb (protocolo TCP/IP);

- Pode manter sincronismo com a medição da concessionária através de um sinal recebido a sua porta serial.

As características técnicas são resumidas nos tópicos a seguir: - Memória de massa de medição: 18 grandezas integradas em

intervalos de 5 minutos 35 dias contínuos; - Memória de análise: 8640 intervalos com duração a partir de 1

segundo (2h e 14 minutos) a uma hora (360 dias), com 90 dias para 15 minutos;

- Memória RMS: 60 registros com 180 valores RMS ciclo a ciclo da tensão e corrente por fase (3 segundos de duração por registro);

- Nível de proteção: IP 20; - Alimentação: de 90 - 254Vca/125 Vcc; - Consumo: 40 VA; - Consumo dos TCs: 0, 15 VA; - Display: 4 linhas, 16 colunas; - Teclado com 6 teclas; - Temperatura de Operação: 0º a 50º C; - Corrente medição: de 20 mA até 5 A; -Tensão de medição: de 30 V a 500 Vca (L/L); - Freqüência da rede: 47 Hz a 63 Hz; - Amostragem: 260 (60Hz) 312 (50Hz) amostras por ciclo; - Classe de exatidão: 0,2 % do fundo de escala.

144

CCK 7010 Este equipamento é um conversor do padrão RS 485 de

comunicação serial para o padrão Ethernet TCP/IP 10/100. A figura 3.12 apresenta uma foto de um equipamento deste modelo.

Figura 3.12 - CCK 7010.


À direita da figura 3.12 é possível notar a entrada RS 485, em que

os fios do par trançado devem ser conectados, e ao centro é visto a porta modelo RJ45 para a conexão ao padrão Ethernet.

As características técnicas do CCK 7010 são: - Alimentação: 80 a 260 Vca ou 125 Vcc; - Temperatura: de 0 à 50ºC; - Consumo:8VA.

145

Software CCK - SW PC6000 Este software permite o armazenamento e processamento dos

dados medidos pelos equipamentos CCK. É disponível para sistema operacional Windows.

A maioria dos equipamentos, como o CCK 4500 e o CCK7550/7550E, podem ser ajustados via este software. A exemplo, é possível configurar o período úmido e seco, o horário de ponta, o horário reservado, as relações de transformação dos TPs e TCs, o tipo de ligação (Fase/Neutro , por exemplo), os parâmetros do controle de demanda e do fator de potência, entre outros.

Outra funcionalidade do programa é a de recuperar os dados da memória de massa dos equipamentos e os apresentar de forma gráfica.

A partir do software, muitos estudos podem ser feitos, pois todas as informações de todos os medidores CCKs de uma rede de monitoramento se concentram nele.

A grande maioria das subestações apresentam CCKs 4500 e CCK

7550 como medidores de energia. Estes equipamentos enviam as informações no padrão RS-485, ou seja, em uma subestação, todos os medidores estão ligados em paralelo através dos pares trançados que saem de cada um. Assim, apenas um par trançado sai da subestação ao encontro da rede de monitoramento. O ponto de concentração da UFSC fica na telefonia, dentro do prédio da reitoria. A partir deste ponto, pares trançados vão à sala da CPROF, onde são convertidos através do CCK 7010 para o padrão Ethernet e, assim, ligados à rede interna da coordenadoria.

Esta rede RS-485 tem apresentado algumas dificuldades no campus. Uma delas é a instabilidade na comunicação com alguns medidores. A equipe da CPROF constatou que essa instabilidade é gerada quando muitos medidores estão na mesma rede e quando a distância entre medidor e central é muito grande, ou seja, a grande quantidade de equipamentos e o longo comprimento dos fios eleva a impedância da rede e o padrão RS-485 encontra dificuldades no envio das informações. Uma das medidas tomadas foi a de não concentrar todos os medidores em um único par trançado vindo da telefonia. É por esse motivo que saem três pares trançados da telefonia até a sala da CPROF, embora, teoricamente, pudesse sair apenas um. Novamente, os três parem poderiam ser conectados em apenas um CCK 7010, porém, optou-se por usar dois deles devido a diminuição de impedâncias e, assim, maior qualidade de comunicação.

146

Outro problema grave da rede da UFSC é a concentração de informação em um só meio, ou seja, se houver algum problema, como já aconteceu em outras datas na universidade, e algum dos pares trançados provindos da telefonia forem rompidos, há a perda de comunicação com muitos medidores. A localização e reparo de falhas também não é trivial, visto que os fios percorrem dutos subterrâneos, como os usados na telefonia.

3.4.2 Soluções em desenvolvimento Devido as deficiências encontradas na rede atual, existem outras

soluções em desenvolvimento. A primeira delas é a realização da conversão RS-485 para Ethernet na própria subestação. Assim, um cabo de rede sairia da subestação até o switch mais próximo, o que conectaria os medidores na rede já existente da UFSC de informações. Ou seja, a estrutura física já existente da rede local da UFSC seria aproveitada para o envio das informações dos medidores.

As vantagens dessa alternativa são inúmeras. A começar pela não necessidade de uma rede própria para os medidores, como tem sido feito até hoje na universidade. Assim, a confiabilidade aumenta. Como a rede Ethernet da UFSC é altamente robusta, com vários equipamentos que reforçam e garantem a qualidade dos sinais enviados, a taxa de falhas e interrupções é muito baixa. Caso aconteça algum problema de corte de cabos ou equipamentos defeituosos, é muito pouco provável que isso afetaria todos os medidores.

Outro ponto é a velocidade de comunicação. O padrão Ethernet permite taxas mais altas do que o padrão RS-485. Sem contar que o sistema da UFSC garante qualidade no envio das informações. Em resumo, utilizar a rede de dados da UFSC garante muito mais confiabilidade e qualidade.

Alguns testes foram realizados pela CPROF com o intuito de testar a alternativa da conversão RS-485 para Ethernet dentro da subestação. Um dos testes foi realizado na subestação chamada "Horto Botânico", que alimenta algumas cargas de prédios do CFH (Centro de Filosofia e Ciências Humanas) e cargas do Museu de Arqueologia e Etnologia da UFSC, Oswaldo Rodrigues Cabral. A figura 3.13 apresenta o QGF dessa subestação, em que a seta 1 indica os TCs que sinalizam as corrente para os medidores.

Figura 3.13 - QGF presente na subestação Horto Botânico


A figura 3.14 apresenta os dois medidores CCK 7550 presentes na subestação. Ambos apresentam saídas no padrão RSligados em paralelo. Depois, são conectados ao CCK 7010, figura 3.15 pela seta 1. Assim, o padrão RS-485 foi convertido padrão Ethernet no interior da subestação e um cabo de rede sai da subestação. Este cabo é conectado em um switch presente no museu Oswaldo Rodrigues. Então, os medidores estão na rede da UFSC.

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QGF presente na subestação Horto Botânico.

apresenta os dois medidores CCK 7550 presentes na subestação. Ambos apresentam saídas no padrão RS-485 e são ligados em paralelo. Depois, são conectados ao CCK 7010, indicado na

485 foi convertido para o no interior da subestação e um cabo de rede sai da

presente no museu , os medidores estão na rede da UFSC.

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Figura 3.14 - CCKs 7550 presentes na subestação Horto Botânico.


Figura 3.15 - CCK 7010 presente na subestação Horto Botânico.


presentes na subestação Horto Botânico.

CCK 7010 presente na subestação Horto Botânico.

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Com a conexão dos medidores na rede da UFSC, a equipe CPROF solicitou aos responsáveis da rede, a equipe da Superintendência de Governança Eletrônica e Tecnologia da Informação e Comunicação (SETIC), que fosse liberado o acesso às informações dos medidores. Isto é feito através da liberação da porta do Switch, através do número de IP do equipamento CCK 7010.

A equipe do SETIC irá desenvolver uma rede virtual (uma VLAN) para os medidores de energia da UFSC, ou seja, embora os medidores estarão conectados na rede física da UFSC, uma outra rede em nível virtual será criada, para que os dados só sejam acessados por quem compete.

Outra alternativa, ainda na ideia de inserir os medidores na rede já existente da UFSC, é a de sair da subestação com cabos de fibra ótica, ou seja, internamente à subestação existirá uma rede RS-485, que será convertida para o padrão de fibra ótica, através de conversores que são comercialmente comuns. Essa fibra, então, seguirá até o switch mais próximo. Assim, os medidores estarão conectados à rede UFSC.

Os testes indicam que a inserção dos medidores na rede da UFSC é a melhor solução para o campus. Então, os esforços da CPROF nos próximos meses serão voltados ao alcance deste objetivo. É claro que a coordenadoria está sempre estudando novas tecnologias para resolver os problemas.

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4. Conclusão Este trabalho apresentou o conceito da subestação de consumidor

de média tensão e algumas maneiras de se estabelecer uma rede de monitoramento para aplicar à este tipo de subestação.

Tanto os contextos e as especificações, quanto os equipamentos componentes da subestação, foram citados para a concepção da mesma. Concluiu-se, desta forma, a importância deste tipo de subestação em qualquer contexto em que estejam inseridas. Em seguida, foi visto a necessidade de as mesmas operarem de forma confiável.

Neste aspecto, o monitoramento pode trazer muitos benefícios. A citar, funcionalidades como o acompanhamento dos equipamentos, localização de descontinuidade, análise do perfil de consumo e controle de cargas, representam grandes vantagens ao se estabelecer o monitoramento das subestações.

A Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) serviu como grande exemplo, pois o campus Trindade apresenta cerca de quarenta subestações de consumidor de média tensão e uma rede de monitoramento para medidores de energia elétrica. Assim, os conceitos teóricos puderam ser comprovados na prática, em que os equipamentos citados na literatura e a forma como eles são usados foram vistos na subestação EMC Externa.

Juntamente à uma pesquisa de mercado realizada em âmbito nacional e o estudo do sistema de monitoramento da UFSC, foi possível concluir algumas tendências na área do monitoramento de subestações. A princípio, a tecnologia RS-485 é muito presente. A grande maioria dos equipamentos e sensores apresentam compatibilidade à este padrão, porém, a tendência é que ele seja restrito ao espaço da subestação. Para redes maiores, a tendência é o uso do padrão Ethernet em redes locais, através de cabeamentos já existentes. Essa solução é uma das mais indicadas comercialmente, pois existem vários conversores para que inúmeros meios de transmissão sejam usados em redes locais. A citar, conversores RS-485 para padrão Ethernet, conversores para fibra ótica e adaptadores wireless são exemplos comerciais do que pode ser usado para conectar uma rede RS-485, interna à uma subestação, à uma rede maior, que conecte esta subestação à uma central remota.

Existe, também, uma solução comercial para quando não é desejável uma rede física (por motivos econômicos ou técnicos), que é conhecida como tecnologia GSM/GPRS. Com ela, a rede RS-485 interna à subestação é diretamente conectada à internet.

151

4.1 Sugestões para trabalhos futuros

O assunto abordado neste trabalho é muito vasto e permite constantes aprofundamentos. Algumas ideias de novas abordagens serão citadas aos possíveis interessados.

A começar, pode-se citar o estudo das soluções de software para o monitoramento, visto que o presente trabalho abordou as soluções físicas, de hardware. A implementação de um sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition - Sistemas de Supervisão e Aquisição de Dados) é fundamental na realização de qualquer monitoramento.

Outro ponto, seria o estudo das grandezas envolvidas em uma subestação de consumidor de média tensão. Como foram apenas citadas, características como a temperatura e umidade da subestação, temperatura de equipamentos e condutores, harmônicas de corrente e tensão as quais os equipamentos estão submetidos, entre outros aspectos, poderiam ser estudadas de maneira mais profunda.

Para finalizar as sugestões ( e não as possibilidades), pode-se citar o estudo de resultados práticos do monitoramento. Como é possível mensurar inúmeras grandezas, é possível estudar os aspectos que estas revelam, como estudos de eficiência energética, estudos de perfil de consumo, entre tantos outros. A CPROF, parceira neste trabalho, realiza várias análises a partir dos dados obtidos via monitoramento das subestações da UFSC.

152

5. Referências

[1] MAMEDE FILHO, J. “Manual de Equipamentos Elétricos”. Editora de Livros Técnicos Científicos, Vol.1, 3ª edição, Rio de Janeiro, 2005.

[2] MAMEDE FILHO, J. “Instalações Elétricas Industriais”.

Editora de Livros Técnicos Científicos, 4ª edição, Rio de Janeiro, 1995. [3] KINDERMANN, G. “Proteção de Sistemas Elétricos de

Potência - Volume 1”. Editora UFSC, 3ª edição, Florianópolis, 2012. [4] DANTA, M. “Redes de Comunicação e Computadores”.

Editora Visual Books, 1ª edição, Florianópolis, 2010. [5] E. COMER, D. “Redes de Computadores e Internet”. Editora

Bookman, 4ª edição, São Paulo, 2009.

6. Anexos

Tabela 6.1 - Características dos para-raios a SiC.


153

raios a SiC.


154

Tabela 6.2 - Escolha do elo fusível.


e Equipamentos Elétricos, João Mamede Filho, terceira edição.

Figura 6.1 - Caminho da rede de média tensão CMD -


155

- EMC externa.

156

Figura 6.2 - Diagrama ilustrativo subestação EMC externa.


Diagrama ilustrativo subestação EMC externa.

Figura 6.3 - Cargas atendidas pela subestação EMC externa

Fonte: Google Earth (arquivos CPROF).

157

Cargas atendidas pela subestação EMC externa.

Monitoramento de Subestações de Consumidor de Média Tensão

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