PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS · FICHA CATALOGRÁFICA Elaborada pela...
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PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica ATERRAMENTO TEMPORÁRIO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO: análise da segurança humana Wagner Eustáquio Diniz Belo Horizonte 2008
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PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE MINAS GERAIS Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica
ATERRAMENTO TEMPORÁRIO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO: análise da segurança humana
Wagner Eustáquio Diniz
Belo Horizonte
2008
Wagner Eustáquio Diniz
ATERRAMENTO TEMPORÁRIO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO: análise da segurança humana
Orientador: Prof. Dr. Mário Fabiano Alves
Belo Horizonte
2008
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais, como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.
FICHA CATALOGRÁFICA Elaborada pela Biblioteca da Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais
Diniz, Wagner Eustáquio D585a Aterramento temporário para linhas de transmissão : análise da segurança humana / Wagner Eustáquio Diniz. Belo Horizonte, 2008. 105 f. : il. Orientador: Mário Fabiano Alves Dissertação (Mestrado) – Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Bibliografia. 1. Correntes elétricas - Aterramento. 2. Linhas de transmissão. I. Alves, Mário Fabiano. II. Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. III. Título
CDU: 621.316.99
Dedico este trabalho à minha mãe Maria Estela Diniz,
exemplo de humildade, honestidade e caráter;
símbolo de luta, ajuda ao próximo e fé.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus que sempre me ajudou em todos os momentos de minha
vida, pois, sem Ele não estaria onde estou hoje.
Agradeço a todos aqueles que ajudaram direta ou indiretamente na realização
deste trabalho.
A RITZ pelo suporte financeiro e flexibilidade no horário de trabalho.
Ao Professor Mário Fabiano Alves pela orientação, dedicação, compreensão
e estímulos.
Aos membros da banca examinadora, Prof. José Osvaldo Saldanha Paulino,
Prof. Pyramo Pires da Costa Junior e Profa. Rose Mary de Souza Batalha, que além
de aceitar o convite, contribuíram para aprimoramento deste trabalho.
Aos professores do PPGEE pelo conhecimento transmitido dentro e fora da
sala de aula.
Às “Isabeis” da Secretaria do PPGEE pela ajuda e esclarecimentos
necessários, pelo otimismo e exemplo de profissionalismo.
Agradecimentos especiais a José Afonso de Araújo pela idéia, apoio e
incentivo, a Francisco de Castro Junior pela disponibilidade, paciência, vontade de
ajudar e otimismo e a Anderson José de Assis por ser sempre prestativo e não medir
esforços para ajudar.
Um agradecimento muito mais que especial a Nãna, pelo seu amor,
dedicação, carinho, amizade, cuidado e compreensão.
“Só quem lutou dia-a-dia para conseguir uma vitória terá o direito
de relembrar em cada pedaço do caminho percorrido
um tempo de luta e um sabor de conquista.”
J. S. Nobre
“Pensar é o trabalho mais pesado. Talvez seja essa a razão
para tão poucas pessoas se dedicarem a isso.”
Henry Ford
RESUMO
Este trabalho apresenta um estudo para determinação do melhor local para
instalação do aterramento temporário utilizado nas intervenções nas linhas de
transmissão desenergizadas, bem como um estudo da viabilidade do uso da chave
de aterramento nas subestações juntamente com o aterramento temporário. Foram
avaliadas diversas configurações de instalação do aterramento temporário e
determinada qual é a mais eficaz no cumprimento do principal objetivo deste
equipamento, que é garantir a segurança do pessoal envolvido nas atividades de
manutenção ou construção de instalações elétricas desenergizadas. Os
procedimentos tradicionais de aterramento temporário em linhas de transmissão têm
se mostrado inadequados quando os níveis de indução são muito elevados, além
disso, foi evidenciado que não existe padronização destes procedimentos nas
concessionárias de energia elétrica.
Palavras-chave: Aterramento Temporário. Linhas de Transmissão. Aterramento de
Proteção.
ABSTRACT
This work presents a study for determination of the best place for installation of the
temporary grounding used in the interventions in the de-energized transmission lines,
as well as a study of the viability of the use of the switch ground in the substations
together with the temporary grounding. They were several appraised configurations
of installation of the temporary and certain grounding which is the most effective in
the execution of the principal objective of this equipment, that is to guarantee the
personnel's safety involved in the maintenance activities or construction of facilities
electric de-energized. The traditional procedures of temporary grounding in
transmission lines have been showing inadequate when the induction levels are very
high, besides, it was evidenced that standardization of these procedures doesn't exist
in the concessionary of electric power.
Key-words: Temporary Grounding. Transmission Lines. Protective Grounding.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1.1 Tipo de conjunto de aterramento...................................................19 FIGURA 2.1 Arranjo do ensaio de corrente de curto-circuito..........................25 FIGURA 2.2 Aterramento temporário sem e com trapézio tipo sela ...............29 FIGURA 2.3 Laço indutivo....................................................................................32 FIGURA 2.4 Configurações das chaves de aterramento..................................36 FIGURA 2.5 Níveis de indução no aterramento temporário.............................37 FIGURA 2.6 Arco elétrico na instalação do aterramento temporário em uma LT 500kV..................................................................................................38 FIGURA 2.7 Configurações do aterramento temporário LT 230 kV ................41 FIGURA 2.8 Configurações do aterramento temporário LT 500 kV ................42 FIGURA 2.9 Ensaios torre tipo H com postes de madeira, sem trapézio tipo sela ......................................................................................................44 FIGURA 2.10 Ensaios torre tipo H com postes de madeira, utilizando trapézio tipo sela em um poste..............................................................................................45 FIGURA 2.11 Ensaios torre tipo H com postes de madeira, utilizando trapézio tipo sela em dois postes..........................................................................................47 FIGURA 3.1 Acoplamento capacitivo e magnético ...........................................51 FIGURA 3.2 Acoplamento eletromagnético .......................................................51 FIGURA 3.3 Posições de trabalho onde potenciais anormais podem aparecer........................................................................................................52 FIGURA 3.4 Diagrama elétrico equivalente........................................................53 FIGURA 3.5 Tensões de toque e passo..............................................................54
FIGURA 3.6 Limites de corrente no corpo humano..........................................56 FIGURA 3.7 Corpo humano eletricamente modelado.......................................57 FIGURA 4.1 Configurações das LT’s ..................................................................64 FIGURA 4.2 Configuração de um conjunto de aterramento ............................67 FIGURA 4.3 Forma de instalação do conjunto de aterramento.......................67 FIGURA 4.4 Entrada de dados LCC - Model ......................................................70 FIGURA 4.5 Entrada de dados LCC - Data .........................................................71 FIGURA 4.6 Circuito equivalente do conjunto de aterramento instalado ......72 FIGURA 4.7 Conjunto de Aterramento instalado na LT....................................73 FIGURA 4.8 Modelo computacional completo...................................................74 FIGURA 5.1 Valores de tensão e corrente .........................................................77 FIGURA 5.2 Valores encontrados nas simulações com Aterramento Local .82 FIGURA 5.3 Valores encontrados nas simulações com Aterramento nas Estruturas Adjacentes .............................................................................................84 FIGURA 5.4 Valores encontrados nas simulações com Aterramento Combinado .........................................................................................86 FIGURA 5.5 Valores encontrados nas simulações com vários comprimentos de paralelismo ..........................................................................................................87 FIGURA 5.6 Valores encontrados nas simulações com diversos comprimentos de paralelismo ................................................................................88 FIGURA 5.7 Variação dos valores de resistência de pé de torre ....................89 FIGURA 5.8 Arranjo típico de um sistema de aterramento permanente de estruturas metálicas de 138 kV...............................................................................92
FIGURA 5.9 Arranjo de um sistema de aterramento permanente utilizado para cálculo da distribuição de potenciais no solo ......................................................93 FIGURA 5.10 Arranjo de cada contrapeso para cálculo da distribuição de potenciais no solo....................................................................................................94
LISTA DE TABELAS
TABELA 2.1 Valores encontrados nos ensaios .................................................34 TABELA 3.1 Valores de queda de tensão e corrente máximas permitidas.....59 TABELA 4.1 Dados das LT’s ................................................................................63 TABELA 4.2 Dados do cabo de aterramento......................................................65 TABELA 5.1 Simulações computacionais realizadas........................................81 TABELA 5.2 Valores de queda de tensão e corrente máximas permitidas.....96
LISTA DE ABREVIATURAS
A - Ampère
ed. - edição
fem - força eletromotriz
FIG. - figura
Hz - Hertz
kA - quiloampère
kg - quilograma
km - quilometro
kV - quilovolts
m - metro
mA - miliampère
mm - milímetro
ms - milisegundo
n. - número
p. - página
Rf - Resistência do calçado
Rg - Resistência dos pés
RH - Resistência das mãos
RS - Resistência da pele
s - segundo
Std - Standard
U.S. - United States
V - Volts
v. - volume
LISTA DE SIGLAS
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas
ASTM - American Society for Testing and Materials
ATP - Alternative Transients Program
AWG - American Wire Gauge
CAA - Cabo de Alumínio com Alma de Aço
CEMIG - Centrais Elétricas de Minas Gerais
CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista
CODI - Comitê de Distribuição
EMTP - Electromagnetic Transients Program
EPC - Equipamentos de Proteção Coletiva
EPRI - Electric Power Research Institute
GCOI - Grupo Coordenador para Operação Interligada
GRIDIS - Grupo de Intercâmbio e Difusão de Informações sobre Engenharia de
Segurança e Medicina do Trabalho
IEC - International Electrotechnical Commission
IEEE - Institute of Electrical and Electronic Engineers
LCC - Line Constants, Cable Constants and Cable Parameters
LT - Linha de Transmissão
MCM - Mil Circular Mil
NEETRAC - National Electric Energy Testing, Research & Applications Center
NBR - Norma Regulamentadora Brasileira
NR - Norma Regulamentadora
PREPA - Puerto Rico Electric Power Authority
UFMG - Universidade Federal de Minas Gerais
WAPA - Western Area Power Administration
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .............................................................................................16 1.1. Contextualização do Problema .................................................................16 1.2. Justificativa e Contribuições.....................................................................21 1.3. Objetivos do Trabalho................................................................................22 1.4. Organização do Texto ................................................................................23 2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA........................................................................24 2.1. Introdução ...................................................................................................24 2.2. Conjuntos de Aterramento Temporário ...................................................24 2.3. Aterramento Temporário em Redes de Distribuição ..............................28 2.4. Aterramento Temporário em Subestações..............................................30 2.5. Aterramento Temporário em Linhas de Transmissão............................33 2.6. Conclusões .................................................................................................47 3. ACOPLAMENTO ELETROMAGNÉTICO E LIMITES DE SEGURANÇA HUMANA....................................................................................................................49 3.1. Introdução ...................................................................................................49 3.2. Acoplamento Eletromagnético..................................................................50 3.3. Limites de Segurança Humana .................................................................52 3.3.1. Tensões no Local de Trabalho..................................................................52 3.3.2 Limites de Corrente pelo Corpo................................................................54 3.3.3. Impedância do Corpo .................................................................................56 3.3.4. Queda de Tensão Máxima no Corpo ........................................................58 3.4. Conclusões .................................................................................................59 4. CONFIGURAÇÕES DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO E MODELO COMPUTACIONAL ...................................................................................................60 4.1. Introdução ...................................................................................................60 4.2. Modelo Matemático ....................................................................................61 4.3. Configurações das Linhas de Transmissão............................................61 4.4. Configuração do Conjunto de Aterramento ............................................65 4.5. Modelo Computacional ..............................................................................68 4.5.1. Introdução ...................................................................................................68 4.5.2 Estrutura do Modelo das Linhas de Transmissão ..................................69
4.5.3. Descrição do Modelo das Linhas de Transmissão.................................70 4.5.4 Estrutura e Descrição do Modelo do Conjunto de Aterramento ...........72 4.5.5. Representação do Modelo Computacional Completo............................73 4.6. Conclusões .................................................................................................74 5. ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DO ATERRAMENTO TEMPORÁRIO ...........................................................................................................75 5.1. Introdução ...................................................................................................75 5.2. Obrigatoriedade do Uso do Aterramento Temporário............................75 5.2.1. Exigências Normativas ..............................................................................75 5.2.2. Análise do Risco sem o Uso do Aterramento Temporário ....................76 5.3. Caracterização do Problema .....................................................................77 5.4. Simulações Computacionais.....................................................................78 5.4.1. Relação das Simulações............................................................................80 5.4.2. Simulações com Aterramento Local ........................................................81 5.4.3. Simulações com Aterramento nas Estruturas Adjacentes ....................82 5.4.4. Simulações com Aterramento Combinado..............................................85 5.4.5. Simulações com Aterramento Local em LT's com outros comprimentos
de paralelismo ..........................................................................................................87 5.4.6. Simulações com Aterramento Local em Regiões Rochosa e Alagada 90 5.4.7. Simulações da Indução na LT 138 kV durante um curto-circuito na
LT 500 kV...................................................................................................................90 5.5. Cálculo da Tensão de Toque.....................................................................91 5.5.1. Sistema de Aterramento Permanente ......................................................91 5.5.2. Contrapeso ..................................................................................................93 5.5.3. Tensão de Toque ........................................................................................94 5.6. Conclusões .................................................................................................97 6. CONCLUSÕES ............................................................................................99 6.1. Conclusões .................................................................................................99 6.2. Sugestões para Trabalhos Futuros ........................................................100 REFERÊNCIAS........................................................................................................101
16
1 INTRODUÇÃO
1.1 Contextualização do Problema
As manutenções nas linhas de transmissão podem ser realizadas de duas
maneiras distintas. A primeira é realizar a intervenção com a instalação energizada,
mais conhecida como “Manutenção em Linha Viva”. A principal vantagem deste
método é não interromper o fornecimento de energia, evitando a insatisfação dos
clientes bem como alcançando melhores índices de qualidade deste serviço. Outra
forma é realizar a “Manutenção em Linha Morta” ou desenergizada, onde só após o
término da intervenção o sistema é religado.
A “Manutenção em Linha Viva” apresenta as desvantagens de exigir
profissionais com maior treinamento e qualificação; uso de ferramentas especiais de
custo geralmente alto e, além disso, esse método não pode ser aplicado se o tempo
estiver chuvoso ou se a umidade do ar estiver elevada, uma vez que as ferramentas
podem perder suas características isolantes. Outra desvantagem desse método é
que, dependendo do grau de risco, algumas intervenções não podem ser
executadas. A “Manutenção em Linha Viva” é realizada através de três métodos
descritos a seguir:
• Método à distância: esse foi o primeiro método desenvolvido. O eletricista
executa as operações com o auxílio de ferramentas montadas na
extremidade de bastões isolantes, observando distâncias mínimas de
segurança pré-estabelecidas.
• Método ao contato: usado normalmente em baixa e média tensão, onde o
eletricista utiliza luvas e mangas isolantes, além de permanecer protegido
dentro de uma caçamba, plataforma ou equipamento isolante, além de
outros equipamentos de proteção coletiva (EPC). • Método ao potencial: tem por finalidade permitir maiores recursos na
manutenção, principalmente em linhas de extra-alta tensão, acima de 345
17
kV, onde as distâncias de trabalho são superiores a 3 metros, o que
dificulta o trabalho pelo método à distância. Para se proteger contra os
efeitos do campo elétrico da instalação, o eletricista usa uma vestimenta
condutiva fabricada com tecido especial, que veste todo o seu corpo,
deixando apenas parte da face descoberta. Quando próximo do condutor
energizado, o eletricista conecta esta roupa ao condutor, quando então
estará no mesmo potencial da linha.
A principal vantagem do método de “Manutenção em Linha Morta” é que
qualquer atividade de manutenção pode ser realizada, o que não significa que os
cuidados com a segurança sejam desnecessários. Na prática das manutenções os
acidentes acontecem com maior freqüência nas linhas desenergizadas por
descumprimento dos procedimentos de segurança, pois, quando se trata de linha
viva o eletricista que executa a manutenção tende a ser mais cauteloso por ter
consciência de que qualquer falha pode ser fatal.
“Somente é considerada desenergizada a instalação que estiver devidamente
aterrada” (BRASIL, 2004). Assim, todos os procedimentos até que isto ocorra devem
ser executados como se a instalação estivesse energizada.
O aterramento temporário das instalações elétricas desenergizadas e
liberadas para a realização de manutenção ou construção, têm recebido uma
considerável atenção, devido ao crescente aumento da potência instalada e à
existência de um sistema interligado através de linhas de alta e extra-alta tensão,
cobrindo grandes extensões, tendo como conseqüência, elevados níveis de corrente
de curto-circuito.
As intervenções em instalações elétricas desenergizadas apresentam, à
primeira vista, uma condição aparentemente segura para a execução de trabalhos.
Entretanto, elas podem ser indevidamente energizadas por diversos fatores, tais
como: erros de manobra, contato acidental com outros circuitos energizados,
tensões induzidas por linhas adjacentes, fonte de alimentação de terceiros,
descargas atmosféricas, mesmo que distante dos locais de trabalho, dentre outros.
18
Infelizmente os fatores acima não se constituem em fatos teóricos, ou mesmo
impossíveis de ocorrer, como muitas vezes o homem de manutenção tende a
imaginar, pois, a prática tem nos mostrado sua veracidade através dos inúmeros
acidentes que ocorrem anualmente nas empresas.
A Norma Regulamentadora (NR) 10 foi revisada com o intuito de reduzir o
número de acidentes no setor elétrico e, dentre outras definições, definiu
aterramento temporário como “a ligação elétrica, efetiva, confiável, adequada e
intencional a terra, destinada a garantir a equipotencialidade e mantida
continuamente durante a intervenção na instalação elétrica” (BRASIL, 2004, p. 13).
O aterramento temporário do circuito é feito através da instalação do conjunto
de aterramento temporário, que é formado basicamente por cabos e grampos. Estes
conectam as fases ao sistema de aterramento, tais como: a malha de aterramento
da subestação, a estrutura e o contrapeso de uma linha de transmissão, o neutro de
um alimentador de uma rede de distribuição dentre outros.
O conjunto de aterramento temporário é considerado um equipamento de
proteção coletiva (EPC), pois, uma vez instalado, vários eletricistas podem trabalhar
em um mesmo circuito, no mesmo instante. A figura 1.1 mostra um dos tipos de
conjuntos de aterramento temporário.
Segundo a NR-10 (2004), o aterramento temporário apenas poderá ser
executado após se certificar de que o circuito esteja desligado, assim pode-se evitar
que acidentes aconteçam. O detector de tensão é o equipamento que confirmará a
ausência de tensão neste circuito. Somente após esta confirmação o conjunto de
aterramento temporário poderá ser instalado.
19
Figura 1.1 - Tipo de Conjunto de Aterramento Temporário Fonte: RITZ DO BRASIL, 2007
Para executar a instalação correta e segura do aterramento temporário na
instalação onde será realizada a intervenção, deve-se seguir procedimentos bem
definidos.
Seguir a seqüência de procedimentos evita a reincidência de acidentes já
ocorridos na tentativa de aterrar um circuito que estava energizado. Na maioria
desses casos, o eletricista nada sofre, o que não ocorreria caso a seqüência não
fosse seguida.
Para que as equipes de manutenção possam executar o aterramento
temporário com segurança e rapidez, deve-se definir os procedimentos com
antecedência, a fim de executá-lo em curto tempo, do contrário o procedimento será
inviabilizado, uma vez que os consumidores já estarão sem energia elétrica.
A título de exemplo, em linhas de transmissão de estruturas metálicas de
porte médio e convencional é gasto aproximadamente uma hora para instalar e
retirar o aterramento temporário, e dependendo da manutenção necessária, pode
ser que este tempo seja maior que o tempo para fazer a própria intervenção.
Grampos de fase
Grampo de terra
Cabo
20
A instalação do conjunto de aterramento temporário tem como principal
objetivo garantir a segurança do pessoal envolvido nas atividades de manutenção ou
construção de instalações elétricas desenergizadas. Caso ocorra uma energização
acidental, do circuito onde equipes trabalham, o conjunto de aterramento temporário
limitará a “tensão de choque” (DALZIEL, 1972) a valores seguros, fará também com
que a proteção opere e desligue instantaneamente o circuito, diminuindo o “tempo
de exposição ao choque”. Portanto, o conjunto precisa suportar esses esforços
elétricos e mecânicos do curto-circuito, até que o sistema seja desligado pela
proteção.
O aterramento temporário possui outra importante função, a de minimizar os
efeitos das induções eletromagnéticas provocadas por circuitos energizados que se
localizam próximos ao circuito onde será realizada a manutenção e
conseqüentemente o aterramento temporário necessitará ser instalado. Com o
aumento das tensões e das correntes dos sistemas elétricos, a indução tem se
tornado cada vez mais importante e perigosa para as equipes de manutenção.
Atualmente, são comuns grandes extensões de linhas de transmissão, com longos
trechos de paralelismo, estruturas com circuito duplo, etc., estes são alguns fatores
que contribuem para o agravamento desse fenômeno. A indução, elétrica ou
magnética, se difere da energização acidental por estar presente durante todo o
tempo em que a intervenção está sendo executada, portanto, qualquer erro pode ser
fatal. Os procedimentos tradicionais de aterramento temporário têm se mostrado
inadequados quando os níveis de indução são muito elevados, principalmente em
linhas de transmissão (MOUSA, 1982; FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A.,
1993).
Estatisticamente, em acidentes cujas causas foram relacionadas ao
aterramento temporário, a maioria foi motivada por falha humana no
descumprimento de uma ou mais etapas de um procedimento definido. Dentre estas
falhas está o desrespeito aos cuidados específicos com a indução (FURNAS
CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008; COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS
GERAIS, 2003b). Apesar disso, atualmente existem procedimentos não
padronizados, já considerados de risco, que ainda são utilizados nas empresas
(COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA, 2002).
21
Nos procedimentos operacionais das empresas, é comum a classificação das
configurações dos aterramentos temporários de acordo com o local de sua
instalação, conforme abaixo:
• Aterramento Local - instalado apenas no local de trabalho, ou seja, na
estrutura onde será realizada a manutenção;
• Aterramento das Estruturas Adjacentes - instalado apenas nas estruturas
laterais ao local de trabalho onde será realizada a manutenção;
• Aterramento Combinado - é a junção das duas configurações anteriores,
ou seja, os aterramentos temporários são instalados no local de trabalho e
nas estruturas adjacentes.
1.2 Justificativa e Contribuições
Desde a década de 50 (HARRINGTON, 1954) o aterramento temporário é
pesquisado, principalmente pelas concessionárias e empresas ligadas ao setor
elétrico, que trabalham com intervenções em instalações desenergizadas de baixa,
média, alta e extra-alta tensões, pois, as conseqüências da sua má utilização são
bastante conhecidas. Treinamentos sobre como utilizar o aterramento temporário
são ministrados aos eletricistas usuários, entretanto, acidentes sempre aconteceram,
continuam acontecendo, e não há como ignorar esse fato.
No entanto, existem poucas publicações sobre o assunto, uma vez que a
maioria das instruções e procedimentos de trabalho são emitidos pelas áreas de
engenharia dentro das próprias empresas. Esse fato talvez possa ser justificado pelo
motivo de as pessoas julgarem se tratar de um assunto simples, bastando somente
instalar o conjunto de aterramento temporário que os riscos estarão todos
eliminados.
Por isso, apesar de diariamente, centenas de eletricistas instalarem o
aterramento temporário, no Brasil, nem sequer há normas sobre esse assunto. Além
disso, atualmente existe uma falta de padronização dos procedimentos e o uso de
22
técnicas duvidosas, já consideradas de risco, que ainda são utilizados nas
concessionárias nacionais. (FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008;
COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2003b; COMPANHIA DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA, 2002).
Assim, os resultados obtidos com este trabalho, poderão contribuir para a
elaboração de normas hoje inexistentes, aumentando a segurança física dos
eletricistas e das instalações, melhorando a segurança operacional do sistema, além
de propor uma padronização de procedimentos de trabalho hoje diversificados.
1.3 Objetivos do Trabalho
Este trabalho tem como objetivo a determinação do melhor local para
instalação do aterramento temporário para realização de intervenções nas linhas de
transmissão desenergizadas, bem como o estudo da viabilidade do uso da chave de
aterramento nas subestações juntamente com o aterramento temporário. Depois de
realizado um estudo conceitual do problema, é desenvolvido um modelo
computacional utilizando o pacote de programas Alternative Transients Program
(ATP) (CAUE, 1995; MEYER, LIU, 1995; NORUEGA, 2007), que é complementado
por um modelo para obtenção dos potenciais de toque na região da estrutura em
estudo. Pretende-se com esta avaliação, propor uma padronização quanto ao uso e
instalação do aterramento temporário em linhas de transmissão.
Esse trabalho abordará os seguintes tópicos:
a) Estudo do “Estado da Arte” do uso de aterramento temporário em diversas
instalações existentes;
b) Análise da proteção oferecida pelo aterramento temporário na estrutura;
c) Determinação do melhor local para instalação do aterramento temporário;
23
d) Determinação da viabilidade do uso da chave de aterramento nas
subestações;
e) Análise da segurança do homem devido a potenciais de toque.
1.4 Organização do Texto
Esse texto está organizado em seis capítulos. No Capítulo 1 está a introdução
ao tema, apresentação do problema em linhas gerais e de como ele será abordado
ao longo do texto e, também a metodologia utilizada para o seu desenvolvimento.
No Capítulo 2 é apresentada a revisão bibliográfica realizada sobre
Aterramento Temporário.
No Capítulo 3 é apresentado o acoplamento eletromagnético entre duas
linhas de transmissão e os limites de segurança humana quanto à diferença de
potencial e correntes que os eletricistas estão submetidos no local de trabalho e a
definição dos valores de impedância do corpo humano utilizados nos cálculos.
No Capítulo 4 são descritas as configurações das linhas de transmissão
utilizadas nas simulações computacionais, modelos matemático e computacional e
também a configuração do aterramento temporário para linha de transmissão.
No Capítulo 5 são citadas as exigências normativas quanto à obrigatoriedade
do uso do aterramento temporário, apresentadas as simulações computacionais
realizadas para as configurações do aterramento temporário, bem como os
resultados encontrados, o cálculo da distribuição de potenciais no solo e a proposta
para a solução do problema.
No Capítulo 6 são apresentadas algumas conclusões e sugestões para
trabalhos futuros.
24
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
2.1 Introdução
De acordo com o que foi discutido no capítulo anterior, o aterramento
temporário é pesquisado há bastante tempo, principalmente pelas concessionárias e
empresas ligadas ao setor elétrico. No entanto, existem poucas publicações sobre o
assunto, uma vez que a maioria das instruções e procedimentos de trabalho são
emitidos pelas áreas de engenharia dentro das próprias empresas. Por isso, no
Brasil, não há normas sobre esse assunto.
Neste capítulo será apresentado o “Estado da Arte” sobre Aterramento
Temporário em redes de distribuição, subestações e linhas de transmissão. Será
dada maior ênfase em linhas de transmissão.
2.2 Conjuntos de Aterramento Temporário
As normas internacionais aplicáveis à especificação de conjuntos de
aterramento temporário são a ASTM F855 (AMERICAN SOCIETY FOR TESTING
AND MATERIALS, 2004) e a IEC 61230 (INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL
COMMISSION, 1993).
Os autores Reichman, Vainberg e Kuffel (1989), do Ontario Hydro Research,
publicaram um projeto realizado junto com o Electric Power Research Institute
(EPRI) e várias concessionárias americanas. O objetivo principal deste projeto foi
desenvolver um modelo computacional capaz de prever precisamente as
características de falha de cabos de cobre para aterramento temporário, em várias
condições de correntes de curto-circuito, realizando um número estatisticamente
significativo de ensaios para verificar a validação e precisão deste modelo. Os cabos
25
foram ensaiados de acordo com a ASTM F855, ou seja, montagem monofásica e
cabos de 3 metros de comprimento, conforme figura 2.1.
Figura 2.1 - Arranjo do ensaio de corrente de curto-circuito
Fonte: AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS, 2004
A experiência passou por três fases. Na primeira fase, foram realizados
aproximadamente 160 ensaios em dois tipos de cabos de cobre, bitola 1/0 American
Wire Gauge (AWG) nu e com capa protetora, com formações diferentes, amarrados
e desamarrados. Cada configuração foi ensaiada cinco vezes, com quatro níveis de
correntes simétricas (52, 33, 24 e 17 kA), correspondentes a tempos de falha de
aproximadamente 6, 15, 30 e 60 ciclos (100, 250, 500 e 1000 ms) respectivamente.
Assim, foi obtido o tempo médio de falha para cada situação. Comparando os
resultados foi verificado que a formação dos cabos, o uso de capa protetora e se
estão ou não amarrados, não introduzem diferenças maiores do que 10%, não
sendo significativas na curva de fusão dos cabos. Na segunda fase foram realizados
ensaios em cabos de cobre 2/0, 4/0 e 250 Mil Circular Mil (MCM), também com
correntes simétricas. As curvas de fusão foram comparadas com os vários modelos
26
teóricos e concluiu-se que o método da ASTM foi o que apresentou a maior
precisão. Na terceira, e última fase, foram verificados os efeitos da assimetria da
corrente de curto (dc offset), religamento e instalação de cabos em paralelo. Foram
realizados ensaios com onda totalmente assimétrica e X/R=19,3. Verificou-se por
comparação que, enquanto os tempos de falha experimentais são praticamente
iguais aos utilizados pelo modelo computacional, para ambas correntes, simétrica e
assimétrica, a fórmula de Onderdonk apresenta resultados conservativos para
corrente simétrica e previsões otimistas para corrente assimétrica. Isto enfatiza a
necessidade do uso de métodos capazes de levar em conta os efeitos da corrente
assimétrica, pois, caso contrário o cabo pode ser subdimensionado. A possibilidade
de redução do tempo de falha em função de haver religamento também foi
verificada. Foram realizados cinco ensaios em cabos nus 1/0 conforme segue:
1 - Corrente simétrica de 33,4 kA eficaz aplicada por aproximadamente 8
ciclos.
2 - A corrente foi interrompida pela abertura do disjuntor.
3 - Depois de aproximadamente 7,5 segundos, a corrente foi reiniciada e
mantida até a falha do cabo.
4 - A duração total da falha foi considerada como a soma dos tempos obtidos
em 1 e 3.
Os resultados indicaram que a redução nos tempos de falha é praticamente
desprezível. Também foram testados arranjos com cabos em paralelo para se
verificar a necessidade de fatores de correção. Foram montados dois cabos 1/0 com
3 metros de comprimento e instalados um próximo do outro, para minimizar o
estresse mecânico. Foi aplicada corrente simétrica de 79 kA. Foram feitas três
aplicações de corrente, onde os cabos se soltaram no ponto de conexão ao grampo
antes mesmo de falharem. O melhor resultado foi com o uso de terminais à
compressão, que resistiu a 169 ms dos 176 ms previstos para a fusão do cabo,
entretanto, o cabo soltou-se na conexão com o grampo. Os resultados indicaram que
a performance do uso do cabo em paralelo é limitada pelo tipo de terminais
utilizados nas extremidades do cabo. Entretanto, não é necessário utilizar fator de
correção para os cabos.
27
Blackley e Crouse (1998) publicaram um artigo sobre um trabalho realizado
em maio e setembro de 1997 no Bangor Hydro Electric’s Safety Test Laboratory,
Maine, Estados Unidos. O objetivo foi estudar a viabilidade de realizar ensaios de
baixa corrente para avaliar as condições de uso de conjuntos de aterramento
temporário. Os ensaios foram feitos em cabos de cobre 2/0 com aproximadamente 7
metros de comprimento com grampos de aterramentos em ambas extremidades,
aplicando 300 A e 120 V (ac). Foram realizados ensaios em quatro cabos, sendo um
sem danos e outro com até 25% dos fios rompidos. Em ambos a queda de tensão foi
de 0,72 V. Nos outros dois, com 50 e 75% de fios rompidos, foram medidas quedas
de tensão de 0,75 e 0,78 V, respectivamente. Os autores concluíram que este
ensaio não é eficaz para identificar defeitos em cabos com até 50% de fios
rompidos. Além disso, é bem provável que conexões inadequadas, sujas ou frouxas
também não sejam detectadas por esses métodos. Foram recomendados a
inspeção visual, limpeza e torqueamento nas conexões entre grampos e cabos
antes de cada uso do conjunto de aterramento temporário, e, além disso, é
imprescindível que eles sejam bem armazenados e descartados caso sejam
energizados com altas correntes.
King (1998) da A.B. Chance Company, Centrália, Estados Unidos, publicou
um artigo sobre alguns ensaios que podem ser realizados nos conjuntos de
aterramento temporário, comparando vantagens e desvantagens de cada um. O
autor afirma que, a maioria dos problemas que provocam o aumento da resistência
ocorre nas conexões entre cabos e terminais, terminais e grampos e outros
componentes, devido à corrosão ou sujeira nas conexões frouxas. Cabos nus
ligados a conexões prensadas sem uma terminação adequada são sujeitos à
corrosão provocada pela umidade atmosférica. Depois de um certo tempo, estas
conexões apresentam elevada resistência devido à corrosão em volta dos fios do
cabo. King classifica os ensaios em visual / manual e elétrico, e afirma que estes
ensaios são muito confiáveis se realizados em conjunto. O autor sugere que os
ensaios de baixa corrente sejam realizados em corrente contínua para eliminar os
erros de leitura e variações na repetibilidade causados pelos acoplamentos
indutivos, quando a corrente alternada é utilizada. Para evitar que o aquecimento
altere o valor da resistência, pode-se utilizar correntes de 10 a 25 A. Outro ensaio
proposto é o de medição de resistência em corrente alternada com a aplicação de
28
tensão no conjunto, onde a resistência é calculada e comparada com critérios de
aceitação / rejeição de acordo com o tipo de cabo e terminal. O último ensaio
proposto é o de elevação de temperatura, que pode ser feito aplicando-se uma
corrente com valor elevado o suficiente para provocar aquecimento nos pontos de
maiores resistências. A temperatura pode ser medida com sensores infravermelhos
de temperatura. Os resultados obtidos neste ensaio não são completamente
satisfatórios, pois, o posicionamento e a distância influenciam na leitura obtida.
Conclui-se que esses métodos são a melhor maneira, até o momento, de se avaliar
a condição dos conjuntos de aterramento, baseando-se na corrente suportável
(withstand) conforme a ASTM, mas que não há maneira de se determinar com
certeza à capacidade máxima do conjunto (ultimate capacity) sem submetê-lo a
ensaios destrutivos. Sendo assim, há necessidade de treinar os eletricistas a
realizarem os ensaios e estabelecer um programa de manutenção para que os
conjuntos de aterramentos sejam avaliados em uma periodicidade definida ou em
função do uso.
2.3 Aterramento Temporário em Redes de Distribuição
Não há um guia para uso de aterramento temporário para redes de
distribuição aéreas, no entanto é comum se utilizar o guia para linhas de transmissão
IEEE Std 1048 (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS,
2003).
Bonner e outros (1989) publicaram um artigo para determinar o método mais
eficaz de se fazer o aterramento temporário em redes de distribuição com postes de
madeira. Um estudo mostrou que os valores de tensão e corrente que o eletricista
estará submetido, no caso de energização acidental, depende da condutividade do
poste. A resistência elétrica varia muito pouco com a espécie da madeira, decresce
à medida que o gradiente de tensão aumenta e tem grande variação com a umidade
e com o material utilizado para fazer o tratamento químico. Para realização dos
ensaios foi montada uma linha experimental utilizando três postes de pinho de 12
metros com tratamento pressurizado, com 10 anos de idade aproximadamente e
29
resistência de 18 kΩ molhado a 2 MΩ seco. Foi utilizado o cabo 336,4 MCM CAA no
circuito primário e cabo 4/0 CAA no neutro multi-aterrado. A resistência de
aterramento da linha foi de aproximadamente 18 Ω. Para simular a resistência do
corpo humano, quando em contato com o condutor primário, foi instalado um resistor
de carbono de 911 Ω com monitoramento da queda de tensão e corrente sobre ele.
Os cabos de aterramento temporário utilizados foram de cobre 1/0, com terminais
roscados e grampos de aterramento com mordente serrilhado. Várias situações de
trabalho foram simuladas, tais como: o eletricista tocando na fase e pisando no
neutro, ou na carcaça aterrada de um transformador, ou com o pé apoiado somente
no poste e outros. A linha foi energizada com 7,2 kV por aproximadamente 14 a 18
ciclos. Foram aplicadas correntes de 4,2 a 5,7 kA, simulando curtos-circuitos
monofásicos fase-terra, que são mais comuns de acontecerem. Foram simuladas
situações com aterramento no local de trabalho ou nas estruturas adjacentes, com e
sem o uso do trapézio tipo sela. O pior resultado encontrado nos ensaios foi com um
jumper na resistência do poste, conforme mostrado na figura 2.2 A, onde a corrente
Ihomem atingiu 1,88 A.
Figura 2.2 - Aterramento temporário sem e com trapézio tipo sela
Fonte: BONNER et al, 1989
30
Os ensaios mostraram que a melhor configuração de aterramento para esse
tipo de rede é interligar (equipotencializar) as fases e conectá-las ao neutro,
interligando o trapézio tipo sela logo abaixo do pé do eletricista, conforme mostrado
na figura 2.2 B. Os ensaios também mostraram que o cabo de aterramento utilizado
para conectar a carcaça do transformador ao neutro, promove um efeito similar ao
trapézio tipo sela.
Mueller e Richards (1989) publicaram um trabalho com simulações
computacionais e testes de campo, a fim de determinar o método mais adequado
para se instalar o aterramento temporário em uma rede de distribuição de 34,5 kV
com postes de madeira. Os autores chegaram a conclusões similares às de Bonner
e outros (1989). Concluíram que, apesar dos postes de madeira não serem bons
condutores elétricos, eles podem conduzir correntes elétricas fatais para o eletricista
neste tipo de rede de distribuição. Também enfatizaram o uso de trapézio tipo sela e
a equipotencialização das fases ao neutro para minimizar o risco de choque elétrico.
2.4 Aterramento Temporário em Subestações
O IEEE Std 1246 (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS
ENGINEERS, 2002) é o guia para uso de aterramento temporário em subestações.
Este guia recomenda uma série de medidas relativas à especificação, desempenho,
uso, ensaios e instalação, além de sugerir práticas e fornecer informações técnicas e
critérios de segurança.
Atwater e DeHaan (1999) do U.S. Bureau of Reclamation, publicaram um
artigo com os resultados de ensaios de campo realizados com o objetivo de avaliar a
eficácia dos aterramentos temporários em equipamentos de alta tensão. Os
experimentos foram conduzidos pelo próprio U.S. Bureau of Reclamation na usina
hidroelétrica de Hoover, Nevada, Estados Unidos. Foram quatro ensaios na barra de
16,5 kV de um gerador de 115 MVA, que foi separado dos demais da usina para
realização dos ensaios. No primeiro ensaio somente a fase A foi aterrada. No
segundo ensaio foi feita uma energização trifásica onde cada uma das três fases foi
31
conectada à malha de aterramento da usina e cada cabo foi amarrado, firme e
separadamente, na metade da altura vertical, para evitar o chicoteamento. O terceiro
ensaio é similar ao segundo, porém, os cabos foram amarrados todos juntos. No
quarto e último ensaio, foi feita uma energização trifásica com as fases curto
circuitadas no alto, e somente a fase A, que não era a central, foi conectada à malha
de aterramento da usina. As tensões foram medidas nos terminais dos cabos de
aterramento temporário (V1) a cada energização (FIG. 2.3), e em outros pontos do
lado contrário à fonte, 4 metros e a 45 metros de distância do cabo de aterramento
(V2 e V3) respectivamente, para simular uma pessoa em contato com o barramento
durante uma energização acidental. Os divisores de tensão tinham uma impedância
de 500 Ω para simular o equivalente ao corpo humano. Os resultados demonstraram
que as tensões medidas do lado contrário à fonte eram maiores do que a queda de
tensão no cabo de aterramento temporário. Tal efeito foi atribuído à indução que
acontece no laço formado entre o cabo de aterramento temporário, a malha de
aterramento, a pessoa e o barramento. Os autores, inclusive, propuseram um
método para calcular tal efeito e demonstraram que houve correlação entre os
valores medidos e calculados. O resultado do terceiro ensaio mostrou que, com os
três cabos amarrados juntos, o efeito indutivo é reduzido, mas aumenta os riscos de
um rompimento violento devido aos esforços durante uma falta. Entretanto, o
aterramento somente da fase A, realizado no primeiro ensaio, apresentou o pior
resultado, pois, esta configuração aumenta os efeitos do laço indutivo. O melhor
resultado foi obtido com as fases curto circuitadas no alto, realizada no quarto
ensaio, onde os valores de tensão foram muito inferiores e, portanto, seria a
configuração preferencial.
32
Figura 2.3 - Laço indutivo
Fonte: ATWATER e DEHAAN, 1999
Lambert (2000) apresentou no International Conference on Transmission and
Distribution Construction, Operations and Live-Line Maintenance (ESMO) os
resultados de um trabalho executado por um grupo de dezesseis empresas,
incluindo concessionárias e fabricantes, que fizeram uma parceria com o Georgia
Institute of Technology e ao National Electric Energy Testing, Research &
Applications Center (NEETRAC), Estados Unidos, para realizar ensaios em várias
configurações de conjuntos de aterramento temporário para subestações, linhas de
transmissão e redes de distribuição. O objetivo do trabalho foi avaliar os esforços
mecânicos e o movimento dos jumpers devidos às forças do curto-circuito, medir as
tensões e correntes a que os eletricistas ficariam expostos nas estruturas e as
tensões de passo e toque no solo. Os ensaios foram realizados de 21 a 31 de
agosto de 2000, no laboratório de alta potência da Powertech no Canadá. Foram 32
ensaios trifásicos e 6 monofásicos, sendo as correntes de curto-circuito de 33 kA
para cabo 2/0, 50 kA para cabo 4/0 e 60 kA para múltiplos cabos, todas com fator de
assimetria de 1,8 (offset) em uma das fases e 8 ciclos de duração. Foram montados
arranjos com colunas de isoladores tipo pedestal e estruturas tubulares de aço,
típicas de subestações, que serviram de suporte para os barramentos tubulares de
alumínio, com várias hastes soldadas para instalação do conjunto de aterramento
temporário. No caso de linhas de transmissão e redes de distribuição, foram
utilizados postes de madeira. Houve falhas no corpo dos grampos, nos terminais,
33
nas hastes de conexão com o barramento e com a malha de aterramento. Algumas
hastes de alumínio quebraram e outras ficaram soldadas ao corpo do grampo. Dos
cinco testes de 50 kA realizados, três apresentaram falhas. Dos quatro testes de 60
kA utilizando dois cabos 2/0 ou 4/0 por fase, todos jumpers falharam violentamente
nos primeiros 4 ciclos. Lambert lança uma dúvida sobre como as concessionárias
poderão proteger seus trabalhadores contra curtos-circuitos de 60 kA ou superior,
uma vez que todos os conjuntos falharam. Então, sugere que a norma ASTM F855
seja revisada para contemplar fatores de assimetria acima de 1,2 e que sejam
previstos ensaios em hastes fixas (AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND
MATERIALS, 2004). Também sugere a revisão da norma IEEE Std 1048 para definir
critérios mais claros sobre as várias maneiras de se fazer o aterramento temporário
(INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003).
2.5 Aterramento Temporário em Linhas de Transmissão
O IEEE Std 1048 (INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS
ENGINEERS, 2003) é o guia para uso de aterramento temporário em linhas de
transmissão. Este guia também recomenda uma série de medidas relativas à
especificação, desempenho, uso, ensaios e instalação, além de dar ênfase maior
nos aspectos de indução, aterramento de veículos e cuidados com terceiros.
Harrington e Martin (1954) publicaram um trabalho detalhando ensaios
realizados em uma linha de transmissão com estruturas metálicas, sem cabos pára-
raios, Bonneville - Vancouver, Canadá. A fase A desta linha foi energizada através
de um banco de transformadores de 13,8 kV fase-terra, montado provisoriamente
em uma das subestações. Desta forma, quando a linha foi energizada, a corrente
fluiu via solo para a subestação, circulando pelo aterramento da(s) estrutura(s) onde
o(s) conjunto(s) de aterramento estava(m) instalado(s). Foram simuladas várias
situações, das quais as três principais são apresentadas a seguir:
1 - aterramento da estrutura sob teste,
2 - aterramento das estruturas adjacentes,
34
3 - aterramento da estrutura sob teste e das estruturas adjacentes,
simultaneamente.
Foram medidas as tensões entre a fase A e a estrutura e entre a estrutura (pé
da torre) e hastes instaladas no solo distantes de 0,6, 1,2, 5 e 78 metros nas três
situações. Os resultados encontrados estão na Tabela 2.1. Foram utilizados
conjuntos de aterramento temporário com cabo 4/0 e cada energização teve duração
de 167 ms (10 ciclos).
TABELA 2.1 Valores Encontrados nos Ensaios
Diferença de Potencial (kV) eficaz Situação
Linha-Torre Pé da Torre-
0,6 m
Pé da Torre-
1,2 m
Pé da Torre-
5 m
Pé da Torre-
78 m
Corrente de Falta (A)
eficaz
1 0 2,58 4,25 9,14 11,6 730 2 12,6 0 0 0 0 795
3 0 2,04 3,55 7,55 9,45 1.240
Fonte: HARINGTON e MARTIN, 1954
Analisando os resultados, os autores concluíram que o aterramento somente
nas estruturas adjacentes não garante a segurança do eletricista no local de
trabalho, devido à elevada diferença de potencial encontrada, mas que o
aterramento no local parece ser seguro. No entanto, as tensões medidas no solo são
muito elevadas, com valores bastante superiores aos limites de segurança, mesmo
quando são utilizados mais aterramentos em paralelo, situação 3, pois há um
aumento da corrente de curto em função da redução da impedância envolvida no
circuito.
Mousa (1982) da B. C. Hydro and Power Authority, Vancouver, Canadá,
publicou um artigo sobre a necessidade do uso de chaves de aterramento,
existentes nas chaves seccionadoras nos terminais de saída das linhas de
transmissão nas subestações. Estas chaves são utilizadas para se fazer o
aterramento temporário nas extremidades da linha de transmissão, sendo um
35
procedimento comum em muitas concessionárias quando da necessidade de
intervenção com o circuito desenergizado.
Em linhas de transmissão de extra alta tensão, principalmente com longos
trechos de paralelismo e com carregamento elevado, as induções impostas ao
circuito desenergizado podem ser bastante elevadas e causar problemas, tais como:
• Circulação de corrente induzida de regime permanente nos pés de torre,
estais de ancoragem e eletrodos de aterramento, causando potenciais de
toque e passo perigosos, e solicitação térmica dos eletrodos de
aterramento;
• Dificuldade na interrupção do arco durante a retirada do aterramento
temporário;
• Dificuldade na interrupção do arco durante a abertura da chave de
aterramento.
Estas linhas são comumente conhecidas como “linhas de alta indução”. Em
uma intervenção de uma linha de transmissão próxima a tais linhas, onde o
aterramento é realizado através de chaves de aterramento em ambas as
extremidades, cria-se um grande laço (circuito fechado apresentando grande área de
indução) por onde circulam correntes elevadas. O autor explica que os níveis de
indução dependem da configuração da chave de aterramento, conforme figura 2.4, e
explicado a seguir:
a) Ambas as chaves de aterramento estão abertas. Os níveis de indução
eletrostática encontrados independem da localização do aterramento temporário ao
longo da linha.
b) A chave de aterramento mais distante está fechada. Os níveis de indução
eletromagnética encontrados alcançam o valor máximo quando o aterramento
temporário é colocado próximo do final da linha onde a chave de aterramento está
aberta.
c) A chave de aterramento mais próxima está fechada. Neste caso os níveis
de indução eletromagnética encontrados alcançam o máximo quando o aterramento
temporário é colocado no meio da linha.
36
d) Ambas as chaves de aterramento estão fechadas.
Figura 2.4 - Configurações das chaves de aterramento
Fonte: MOUSA, 1982
A figura 2.5 mostra níveis de indução para as quatro configurações dadas na
figura 2.4, conforme a seguir:
1 - A capacidade de interrupção cai quando R aumenta.
2 - A queda de tensão IgR aproxima da tensão de circuito aberto quando R é
máximo.
3 - A Energia dissipada é máxima quando a resistência de terra é igual à
magnitude da impedância equivalente da fonte.
4 - A Energia dissipada máxima Ig2R é proporcional ao comprimento de
exposição.
37
5 - A razão entre a energia dissipada máxima por indução eletrostática e a
energia dissipada máxima por indução eletromagnética para qualquer dos três
circuitos 2b, 2c ou 2d é independente do comprimento de exposição.
Figura 2.5 - Níveis de indução no aterramento temporário Fonte: MOUSA, 1982
O fenômeno da indução danifica as chaves de aterramento das
seccionadoras, além de provocar arco elétrico no conjunto de aterramento quando
este é instalado e retirado da linha, causando danos nos grampos de aterramento,
além de se tornar um procedimento que coloca em risco a segurança do eletricista
(INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003). A figura
2.6 mostra este fenômeno.
38
Figura 2.6 - Arco elétrico na instalação do aterramento temporário em uma LT 500kV Fonte: FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008
O autor apresenta outras desvantagens do uso das chaves de aterramento:
• Onde há apenas um aterramento temporário na linha, o uso da chave de
aterramento aumenta o choque devido ao fluxo de correntes
eletromagnéticas induzidas;
• No caso de uma linha com diversos aterramentos temporários instalados,
quando as chaves de aterramento são abertas, genericamente resulta em
um aumento de ambos os níveis de indução no local de trabalho;
• Com as chaves de aterramento fechadas, um erro do operador pode
resultar numa falta trifásica de impedância zero no barramento. Isto
imporia severas solicitações sobre os disjuntores. Também incidentes de
fechamento da chave de aterramento no barramento energizado podem
acontecer, entretanto, o eletricista que estivesse em contato com alguma
parte energizada, estaria protegido;
• O aumento no carregamento do circuito paralelo impõe um aumento no
serviço da chave de aterramento que eventualmente excede sua
capacidade;
• Abertura da chave de aterramento sob condições de vento pode causar
arco saltando em direção a extremidade energizada da chave. Isto
causaria uma falta fase-terra resultando então em risco de choque.
39
Mousa (1982) apresenta também ensaios realizados em campo numa linha
de 500 kV com o comprimento de exposição de 282 km e carregamento no circuito
paralelo de 1.300 a 1.400 A. A resistência para terra nos locais de ensaio foram de 4
até 44 ohms. Os ensaios confirmaram que o fechamento das chaves de aterramento
não fornece alteração favorável nos níveis de indução mesmo no caso onde
diversos aterramentos temporários são simultaneamente instalados na linha. Então,
o autor conclui que as chaves de aterramento não devem ser utilizadas em nenhuma
linha, mesmo em linhas sem problemas de indução, independente do nível de
tensão. Além disso, cita ainda que a prática de aterramento temporário de todas as
fases é necessária e deve ser mantida onde é necessária a estabilidade da zona de
equalização de potencial (no caso de linhas de tensões mais baixas). Como a
energização acidental trifásica é minoria das causas de acidentes, o aterramento
temporário das três fases resulta em algumas desvantagens como segue:
• Aumento das correntes de indução de regime permanente através do pé
de torre / eletrodo de aterramento. Isso aumenta o potencial de passo e
aquecimento dos eletrodos de aterramento;
• Requer que o eletricista faça escaladas adicionais e/ou caminhadas
adicionais até alturas elevadas, causando o aumento do risco de queda;
• Aumenta o fluxo de corrente através do conjunto de aterramento, além de
criar forças eletromagnéticas que podem causar movimentos violentos
nos condutores e ferimentos nos eletricistas.
No Brasil algumas concessionárias já eliminaram o uso da chave de
aterramento nas intervenções das linhas de transmissão (FURNAS CENTRAIS
ELÉTRICAS S.A., 2008; COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2003b).
Em ensaios realizados por Furnas, foram medidas correntes de mais de 200 A no
cabo do aterramento temporário, causando choques nos estais das torres,
ressecamento do solo, danos térmicos nos cabos contrapesos e riscos de
combustão espontânea da vegetação, além de provocar danos nos grampos de
aterramento devido ao arco elétrico criado durante a instalação e retirada do
conjunto. Entretanto, atualmente ainda existem procedimentos utilizados nas
empresas onde as chaves de aterramento são usadas, contrariando o que foi
apresentado por Mousa (1982), além provar a existência de falta de padronização
40
dos procedimentos entre as concessionárias nacionais (FURNAS CENTRAIS
ELÉTRICAS S.A., 2008; COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2003b;
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA, 2002).
Atwater, DeHaan e Romero (2000) publicaram os resultados de ensaios
realizados em duas linhas de transmissão da Western Area Power Administration
(WAPA) em conjunto com U.S. Bureau of Reclamation, ambos com sede no
Colorado, Estados Unidos. Os primeiros ensaios foram realizados, aproximadamente
na metade do comprimento (60 km), de uma linha de 230 kV (Kayenta-Shiprock),
circuito simples, com dois cabos pára-raios conectados eletricamente nas estruturas
metálicas, situada entre os estados do Arizona e do Novo México, Estados Unidos.
O valor da resistência de pé de torre do local de trabalho encontrado foi de 6,6 Ω. O
arranjo da subestação de Shiprock foi alterado, sendo duas fases desconectadas,
possibilitando apenas a energização da fase A e um curto fase-terra. Foram
utilizados cabos de cobre 2/0 AWG com 6 metros de comprimento para o
aterramento temporário, conectados entre a fase e a cantoneira da estrutura
metálica. As configurações de aterramento, os pontos de medição da corrente de
falta e tensões estão mostradas na figura 2.7.
Foram ensaiadas quatro configurações de aterramento:
1 - Aterramento nas estruturas adjacentes das três fases.
2 - Aterramento local e nas estruturas adjacentes das três fases.
3 - Aterramento local somente da fase A.
4 - Aterramento local das três fases.
41
Figura 2.7 - Configurações do aterramento temporário LT 230 kV
Fonte: ATWATER, DEHAAN e ROMERO, 2000
As correntes de falta variaram de 143 a 1.750 A. Os ensaios mostraram que,
para todas as configurações de aterramento, as tensões de toque e transferência no
solo são elevadas, variando de 500 a 1.250 V. Para as configurações 2, 3 e 4 as
tensões de toque, metal a metal, no topo da estrutura variaram de 0,33 a 4,5 V,
enquanto para a configuração 1 chegou a 35 V, o que para linhas com correntes de
falta mais elevadas pode representar um risco. Nas configurações 3 e 4, a maioria
da corrente de falta fase-terra foi para os cabos pára-raios. As correntes nos quatro
pés da torre foram iguais, assim como as correntes nos dois cabos pára-raios. O
segundo conjunto de ensaios foi realizado em uma linha de 500 kV (Mead-Perkins),
circuito simples, com dois cabos pára-raios eletricamente isolados das estruturas
metálicas, entretanto, com gaps para conexão fase-terra durante uma falta, a
aproximadamente 2 km da subestação Mead (fonte da corrente de falta) no estado
de Nevada, Estados Unidos. O valor da resistência de pé de torre encontrado no
local de trabalho encontrado foi de 8,1 ohms. Foram utilizados dois cabos de cobre
2/0 AWG em paralelo por fase com 8 metros de comprimento para o aterramento
temporário. Nesta linha somente as configurações 3 e 4 foram ensaiadas com
energizações trifásicas. As configurações e os pontos de medição da corrente de
42
falta e tensões estão mostradas na figura 2.8. As correntes de falta variaram de
11.140 a 14.930 A. Os resultados demonstraram que para a configuração 3 as
tensões de toque e transferência no solo são muito elevadas, chegando a 7.380 V
no local do aterramento e até 5.800 V nas torres adjacentes. Para a configuração 4
os valores das tensões foram comparativamente pequenos, no máximo 675 V, pois,
houve o cancelamento das três correntes. No entanto, elevadas tensões de toque e
transferência, da ordem de 17.100 V de pico, foram medidas durante 1/6 de ciclo
durante a interrupção da corrente de falta, originando um pulso de 1/6 de ciclo de 60
Hz, aproximadamente 0,003 segundo, que não é definido nos estudos de Dalziel
(1972) e Kouwenhoven (1959) sobre choque elétrico e nem em norma IEEE Std 80
(2000), mas os autores acreditam que possa impor um choque perigoso. A tensão
(V3) entre o condutor e a torre variou de 43,5 a 52,1 V, enquanto a queda de tensão
no cabo do aterramento temporário (V2) variou de 14,1 a 17,3 V.
Figura 2.8 - Configurações do aterramento temporário LT 500 kV Fonte: ATWATER, DEHAAN e ROMERO, 2000
43
Os autores enfatizam a importância de se analisar o efeito indutivo no laço
formado e concluem dizendo que os potenciais que surgem no solo são perigosos e
que medidas de segurança adicionais, tais como: evitar o contato com a estrutura,
utilizar tapetes isolantes e evitar que pessoas não autorizadas se aproximem,
possam ser implementadas. Ressaltam as configurações com o aterramento no
local de trabalho dão maior segurança na torre do que o aterramento nas torres
adjacentes e que aterrar as três fases é o melhor método, a não ser que outras
condições de risco levem a optar pelo aterramento somente de uma das fases.
Nesses casos, deve-se tratar as outras fases como se estivessem energizadas, ou
seja, mantendo as distâncias mínimas de segurança. Finalizam dizendo que, do
ponto de vista de controle de tensões no local de trabalho, a configuração 2 revelou-
se levemente superior às configurações 3 e 4. Portanto, o trabalho de se instalar
aterramentos adicionais nas estruturas adjacentes não se justifica, pois, a redução
de tensão alcançada não é suficiente para garantir a segurança dos eletricistas, para
a maioria das situações.
Atwater, DeHaan e Román (2001) publicaram um artigo com resultados de
ensaios de campo realizados em uma linha de 115 kV da Puerto Rico Electric Power
Authority (PREPA) situada em Canovanas, Porto Rico, em parceria com o U.S.
Bureau of Reclamation. Sete configurações de aterramento temporário foram
ensaiadas em estruturas tipo H com postes de madeira. Foram utilizados cabos de
aterramento de cobre 2/0 AWG em diferentes configurações. A corrente de falta
monofásica fase-terra calculada foi de 5 kA eficaz. Energizações monofásicas, fase
B, foram escolhidas para reduzir a severidade dos distúrbios no sistema elétrico e
maximizar as tensões no local do ensaio. Além disso, este tipo de falta, fase-terra, é
a que tem maior probabilidade de ocorrer em linhas de transmissão. As figuras 2.9,
2.10 e 2.11 mostram os diversos arranjos e pontos de medição das tensões e
correntes. Estas grandezas foram medidas em módulo e ângulo. A tensão Vs1
corresponde a uma tensão de passo (1 metro) iniciada a 30 cm da haste de
aterramento. As tensões Vt1 e Vt2 foram medidas a 1 metro de distância da haste de
aterramento ou fio de descida e correspondem às tensões de toque. E a tensão de
transferência Vt3 foi medida a 10 metros da haste de aterramento. As tensões Vt1,
Vt2, Vt3 e Vs1 foram medidas utilizando placas de metal com 14 cm de diâmetro,
simulando o pé do eletricista em contato com o solo. Os valores das correntes de
44
falta variaram de 2,4 kA, no ensaio 7 a 4,8 kA, no ensaio 6. Como era esperado, os
ensaios de 1 a 3 apresentaram os piores resultados, pois, criaram duas referências
de potencial diferentes de aterramento. Uma formada pelos cabos das fases,
aterramento temporário e haste, e a outra formada pelo poste, fios de descida e
cabos pára-raios PR1 e PR2. Além disso, toda a corrente de curto-circuito teve que
ser escoada via haste de aterramento, provocando as maiores tensões de passo e
toque, onde Vt3 foi superior a 20 kV.
Figura 2.9 - Ensaios torre tipo H com postes de madeira, sem trapézio tipo sela Fonte: ATWATER, DEHAAN e ROMÁN, 2001
Ensaios 1 e 2 - Aterramento somente na haste
45
Figura 2.10 - Ensaios torre tipo H com postes de madeira, utilizando trapézio tipo sela em um posteFonte: ATWATER, DEHAAN e ROMÁN, 2001
Ensaios 3, 4 e 5 - Aterramento com trapézio tipo sela em um poste
46
No ensaio 3, houve um arco entre o trapézio tipo sela e o fio de descida,
sendo que a tensão pré-arco chegou a 29 kV de pico. As tensões Vw e Vwl foram
medidas entre o fio de descida e um prego cravado no poste de madeira. Esta
montagem foi realizada a fim de simular o eletricista escalando o poste utilizando
esporas, que é uma prática muito comum. Também foram medidas tensões Vz1,
entre a fase B e o fio de descida, que alcançou valores acima de 24 kV eficaz. Foi
claramente identificada a necessidade de se conectar todos os elementos do
sistema de aterramento em um mesmo potencial. Nos ensaios 4 e 5 houve uma
redução significativa das tensões medidas no topo do poste, Vz1, Vz2, Vt4 e Vt5,
entretanto com valores muito acima dos limites de segurança.
Os melhores resultados encontrados foram nos ensaios 6 e 7, quando o
trapézio tipo sela foi instalado no poste, obtendo valores dentro dos limites de
segurança, não ultrapassando 29 V. Entretanto, no ensaio 7, quando os cabos pára-
raios foram conectados aos aterramentos temporários, as tensões no solo foram
bastante reduzidas, mas ainda muito acima dos limites de segurança, sendo
necessários outros procedimentos de segurança, por exemplo, isolamento do local
de trabalho. O valor da tensão Vc foi medido, nos ensaios 6 e 7, comprovando a
necessidade de se avaliar o efeito do laço indutivo, uma vez que as tensões Vz1
foram mais de três vezes o valor de Vc.
47
Figura 2.11 - Ensaios torre tipo H com postes de madeira, utilizando trapézio tipo sela em dois postes
Fonte: ATWATER, DEHAAN e ROMÁN, 2001
2.6 Conclusões
Pode-se verificar, baseando na bibliografia pesquisada, que o assunto
aterramento temporário passou a ser de interesse de vários segmentos, tais como:
concessionárias, universidades, fabricantes, dentre outros. Verifica-se ainda existir
questionamentos quanto à maneira de se fazer o aterramento temporário nas mais
diversas configurações das instalações elétricas. Além disso, há também a
preocupação com a real condição dos conjuntos de aterramento temporário em
campo, sendo necessário à criação de procedimentos de ensaios para esta
Ensaios 6 e 7 - Aterramento com trapézio tipo sela nos dois postes
48
avaliação. Sendo assim, ensaios com configurações reais e experimentais, em
laboratórios, e simulações computacionais têm sido realizadas.
Contudo, no Brasil, este assunto é pouco pesquisado e divulgado, causando
divergências entre os procedimentos nas empresas usuárias dos conjuntos de
aterramento, como já mencionado anteriormente.
Está claro que não há um consenso sobre qual é o melhor método de
instalação do aterramento temporário, e seria pretensão imaginar a possibilidade da
criação de um único método para todas as aplicações. Entretanto, é possível
determinar, para um tipo de instalação, a maneira melhor e mais segura de se
realizar o aterramento temporário.
A bibliografia permite concluir que as chaves de aterramento não devem ser
utilizadas para aterramento temporário nas extremidades das linhas de transmissão,
pois, não fornecem alteração favorável nos níveis de indução, além de seu uso
apresentar várias desvantagens.
Quanto à prática de aterramento temporário de todas as fases, esta é
necessária e deve ser mantida onde é necessária a estabilidade da zona de
equalização de potencial, no caso de linhas de tensões mais baixas, onde as
distâncias entre as fases são reduzidas, dificultando a movimentação na estrutura
caso todas as fases não estejam aterradas.
49
3 ACOPLAMENTO ELETROMAGNÉTICO E LIMITES DE SEGURANÇA HUMANA
3.1 Introdução
Devido às características físicas e geométricas das linhas de transmissão de
energia elétrica, estas provocam uma grande e variada gama de problemas, que
podem ser caracterizados de forma ampla, como interferências eletromagnéticas.
O termo “interferências eletromagnéticas” é utilizado de forma bastante
abrangente, incluindo todos os aspectos de alta e baixa (60 Hz) freqüências.
Segundo Alves e Ribeiro (1996), as interferências causadas pelas linhas de
transmissão podem ser apresentadas resumidamente como a seguir:
• Interferências em 60 Hz: importante sob o ponto de vista da segurança
dos seres vivos e da integridade dos equipamentos e/ou componentes do
sistema interferido.
• Interferências em Altas Freqüências: importante sob o ponto de vista de
qualidade do serviço prestado pelo sistema interferido.
Este trabalho se limita à discussão das interferências em 60 Hz causadas
pelas linhas de transmissão.
As interferências em 60 Hz ocorrem através dos seguintes mecanismos de
acoplamento entre uma linha de transmissão e outra linha ou estrutura (um duto
metálico, por exemplo):
• Acoplamento magnético (indutivo) (*)
• Acoplamento resistivo (*)
• Acoplamento eletrostático (capacitivo)
(*) Normalmente predominantes sob condições de curto-circuito.
50
3.2 Acoplamento Eletromagnético
Devido aos acoplamentos eletromagnéticos existentes entre as linhas de
transmissão e distribuição e circuitos em suas proximidades, tais como: linhas
telefônicas, linhas telegráficas, dutos, cercas, etc., tensões são induzidas nestes
circuitos durante o funcionamento normal das linhas (tensões induzidas de regime
permanente) ou durante curtos-circuitos nas mesmas (tensões induzidas de curta
duração).
Estas tensões podem atingir níveis que causam danos em equipamentos
conectados a estes circuitos, ou mesmo de seus isolamentos, como um cabo
telefônico, por exemplo. Estas tensões podem ainda comprometer a segurança de
pessoas que venham a ter contato com estes circuitos, e/ou comprometer a
qualidade dos serviços prestados pelo circuito induzido, como gerar ruídos no caso
de circuitos de comunicação, por exemplo.
A figura 3.1 ilustra os acoplamentos capacitivo e magnético existentes entre
dois circuitos de uma linha de transmissão.
Estes acoplamentos geralmente variam consideravelmente de intensidade ao
longo dos circuitos envolvidos, devido a eventuais aproximações ou cruzamentos
entre eles ou à variação de resistividade do solo, que influencia diretamente no
acoplamento resistivo.
51
Figura 3.1 - Acoplamentos capacitivo e indutivo
Fonte: INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003
O modelo utilizado neste trabalho possui nove condutores, divididos em duas
linhas de transmissão, onde os acoplamentos capacitivo e indutivo, entre os
condutores de cada LT e entre cada condutor de uma LT com os condutores da
outra LT são considerados. O modelo considera ainda a influência do solo nos
acoplamentos. O detalhamento desse modelo está apresentado no item 4.5. Como
exemplo, a figura 3.2 mostra um modelo para uma linha de três fios.
Figura 3.2 - Acoplamento eletromagnético
Fonte: MEYER e LIU, 1995
52
3.3 Limites de Segurança Humana
3.3.1 Tensões no Local de Trabalho
Quando um condutor aterrado é energizado, a corrente que flui por partes
aterradas pode resultar diferenças de potenciais perigosos entre estas partes se o
aterramento for inadequado.
A figura 3.3 ilustra posições de trabalho no alto de estruturas onde tensões
anormais podem aparecer e a figura 3.4 ilustra o diagrama elétrico equivalente de
um aterramento temporário instalado e um eletricista no local de trabalho.
Figura 3.3 - Posições de trabalho onde potenciais anormais podem aparecer Fonte: INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003
53
Figura 3.4 - Diagrama elétrico equivalente
Fonte: RITZ DO BRASIL, 2000
A figura 3.5 mostra tensões de toque e passo em uma estrutura que podem
ser perigosas aos trabalhadores no solo.
O potencial de toque ocorre quando uma linha desenergizada é aterrada, e
recebe indução de outra linha paralela. A corrente injetada no solo causa diferentes
potenciais no local. Ao tocar a estrutura, cujo potencial é máximo, o eletricista se
coloca entre dois potenciais diferentes, e dependendo das condições, pode sofrer
um choque elétrico.
O potencial de passo ocorre na mesma situação, porém mais afastado da
estrutura, onde ocorre uma diferença de potencial entre os pés.
O aterramento adequado resultará em uma redução do risco de choque
elétrico no local de trabalho e procedimentos de trabalho adequados minimizarão a
exposição à tensão de toque na estrutura.
54
Figura 3.5 - Tensões de toque e passo Fonte: INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003
3.3.2 Limites de Corrente pelo Corpo
Os limites basicamente são referentes às máximas correntes de choque a que
os trabalhadores poderão ser submetidos.
Os guias IEEE Std 80 (2000) e IEEE Std 1048 (2003) para linhas de
transmissão e subestações, respectivamente, admitem a utilização das equações de
Dalziel (1972), as quais garantem que 99,5% das pessoas não apresentarão
fibrilação ventricular se submetidas às seguintes correntes de choque:
55
t
ImA116
= para pessoas com 50 kg (3.1)
ou
tImA
157= para pessoas com 70 kg (3.2)
Onde:
t = tempo de duração do choque, entre 0,03 e 3 segundos.
Os limites da “corrente de não largar” (let-go) também devem ser
considerados, devido principalmente às induções. Utilizando-se os mesmos critérios
anteriores pode-se considerar 9 e 16 mA, para 50 e 70 kg, respectivamente
(DALZIEL, 1972; INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS,
2003 e 2000).
Por outro lado, existem recomendações da NBR-5410 (1997) e NR-10 (2004)
de controles de potenciais para tensões inferiores a 50 V. O próprio guia IEEE Std
80 (2000) cita em seu item 6 a referência Biegelmeier 1, 2 que recomenda 50 mA
como um valor de corrente máxima permitida pelo corpo humano sem que haja
fibrilação ventricular. Este valor quando aplicado à resistência de 1.000 Ω do corpo
humano, conforme item 3.3.3, resulta no valor de 50 V de regime permanente
permitido pelas normas brasileiras. A tabela 3.1 apresenta estes dados e permite
uma comparação entre eles.
A figura 3.6 mostra um gráfico com as curvas referentes às equações de
Dalziel (1972) e ao estudo de Biegelmeier 1, 2.
1 Biegelmeier, U. G., “Die Bedeatung der Z-Schwelle des Herzkammerfilim-merns fur die Festlegung von Beruhrunggsspanungs greuzeu bei den Schutzma Bradhmer gegen elektrische Unfate,” E&M, vol. 93, n. 1, p. 1-8, 1976. 2 Biegelmeier, U. G., and Rotter, K., “Elektrische Widerstrande und Strome in Merischlicken Korper," E&M, vol. 89, p. 104-109, 1971.
56
Figura 3.6 - Limites de corrente no corpo humano
Fonte: INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2000
Serão utilizados os critérios para 70 kg, o local onde o aterramento temporário
será instalado, terá isolamento físico e acesso restrito aos eletricistas, homens
adultos, que estarão sujeitos a esses choques.
3.3.3 Impedância do Corpo
Segundo o guia IEEE Std 80 (2000), o corpo humano possui basicamente
duas resistências em série: a resistência interna e a resistência da pele. Usualmente
a resistência total é considerada como 1.000 Ω para determinar o limite de corrente
suportável pelo corpo e para o cálculo dos potenciais de passo e toque que o
eletricista poderá estar submetido no solo.
Entretanto, segundo o guia IEEE Std 1048 (2003), o valor desta resistência
total altera profundamente entre as pessoas, principalmente devido a parâmetros
fisiológicos, tais como: hidratação, nutrição, anatomia, musculatura, etc. A figura 3.7
57
mostra o corpo humano modelado, dividido em resistências internas, da pele (RS),
das mãos (RH), do calçado (Rf) e de contato ou aterramento dos pés (Rg).
Figura 3.7 - Corpo humano eletricamente modelado
Fonte: INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2003
Cada uma destas variáveis pode ser estimada, de acordo com a condição de
choque, ou seja, de acordo com o tipo de manutenção que será realizada. Por
exemplo, se a pessoa utilizará calçado, luvas, se estará molhada ou seca, tipo do
tecido da roupa que estará utilizando, dentre outros.
Na manutenção com o uso de aterramento temporário, o circuito é
desenergizado e aterrado, e o eletricista escala as estruturas para fazer a
intervenção. Em muitos casos esta manutenção é realizada sob chuva durante horas
e, além disso, o eletricista não toca a estrutura apenas com os pés e as mãos, e sim
com todo seu corpo, tornando a condição de choque muito severa, reduzindo
bastante o valor da resistência total do corpo.
Devido a este fato, assim como citado por Junior (2005) e O’brien (1983),
todas as resistências internas foram desprezadas, sendo considerado o valor de 500
Ω como resistência total.
58
3.3.4 Queda de Tensão Máxima no Corpo
A queda de tensão e corrente máximas permitidas, devido às interferências
eletromagnéticas em regime permanente ou durante uma energização acidental,
entre dois pontos de contato do corpo humano, podem ser calculadas com as
informações descritas acima, para garantir a segurança pessoal.
Utilizando a equação (3.2) e os tempos especificados na norma IEC 61230
(1993) para dimensionamento de conjuntos de aterramento temporário, foram
calculadas a queda de tensão e corrente máximas permitidas e os resultados destes
cálculos estão apresentados na tabela 3.1.
Subentende-se que foram utilizados os valores de 50 mA (corrente máxima
permitida pelo corpo humano) e 1.000 Ω (resistência do corpo humano), ambos
definidos no guia IEEE Std 80 (2000), para obter-se o valor máximo de queda de
tensão no homem de 50 V, conforme definido na norma NR-10 (2004) e NBR-5410
(1997). Este valor também foi colocado na tabela 3.1.
59
TABELA 3.1 Valores de Queda de Tensão e Corrente Máximas Permitidas
Resistência do homem
(Ω)
Queda de tensão máxima
no homem (V) Tempo (s) Corrente
(mA)
na torre no solo na torre no solo
0,1 496,5 248,3 496,5 0,25 314,0 157,0 314,0
0,5 222,0 111,0 222,0
1,0 157,0 500 1.000 78,5 157,0
2,0 111,0 55,5 111,0
3,0 90,6 45,3 90,6
Regime Permanente 1 16,0 8,0 16,0
Regime Permanente 2 50,0 25,0 50,0 1 referente aos limites de let-go. 2 referente aos limites sem que haja fibrilação ventricular.
Fonte: DALZIEL, 1972; INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISION, 1993; INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELECTRONICS ENGINEERS, 2000
3.4 Conclusões
Assim, a análise dos níveis de tensões e correntes que os eletricistas estarão
submetidos no local de trabalho é de grande importância para a determinação da
configuração mais adequada do aterramento temporário, minimizando a exposição à
tensão de toque, bem como à tensão através do homem quando em trabalho na
estrutura, reduzindo assim o risco de acidente elétrico.
Pôde-se verificar que, para garantir a segurança pessoal, os valores de queda
de tensão e corrente máximas permitidas entre dois pontos de contato do corpo
humano, em regime permanente, são muito pequenos quando comparados com os
valores permitidos durante uma energização acidental, pois os eletricistas estarão
submetidos a estes valores durante todo o tempo gasto na intervenção.
60
4 CONFIGURAÇÕES DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO E MODELO COMPUTACIONAL
4.1 Introdução
No estudo de sistemas elétricos de potência, muitas vezes torna-se
conveniente e necessário a adoção de modelos físicos e matemáticos que
representem, da forma mais adequada possível, o comportamento real do que está
sendo estudado em escala macroscópica. A introdução de modelos teve grande
desenvolvimento no século XIX, por intermédio dos trabalhos de Faraday, Kelvin,
Maxwell e Thomson. Em tese, os modelos não precisam corresponder à realidade
em termos microscópicos, mas sua utilização está condicionada a uma eficiente
aproximação da realidade macroscópica, constituindo uma ferramenta muito
importante para o entendimento dos fenômenos que ocorrem na natureza (ARAÚJO;
NEVES, 2005).
Dentre todos os componentes dos sistemas elétricos de potência, as linhas de
transmissão destacam-se por duas particularidades.
A primeira é que seus parâmetros são distribuídos ao longo da sua extensão.
Qualquer perturbação gerada por chaveamentos ou descargas atmosféricas resulta
na propagação de ondas pela linha. O efeito de uma variação de corrente ou tensão
em qualquer dos terminais da linha não é sentido pela outra extremidade até que
ondas eletromagnéticas geradas por essa variação percorram todo o comprimento
da linha. Os modelos utilizados em cálculos de transitórios eletromagnéticos que
envolvem linhas de transmissão são baseados na solução das equações de onda de
tensão e corrente.
A segunda, é que tais parâmetros apresentam forte dependência com a
freqüência.
61
Entretanto, o assunto a ser investigado neste trabalho é um problema de
regime permanente, 60 Hz (freqüência industrial) com parâmetros fixos para esta
freqüência.
4.2 Modelo Matemático
Devido ao alto grau de complexidade dos sistemas elétricos reais, torna-se
praticamente impossível uma solução analítica para solução de alguns tipos de
problemas. Por esse motivo recorre-se frequentemente a métodos computacionais.
Atualmente existem diversos programas comerciais para aplicação direta em
sistemas de energia elétrica, principalmente para a simulação de transitórios
eletromagnéticos no domínio do tempo e da freqüência e também em regime
permanente. Dentre eles o Alternative Transient Program (ATP), que será utilizado
no desenvolvimento deste trabalho.
No ATP a modelagem de componentes da linha de transmissão e o cálculo de
seus parâmetros são realizados utilizando métodos amplamente conhecidos e
apresentados na literatura convencional (FUCHS, 1977; STEVENSON, 1986;
ARAÚJO; NEVES, 2005).
4.3 Configurações das Linhas de Transmissão
No Brasil, os recursos hidroelétricos estão, em sua maioria, distantes dos
principais centros consumidores, o que resultou e continua resultando na construção
de linhas de transmissão extensas e de grande carregamento, com tensões de até
750 kV em corrente alternada e 600 kV em corrente contínua.
Assim, o uso múltiplo de uma mesma faixa de terreno por várias instalações
torna-se cada vez mais comum, pelo crescente custo e indisponibilidade do solo,
62
principalmente nas regiões urbanas, e pelo aproveitamento de um único meio de
acesso a essas instalações, em áreas mais afastadas dos centros urbanos.
Por esse motivo há uma tendência cada vez maior de se construir linhas de
transmissão com longos trechos de paralelismo, tendo o efeito das interferências
eletromagnéticas cada vez mais agravado.
Para a realização das simulações computacionais foram escolhidos dois
modelos típicos de estruturas para linhas de transmissão com classes de tensões
utilizadas em diversas concessionárias brasileiras. O trabalho foi desenvolvido
utilizando-se um caso exemplo com uma LT 500 kV (sistema interferente) e uma LT
138 kV (sistema interferido) paralela à primeira, em um mesmo corredor de
transmissão.
Na linha de transmissão de 138 kV foi utilizada a estrutura L6 (COMPANHIA
ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 1986) e na linha de transmissão de 500 kV foi
utilizada a estrutura SX (COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 1998),
ambas com circuito simples, cujos dados utilizados nas simulações computacionais
foram obtidos pela concessionária local e estão relacionados na tabela 4.1 e figura
4.1.
Foi considerada a distância de 40 metros entre os eixos das linhas de
transmissão, pois, é um valor típico quando linhas com essas classes de tensão são
construídas em paralelo.
63
TABELA 4.1 Dados das LT’s
Dados Gerais LT 500 kV LT 138 kV
Tensão (kV) 500 138
Freqüência (Hz) 60 60
Tipo de Circuito Simples Simples
Número de Fases 3 3
Número de Condutores por Fase 3 1
Número de Pára-raios 2 1
Dados dos Condutores LT 500 kV LT 138 kV
Tipo Ruddy Linnet
Bitola (MCM) 900 336,6
Formação 45/7 26/7
Diâmetro Externo (mm) 28,74 18,29
Resistência 20°C (Ω/km dc) 0,0634 0,1701
Espaçamento - bundle (mm) 0,457 ---
Dados dos Cabos Pára-raios LT 500 kV LT 138 kV
Diâmetro Externo (mm) 11,05 7,92
Resistência 20°C (Ω/km dc) 2,77 5,18
Fonte: COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 1986 e 1998
64
Figura 4.1 - Configurações das LT’s
Fonte: COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 1986 e 1998
65
4.4 Configuração do Conjunto de Aterramento
Para especificação do conjunto de aterramento foram consideradas
informações fornecidas por um fabricante (RITZ DO BRASIL, 2007).
O cabo utilizado nos conjuntos de aterramento é fabricado com cobre
eletrolítico extra-flexível, o que permite maior facilidade na instalação, manuseio e
transporte, e proteção translúcida de PVC cristal, o que permite a inspeção visual de
toda sua extensão.
Os dados do cabo de aterramento, utilizado nas simulações computacionais,
que é usualmente especificado pelas concessionárias nos conjuntos de aterramento
para linhas de transmissão, estão descritos na tabela 4.2.
TABELA 4.2 Dados do cabo de aterramento
Dados Gerais Valores
Bitola (AWG) 4/0
Seção nominal (mm2) 95
Comprimento (m) 10
Corrente nominal (A) 338
Capacidade de Icc Simétrica (kA) 30 (0,5 s) / 23 (1 s)
Resistência máxima 20°C (Ω/km) 0,206
Formação dos fios 51x31 / 0,254
Espessura do isolamento (mm) 2,2
Peso (kg/m) 1,036
Fonte: RITZ DO BRASIL S.A., 2007
66
Existem várias configurações de conjuntos de aterramento para linhas de
transmissão, que são especificadas de acordo com as características construtivas da
própria linha, tais como: nível de tensão, corrente máxima de curto-circuito, tempo de
atuação do sistema de proteção, tipo de estrutura (madeira, concreto ou metálica),
distâncias entre fases e fase-terra e seções dos condutores ou ponto de aterramento
onde os grampos serão conectados.
Uma configuração indicada pelo Grupo Coordenador para Operação
Interligada (1980) e pelo Grupo de Intercâmbio e Difusão de Informações sobre
Engenharia de Segurança e Medicina do Trabalho (1978) e comumente utilizada por
CTEEP (2002), Furnas (2008) e CEMIG (2000), em linhas de transmissão de 138
kV, é composta de três lances (jumpers) do cabo conforme tabela 4.2 com grampos
de aterramento. Esta configuração está mostrada na figura 4.2.
As formas de instalação deste conjunto de aterramento comumente utilizadas
por Furnas (2008) e CEMIG (2000) estão mostradas na figura 4.3 e são indicados
pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada (1980) e pelo Grupo de
Intercâmbio e Difusão de Informações sobre Engenharia de Segurança e Medicina
do Trabalho (1978).
67
Figura 4.2 - Configuração de um Conjunto de Aterramento para LT’s
Fonte: RITZ DO BRASIL, 2007
Figura 4.3 - Forma de instalação do Conjunto de Aterramento Fonte: COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2000 e
COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA, 2002
68
4.5 Modelo Computacional
4.5.1 Introdução
A ferramenta computacional a ser utilizada para resolução do trabalho
proposto é o pacote de programas Alternative Transients Program (ATP) descrito em
(NORUEGA, 2007; CAUE, 1995; MEYER, LIU, 1995). O software ATPDraw é
apenas uma versão gráfica para usuários do Windows. O ATP é uma versão do
Electromagnetic Transients Program (EMTP) que é uma ferramenta computacional
poderosa e a mais utilizada em simulações digitais de fenômenos transientes
eletromagnéticos e também para cálculos no domínio da freqüência em regime
permanente em sistemas elétricos de potência (MEYER, LIU, 1995).
O Electromagnetic Transients Program (EMTP) foi desenvolvido, a partir da
década de 60 do século XX, pelo Professor Hermann Dommel, e recebeu
contribuições importantes de vários pesquisadores nas décadas seguintes. Por um
detalhe da lei de patentes americana, desde seu surgimento, o EMTP foi colocado
no domínio público, tendo alcançado grande divulgação. Não é exagero dizer-se
que, atualmente, qualquer concessionária de algum porte tem à sua disposição uma
das várias versões desse programa. Uma das razões para essa ampla difusão do
EMTP reside na sua capacidade de modelagem de diferentes componentes
encontrados nos mais diversos sistemas elétricos (ARAÚJO; NEVES, 2005).
O ATP é utilizado na criação de arquivos de dados a partir da elaboração de
desenhos de circuitos a serem simulados, e por ser um programa digital, não permite
obter uma solução contínua no tempo, são calculados valores a tempo discreto.
A rotina suporte do pacote de programas que será utilizada é a Line
Constants, Cable Constants and Cable Parameters (LCC) específica para cálculo de
parâmetros de linhas de transmissão, através da entrada dos dados da geometria
das estruturas e dos cabos condutores e pára-raios utilizados (NORUEGA, 2007;
MEYER, LIU, 1995).
69
4.5.2 Estrutura do Modelo das Linhas de Transmissão
Devido às suas peculiaridades, as linhas de transmissão podem ter diferentes
representações e ser modeladas de diferentes formas, de acordo com a precisão e
eficiência necessárias. Quanto à natureza distribuída de seus parâmetros, as linhas
de transmissão podem ser representadas por:
• Modelo a parâmetros concentrados: a linha de transmissão é
representada por resistores, indutores e capacitores, usualmente, em
conexão cascata de seções π, cujos valores são calculados para uma
determinada freqüência. Essa representação é adequada para solução de
regime permanente,
• Modelo a parâmetros distribuídos: a natureza distribuída dos parâmetros
da linha é levada em consideração pelo princípio da propagação de onda.
Stevenson (1986) classifica as linhas de transmissão aéreas, quanto ao
comprimento, em:
• com até 80 km de comprimento: linhas curtas;
• entre 80 e 240 km: linhas médias;
• acima de 240 km: linhas longas.
Serão consideradas apenas linhas de transmissão com comprimento curto e
médio, podendo ser representadas com precisão suficiente por parâmetros
concentrados (STEVENSON, 1986).
O comprimento da maior linha de transmissão simulada foi de 100 km. Foi
considerado este comprimento por ser suficientemente elevado, representativo e por
possibilitar a análise e conclusões sobre os problemas considerados.
70
4.5.3 Descrição do Modelo das Linhas de Transmissão
Para a criação do modelo computacional foram consideradas as geometrias
das linhas de transmissão, conforme descrito em 4.3, com os dados relacionados na
tabela 4.1 e figura 4.1.
A entrada destes dados foi realizada no LCC, conforme mostrado nas figuras
4.4 e 4.5.
Foi considerada a resistividade do solo típica do Estado de Minas Gerais,
cujos valores médios são de 2.400 Ω.m, mas que podem atingir até 20.000 Ω.m em
algumas regiões (CARVALHO et al, 2000).
Todas as distâncias entre os condutores tiveram como referência o centro da
estrutura de 500 kV, conforme descrito anteriormente no item 4.3, pois é necessária
uma referência para a modelagem no ATP.
Figura 4.4 - Entrada de dados LCC - Model Fonte: NORUEGA, 2007
71
Figura 4.5 - Entrada de dados LCC - Data Fonte: NORUEGA, 2007
As linhas de transmissão foram modeladas considerando um circuito π a cada
vão, sempre com comprimento de 500 metros.
Para determinação do valor da impedância interna da fonte foi considerado
um nível de curto circuito de 25.980 MVA em 500 kV.
Foi considerada uma carga tipo RL para a circulação de um valor de corrente
nominal de aproximadamente 1.000 A e um valor de corrente de curto circuito de
aproximadamente 30 kA.
O valor da tensão nominal foi acrescido de 4% com o objetivo de compensar
a queda de tensão ao longo da linha, mantendo o valor de tensão na carga dentro
de tolerâncias aceitáveis. A tensão na carga manteve-se em 92,5 %.
Em todas as estruturas da LT 138 kV os cabos pára-raios foram aterrados e
foram considerados valores típicos de resistência de pé de torre igual a 30 Ω e de
resistência equivalente da subestação igual 2 Ω.
72
A LT 500 kV foi modelada com cinco condutores, sendo dois cabos pára-raios
e três fases. A LT 138 kV foi modelada com quatro condutores, sendo um cabo pára-
raios e três fases. Em ambas as LT’s foram considerados os acoplamentos
capacitivo e indutivo, entre os condutores de cada LT e entre cada condutor de uma
LT com os condutores da outra LT. O modelo considera ainda a influência do solo
nos acoplamentos.
4.5.4 Estrutura e Descrição do Modelo do Conjunto de Aterramento
O conjunto de aterramento foi modelado através de resistores para simular a
resistência dos cabos de aterramento, resistência de pé de torre e resistência do
corpo humano. Abaixo a figura 4.6 mostra o circuito equivalente desta configuração.
Figura 4.6 - Circuito equivalente do conjunto de aterramento instalado
Fonte: Dados da pesquisa
Foi utilizado o componente “splitter”, para simular o aterramento simultâneo
das três fases da linha de transmissão de 138 kV, e resistores para simular a
resistência dos cabos de aterramento, resistência de pé de torre e resistência do
corpo humano. Abaixo a figura 4.7 mostra o conjunto de aterramento instalado a 10
km da fonte.
73
Figura 4.7 - Conjunto de Aterramento instalado na LT
Fonte: Dados da pesquisa
4.5.5 Representação do Modelo Computacional Completo
O modelo computacional completo está mostrado na figura 4.8, onde estão
representados a fonte, a carga e os componentes LCC modelando cada vão através
de parâmetros concentrados das linhas de transmissão.
Estão representados também os cabos pára-raios, aterrados em cada
estrutura, o conjunto de aterramento temporário instalado no local de trabalho, sem o
uso de chaves de aterramento, e o homem na estrutura.
74
Figura 4.8 - Modelo computacional completo Fonte: Dados da pesquisa
4.6 Conclusões
Neste capítulo foram definidas as configurações e modelamento das linhas de
transmissão, bem como todos os dados destas utilizados nas simulações
computacionais.
A configuração, descrição e modelagem de todo o conjunto de aterramento e
algumas formas de sua instalação, utilizadas por concessionárias nacionais, também
foram apresentadas.
Foi percebida a necessidade da representação de todo o arranjo físico das
linhas de transmissão e do conjunto de aterramento temporário, através do modelo
computacional completo, da forma mais clara possível, com o objetivo de facilitar o
entendimento da proposta deste trabalho.
75
5 ANÁLISE DAS CONFIGURAÇÕES DE ATERRAMENTO TEMPORÁRIO
5.1 Introdução
Pôde-se verificar no capítulo de Revisão Bibliográfica que os procedimentos
de instalação do aterramento temporário se divergem entre as concessionárias e
empresas usuárias, não existindo assim um procedimento padrão.
Essa divergência fica ainda mais evidente quando se trata de aterramento
temporário para linhas de transmissão, devido a diversos fatores tais como: grande
variedade de modelos de estruturas, diferentes experiências práticas das empresas,
falta de atualização dos procedimentos de trabalho, falta de troca de experiências
entre as empresas, poucas pesquisas sobre o assunto, dentre outros.
5.2 Obrigatoriedade do Uso do Aterramento Temporário
5.2.1 Exigências Normativas
A norma NR-10 (2004) foi revisada com o intuito de reduzir o número de
acidentes no setor elétrico e, dentre outras exigências, tornou obrigatório o uso de
aterramento temporário. Abaixo alguns trechos desta norma que comprovam esta
exigência.
“[...] 10.3.6 Todo projeto deve prever condições para a adoção de aterramento
temporário. [...] 10.5.1 Somente serão consideradas desenergizadas as instalações
elétricas liberadas para trabalho, mediante os procedimentos apropriados, [...]
(BRASIL, 2004, p. 4-6).
76
Entretanto, concessionárias brasileiras e outras empresas já utilizam
aterramento temporário desde a década de 70, onde se iniciou a criação de
documentos e recomendações por grupos de trabalho formados por representantes
destas empresas, tais como: Grupo Coordenador para Operação Interligada (GCOI),
Grupo de Intercâmbio e Difusão de Informações sobre Engenharia de Segurança e
Medicina do Trabalho (GRIDIS), Comitê de Distribuição (CODI), dentre outros.
Exemplos destes documentos abordam vários aspectos do ponto de vista
conceitual do aterramento temporário, informam sobre como especificar o conjunto
de aterramento, procedimentos de instalação, distâncias de segurança, localização
de instalação dos conjuntos, sinalização, etc., além de recomendar critérios mínimos
para aterramento temporário para manutenção de linhas de transmissão e
subestações com tensões iguais ou superiores a 69 kV (GCOI, 1980), redes aéreas
de distribuição com tensão até 13,8kV (CODI, 1987) e subestações, linhas e
equipamentos desenergizados diversos (GRIDIS, 1978).
5.2.2 Análise do Risco sem o Uso de Aterramento Temporário
Algumas simulações computacionais foram realizadas para determinar em
quais situações o eletricista estaria seguro sem o uso do aterramento temporário. A
figura 5.1 mostra os valores de corrente circulando no corpo do homem e a diferença
de potencial que o homem está submetido em função do comprimento de
paralelismo entre as linhas de transmissão.
Estes valores não variam com a posição da estrutura em que o eletricista
estaria dentro deste trecho.
77
Figura 5.1 - Valores de tensão e corrente no homem em
função do comprimento de paralelismo entre LT’s, sem o uso do aterramento temporário
Fonte: Dados da pesquisa
Na análise da figura 5.1, observou-se que mesmo com o paralelismo de
apenas 1 km, foram encontrados valores acima dos limites máximos permitidos para
let-go, conforme Dalziel (1972). Com o paralelismo de apenas 3 km, foram
encontrados valores acima dos limites máximos permitidos para o corpo humano
sem que haja fibrilação ventricular, conforme o guia IEEE Std 80 (2000). Ambos os
valores estão apresentados na tabela 3.1.
Assim, comprovou-se o motivo de não se recomendar intervenção em linhas
desenergizadas sem o uso do aterramento temporário.
5.3 Caracterização do Problema
Como vimos no capítulo 3, devido aos acoplamentos capacitivo e indutivo
entre cada condutor de um circuito energizado e cada um dos condutores de um
circuito desenergizado, há o surgimento de uma tensão induzida nos condutores
desenergizados. Esta tensão induzida depende da tensão de operação e da
distância entre os condutores e pode trazer riscos aos eletricistas. Se a linha
Tensão e corrente no homem x
paralelismo entre LT's
0,0
5,010,0
15,0
20,0
25,030,0
35,0
40,045,0
1 2 3 4 5
Paralelismo (km)
Tens
ão (V
)
0,0
10,020,0
30,0
40,0
50,060,0
70,0
80,090,0
Cor
rent
e (m
A)
TensãoCorrente
Limite = 8 V ou 16 mA
Limite = 25 V ou 50 mA
78
desenergizada for aterrada, uma corrente induzida irá circular e será proporcional ao
comprimento de paralelismo entre as linhas energizada e desenergizada.
A amplitude da corrente depende do espaçamento entre os condutores
energizados e os desenergizados, da intensidade da corrente do circuito energizado,
da localização dos aterramentos na linha desenergizada e do fluxo resultante dos
acoplamentos.
Estas correntes elétricas, causadas por indução eletromagnética, que
circulam nos cabos dos conjuntos de aterramento temporário podem ser
classificadas em dois tipos, quanto ao tempo de duração:
• De curta duração, causadas tanto por cargas estáticas acumuladas nas
linhas, devido ao atrito com o vento, quanto as induzidas por faltas em
circuitos adjacentes. Em geral possuem tempos de duração e módulos
inferiores às correntes de curto-circuito da própria linha.
• De regime permanente, causadas por acoplamentos capacitivos e
magnéticos da linha aterrada com circuitos energizados próximos,
podendo atingir centenas de ampères (MOUSA, 1982; FURNAS
CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008).
5.4 Simulações Computacionais
No Capítulo 1 os aterramentos temporários foram classificados quanto ao
local de sua instalação, sendo: Aterramento Local (instalado apenas no local de
trabalho), Aterramento das Estruturas Adjacentes (instalado apenas nas estruturas
laterais ao local de trabalho) e Aterramento Combinado (é a junção das duas
configurações anteriores). As simulações computacionais foram feitas seguindo esta
classificação, juntamente com a inclusão ou não do uso das chaves de aterramento
instaladas nas subestações das extremidades da linha de transmissão de 138 kV.
79
Os principais resultados apresentados pelas simulações são:
• corrente no homem: corrente circulando no corpo do homem;
• tensão no homem: diferença de potencial que o homem está submetido;
• corrente na estrutura: parte da corrente que circula nos três cabos de
aterramento, na estrutura e dissipa no solo através da resistência de pé
de torre;
• elevação de potencial na estrutura: tensão devida a circulação da corrente
na estrutura e resistência de pé de torre;
• tensão de toque: diferença entre a elevação de potencial na estrutura e o
potencial no solo imediatamente abaixo dos pés do homem.
Todos os resultados estão apresentados em função da distância do local
onde o aterramento temporário foi instalado, sendo a referência a fonte. Estes
valores serão apresentados a seguir através de gráficos, a fim de facilitar a
visualização e realizar a comparação entre as configurações de aterramento
simuladas.
Os gráficos de corrente e tensão no homem são de grande interesse, pois,
demonstram os valores que o eletricista estará submetido quando estiver
trabalhando na estrutura da linha de transmissão desenergizada. Estes valores
serão comparados com os valores apresentados na tabela 3.1, sendo as quedas de
tensão e correntes máximas permitidas de 8 V na torre, 16 V no solo e 16 mA,
ambos referentes aos limites de let-go; 25 V na torre, 50 V no solo e 50 mA, ambos
referentes aos limites sem que haja fibrilação ventricular.
Foram medidas também as correntes que circularam nos três cabos do
aterramento temporário que, quando somadas, chegaram a atingir valores
superiores a 56 A. Entretanto, foi observado que a maior parte desta corrente circula
pelo cabo pára-raios, pois, esse possui menor impedância que a resistência de pé
de torre, por onde circula a corrente na estrutura, mostrada nos gráficos. Esta é a
corrente que é injetada no solo através da resistência de pé de torre, provocando a
80
elevação de potencial da estrutura e, consequentemente, o surgimento das tensões
de passo e toque no solo.
Nos gráficos que se seguem, todos os valores apresentados são valores
eficazes.
No capítulo 2 vimos que no Brasil algumas concessionárias já não utilizam as
chaves de aterramento nas intervenções das linhas de transmissão (FURNAS
CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008; COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS
GERAIS, 2003b), outras ainda utilizam (COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA, 2002), contrariando o que foi apresentado por
Mousa (1982) e provando a existência de falta de padronização dos procedimentos
entre as concessionárias nacionais. Foram feitas simulações computacionais com o
objetivo de apresentar a melhor maneira de se realizar o aterramento temporário,
proporcionando assim, maior segurança aos eletricistas envolvidos nas
intervenções.
5.4.1 Relação das Simulações
Foram realizadas mais de 150 simulações computacionais, as quais estão
resumidamente relacionadas na tabela 5.1, divididas em casos, que representam
possíveis procedimentos utilizados pelas concessionárias para a realização do
aterramento temporário.
81
TABELA 5.1 Simulações Computacionais Realizadas
Configuração Caso Sem chaves de
aterramento
Com 02 chaves
aterramento
fechadas
Com chave
próxima fonte
fechada
Com chave
próxima carga
fechada
1 X
ATR 2 X
Local 1 3 X
4 X
ATR 5 X
Estruturas 6 X
Adjacentes 7 X
8 X
9 X
ATR 10 X
Combinado 11 X
12 X 1 Foram realizadas outras simulações com esta configuração que serão também discutidas neste
trabalho.
Fonte: Dados da pesquisa
5.4.2 Simulações com Aterramento Local
A figura 5.2 mostra gráficos com os valores encontrados nas simulações com
Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento, utilizando duas Chaves de
Aterramento fechadas em ambas as extremidades da linha de transmissão, nas
subestações e utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora próximo à fonte,
ora próximo à carga. São apresentados os principais resultados encontrados,
considerados mais relevantes para a análise da eficácia do aterramento temporário
com este tipo de configuração.
Nas análises da figura 5.2, observa-se que tanto os valores de tensão quanto
de corrente no homem estão muito inferiores aos valores permitidos, de acordo com
a tabela 3.1, independente da utilização ou não das chaves de aterramento.
82
Figura 5.2 - Valores encontrados nas simulações com Aterramento Local Fonte: Dados da pesquisa
Entretanto, nos Casos 1 e 2, na maioria dos pontos onde foram instalados os
aterramentos temporários, estes valores são maiores quando estas chaves estão
fechadas. Além disso, observa-se que há uma variação muito pequena destes
valores ao longo da linha de transmissão quando as chaves de aterramento não são
utilizadas, comprovando que os níveis de indução eletrostática encontrados
independem da localização do aterramento temporário ao longo da linha, como
Mousa (1982). Porém, a corrente que circula na estrutura apresenta valores
suficientemente altos, pois, a elevação de potencial na estrutura é grande, com
valores bastante superiores aos limites de segurança na própria estrutura, chegando
a 40 V, sendo este valor próximo também do limite de segurança no solo, que é 50 V
sem que haja fibrilação ventricular, concordando também com Mousa (1982),
Atwater, Dehaan e Romero (2000).
Elevação de Potencial na Estrutura
0
50
100
150
200
250
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Pote
ncia
l (V)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Corrente na Estrutura
0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Tensão no Homem
0,0E+00
5,0E-03
1,0E-02
1,5E-02
2,0E-02
2,5E-02
3,0E-02
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Tens
ão (V
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Corrente no Homem
0,0E+00
1,0E-05
2,0E-05
3,0E-05
4,0E-05
5,0E-05
6,0E-05
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
83
Nos Casos 3 e 4, observa-se que há um aumento progressivo da corrente na
estrutura e, consequentemente na elevação de potencial na estrutura, à medida que
o local onde o aterramento temporário está instalado se distancia da chave de
aterramento fechada, tanto na fonte quando na carga. O maior valor é alcançando
quando o aterramento está instalado próximo da chave de aterramento que está
aberta, comprovando que os níveis de indução eletromagnética são máximos nesta
configuração, assim como Mousa (1982).
Isso acontece devido ao aumento do circuito fechado, formado pela chave de
aterramento, linha de transmissão, aterramento temporário e retorno pela terra. Este
circuito fechado ou laço é comumente conhecido como loop indutivo. Devido a este
loop, observa-se que foram encontrados os valores mais elevados de corrente na
estrutura e elevação de potencial na estrutura, das três configurações, chegando a 8
A e 242 V, respectivamente.
Assim, os resultados indicam que o uso de apenas uma Chave de
Aterramento não é recomendado nesta configuração de instalação do aterramento
temporário.
5.4.3 Simulações com Aterramento das Estruturas Adjacentes
A figura 5.3 mostra gráficos com os valores encontrados nas simulações com
Aterramento das Estruturas Adjacentes ao local onde será realizada a intervenção
sem o uso de Chaves de Aterramento, utilizando duas Chaves de Aterramento
fechadas em ambas as extremidades da linha de transmissão, nas subestações e
utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora próximo à fonte, ora próximo à
carga. São apresentados os principais resultados encontrados, considerados mais
relevantes para a análise da eficácia do aterramento temporário com este tipo de
configuração.
84
Figura 5.3 - Valores encontrados nas simulações com Aterramento nas Estruturas AdjacentesFonte: Dados da pesquisa
Nas análises da figura 5.3, observa-se que houve uma elevação, tanto dos
valores de tensão quanto corrente no homem, comparando os Casos 1 e 2 com os
Casos 5 e 6, porém, estes valores ainda estão muito inferiores aos valores
permitidos, independente da utilização ou não das chaves de aterramento.
Entretanto, nos casos 5 e 6, na maioria dos pontos onde foram instalados os
aterramentos temporários, estes valores são maiores quando as chaves de
aterramento não são usadas, tendo o comportamento contrário à configuração com
o aterramento local, Casos 1 e 2. Porém, a variação dos valores nos Casos 5 e 6
apresenta o mesmo perfil dos Casos 1 e 2, coincidindo com Mousa (1982). Já as
elevações de potenciais na estrutura nos Casos 5 e 6 são mais elevadas do que as
tensões dos Casos 1 e 2, chegando a valores superiores a 50 V, concordando
também com Mousa (1982), Atwater, Dehaan e Romero (2000).
Tensão no Homem
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Tens
ão (V
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Corrente no Homem
0,0E+00
5,0E-03
1,0E-02
1,5E-02
2,0E-02
2,5E-02
3,0E-02
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Corrente na Estrutura
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Elevação de Potencial na Estrutura
020
40
6080
100
120140
160
180200
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Pote
ncia
l (V)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Limite = 8 VLimite = 16mA
85
Nos Casos 7 e 8, houve um aumento elevado tanto dos valores de tensão
quanto corrente no homem, ficando muito próximo ou excedendo aos valores
permitidos (let-go), de acordo com a tabela 3.1, independente de qual Chave de
Aterramento esteja fechada, a mais próxima ou a mais distante do aterramento
temporário. Além disso, os valores da elevação de potencial na estrutura ficaram
superiores a 195 V.
Assim como na configuração com o Aterramento Local, os resultados indicam
que o uso de apenas uma Chave de Aterramento não é recomendado nesta
configuração de instalação do aterramento temporário.
5.4.4 Simulações com Aterramento Combinado
A figura 5.4 mostra gráficos com os valores encontrados nas simulações com
Aterramento Combinado sem o uso de Chaves de Aterramento, utilizando duas
Chaves de Aterramento fechadas em ambas as extremidades da linha de
transmissão, nas subestações e utilizando apenas uma Chave de Aterramento, ora
próximo à fonte, ora próximo à carga. São apresentados os principais resultados
encontrados, considerados mais relevantes para a análise da eficácia do
aterramento temporário com este tipo de configuração.
Nas análises da figura 5.4, observa-se que tanto os valores de tensão quanto
corrente no homem estão muito inferiores aos valores permitidos, de acordo com a
tabela 3.1, independente da utilização ou não das chaves de aterramento, assim
como na configuração com Aterramento Local.
86
Figura 5.4 - Valores encontrados nas simulações com Aterramento Combinado Fonte: Dados da pesquisa
Entretanto, os Casos 9 e 10 tiveram o mesmo comportamento dos Casos 5 e
6, ou seja, na maioria dos pontos onde foram instalados os aterramentos
temporários, os valores de tensão e corrente no homem são maiores quando as
chaves de aterramento não são usadas, tendo o comportamento contrário à
configuração com o aterramento local, Casos 1 e 2. As tensões medidas na estrutura
também têm valores muito próximos dos valores encontrados nos Casos 5 e 6.
Quanto aos valores de elevação de potencial na estrutura, os Casos 11 e 12
foram semelhantes aos Casos 7 e 8, chegando a mais de 190 V.
Assim como nas configurações anteriores, os resultados indicam que o uso
de apenas uma Chave de Aterramento não é recomendado nesta configuração de
instalação do aterramento temporário.
Corrente na Estrutura
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Elevação de Potencial na Estrutura
020
4060
80100120
140160180200
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Pote
ncia
l (V)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Tensão no Homem
0,0E+00
1,0E-03
2,0E-03
3,0E-03
4,0E-03
5,0E-03
6,0E-03
7,0E-03
8,0E-03
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Tens
ão (V
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
Corrente no Homem
0,0E+00
2,0E-06
4,0E-06
6,0E-06
8,0E-06
1,0E-05
1,2E-05
1,4E-05
1,6E-05
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Local de instalação do ATR (km)
Cor
rent
e (A
)
LT sem chavesLT com 2 chavesLT ch prox fonte fechLT ch prox carg fech
87
5.4.5 Simulações com Aterramento Local em LT’s com outros comprimentos
de paralelismo
Foram realizadas simulações computacionais com a configuração do
Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento, com outros comprimentos
de paralelismo, com o objetivo de comparar os valores encontrados nas simulações
com as linhas de transmissão de 100 km, apresentados anteriormente.
O lado da fonte foi mantido como referência para definir a distância do local
onde o aterramento temporário foi instalado.
Os comprimentos de paralelismo simulados foram de 20, 40, 60 e 80 km e os
principais resultados apresentados de corrente no homem, tensão no homem,
corrente na estrutura e elevação de potencial na estrutura estão mostrados na figura
5.5.
Figura 5.5 - Valores encontrados nas simulações com diversos comprimentos de paralelismo Fonte: Dados da pesquisa
Elevação de Potencialna Estrutura
0
5
10
15
20
25
10 30 50 70 90
Local de instalação do ATR (%comprimento LT)
Pote
ncia
l (V)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
Corrente na Estrutura
0,00,10,20,30,40,50,60,70,80,9
10 30 50 70 90
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Cor
rent
e (A
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
Tensão no Homem
0,0E+00
5,0E-04
1,0E-03
1,5E-03
2,0E-03
2,5E-03
3,0E-03
10 30 50 70 90
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Tens
ão (V
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km Corrente no Homem
0,0E+00
1,0E-06
2,0E-06
3,0E-06
4,0E-06
5,0E-06
6,0E-06
10 30 50 70 90
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Cor
rent
e (A
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
88
Para facilitar a comparação dos casos para os diversos comprimentos de
paralelismo, estes foram apresentados nos gráficos da figura 5.5 em forma de
percentual, sendo 10, 30, 50, 70 e 90% do comprimento da linha de transmissão.
Para cada comprimento de linha observa-se na figura 5.6, que houve
linearidade de todas as grandezas em função da distância. Entretanto, não é
possível obter, a partir dos resultados para uma linha de comprimento l os resultados
correspondentes para linhas de outros comprimentos. Neste caso, uma simples
extrapolação linear não leva à resultados corretos.
Figura 5.6 - Valores encontrados nas simulações com diversos comprimentos de paralelismo Fonte: Dados da pesquisa
Corrente na Estrutura
0,0E+00
1,0E-01
2,0E-01
3,0E-01
4,0E-01
5,0E-01
6,0E-01
7,0E-01
8,0E-01
9,0E-01
10% 30% 50% 70% 90%
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Cor
rent
e (A
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
Corrente no Homem
0,0E+00
1,0E-06
2,0E-06
3,0E-06
4,0E-06
5,0E-06
6,0E-06
10% 30% 50% 70% 90%
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Cor
rent
e (A
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
Elevação de Potencial na Estrutura
0,0E+00
5,0E+00
1,0E+01
1,5E+01
2,0E+01
2,5E+01
3,0E+01
10% 30% 50% 70% 90%
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Pote
ncia
l (V)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
Tensão no Homem
0,0E+00
5,0E-04
1,0E-03
1,5E-03
2,0E-03
2,5E-03
3,0E-03
10% 30% 50% 70% 90%
Local de instalação do ATR (% comprimento LT)
Tens
ão (V
)
LT 20 km LT 40kmLT 60 km LT 80 kmLT 100 km
89
5.4.6 Simulações com Aterramento Local em Regiões Rochosa e Alagada
Com o objetivo de simular situações onde a estrutura sob intervenção está
localizada em uma região alagada (baixa resistência) ou rochosa (alta resistência),
foram realizadas simulações computacionais com a configuração do Aterramento
Local sem o uso de Chaves de Aterramento (as demais configurações não são
recomendáveis, como visto), utilizando diferentes valores de resistência de pé de
torre.
Em todas as simulações o Aterramento Temporário foi mantido instalado a 10
km da fonte.
Os valores das resistências de pé de torre da estrutura onde o Aterramento
Temporário foi instalado, das duas estruturas à jusante e outras duas estruturas à
montante desta, simulando uma região de 2.000 metros de comprimento, foram
variados e a elevação de potencial na estrutura foi medida para cada um destes
valores, conforme mostra a figura 5.7.
Tensão x R pé de torre
7,2
18,1
38,0
24,9
30,634,7
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
3 15 30 60 90 150
Resistência de Pé de torre (ohm)
Elev
ação
Pot
enci
al E
stru
tura
(V)
Figura 5.7 - Variação dos valores de resistência de pé de torre
Fonte: Dados da pesquisa
Analisando a figura 5.7, observa-se que para os valores da resistência de pé
de torre de 3 e 15 Ω, simulando uma região alagada, foram encontrados os valores
90
mais baixos de elevação de potencial na estrutura. Entretanto, o eletricista estará
submetido à diferença entre este potencial e o potencial do solo onde estiver seu pé.
Esta questão será discutida no item 5.5.
5.4.7 Simulações da Indução na LT 138 kV durante um curto-circuito na LT 500
kV
O estudo do transitório curto-circuito não faz parte do objetivo deste trabalho,
entretanto, foram realizadas simulações computacionais de um curto-circuito fase-
terra na LT 500 kV com o objetivo de verificar os efeitos da indução na LT 138 kV,
com a configuração do Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento,
durante o curto-circuito.
Em todas as simulações o Aterramento Temporário foi instalado na LT de 138
kV no mesmo local da ocorrência do curto-circuito na LT 500 kV, ou seja, a mesma
distância da fonte.
Verificou-se que à medida que o curto-circuito se aproxima da fonte, a
corrente na resistência de pé de torre aumenta, chegando ao valor de
aproximadamente 53 A, quando o curto-circuito foi simulado a 1 km da fonte, tendo
como conseqüência o maior valor de elevação de potencial na estrutura, de
aproximadamente 1.120 V.
A análise da elevação de potenciais será discutida no item 5.5.
91
5.5 Cálculo da Tensão de Toque
5.5.1 Sistema de Aterramento Permanente
O comportamento do sistema de aterramento permanente (sistema de
aterramento das estruturas das LT’s) em freqüência industrial é um assunto
conhecido e existem diversas ferramentas computacionais para cálculos e análises,
além de farta bibliografia que trata deste assunto.
Este trabalho não tem o estudo do sistema de aterramento permanente como
objetivo. Entretanto, a fim de determinar o risco que os eletricistas que estão no solo
estarão submetidos durante todo o tempo gasto na intervenção, o cálculo da
distribuição de potenciais no solo nas proximidades da estrutura (local de trabalho),
envolvendo, portanto, a topologia do sistema de aterramento permanente, torna-se
importante. O eletricista estará sujeito à diferença de potencial entre a estrutura e o
solo onde ele estiver, que é a Tensão de Toque. O valor do potencial de toque será
sempre um pouco inferior ao valor da elevação de potencial na estrutura.
A elevação de potencial no sistema de aterramento permanente, em baixas
freqüências, é basicamente função da resistência de aterramento e da corrente que
circula no mesmo (NOGUEIRA, 2002, p. 53). Para o cálculo da tensão de toque
(local de trabalho), será usada uma configuração de sistema de aterramento
permanente típica utilizado nas estruturas das linhas de transmissão.
A figura 5.8 ilustra um arranjo típico de um sistema de aterramento
permanente para estruturas metálicas de linhas de transmissão de 138 kV, utilizado
pela concessionária local, com fios contrapesos dispostos radialmente e interligados
à estrutura. Os contrapesos L2 e L3 são instalados apenas em estruturas localizadas
em áreas urbanas (COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2002), sendo
a minoria quando comparada com toda a extensão da linha. Assim, esses não serão
utilizados, já que isto corresponde a uma situação de maior risco no que concerne à
questão dos potenciais de toque resultantes.
92
Figura 5.8 - Arranjo típico de um sistema de aterramento permanente de estruturas metálicas de 138 kV
Fonte: COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS, 2002
Será levado em consideração apenas o valor da corrente injetada na estrutura
no local de trabalho, devida à indução na LT de 138 kV provocada pela LT de 500
kV, na configuração com Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento,
onde foi obtido o maior valor. Isto corresponde ao Caso 1, sendo a corrente injetada
no aterramento igual a 0,83 A. A média dos valores desta corrente é de 0,72 A e o
desvio padrão é de 0,074.
Além disso, serão desprezadas as contribuições dos trechos de contrapeso
que estejam suficientemente distantes do ponto onde se situa o trabalhador. A
simplificação do arranjo é mostrada na figura 5.9.
93
Figura 5.9 - Arranjo simplificado de um sistema de aterramento
permanente utilizado para cálculo da distribuição de potenciais no solo Fonte: Dados da pesquisa
5.5.2 Contrapeso
Os contrapesos são cabos enterrados no solo a uma profundidade variável de
20 centímetros a 1 metro, conectados aos pés ou base das estruturas das linhas de
transmissão (NOGUEIRA, 2002, p. 24).
A profundidade média da primeira camada de resistividade do solo no Estado
de Minas Gerais é de 6,4 metros (NOGUEIRA, 2002, p. 54). Em situações com esta
é razoável considerar-se a resistividade do solo constante para o cálculo da
distribuição de potenciais no solo nas proximidades da estrutura (local de trabalho),
desprezando-se a influência da segunda camada do solo. O valor da resistividade do
solo será o mesmo utilizado nas demais simulações, 2.400 Ωm.
94
5.5.3 Tensão de Toque
A Tensão de Toque será a diferença entre elevação de potencial na estrutura
e o potencial no solo imediatamente abaixo dos pés do homem. O potencial no solo
devido a um condutor de comprimento l, transportando uma corrente I, num solo de
resistividade ρ, é dado pela equação 4.1 (SUNDE, 1968). Esta equação se aplica a
cada trecho do contrapeso, sendo o resultado final no ponto de interesse (figuras 5.9
e 5.10) obtido por superposição de efeitos.
( )[ ]( )[ ] 2/2/
2/2/log
2)(
2/1222)(
)(
2/1222)()(
),(
nn
nnnlyx
lxdylx
lxdylxl
IU
−+++−
+++++=
πρ
(4.1)
Onde:
U(x,y) = tensão no pé do eletricista devido a cada trecho l
Il(n) = corrente no trecho de contrapeso dada conforme equação 4.2
ρ = resistividade do solo,
l(n) = comprimento do trecho do contrapeso enterrado,
x = distância longitudinal do centro do contrapeso ao pé do homem
y = distância horizontal do centro do contrapeso ao pé do homem
d = profundidade do contrapeso, 0,5 m
Figura 5.10 - Arranjo de cada contrapeso para cálculo da distribuição de potenciais no solo
Fonte: SUNDE, 1968
d
95
Foi considerado que a corrente injetada na estrutura se distribui
uniformemente no anel equalizador e contrapeso, e proporcionalmente ao
comprimento deste, conforme equação 4.2.
llI
I ntorrenl
)()(
×= (4.2)
Onde:
I torre = corrente na estrutura
Il(n) = corrente proporcional a cada trecho de contrapeso considerado
l(n) = comprimento do trecho do contrapeso enterrado
n = número do contrapeso conforme figura 5.9, sendo 1 a 6
l = comprimento total do contrapeso
A Tensão de Toque é dada pela equação (4.3):
∑−= ),( yxtorretoque UVV (4.3)
Onde:
Vtorre = elevação de potencial na estrutura
U(x,y) = tensão no pé do eletricista devido a cada trecho l(n)
A tabela 5.2 apresenta os valores calculados de tensão de toque em regiões
normais e durante um curto-circuito na LT 500 kV, e permite uma comparação dos
valores referentes aos limites de let-go e aos limites sem que haja fibrilação
ventricular.
96
TABELA 5.2 Valores Calculados de Tensão de Toque
Condição
Operativa
Corrente na
Estrutura
(A)
Elevação de
Potencial na
Estrutura (V)
Tensão de
Toque
(V)
Queda de tensão máxima
permitida no homem no solo
(V)
Normal 0,83 3 40,2 33,0 16,0 1 / 50,0 2
Curto-circuito 16,6 496,9 361,0 496,5 (0,1 s) / 314,0 (0,25 s)1 referente ao limite de let-go. 2 referente ao limite sem que haja fibrilação ventricular.
Fonte: Dados da pesquisa
O valor encontrado para Tensão de Toque, devido à indução em regiões
normais, é considerado muito perigoso, por ser maior que o dobro do valor permitido,
visto que a diferença máxima de potencial que o homem pode ser submetido é de 16
V, em regime permanente, utilizando o limite de let-go. Por outro lado, utilizando o
limite de corrente sem que haja fibrilação ventricular, o valor encontrado não é
perigoso, pois está abaixo do valor permitido de 50 V.
Quanto ao valor encontrado para a Tensão de Toque devido ao curto-circuito,
não é considerado perigoso, quando o tempo de atuação da proteção for 0,1 s.
Entretanto, para tempos maiores de atuação da proteção, os valores encontrados
para a Tensão de Toque tornam-se perigosos por serem maiores que os limites
permitidos, conforme tabela 3.1.
Comparando os valores encontrados, utilizando como referência o limite de
let-go, as Tensões de Toque provocadas pela indução, em regime permanente, em
regiões normais são mais perigosas que as tensões provocadas por um curto-
circuito, pois apresentaram valores muito superiores ao permitido. Por outro lado,
3 Maior valor obtido correspondente à corrente injetada na estrutura no local de trabalho, devida à indução na LT de 138 kV provocada pela LT de 500 kV, na configuração com Aterramento Local sem o uso de Chaves de Aterramento, onde foi obtido o maior valor. Isto corresponde ao Caso 1, conforme Tabela 5.1.
97
utilizando como referência o limite sem que haja fibrilação ventricular, tanto as
Tensões de Toque provocadas pela indução em regime permanente quanto as
Tensões de Toque provocadas por um curto-circuito não são perigosas.
5.6 Conclusões
Analisando os resultados para as três configurações simuladas, concluí-se
que o uso de apenas uma chave de aterramento em uma extremidade da linha de
transmissão, seja mais próxima ou mais distante do local onde o aterramento
temporário está instalado, provoca um aumento considerável nos valores de todas
as principais grandezas: tensão e corrente no homem, corrente na estrutura e
elevação de potencial na estrutura. Assim, este procedimento não é recomendado.
Pôde-se concluir que os valores de tensão e corrente no homem não são
considerados críticos em nenhuma das configurações de instalação do aterramento
temporário, pois, foram encontrados valores muito abaixo dos valores permitidos.
Além disso, pôde-se concluir que os eletricistas que estão no solo estão sujeitos a
um risco muito maior que os eletricistas que estão nas estruturas, sendo necessários
procedimentos adicionais de segurança, como isolamento do local de trabalho, por
exemplo, assim como concluíram vários autores (HARRINGTON, 1954; ATWATER,
P.; DEHAAN, J.; ROMERO, L., 2000; ATWATER, P.L.; DEHAAN, J.M.; ROMÁN, A.,
2001).
O Aterramento das Estruturas Adjacentes não é muito usual e não é
considerado seguro (FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A., 2008). São
necessárias duas escaladas a mais nas estruturas para a instalação dos
aterramentos, aumentando o risco de queda e tornando o trabalho menos produtivo
e mais demorado e cansativo para os eletricistas e, além disso, é necessário o dobro
de conjuntos de aterramento para a realização da manutenção.
O Aterramento Combinado também não é muito usual e não é considerado
seguro, além de serem necessárias duas escaladas a mais para a instalação dos
98
aterramentos nas estruturas adjacentes e um conjunto de aterramento adicional para
o local de trabalho. Assim, esta configuração é a menos produtiva e mais onerosa
quando comparamos as três configurações possíveis de instalação dos
aterramentos temporários.
Conforme vimos no Capítulo 2, o Aterramento Local é o mais usual e
considerado o mais seguro, além das vantagens operacionais supra citadas, pôde-
se concluir que o Aterramento Local sem o uso das Chaves de Aterramento nas
subestações localizadas nas extremidades das linhas de transmissão apresentou os
melhores resultados nas simulações.
99
6 CONCLUSÕES
6.1 Conclusões
Através das análises realizadas no capítulo anterior, ficou comprovada a
importância e a necessidade do uso do aterramento temporário nas intervenções em
linhas de transmissão desenergizadas.
Esta importância e necessidade fizeram com que o Ministério do Trabalho e
Emprego revisasse a norma NR-10, tornando obrigatório o uso do aterramento
temporário em qualquer instalação elétrica sob intervenção, com o intuito de reduzir
o número de acidentes no setor elétrico.
Através das simulações computacionais das configurações dos aterramentos
temporários de acordo com o local de sua instalação, pôde-se verificar qual é o
procedimento mais adequado e que proporciona maior proteção aos eletricistas,
tanto os que estão no solo, quanto os que estão na estrutura sob intervenção.
Pôde-se concluir que as chaves de aterramento nos terminais da linha são
desnecessárias para o aterramento temporário para linhas de transmissão de alta
indução (longos trechos de paralelismo), sendo que seu uso reduz a segurança dos
eletricistas no local de trabalho. Entretanto, para linhas com pequenos comprimentos
de paralelismo, o uso das chaves de aterramento deve ser analisado, pois neste
caso, seu uso não reduz segurança e, no caso de uma energização acidental,
garantirá a proteção ao eletricista.
Os resultados permitem concluir que a utilização do aterramento temporário
somente na estrutura em manutenção apresenta as condições de maior segurança
para o eletricista. Os potenciais e correntes resultantes quando do uso deste
procedimento estão dentro dos limites de normas quando o critério for o risco de
fibrilação ventricular, ultrapassando, no entanto, o limite de let-go.
100
Dependendo dos critérios adotados pela concessionária, haverá a
necessidade de utilização de medidas de segurança adicionais na região próxima à
estrutura em manutenção. A utilização de um piso isolante evitará a exposição do
eletricista a uma situação que ultrapasse o nível de corrente let-go.
Conforme discutido, as concessionárias brasileiras não possuem critérios e
práticas uniformes em relação ao aterramento temporário de linhas de transmissão,
e de forma ainda mais negativa, algumas práticas aumentam o risco a que se expõe
o eletricista.
Assim, há necessidade de se concentrarem esforços no sentido de
uniformizar essas práticas e eventualmente normalizá-las.
6.2 Sugestões para Trabalhos Futuros
• Desenvolvimento de um método para realização de ensaios dos conjuntos
de aterramento temporário, para verificar se estão em boas condições de
uso, principalmente conexões e pontos onde há o surgimento de
corrosão;
• Análise da proteção oferecida pelo conjunto de aterramento temporário
quando submetido à sobretensões e sobrecorrentes provocadas por
descargas atmosféricas;
• Análise do tipo de material, tratamento superficial, capacidade de
condução de corrente elétrica, etc., das cantoneiras que são utilizadas na
construção das estruturas metálicas, pois, estas são utilizadas como
ponto de conexão do aterramento temporário e condução de corrente
elétrica;
• Análise dos riscos a que os eletricistas que estão no solo estão expostos
e métodos para mitigação destes;
• Análise das configurações de aterramento temporário utilizados em redes
de distribuição urbana e rural.
101
REFERÊNCIAS
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