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Subestação
Aula 5: Principais Equipamentos em Subestações e sua
Classi cação por Funções – parte 2
Apresentação
Nesta aula, continuaremos a conhecer mais alguns equipamentos utilizados em subestações simpli cadas, abrigadas e de grande porte. Falaremos dos disjuntores e as diversas técnicas para extinção do arco elétrico que dão nome aos seus modelos.
Conheceremos também a chave seccionadora, sua aplicação e característica de operação.
Abordaremos as partes de um transformador de potência e sua forma construtiva, conheceremos mais dos enrolamentos primário e secundário, a forma com que são montados, sua classi cação quanto a troca de calor, natural ou forçada e a importância do óleo isolante para seu resfriamento. Por m, trataremos do óleo isolante, suas características físicas e as normas de referência para avaliar sua e ciência.
Objetivos
Conhecer os vários tipos de equipamentos das subestações;
Diferenciar os modelos dos equipamentos e suas vantagens, desvantagens e aplicações.
Disjuntores
São equipamentos que abrem o circuito, interrompendo a passagem de corrente elétrica para uma operação de manobra (intencional) ou de curto-circuito (não intencional) devido a alterações na rede.
Assim como o fusível, a abertura de um circuito em carga produz o arco elétrico, onde a corrente elétrica passa pelo meio isolante, que pode ser o ar ou outro material. Como o meio isolante possui resistência elétrica muito maior que a do condutor, a passagem da corrente produz calor em que arcos elétricos de maior intensidade em redes de alta ou extra alta tensão chegam a temperaturas de 20.000ºC. A liberação de energia em um arco elétrico é muito grande, com ruído elevado, muito deslocamento de ar, característicos de uma explosão.
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(Fonte: drumdredd777 / Shutterstock)
Durante a ocorrência de um arco, a elevação de temperatura pode dani car equipamentos próximos e os terminais de onde o arco sai e chega. No momento da interrupção, circuitos que estiverem com maior corrente produzem um arco de maior intensidade (de maior poder calorífero e destrutivo).
A abertura é o momento de maior criticidade para a formação de um arco elétrico, pois o ar ca ionizado entre as extremidades onde o arco é gerado, favorecendo sua continuidade. O fechamento produz um arco de pequena intensidade, pois o arco abre na aproximação dos contatos e extingue-se no fechamento destes.
Devido à importância deste fenômeno para o funcionamento dos sistemas, a tecnologia para extinção do arco de ne o modelo do disjuntor.
Disjuntor à óleo
Utilizam como dielétrico um óleo isolante que atua extinguindo o arco. A maioria dos modelos utiliza óleo mineral, mas, recentemente, foi inserido no mercado um óleo vegetal, com alto ponto de fulgor, que torna a instalação mais segura contra incêndio, além de ser ecologicamente mais correto. Os disjuntores à óleo se dividem em: PVO (pequeno volume de óleo) e GVO (grande volume de óleo).
O tamanho físico do GVO é maior que o PVO.
Veja a seguir um esquema de um polo do disjuntor PVO modelo 3AC – Siemens.
Extinção do arco
A extinção do arco ocorre quando o óleo é injetado entre os contatos, diretamente sobre o arco, já que, no momento da injeção, a temperatura do óleo é menor e possui alta rigidez dielétrica. Na formação do arco, a alta temperatura causa desgaste dos contatos e a decomposição do óleo, formando gases, como o hidrogênio, que atua mantendo a temperatura do arco por ser bom condutor térmico.
Esquema de extinção do arco no disjuntor PVO modelo 3AC – Siemens. (Fonte: Ebah)
a) Disjuntor na posição "ligado" b) Interrupção de correntes de baixaintensidade c) Interrupção de corrente elevadas
1. Contato xo 2. Haste móvel do contato 3. Ponta de material isolante 4. Canal anelar 5. Tampa da câmara 6. Coroa 7. Compartilhamento inferior da câmara
Dentre todos os modelos de disjuntores, este é o mais utilizado devido principalmente a seu custo reduzido e a facilidade de manutenção. A desvantagem é a degradação do óleo pelos motivos citados, sendo necessário, na manutenção anual, a realização do ensaio um físico-químico do óleo (para disjuntores GVO) ou sua substituição (nos disjuntores PVO) já que o volume de óleo é bem reduzido e a substituição apresenta menor valor do que o custo do ensaio.
Disjuntor a ar comprimido
São dispositivos que realizam a extinção do arco com um sopro de ar comprimido, que, no momento da extinção, realiza o movimento interno de fechamento dos contatos. Em seguida, esse ar é descarregado na atmosfera. Sua utilização é em subestações de alta tensão. Se dividem em:
Sistema de sopro unidirecional
( mono blast )
O ar ui pelo interior do contato xo até o ponto onde ocorre a abertura do arco elétrico.
Sistema de sopro bidirecional
( dual blast )
O ar ui por dentro do contato xo e por dentro do contato móvel.
O ar comprimido utilizado deve estar isento de impurezas e umidade para que a extinção do arco seja rápida e e ciente.
Vantagens
Desvantagens
Rapidez na operação, pois o meio de extinção do arco não é in amável (ar); Captação do elemento de extinção, o ar, é fácil.
Alto nível de ruído durante o processo de operação e extinção do arco; Maior custo de manutenção e maior tamanho físico, necessitando de mais espaço físico para sua instalação.
Disjuntor à sopro magnético
Seu meio de extinção do arco inclui um sopro de ar e um campo magnético, em que a corrente elétrica é direcionada para uma bobina limitadora de corrente e um sopro de ar direciona o arco para uma câmara de extinção formada por uma peça com várias aletas de amianto, espaçadas uniformemente, que fracionam o arco resultando em sua extinção. Esse disjuntor não é mais fabricado, mas ainda é possível encontrá-lo em subestações de consumidores.
Câmara de extinção de disjuntor a sopro magnético.
1. Placa de cerâmica com zincônio para guia do arco no início de sua formação 2. Paredes laterais em poliéster com bra de vidro 3. Alongador anterior do arco 4. Alongador posterior do arco 5. Alongador intermediário ligado à bobina de campo magnético 6. Núcleo magnético 7. Bobina de campo magnético 8. Pequena câmara de extinção para inserção de bobina de campo magnético 9. Paredes da câmara principal de extinção
Disjuntores a vácuo
O vácuo, como meio extintor do arco, é um dos mais e cientes, pois não envolve a formação de gases, que trabalham em câmaras vedadas de porcelana ou vidro, isolando os contatos do meio ambiente, preservando-o e evitando a formação de óxidos e sua queima, o que aumenta sua vida útil. Não é possível a manutenção interna dos contatos. Em caso de defeito, a câmara precisa ser substituída, porém, além de raro, os fabricantes indicam que a quantidade de operações desse disjuntor chega a trinta mil.
Conheça as vantagens e desvantagens disjuntores a vácuo:
Vantagens
Alta vida útil; Reduzida necessidade de manutenção periódica, pois as partes mais críticas (contato e câmara de extinção) sofrem pouco desgaste.
Desvantagens
Custo elevado (por isso, é pouco utilizado).
Atividade
- Analise as a rmativas a seguir e indique se são verdadeiras ou falsas.
I. A abertura de um disjuntor é o momento de maior criticidade para a formação de um arco elétrico, pois o ar ca ionizado entre as extremidades em que o arco é gerado, favorecendo sua continuidade. Já o fechamento produz um arco de pequena intensidade, pois o arco abre na aproximação dos contatos e extingue-se no fechamento destes. II. Os disjuntores a óleo se dividem em: PVO (pequeno volume de óleo), MVO (médio volume de óleo) e GVO (grande volume de óleo). Além do volume de óleo, o tamanho físico deles é diferente.
III. A extinção do arco ocorre quando o óleo é injetado entre os contatos, diretamente sobre o arco. a) F, V, V. b) V, V, V. c) V, F, V. d) F, F, V. e) V, F, F.
- Analise as a rmativas a seguir e indique se são verdadeiras ou falsas.
I. Os disjuntores a ar comprimido realizam a extinção do arco utilizando um sopro de ar, que esfria o arco e realiza o movimento interno de fechamento dos contatos. Se dividem em: mono blast , dual blast e tri blast. II. O vácuo como meio extintor do arco é um dos mais e cientes, pois não ocorre a formação de gases, trabalham em câmaras abertas de porcelana ou evitando a formação de óxidos e sua queima aumentando sua vida útil.
III. O SF possui alta rigidez dielétrica, não é in amável, não é tóxico, não tem cheiro (inodoro), é um gás inerte (não reage com outros gases) até temperaturas de 5000ºC e sua densidade é de 6,14g/l (muito maior que a do ar).
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a) F, V, V. b) V, V, V. c) V, F, V. d) F, F, V. e) V, F, F.
Mecanismo de fechamento dos contatos
Nos disjuntores de média e alta tensão, o mecanismo mais utilizado para abertura e fechamento dos contatos é a mola, que é carregada manualmente ou através de um motor. Existem modelos com duas molas, uma para fechar e outra para abrir o contato, além de outros modelos com apenas uma mola para abertura e fechamento.
Nos sistemas manuais para carregamento da mola, há uma manivela acoplada ao disjuntor, que, após ser carregada, é mantida por um sistema de trava “bico de papagaio”, que é destravado ao apertar o botão de acionamento do disjuntor.
O fechamento dos contatos após a carga da mola pode ser manual ou automático. Os manuais requerem a presença do operador próximo ao disjuntor para apertar o botão de fechamento do painel frontal do disjuntor. Essa operação traz risco de acidente, pois, em caso de falhas, o operador estará em frente ao equipamento. Nesse caso, são preferíveis os sistemas comandados a distância ou de comando automático.
Chaves seccionadoras
São dispositivos que interrompem o circuito elétrico, porém sua operação só pode ser realizada sem carga, pois não possui dispositivo de extinção do arco elétrico. Em condição fechada, deve ter baixíssima resistência elétrica. Os modelos utilizados em subestações são trifásicos, com abertura simultânea das três fases, através do acionamento de alavanca ou manopla sicamente ligada à chave. Alguns modelos são operados com auxílio do bastão ou da vara de manobra.
Transformador
Equipamento que transforma níveis de tensão e corrente para valores mais adequados à utilização na transmissão, distribuição e consumo. Normalmente, os transformadores nas subestações são trifásicos com bobinas de primário e secundário montadas no mesmo chassi.
Na construção, as bobinas de uma mesma fase são montadas uma dentro da outra, separada por espaçadores.
Esquema do transformador.^ Detalhe dos enrolamentos primário e secundário.
O fechamento das bobinas é feito em delta ou estrela conforme o projeto. Alguns transformadores possuem o recurso de um “tap” no secundário, que consiste em derivações no enrolamento de forma a ter possibilidade de ajustar a relação de espiras e a tensão de saída.
Esse ajuste é necessário devido às variações da tensão de entrada, que, conforme já estudado em disciplinas anteriores, há uma relação proporcional entre a tensão de entrada e de saída conforme a relação de espiras, em outras palavras, tensões menores que a nominal no primário resultam em tensões menores que a nominal no secundário e, ao inverso, da mesma forma. As informações sobre o “tap” e seu fechamento encontram-se na placa do transformador.
A mudança do tap pode ser manual, em que o transformador deve estar desligado para a mudança do tap, pois sua placa de fechamento é instalada dentro do tanque, sendo necessária a abertura da tampa localizada na parte de cima do transformador ou através de um seletor que pode ser manual ou automático.
Óleo Isolante
O óleo isolante encobre todos os componentes internos do transformador (especialmente as bobinas), isolando as partes vivas e transferindo calor das bobinas e do núcleo para a parte externa do tanque.
O óleo normalmente é mineral, sintético ou vegetal. O óleo mineral pode ser paranín co ou naftênico e os sintéticos, de silicone ou ascarel (PCB – bifelina policlorada).
O óleo ascarel possui diversos efeitos prejudiciais ao homem, por ser carcinogênico, e ao meio ambiente. Dessa forma, sua utilização em equipamentos é proibida desde 1981. Os equipamentos que contêm ascarel podem funcionar até que seja necessário a substituição, quando devem ser retirados, acondicionados em tambores e incinerados.
O óleo deve ter as seguintes características:
Alta rigidez dielétrica; Viscosidade adequada; Alta capacidade de troca de calor; Não atacar a isolação do transformador; Baixa capacidade de solubilização de gases e umidade.
Com a operação regular do transformador, o óleo se deteriora devido aos seguintes fatores:
Oxidação pelo ar contido no interior; Umidade do ar interno; Altas temperaturas; Eventuais centelhamentos internos.
Por estas razões, um acompanhamento dos padrões físico-químicos e cromatográ cos deve ser realizado com periodicidade mínima de um ano. A análise cromatográ ca detecta a presença de gases dissolvidos no óleo.
Cada teste possui uma norma da ABNT, que estabelece padrões e valores de referência para os parâmetros do óleo.
Rigidez dielétrica – NBR 6.
Expressa a capacidade da isolação elétrica do óleo, ou seja, a tensão suportável pelo óleo sem que se rompa a isolação. A rigidez baixa é sinal da presença de contaminantes no óleo (água ou sujidade).
Cor – NBR 14.
Determina o grau de oxidação pela análise do padrão estabelecido. A análise cromatográ ca permite identi car os gases dissolvidos no óleo pela decomposição de materiais isolantes. Os gases analisados são:
Monóxido de Carbono; Hidrogênio; Metano; Etano; Etileno; Acetileno; Oxigênio; Nitrogênio; Dióxido de Carbono.
Índice de neutralização – NBR 14. Testa a acidez e indica o grau de envelhecimento do óleo. Um óleo muito ácido pode atacar o papel isolante, o verniz ou outros isolantes, deteriorando-os, reduzindo sua capacidade dielétrica, o que pode provocar falhas internas.
Tensão interfacial – NBR 6. Também avalia o grau de envelhecimento do óleo pela identi cação de compostos polares.
Teor de água – NBR 10. Determina se ocorre entrada de água no transformador, o que reduz a vida útil do transformador.
Densidade – NBR 7. Identi ca se o óleo é paranín co ou naftênico. Também permite avaliar se o óleo é capaz de uma transferência adequada de calor.
Teor de PCB – NBR 13. Mesmo que o ascarel não possa mais ser utilizado, quantidades pequenas podem classi car o óleo contaminado.
Buchas e isoladores São responsáveis pela isolação do condutor de fase e da carcaça do equipamento ou da carcaça de suportes e estruturas da subestação, ou na passagem de alvenaria. Normalmente, são fabricados em porcelana ou vidro e podem ser rígidos ou de suspensão. Podem ser classi cados quanto à forma: pino, pedestal, suporte ou de passagem.
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Equipamentos para coordenação;
Equipamentos para isolamento; Equipamentos para proteção.
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