INSTITUTO FEDERAL DA BAHIADEPARTAMENTO DE TECNOLOGIA EM ELETRO-ELETRÔNICA

COORDENAÇÃO DE ENGENHARIA INSDUTRIAL ELÉTRICA

DISJUNTORES DE ALTA TENSÃO

HELDER HENRI SILVA E CALDAS

SALVADOR-BAABRIL/2015

1

SUMÁRIO

SUMÁRIO....................................................................................................................2

1 INTRODUÇÃO................................................................................................3

2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS......................................................................5

3 ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA.......................................................................6

2

1 INTRODUÇÃO

Os disjuntores têm como função principal interromper correntes de falta como

as de curto-circuito em pequenos intervalos de tempo, sendo esta uma das tarefas mais

difíceis confiadas aos equipamentos instalados em sistemas de potência. Ao mesmo

tempo, devem ser capazes de estabelecer correntes de falta, de estabelecer e

interromper correntes de magnitudes muito menores e de isolar partes dos sistemas

quando na posição aberta. A necessidade de realizar todas essas tarefas de forma

absolutamente confiável, para impedir danos aos demais equipamentos.

A ABNT NBR IEC 62271-100:2006 descreve disjuntores como sendo

equipamentos eletromecânicos de manobra, que se destinam à realização de

chaveamentos em redes elétricas, as quais podem ser realizadas nas operações de

abertura ou de fechamento de um ponto qualquer da rede, de forma segura e sem

danificar térmica ou fisicamente qualquer de suas partes componentes, em qualquer

que seja a condição operativa que a rede se encontre, ou que esta lhe imponha, por

exemplo, abertura ou fechamento em operação com carga nominal, ou abertura em

condições de curto-circuito.

As tecnologias utilizadas para o projeto, fabricação e ensaio dos disjuntores têm

evoluído bastante nos últimos anos, assim como as normas criadas para a padronização

de suas características. Ao mesmo tempo, a experiência acumulada com sua utilização

em diversas formas de aplicação tem possibilitado novas percepções para uma melhor

aplicação.

Os disjuntores compõe o principal item relacionado à segurança de redes de

distribuição. Sendo o equipamento mais eficiente de manobra de circuitos elétricos,

seja para um simples Liga\Desliga ou ainda atuando em condições de curto-circuito.

No estado fechado o disjuntor deve suportar a corrente nominal da linha, sem

ultrapassar os limites de temperatura e condições previstas de normalidade. Quando o

equipamento está em estado aberto, a distância de isolamento entre seus contatos deve

suportar a tensão de operação, bem como sobre tensões internas, devido a surtos de

manobra ou descargas atmosféricas.

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Além das manobras com correntes de cargas, ele deve interromper, com

segurança, altas correntes de curto-circuito, sendo que não deve interrompe-las

prematuramente pequenas correntes indutivas para que não provoque sobre tensões no

sistema. Além disso, existem correntes as capacitivas, manobra sobre oposição de fase

onde o disjuntor deve ser capaz de atuar desenergizando o sistema para fins de

proteção do circuito e segurança de pessoas.

Os disjuntores devem satisfazer as condições básicas de operação, como:

Abrir e fechar um circuito no menor tempo possível, onduzir a corrente de carga das

linhas, deve suportar termicamente a corrente nominal de carga do sistema, suportar

térmica e mecanicamente a corrente de curto circuito do sistema por um determinado

tempo segundo especificações do fabricante, isolar tensão do sistema, em relação a

terra, e entre seus pólos, sob quaisquer condições do meio ambiente (sob chuva, a

seco, em atmosfera poluída, etc), ter adequada resistência mecânica, não ser afetado

por vibrações, ser compacto, requerer pouca manutenção e ser de fácil montagem.

É importante que equipamentos deste porte possuam um alto grau de

confiabilidade, pois um grande número de tarefas é exigido dele de modo a impedir

danos aos demais equipamentos e sistemas. Visto isso, possuem complexidade

razoável e custo geralmente elevado.

Por isso, disjuntores modernos operam em condições climáticas e atmosféricas

adversas, conduzindo a corrente nominal em um período longe de tempo, e stand-by,

devendo estar sempre prontos para atuar em faltas no sistema, inclusive evitar arcos

voltaicos internos devido a interrupção. Estes arcos provocam a elevação rápida da

temperatura interna do equipamento e este deve suportar esta ascensão mesmo estando

sob sol intenso ou chuvas.

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2 ASPECTOS CONSTRUTIVOS

Os disjuntores são construídos basicamente por:

Partes condutoras de corrente.

Partes isoladoras.

Dispositivos de extinção de arcos.

Mecanismos de operação.

Componentes auxiliares.

Onde as duas principais são partes fisicamente distintas, a saber: a primeira,

denominada de câmara de interrupção, que é o local onde se efetuam as ações elétricas

de abertura e fechamento da rede elétrica em questão.

Nessa câmara, um ou mais pares de contatos, denominados de fixo(s) e

móvel(eis), realizam, sob a ação de um comando, elétrico ou manual, a abertura, ou o

fechamento da corrente elétrica entre dois terminais de uma rede, eliminando quando

presente, o arco voltaico estabelecido entre eles e gerados durante esses processos de

manobras ou chaveamentos.

É fundamental que o dimensionamento físico do disjuntor seja compatível

com os níveis dinâmico, transitório e permanente dos esforços que lhe são impostos

durante suas operações, valores esses que devem constar e serem solicitados em suas

especificações técnicas, a fim de se evitar danos térmicos, elétricos e/ou mecânicos em

quaisquer de suas partes componentes.

A extinção do arco voltaico é auxiliada através da presença de um material

dielétrico, existente no interior da câmara, os quais em geral, atuam resfriando e

abaixando a temperatura interna na câmara, elevação essa, gerada pela presença do

arco. Dependendo dos níveis da corrente a ser interrompida e do valor da resistência

de arco voltaico gerado, a temperatura do mesmo assume valores da ordem de 1000°C

ou mais, impondo um esforço térmico altamente estressante aos contatos do disjuntor e

aos demais materiais internos existentes na câmara interruptora.

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Os dielétricos mais usualmente encontrados, e destinados a tais fins, de

minimização da ação e da presença do arco voltaico dentro das câmaras, são: os óleos

isolantes (naftênicos e parafínicos), o ar seco, o ar comprimido, o vácuo e o gás SF6

(Hexafluoreto de Enxofre).

A segunda parte construtiva de um disjuntor, é o seu acionamento, ou o seu

circuito de comando. Esta parte, é onde se processam as ordens operativas debertura

ou de fechamento do mesmo, bem como, onde se processam as informações de estado,

aberto ou fechado, em que se encontra este disjuntor. Essas operações são realizadas,

através de sinais elétricos que são recebidos em suas bobinas de abertura ( BA ou “TC

- trip coil”), ou nas de fechamento (BF ou “CC - close coil”), as quais. em geral são

alimentadas através de um barramento de tensão contínua, de V = + 125 [ Vdc].

Entre esse barramento e as respectivas bobinas, existem os contatos de relés,

ou de chaves, ou de dispositivos de controle, que permitirão estabelecer a continuidade

do sinal de corrente através das mesmas. Nesse ponto, é extremamente importante,

verificar o valor da corrente circulante através dessas bobinas, bem como, os valores

de seus limites térmicos, evitando-se assim, danos e até mesmo, a queima dessas

unidades.

Em geral esses valores, são monitorados por dispositivos especiais, tais como,

contatos auxiliares do próprio disjuntor, ou através de relés específicos, os quais são

colocados em série com essas bobinas no circuito de abertura, ou realizando a função

de “anti-pumping” no circuito de fechamento do mesmo.

2.1 Disjuntores a Óleo

Nos disjuntores a óleo, os dispositivos de interrupção estão mergulhados em

óleo isolante. No momento da operação, gases como hidrogênio são liberados devido

às altas temperaturas desenvolvidas no meio, e esta liberação de gases dá início a um

grande fluxo de óleo que alonga o arco elétrico criado, resfriando os contatos e

deionizando o dielétrico.

Há duas categorias consideradas: uma onde o recipiente contendo o óleo é

metálico e aterrado ("dead tank"), e outra onde este recipiente é isolado de terra ("live

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tank"). Dependendo da classe de tensão na qual o disjuntor é instalado, definem-se a

quantidade de interruptores instalados no equipamento.

2.1.1 Disjuntores a Grande Volume de Óleo

São disjuntores que possuem uma alta capacidade de interrupção, compostos

basicamente por um grande tanque metálico conectado ao potencial de terra. Dentro

deste tanque estão instalados os contatos principais, o mecanismo de acionamento e a

câmara de extinção. Disjuntores GVO de alta tensão possuem unidades individuais por

fase, conectadas mecanicamente pelo mecanismo de operação de abertura e

fechamento. Cada fase é constituída por um tanque contendo duas buchas externas

com a função de isolar a parte metálica do potencial, duas câmaras de extinção

conectadas na parte inferior das buchas, os contatos móveis que fazem a ligação

elétrica entre as câmaras, o mecanismo de acionamento dos contatos móveis, e quando

necessário, transformadores de corrente conectados na parte inferior das buchas.

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2.1.2 Disjuntores a Pequeno Volume de Óleo

A grande quantidade de óleo utilizada nos disjuntores a GVO requer do

técnico uma manutenção periódica, realizando a filtragem devido à carbonização

gerada durante as interrupções de corrente. Por causa disso, os fabricantes começaram

a pesquisar uma forma de utilizar menos óleo no equipamento. Essas pesquisas

resultaram em avanços que trouxeram grandes modificações, tais como: redução da

quantidade de óleo utilizado, melhoramento das características dielétricas e

melhoramento do desempenho desses novos disjuntores, chamados "disjuntores a

Pequeno Volume de Óleo".

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Principais vantagens em relação aos disjuntores a GVO:

Redução da quantidade de óleo isolante utilizado;

Necessita cerca de 20% do óleo utilizado em um GVO;

O isolamento para a terra é garantido por isoladores de porcelana; e

São encontrados em todas as classes de tensão.

2.2 Disjuntores a Ar Comprimido

Os disjuntores a ar comprimido utilizam o ar natural comprimido em

reservatórios como elemento de extinção do arco elétrico gerado durante a abertura e

fechamento dos contatos. Esta técnica está classificada como uma das mais limpas por

utilizar o próprio ar que respiramos, porém comprimido em alta pressão, necessitando

sempre de grandes cuidados com a qualidade dos reservatórios.

O princípio de funcionamento se faz da seguinte forma: ao comandar o

disjuntor, suas válvulas de sopro e exaustão, localizadas na câmara de comando, se

abrem permitindo a circulação do ar pelos contatos. A válvula de sopro permite a

injeção do ar comprimido a passar pelos contatos resfriando e alongando o arco

desenvolvido, enquanto que a válvula de exaustão conduz este ar, que agora está

ionizado, para a atmosfera, garantindo a isolação necessária entre os contatos móveis e

fixos. A intensidade e a velocidade do fluxo de ar determinam a eficiência do disjuntor

[6]. Há duas técnicas usuais empregadas para extinguir o arco elétrico por meio de ar

comprimido: sopro de única direção (mono-blast) e sopro de duas direções (duo-blast),

sendo que a segunda técnica é mais eficiente e mais utilizada no momento. Nos

disjuntores com sopro de única direção, o fluxo de ar passa pelo centro do contato

móvel somente. Nos disjuntores de sopro de duas direções, o fluxo passa pelo centro

dos contatos móveis e fixos.

Para manter os reservatórios destes disjuntores pressurizados, utiliza-se muitas

vezes, uma central de ar comprimido, onde alguns compressores se encarregam da

tarefa de manter tanto os reservatórios centrais, quanto os reservatórios individuais de

cada disjuntor com a pressão nominal de trabalho.

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Figura 4 - Disjuntor Delle Alsthom PK (CTEEP, 2008)

2.3 Disjuntores a SF6

A aplicabilidade do SF6 como meio extintor e isolante possibilitou aumentar

os níveis de tensão e corrente em disjuntores, já que suas propriedades químicas

garantem uma isolação bem mais alta em relação ao ar, não necessitando, portanto,

usar artifícios como instalar vários interruptores em série, nem aumentar

exageradamente as câmaras contendo o gás [3]. Assim, um disjuntor a gás SF6 pode

ser construído em tamanho bem reduzido em relação ao disjuntor a ar comprimido,

possuindo as mesmas capacidades dielétricas.

O SF6 é um gás não tóxico, não combustível, inodoro e extremamente estável

e inerte até temperaturas em torno de 5000°C devido sua estrutura molecular simétrica,

comportando-se como um gás nobre.

Este gás possui peso específico de 6.14 g/l, em torno de cinco vezes mais

pesado que o ar (1.2 g/l). Esta propriedade, ligada ao fato de ser inodoro e incolor,

requer cuidados ao se trabalhar com grandes quantidades em instalações fechadas,

como por exemplo, subestações blindadas. Caso ocorra vazamento num local assim, o

gás se acomoda em frestas e lugares baixos, devido seu peso, causando o

deslocamento de todo o ar oxigênio, podendo causar acidentes fatais por asfixia.

Outro aspecto importante a ser observado é sua decomposição perante

descargas elétricas. As descargas elétricas ocasionadas nos momentos das operações

tendem a decompor o gás SF6 em intensidades proporcionais às energias geradas.

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Quando a temperatura começa abaixar, a reação se dá opostamente causando a

recomposição do gás. A recomposição não é completa pelo fato de haver reações

secundárias entre o gás decomposto e metais vaporizados oriundos dos contatos e

outras partes do disjuntor.

Essas novas combinações são geralmente fluoretos de cobre (CuF2), ou

tungstênio (WF6), sendo estes compostos não condutores. Assim, a decomposição

desses elementos nas paredes da câmara do disjuntor não causa problemas ao mesmo.

Pode haver outras reações liberando compostos secundários de enxofre como SF4 e

S2F2, também combinações não condutoras.

Uma aplicação importante aos disjuntores a SF6 é o isolamento de subestações

blindadas que permite considerável redução da área ocupada. A instalação de uma

subestação blindada pode ser determinada pela inexistência de área suficientemente

ampla em um centro urbano, ou pelo elevado custo do solo nesta região.

2.4 Disjuntores a Vácuo

Disjuntores a vácuo têm encantado seus projetistas por muitos anos por causa

de suas grandes vantagens no quesito extinção de arco elétrico. Dentre as vantagens,

pode-se citar:

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São completamente fechados e não necessitam de fontes externas de

gás ou óleo;

Não emitem gases, nem chamas;

Não requerem manutenção, e em muitos casos, sua vida útil será o

próprio período pelo qual o disjuntor atenda aos critérios do circuito

onde instalado;

Podem ser usados na horizontal ou vertical;

Dispensa o uso de capacitores e resistores de pré-inserção para

interromper faltas;

Requerem uma baixa energia para o acionamento de seus comandos;

São silenciosos em suas operações.

A desvantagem desta técnica está no alto custo no desenvolvimento do

disjuntor, no entanto, com as tecnologias modernas este valor já começa a diminuir. O

fato de ter uma manutenção praticamente inexistente faz com que o custo final possa

ser comparado ao das outras técnicas com o decorrer dos anos de trabalho dos

equipamentos, já que muito dinheiro se gasta com horas trabalhadas e peças

substituídas em disjuntores a óleo, ar comprimido e gás SF6.

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Nos disjuntores a vácuo, o arco que se forma entre os contatos é bastante

diferente dos arcos em outros tipos de disjuntor, sendo basicamente mantido por íons

de material metálico vaporizado proveniente dos contatos. A intensidade da formação

desses vapores metálicos é diretamente proporcional a intensidade de corrente e,

consequentemente, o plasma diminui quando esta decresce e se aproxima a zero.

Atingindo o zero de corrente, o intervalo entre os contatos é rapidamente desionizado

pela condensação dos vapores metálicos sobre os eletrodos. A ausência de íons após a

interrupção dá aos disjuntores a vácuo, características quase ideais de suportabilidade

dielétrica.

2.5 Disjuntor a Sopro Magnético

Neste tipo de disjuntor, os contatos se abrem no ar, induzindo o arco voltaico

para dentro das câmaras de extinção, onde ocorre a interrupção, devido a um aumento

na resistência do arco e, consequentemente, na sua tensão. Este aumento na resistência

do arco é conseguido através de:

Aumento no comprimento do arco;

Fragmentação do arco em vários arcos menores, em série, nas várias

fendas da câmara de extinção e;

Resfriamento do arco em contato com as múltiplas paredes da câmara.

As forças que induzem o arco para dentro das fendas da câmara são produzidas

pelo campo magnético da própria corrente, passando por uma ou mais bobinas (daí o

nome de sopro magnético) e, eventualmente, por um sopro pneumático auxiliar

produzido pelo mecanismo de acionamento.

Este sopro pneumático, é muito importante no caso de interrupção de pequenas

correntes, cujo campo magnético é insuficiente para induzir o arco para dentro da

câmara, o que ocasionaria tempos de arcos muito longos.

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Existem vários tipos e formatos de câmaras de extinção para disjuntores a sopro

magnético. As placas que formam a câmara podem ser de material isolante e refratário

ou de aço, ou ainda de uma combinação dos dois.

Os circuitos magnéticos de sopro também possuem várias configurações, sendo as

principais as do tipo de núcleo externo (onde o campo magnético é produzido pela

corrente a ser interrompida circulando através de bobinas) ou interno (onde o campo é

produzido pelo próprio arco voltaico através de um circuito magnético formado pela

própria câmara).

2.6 Sistemas de Acionamento

É o subconjunto que deve possibilitar o armazenamento de energia necessária

à sua operação mecânica, bem como a necessária liberação desta energia através de

mecanismos apropriados, quando do comando de abertura e fechamento do mesmo.

2.6.1 Acionamento por solenoide

Neste sistema, uma bobina solenoide é utilizada diretamente para acionar os

contatos na operação de fechamento e também para carregar a mola de abertura, sendo

este um princípio comum a todos as formas de acionamento, pois o disjuntor na

condição fechado deverá estar sempre com energia armazenada para a operação de

abertura. Este tipo de acionamento não é muito utilizado pois tem capacidade de

armazenamento de energia limitada.

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2.6.2 Acionamento por Mola

A energia para o fechamento é acumulada em uma mola. As molas são

carregadas através de motores, os quais podem ser de corrente contínua ou alternada.

Pode-se ter também o acionamento manual. Quando o mecanismo de disparo é

acionado, a mola é destravada, acionando os contatos do disjuntor, fechando-o,

acontecendo nesta operação o carregamento simultâneo da mola de abertura.

Este tipo de acionamento é mais difundido para disjuntores para tensões no

valor de até 138KV em grande volume de óleo, pequeno volume de óleo, sopro

magnético, a vácuo e SF6 existindo nas configurações mono e tripolar.

O sistema de acionamento por mola tem funcionamento simples, dispensando

qualquer supervisão, tornando-o ideal para média tensão. Devendo ter em mente que a

ausência de supervisão barateia o custo do disjuntor porém, não permite que se tenha

controle das partes vitais do acionamento, de maneira a se prever qualquer falha na

operação.

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2.6.3 Acionamento a Ar Comprimido

Consiste em armazenar a energia necessária à operação do disjuntor em

recipientes de ar comprimido, a qual é liberada através de disparadores atuando sobre

válvulas, que acionam os mecanismos dos contatos via êmbolos solidários, ou através

de conexões pneumáticas. É geralmente utilizado para disjuntores de média ou alta

tensão e é a solução natural para disjuntores que usam o ar comprimido como meio

extintor, embora possa ser usado para disjuntores a óleo e SF6.

2.6.4 Acionamento Hidráulico

A energia necessária para a operação do disjuntor é armazenada em um

acumulador hidráulico que vem a ser um cilindro com êmbolo estanque tendo, de um

lado, o óleo ligado aos circuitos de alta e baixa pressão através da bomba hidráulica e,

de outro, um volume reservado a quantidade prefixada de N2. A bomba hidráulica de

alta pressão comprime o óleo e o N2 até que seja atingida a pressão de serviço

(aproximadamente 320 bar). Através de disparadores de abertura ou fechamento são

acionadas as válvulas de comando que ligam o circuito de óleo com o êmbolo

principal de acionamento.

Tem como característica principal sua grande capacidade de armazenamento

de energia, aliada às suas reduzidas dimensões, que é conseguido através da pressão de

operação, que é da ordem de 320 atm.

2.7 Função Desempenhada no Sistema

Disjuntores são dispositivos utilizados nos circuitos elétricos com a finalidade

de proteger equipamentos, linhas de transmissão e outros circuitos conectados à

jusante do ponto de sua instalação.

Em condições de falta, atuam de modo a eliminá-la, protegendo os

equipamentos e as linhas de transmissão localizados dentro da sua área de atuação.

A tarefa mais crítica pela qual o disjuntor é submetido é a de interromper

correntes de curto-circuito. Arcos elétricos gerados durante estas interrupções

dissipam, por efeito joule, grandes quantidades de energia com temperaturas que

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podem atingir valores da ordem de 50000 °C e pressões na ordem de 100 MPa para um

volume menor que um litro. A severidade desta operação de interromper correntes de

curto-circuito tem aumentado imensamente durante os últimos anos, como resultado

do crescimento das conexões das redes elétricas de distribuição primária e secundária.

3 ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA

3.1 Tensão Nominal

Tensão Nominal é aquela para qual o disjuntor foi construído. Correspondendo

ao limite superior da tensão máxima do sistema onde o equipamento de manobra e

mecanismo de comando é previsto ser utilizado. Possuindo como valores nominais:

Classe I para tensões nominais iguais ou inferiores a 245 kV

Série I - 3,6 kV – 7,2 kV – 12 kV – 17,5 kV – 24 kV – 36 kV – 52 kV – 72,5

kV – 100 kV – 123 kV – 145 kV – 170 kV - 245 kV.

Série II (baseado em valores praticados na América do Norte): 4,76 kV – 8,25

kV – 15 kV – 25,8 kV – 38 kV – 48,3 kV – 72,5 kV.

Classe II para tensões nominais superiores a 245 kV

300 kV - 362 kV - 420 kV - 550 kV - 800 kV

3.2 Tensão de Reestabelecimento Transitório Nominal

Denomina-se tensão de restabelecimento transitória (TRT) a diferença de

potencial entre os terminais do disjuntor em seguida à interrupção de uma corrente, no

período transitório anterior ao amortecimento das oscilações.

A tensão de restabelecimento transitória é particularmente elevada em seguida

à abertura de faltas terminais (faltas ocorridas praticamente sobre os terminais dos

disjuntores, seja nos barramentos, seja nas saídas de linha) e de faltas quilométricas

(faltas ocorridas sobre linhas de transmissão, à distância de poucos quilômetros do

disjuntor) [6].

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Nos testes de abertura de curto-circuito é necessário não somente que o

disjuntor seja submetido às correntes que caracterizam sua capacidade de interrupção,

como também que entre seus terminais seja estabelecida, após a interrupção, uma

tensão não inferior à tensão de restabelecimento transitória especificada.

É a tensão de referência associada à capacidade de interrupção nominal em

curto circuito, que constitui o limite da TRT presumida do circuito que o disjuntor

deve interromper, no caso de um curto circuito em seus terminais".

No caso de estarmos em presença de uma rede com o neutro isolado, ou se o

curto circuito trifásico não foi à terra a tensão através dos contactos do disjuntor a abrir

em primeiro lugar, aumentará 50 % durante o intervalo de tempo em que as duas

outras fases ainda são atravessadas por corrente.

3.3 Corrente Nominal

Corrente Nominal é o valor máximo da intensidade de corrente que pode

circular por suas partes condutoras, sem aquecê-las.

A corrente nominal de regime contínuo do equipamento de manobra e

mecanismo de comando é o valor eficaz da corrente que este deve ser capaz de

conduzir continuamente sob as condições especificadas de uso e funcionamento.

É conveniente que os valores das correntes nominais de regime contínuo

sejam escolhidos da série R 10, especificada na IEC 60059.

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3.4 Corrente de Interrupção

A capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito é o maior valor

instantâneo de corrente que o disjuntor é capaz de estabelecer, isto é, fechar e grudar

(close and latch) quando operando com tensão nominal. O maior valor instantâneo de

uma corrente de falta corresponde, em geral, ao primeiro pico de corrente após o início

da falta (figura 31).

A capacidade de Interrupção nominal em Curto circuito é o valor mais elevado

da corrente de curto-circuito que o disjuntor é capaz de interromper, nas condições de

uso e ensaio estabelecidas na norma IEC 62271-100. É caracterizada pela declaração

dos valores das componentes periódica e aperiódica da corrente para a qual o disjuntor

deve ser testado:

Valor da componente periódica (kA, eficaz)

É um valor escolhido entre os vários definidos com base na série R10 (10 –

12,5 – 16 – 20 – 25 – 31,5 – 40 – 50 – 63 – 80 kA), devendo exceder por certa margem

(por exemplo, 20%) o valor eficaz da maior corrente de curto-circuito monofásico ou

trifásico calculada, nos estudos de planejamento, para a subestação onde o disjuntor

será instalado, ao longo de todo o período de vida útil do equipamento (25/30 anos).

A norma [1] determina que a componente CC da corrente de falta, no instante

de separação dos contatos do disjuntor, seja especificada em percentagem do valor

inicial ICCO na figura 31 (como ICCO = ICA(pico) , o valor percentual expressará

também a relação ICCO / ICA(pico) × 100). A mesma norma determina, ainda, que o

menor tempo possível de abertura (especificado pelo fabricante) seja considerado para

a definição dessa componente, juntamente com um tempo de atuação da proteção de

0,5 ciclo.

O valor da componente CC varia, ao longo do tempo, segundo a exponencial:

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3.5 Frequência Nominal

Os valores normalizados de freqência nominal são 16 2/3 Hz, 25 Hz, 50 Hz e

60 Hz. Sendo que no Brasil o valor padrão é 60Hz.

( ABNT/ NBR 7118 e 7102, IEC-56 , ANSI C37.06 , BS-5311 e VDE 0670 ).

ABNT NBR IEC 62271-200:2007 Versão Corrigida:2007

ABNT NBR IEC 60694:2006

4 CONDIÇÕES DE DISJUNTORES PARA MANOBRA DE BANCO DE

CAPACITORES E REATORES INDUTIVOS

A manobra de bancos de capacitores e reatores shunt nos sistemas de

transmissão muitas vezes deve ser realizada com alta cadência (até várias operações

por dia), o que pode exigir requisitos adicionais para as câmaras de interrupção, devido

ao maior desgaste dos contatos decorrente da operação muito frequente.

Os disjuntores devem ser mecanicamente capazes de abrir em tempos tão

curtos quanto dois ciclos, após terem permanecido na posição fechada por vários

meses. Esta exigência impõe cuidados especiais no projeto do equipamento, no sentido

de reduzir a um mínimo as massas das partes móveis e de garantir a mobilidade das

válvulas, ligações mecânicas etc.

Em projetos com energização de bancos de capacitores em paralelo (back-to-

back) o fabricante pode solicitar a colocação de impedâncias indutivas em série com o

disjuntor para limitar a corrente e a freqüência de energização transitória;

Para aumentar a capacidade de interrupção no caso de faltas na linha pode

ser necessário adicionar um capacitor em paralelo ao contato principal;

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Para reduzir as sobretensões no momento das manobras, podem ser

colocados contatos auxiliares de fechamento e/ou abertura com resistores de pré-

inserção. Isso reduz os esforços sofridos pelos contatos principais.

A energização e a desenergização de bancos de capacitores shunt são

operações bem conhecidas que podem ocasionar transitórios significativos no sistema

causado pela corrente de inrush e reacendimentos. O fechamento controlado de banco

de capacitores reduz as sobretensões transitórias e as correntes de inrush. Ela também

é uma alternativa para o uso de reatores série fixos, resistores de pré-inserção ou

reatores de pré-inserção.

A manobra controlada de abertura de banco de capacitores permite a redução

da probabilidade de reacendimento pela temporização da abertura de cada polo para

aumentar o tempo de arco e permitir uma separação suficiente dos contatos do

disjuntor no instante de interrupção do arco.

Manobra Controlada de Fechamento de Bancos de Capacitores

A ação do dispositivo de controle, neste caso, será no sentido de reduzir a

corrente de chamada (inrush).

A energização de bancos de capacitores causa efeitos locais na subestação e

efeitos remotos nas extremidades das linhas de transmissão conectadas à subestação.

Os efeitos locais incluem: correntes de inrush e sobretensões elevadas, estresse

mecânico e dielétrico no banco de capacitor e em outros equipamentos da subestação,

aumento do potencial da malha de terra, indução de surtos nos cabos de controle e de

proteção da subestação. Efeitos remotos incluem sobretensões nos terminais extremos

das linhas de transmissão radiais, assim como sobretensões geradas nos sistemas de

média e baixa tensão conectados ao secundário dos transformadores no final dessas

linhas.

O instante ótimo para a energização do capacitor é aquele em que a tensão

através do disjuntor atinge o valor zero. Isto requer diferentes ajustes do instante de

fechamento para cada fase, dependendo de o banco ser diretamente aterrado ou não

aterrado.

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Manobra controlada de abertura de bancos de capacitores

A ação do dispositivo de controle, neste caso, será no sentido de otimizar o

tempo de arco, reduzindo o risco de reacendimento. A interrupção de pequenas

correntes capacitivas é muitas vezes um critério de dimensionamento crítico dos

modernos disjuntores a SF6. A norma IEC 62271-100 [1] define diferentes graus de

probabilidade de reacendimento e seus regimes de ensaios correspondentes.

A norma categoriza o desempenho da manobra capacitiva em termos de classe

C1 (baixa probabilidade de reacendimento) e classe C2 (muito baixa probabilidade de

reacendimento).

Reacendimentos podem, em casos raros, resultar em danos físicos aos

componentes do disjuntor (p. ex. perfuração do bocal de sopro) e mesmo levar o

disjuntor a falhas catastróficas. Assim, o uso da manobra controlada de

desenergização, para evitar os tempos de arcos críticos, pode minimizar os ocasionais

efeitos indesejados de um reacendimento. Reacendimento é o reestabelecimento da

corrente entre os contatos do disjuntor, durante uma operação de interrupção, após a

corrente ter permanecida nula, por um período de tempo igual ou superior a ¼ de ciclo

da frequência industrial.

A probabilidade de reacendimento é definida pela característica fria do

disjuntor. Esta característica relaciona os valores máximos da rigidez dielétrica que o

disjuntor possui e os tempos de movimento dos contatos desde sua separação,

incluindo o fluxo do gás e os efeitos dinâmicos da movimentação das partes móveis da

câmara.

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5 PROTEÇÃO DE SUBESTAÇÕES

5.1 Disjuntor com Baipasse

Baipasse ou passagem ao lado, em subestação é uma ponte feita sobre um

disjuntor. Utiliza-se o baipasse somente em casos de emergência e por curto espaço de

tempo. Sua principal finalidade é isolar um disjuntor sem interromper o fornecimento

de energia. O baipasse é feito antes das chaves seccionadoras para que o disjuntor

fique isolado em caso de manutenção.

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5.2 Disjuntor de Transferência

Em geral nas Subestações de grande porte, cujo fornecimento de energia

elétrica não deve ser interrompido, mesmo em caso de avaria no disjuntor, justifica-se

a utilização de disjuntores de transferência. Tendo somente um disjuntor de

transferência no barramento, ele deve ser utilizado somente no período de manutenção

de um outro disjuntor do barramento, devendo estar sempre disponível para o uso.

5.3 Disjuntor Extraível

São utilizados em tensões até 69 kV, e são facilmente removíveis do circuito.

No símbolo as setas indicam que o equipamento pode ser retirado do circuito, pois não

possuem ligações permanentes. Para esse caso não há necessidade de chaves

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seccionadoras para isolar o disjuntor. Em caso de manutenção basta removê-lo do

circuito.

5.4 Religadores

O religador automático é um disjuntor simples acoplado a um sistema de

religamento automático que pode ser eletrônico ou hidráulico. Os religadores

automáticos são utilizados nas saídas dos alimentadores de 13,8 kV e 34,5 kV da rede

de distribuição das subestações, por permitir que os defeitos transitórios sejam

eliminados sem a necessidade de deslocamento de pessoal de manutenção para

percorrer o alimentador em falta.

Como o religador possui um relé de religamento (geralmente ajustado para

três religamentos de 3 segundos), num curto-circuito rápido, por exemplo, ocasionado

por um galho de árvore que venha a cair sobre os cabos de um alimentador num dia de

chuva com vento, e sair de cima dos cabos nesse período de ajuste dos três

religamentos, evita que o alimentador seja desligado e a equipe de manutenção seja

chamada, privando com isso que os consumidores fiquem sem energia elétrica por um

período de tempo maior.

5.5 Relés Utilizados em Disjuntores

25 - Dispositivo sincronização: é usado para permitir ou efetuar a sincronização de

dois circuitos. Ex.: Relé de verificação de sincronismo para religamento automático do

disjuntor.

25

26 - Termômetro de topo de óleo: é um dispositivo térmico que atua quando a

temperatura do óleo excede a um valor predeterminado. Ex.: Indicador de temperatura

do óleo do transformador com contato.

27 - Relé de subtensão: atua quando sua tensão de entrada é menor que um valor

predeterminado.

37 - Relé de subcorrente ou de subpotência: atua quando a corrente ou a potência cai

abaixo de um valor predeterminado.

49 - Relé térmico de transformador (imagem térmica): atua quando a temperatura do

transformador exceder aos limites predeterminados.

50 - Relé de sobre-corrente de fase instantâneo: atua instantâneamente por valor

excessivo de corrente ou de taxa de aumento de corrente.

51 - Relé temporizado de sobre-corrente de CA: atua quando sua corrente de entrada

excede um valor predeterminado, e no qual a corrente de entrada e o tempo de

operação são inversamente relacionados.

62 - Relé de tempo de parada ou de abertura: usado no circuito de proteção para falha

na operação de desligamento do disjuntor.

63 - Relé de sobre-pressão de líguido ou gás (relé buchhoolz); atua por um valor

predeterminado, ou por uma taxa de variação de pressão. Tem aplicação restrita a

transformadores.

71 - Chave de nível: atua por valores ou por taxas de variação de nível

predeterminados. Indica o nível do óleo do transformador com contatos.

79 - Relé de religamento de CA: controla o religamento e o bloqueio automático de

um interruptor de circuitos de CA.

86T - Relé de bloqueio de fechamento de transformador.

94 - Relé de abertura de disjuntor: atua para abrir um disjuntor, ou impedir o seu

religamento automático, mesmo se o seu circuito de fechamento for mantido fechado.

95 - Relé detector de corrente: detecta o fluxo de corrente, geralmente utilizado para o

sistema de proteção da falha de disjuntor, ou para supervisionar a atuação de relés de

distâncias sobre o disjuntor.

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5.6 Filosofias de Proteção

Aplicação dos relés de distância (121 de 1º zona e 221 de 2º zona), direcional

de sobrecorrente (67), bloqueio de fechamento de barramento (86B), relé de tempo de

parada ou de abertura (62X de secundário ou 62B de barramento), de controle seletivo

ou de transferência (83T) e abertura do disjuntor (94).

Aplicação dos relés temporizado de corrente de CA (51 para fase e 51N para

neutro), detector de corrente (95).

27

Aplicação do relé de religamento de CA.

Aplicação do relé diferencial de barramento.

28

Aplicação de relés de proteção de transformador e relé diferencial e relé diferencial.

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