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INSPETOR DE ELETRICIDADE
Dispositivo de Seccionamento e Comutação
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DISPOSITIvO DE SECCIONAmENTOE COmUTAÇÃO
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© PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.Todos os direitos reservados e protegidos pela Lei 9.610, de 19.2.1998.
É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, bem como a produção de apostilas, sem autorização prévia, por escrito, da Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS.
Direitos exclusivos da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.
NOGUEIRA, José ArlindoInspetor de Eletricidade: Dispositivos de Seccionamento e Comutação / Prominp – SENAI. Vitória-ES,
2006.
62 p.:il.
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.
Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – CentroCEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil
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ÍNDICE
Unidade i .............................................................................................................................................13
1.1 Teoria da formatação do arco voltaico ........................................................................................13
1.1.1 Extinção do arco .................................................................................................................14
1.2 Principais tipos de dispositivos de comando e proteção ............................................................15
1.2.1 Disjuntores a vácuo: ...........................................................................................................15
1.2.1.1 Extinção do arco .........................................................................................................16
1.2.1.2 Mecanismo de operação ............................................................................................18
1.2.1.3 Tempos de operação .................................................................................................19
1.2.1.4 Tipos de acionamento ................................................................................................20
1.2.1.4.1 Carga da mola ....................................................................................................20
1.2.1.5 Características operacionais ......................................................................................20
1.2.1.6 Intertravamento mecânico ..........................................................................................21
1.2.1.6.1 Bloqueio KIRK ....................................................................................................21
1.2.2 Disjuntor PVO .....................................................................................................................21
1.2.1.1 Extinção do Arco .........................................................................................................23
1.2.2.2 Manutenção no Disjuntor: ...........................................................................................24
1.2.2.3 Ensaios Sintéticos com Métodos de Injeção ..............................................................25
1.2.3 Disjuntor SF6 ......................................................................................................................26
1.2.3.1 Funcionamento - Comando por Molas ......................................................................27
1.2.3.1.1 Armando a Mola de Fechamento .......................................................................27
1.2.3.1.2 Operação de Fechamento ..................................................................................27
1.2.3.1.3 Rearme das Molas de Fechamento ...................................................................28
1.2.3.1.4 Operação de Abertura ........................................................................................28
1.2.4 Disjuntor à sopro magnético ...............................................................................................30
1.2.4.1 Câmara de extinção à sopro magnético .....................................................................30
1.2.5 Disjuntor à sopro pneumático .............................................................................................32
1.2.6 Disjuntor à Ar Comprimido ..................................................................................................33
1.2.6.1 Propriedades ..............................................................................................................34
1.2.6.2 Vantagens e Desvantagens ........................................................................................34
1.2.7 Chaves seccionadoras .......................................................................................................35
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1.2.7.1 Tipos de Chaves .........................................................................................................37
1.2.7.1.1 Chave Seccionadora Primária ............................................................................37
1.2.7.1.2 Chave seccionadora tripolar de baixa tensão ..................................................38
1.2.7.2 Aspectos Construtivos ................................................................................................40
1.2.7.3 Acessórios ..................................................................................................................41
1.2.7.4 Mecanismo de operação ............................................................................................41
1.2.7.5 Especificações de Características Técnicas ..............................................................41
1.2.7.5.1 Tensão Nominal (Un) ..........................................................................................41
1.2.7.5.2 Níveis de Isolamento ........................................................................................42
1.2.7.5.3 Freqüência Nominal ..........................................................................................43
1.2.7.5.4 Corrente Nominal ..............................................................................................43
1.2.7.5.5 Correntes Nominais de Curto-circuito ................................................................45
1.2.7.6 Esforços Mecânicos Nominais sobre os Terminais ...................................................46
1.2.7.7 Tensão nominal de alimentação dos dispositivos de operação e/ou circuitos auxi-
liares .......................................................................................................................................46
1.2.7.8 Capacidade de interrupção e de estabelecimento de corrente dos seccionadores e chaves
de terra....................................................................................................................................................47
1.2.8 Contator .............................................................................................................................49
1.2.8.1 Descrição de funcionamento de um tubo à vácuo: ....................................................50
1.2.8.2 Operação de um contator: ..........................................................................................51
1.2.8.3 Identificação de Contator: ...........................................................................................52
1.2.9 Cuidados Essenciais na Instalação, Manutenção e Operação ..........................................55
1.2.9.1 Introdução ...................................................................................................................55
1.2.9.2 Aspectos técnicos .......................................................................................................56
1.2.9.3 Cubículos com isolação a ar ......................................................................................56
1.2.9.4 Cubículos isolados a gás SF6 ...................................................................................57
1.2.9.5 Ensaios ......................................................................................................................58
1.2.9.5.1 Fenômenos físicos principais ............................................................................58
1.2.9.5.2 Procedimentos de ensaio ..................................................................................59
1.2.9.5.3 Avaliação do ensaio ..........................................................................................59
1.2.9.6 Manutenção ...............................................................................................................59
1.2.9.7 Conclusões ...........................................................................................................60
Bibliografia ..............................................................................................................................................61
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LISTA DE FIgURAS
Figura 1.1 – Contatos conectados .........................................................................................................13
Figura 1.2 – Contatos em processo de abertura ...................................................................................13
Figura 1.3 – Arco voltáico estabelecido entre contatos .........................................................................14
Figura 1.4 – Deslocamento do arco com o ar quente............................................................................14
Fugura 1.5 – Vista posterior de um dijuntor tripolar ...............................................................................16
Fugura 1.6 – Corte de um tubo à vácuo ................................................................................................17
Fugura 1.7 – Arco formado entre contatos ............................................................................................17
Figura 1.8 – Disjuntor PVO ....................................................................................................................21
Figura 1.9 – Vista em corte de um pólo de disjuntor para média tensão ..............................................22
Figura 1.10 – Seqüência de extinção na câmara de um disjuntor ........................................................23
Figura 1.11 – Disjuntor SFG ...................................................................................................................26
Figura 1.12 – Seqüência de abertura e extinsão do arco ......................................................................29
Figura 1.13 – Vista posterior de disjuntores com SFG ..........................................................................29
Figura 1.14 – Corte de uma câmara extintora de arco com sopro magnético ......................................31
Figura 1.15 – Vistas externas de três disjuntores que usam câmaras a sopro magnético ...................32
Figura 1.16 – Seqüência de extinsão do arco com sopro pneumático .................................................32
Figura 1.17 – Vistas externas de seccionadoras ...................................................................................36
Figura 1.18 – Chave seccionadora tripolar de alta tensão ....................................................................37
Figura 1.19 – Componentes principais de seccionadores e chaves de terra (Pantográfica e Abertura
Vertical com Lâmina de Terra) ...............................................................................................................40
Figura 1.20 – Correntes de curto-circuito ..............................................................................................45
Figura 1.21 – Seccionadores com dispositivos especiais para a abertura de correntes indutivas, capaci-
tivas ou induzidas ...................................................................................................................................48
Figura 1.22 – Vista externa de contadores ............................................................................................50
Figura 1.23 – Figura dos componente interior do tubo(garafa) à vácuo ...............................................51
Figura 1.24 – Placa de identificação ......................................................................................................52
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LISTA DE TAbELAS
Tabela 1.1 – Dados de dijuntores ..........................................................................................................16
Tabela 1.2 – Tempos médios para disjuntores à vácuo .........................................................................19
Tabela 1.3 – Classe de isolamento ........................................................................................................42
Tabela 1.4 – Tensões de alimentação dos dispositivos de abertura e fechamento ..............................47
Tabela 1.5 – Capacidade de interrupções .............................................................................................49
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APRESENTAÇÃO
O mercado de trabalho vem sofrendo significativas mudanças nas últimas décadas.
As empresas, motivadas pelo avanço tecnológico de equipamentos e sistemas mais complexos
e eficazes de produção, exigem profissionais cada vez mais qualificados.
Neste sentido, o Programa de Mobilização da Indústria Nacional do Petróleo – PROMINP – con-
cebido pelo Ministério das Minas e Energia para fortalecer a participação da indústria nacional de bens
e serviços, é iniciativa e compromisso para garantia da geração de emprego e renda, através do fomen-
to à qualificação de profissionais.
Face à demanda prevista na implantação de projetos no setor de petróleo e gás, a Associa-
ção Brasileira de Engenharia Industrial – ABEMI, a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, e o Serviço
Nacional de Aprendizagem Industrial – SENAI – firmaram convênio para a promoção de ações de
estruturação, implantação e execução do Plano Nacional de Qualificação Profissional do PROMINP,
com vistas ao equacionamento da carência de mão-de-obra qualificada para atividades de Engenha-
ria, Construção e Montagem.
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INTRODUÇÃO
Em atendimento à necessidade de preparação dos profissionais para o processo de Qualificação
e Certificação de Inspetores de Eletricidade, o SENAI elaborou um conjunto de materiais didáticos, de-
senvolvido com base em critérios estabelecidos pelo PNQC/ABRAMAM e planejado de modo a facilitar
a compreensão do conteúdo. São 15 apostilas que abordam aspectos teóricos e práticos da ocupação,
contendo também uma série de exercícios para fixação dos aspectos abordados.
Esta apostila tem como objetivo a apresentação de um estudo sobre Dispositivos de Secciona-
mento e Comutação, trazendo assuntos tais como teoria de formação do arco voltaico, os principais
tipos de dispositivos de comando e proteção, cuidados essenciais na instalação, manutenção e opera-
ção de arcos elétricos.
É importante o domínio desses conteúdos pois, como sabemos, o circuito elétrico,seja ele de
baixa, média ou alta tensão, é um conjunto de elementos que atuam, interligados entre si, com a finali-
dade de transferir energia de um ponto para o outro, de forma que essa seja transformada, através de
aparelhos e dispositivos em várias outras formas de energia, para o aproveitamento humano.
O processo de ligação e desligamento do circuito se faz através de dispositivos de comando (con-
tatores) e ou proteção (disjuntores, seccionadores, etc) que dão o completo controle sobre o mesmo.
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UNIDADE I
�.� Teoria da formatação do arco voltaico
No processo de desligamento de um circuito em funcionamento , aparecem fenômenos elétricos
que podem causar danos irreparáveis ao dispositivo atuador. Um dos principais fenômenos é a forma-
ção de arco voltaico entre os contatos.
Primeiramente, os contatos de um dispositivo estão conectados, porém, como os materiais dos
contatos, micrométricamente, são irregulares, a corrente elétrica passa através das micro ligações en-
tre os contatos, conforme figura abaixo.
Figura 1.1 – Contatos conectados
No processo da abertura dos contatos, alguns desses contatos micrométricos se abrirão primeiro
que os outros , tendo em vista às suas diferenças de comprimento e altura, ficando a corrente passando
nos demais micro-contatos restantes. Durante esse processo a resistência ôhmica entre os contatos
aumenta, e por conseqüência, há um aumento da temperatura entre eles, devido ao efeito Joule.
Figura 1.2 – Contatos em processo de abertura
Com o aumento de temperatura , o efeito termoiônico aparece. E forma-se, no entorno do contato
uma maior facilidade dos elétrons dos átomos do material, que compõe os contatos,a se transferirem
para as moléculas de gases e materiais particulados presentes no ambiente , tornando-as ionizadas.
Contato Contato1 2
B
Aa
b
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Com essa ionização, as moléculas começam a ser um bom meio condutor e passam a conduzir a
corrente elétrica.
Figura 1.3 – Arco voltáico estabelecido entre contatos
Mesmo com o afastamento dos contatos no prosseguimento da abertura, o meio condutor ioni-
zado pelas moléculas continua conduzindo, formando o arco voltaico.
Essa corrente, passando nesse meio, aumenta ainda mais a temperatura do ambiente em torno
do arco voltaico, o qual já está estabilizado.
Figura 1.4 – Deslocamento do arco com o ar quente
Devido à sua menor densidade, o ar quente tende a subir e evar consigo as moléculas de ar e as
gotículas d’água ionizadas no arco , curvando-o para cima.
A continuidade do arco voltaico entre os contatos mantém a temperatura nesse entorno extrema-
mente alta , o que pode provocar a fusão dos materiais componentes dos contatos.
�.�.� Extinção do arco
A extinção do arco se faz por meio da desionização do gás condutor por onde a corrente atra-
vessa e o resfriamento dos elementos dos contatos.
O gás desionizado é isolante e o arco é extinto na passagem da corrente pelo zero, no caso de
corrente alternada.
A forma mais eficaz de desionizar a zona do arco é injetando, através de um sopro, quantidades
de gás desionizado ou outro material que tenha característica isolante, como certos óleos. Além do gás
ter características isolantes, o sopro reduz a temperatura do gás ionizado, resfriando-o e contribuindo
para a desionização do mesmo.
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Outras características do disjuntor que podem contribuir para a extinção do arco são:
• Sua capacidade de transferir o calor do arco para zonas externas, diminuindo a temperatura da
zona do arco.
• A pressão do local onde ocorre o arco, pois quanto maior a pressão, maior a rigidez dielétrica
do gás, ou seja, mais difícil torna-se sua ionização.
Exercício:
1) Em dispositivos de comando e proteção, onde seus contatos de potência estão expostos ao
ar ambiente, a formação do arco se faz devido a:
( ) Baixa resistência dos gases do meio ambiente
( ) Alta resistência dos gases do meio ambiente
( ) Ionização dos gases e materiais particulados presente no meio ambiente.*
( ) Forma dos contatos dos dispositivos.
( ) Uso da corrente alternada.
�.� Principais tipos de dispositivos de comando e proteção
�.�.� Disjuntores a vácuo:
Os disjuntores tripolares a vácuo são apropriados para uso em instalações de manobra em
média tensão, em ambientes abrigados . Os disjuntores funcionam com base no princípio de extinção
de arco elétrico no vácuo. De acordo com o projeto, a geometria de contato especial e o material de
contato desenvolvido especialmente para este tipo de disjuntor permite o emprego universal do mesmo.
Os disjuntores são particularmente apropriados para uso em sistemas com linhas aéreas sujeitas a fre-
qüentes descargas atmosféricas, para manobra de grandes motores e capacitores. Quando pequenas
correntes indutivas são interrompidas, surgem apenas sobretensões reduzidas.
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Tabela 1.1 – Dados de dijuntores
Tensões nominais: 15, 24 e 36 kVCorrentes nominais: 1250, 1600, 2000, 2500, 3150 A
Freqüência: 50 e 60 HzNormas técnicas: ABNT, IEC, ANSI e VDE
Correntes de interrupção simétricas nominais:
até 15 kV: 15, 25, 31, 5 e 40 kAaté 17,5 kV: 25 kA
até 24 kV: 16 e 25 kAaté 36 kV: 16 e 31,5 kA
Acionamento: manual ou motorizadoInstalação: fixa, com suporte com rodas e extraível
O disjuntor a vácuo é composto por três câmaras de interrupção a vácuo, suportes das câmaras
de interrupção e pelo mecanismo de operação.
Fugura 1.5 – Vista posterior de um dijuntor tripolar
�.�.�.� Extinção do arco
Quando os contatos se separam, uma descarga em forma de vapor metálico é estabelecida pela
corrente a ser interrompida, a qual flui através deste plasma até a próxima passagem por zero.
O arco é então extinto e o vapor metálico condutivo condensa sobre superfícies metálicas em
poucos microssegundos, restabelecendo rapidamente a rigidez dielétrica entre os contatos.
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Fugura 1.6 – Corte de um tubo à vácuo
Os contatos são desenvolvidos de forma que o campo magnético gerado pelo arco elétrico pro-
voque deslocamento do mesmo, evitando sobreaquecimento excessivo em determinado ponto do con-
tato ao serem interrompidas as correntes elevadas.
Fugura 1.7 – Arco formado entre contatos
Isolador
Contato �xo
Contato móvel
Câmara de interrupção
Fole metálico
Guia
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Para que a descarga se mantenha em forma de vapor metálico é necessária uma determinada
corrente mínima. Correntes abaixo desse valor são cortadas antes da passagem pelo zero. A corren-
te de corte deve ser limitada aos valores mínimos possíveis, para evitar sobretensões inadmissíveis
ao se desligar circuitos indutivos. Material especial é utilizado nos contatos para limitar a corrente
de corte em 2 a 4 A.
O restabelecimento imediato da rigidez dielétrica entre contatos dá condição a extinção segura
do arco, mesmo quando a separação de contatos ocorre imediatamente antes da passagem da cor-
rente pelo zero.
O arco que se forma nos disjuntores a vácuo não é resfriado. O plasma de vapor metálico é al-
tamente condutivo. Disto resulta uma tensão de arco excepcionalmente baixa com valores entre 20 e
200 V. Por este motivo, e devido à pequena duração do arco, a energia dispersada no local de extinção
é muito reduzida. Isso explica a elevada expectativa de vida elétrica dos contatos. Em conseqüência
do alto vácuo (até 10-9 bar) nas câmaras de interrupção, distâncias de 6 a 20 mm entre contatos são
suficientes para se obter elevada rigidez dielétrica, conforme necessário.
�.�.�.� mecanismo de operação
Tendo em vista que a energia para a operação dos disjuntores a vácuo é significativamente me-
nor que a requerida pelos demais tipos de disjuntores de média tensão, as válvulas de interrupção a
vácuo são capazes de realizar de 10.000 a 30.000 manobras sem necessidade de manutenção.
A construção básica e o princípio de funcionamento do mecanismo de operação é o mesmo para
todos os tipos de disjuntores a vácuo, a saber:
• é do tipo por molas pré-carregadas, isto é, a operação de carga da mola não é automaticamente
seguida da alteração da posição dos contatos principais, permitindo livre escolha do instante da
operação de fechamento;
• disponível em duas execuções (manual ou motorizado);
• molas de fechamento e abertura armazenam a energia necessária para executar mecanica-
mente a seqüência de operação , para executarem o religamento automático entre 0 e 0,3s.
Normalmente, os modelos de acionamento manual já são projetados para poderem ser conver-
tidos facilmente em acionamento motorizado.
Os componentes mecânicos necessários para executar um comando de manobra (redutor, ei-
xos, molas de fechamento e abertura, indicador “LIGADO/DESLIGADO” e indicador de mola “CAR-
REGADA”) fazem parte do modelo básico, juntamente com os seguintes componentes de comando e
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controle: uma chave de contatos auxiliares, uma bobina de estabelecimento, um disparador secundário
e uma tomada múltipla ou bloco de conetores unipolares.
Dependendo da aplicação desejada, o mecanismo de acionamento pode ser completado por
acionamento motorizado, dois disparadores secundários, trava elétrica de ligação, chave de supres-
são, contador de manobra, chave fim-decurso para identificação de condição de carga da mola, coman-
do LIGA elétrico e uma chave de contatos auxiliares prolongada.
�.�.�.3 Tempos de operação
Uns dos itens mais importantes em um dispositivo de manobra , tal como disjuntor, são os seus
tempos de operação. Um importante item que dependerá dos valores desses tempos é a vida útil dos
componentes desse disjuntor .A seguir, definimos alguns desses tempos verificados para o disjuntor.
• Tempo de fechamento - Intervalo de tempo desde o início do comando até ocorrer contatoIntervalo de tempo desde o início do comando até ocorrer contato
galvânico em todos os pólos.
• Tempo de abertura - Intervalo de tempo desde o início do comando até a separação galvânica
dos contatos em todos os pólos.
• Tempo de arco - Intervalo de tempo desde o instante da separação dos contatos no primeiro
pólo até o fim da circulação de corrente em todos os pólos.
• Tempo de interrupção - Intervalo de tempo desde o início do tempo de abertura até o fim do
tempo de arco.
Tabela 1.2 – Tempos médios para disjuntores à vácuo
Tipo do disjuntor à vacuoTempo de fechamento ms ≤75 #
Tempo de carregamento da mola com acionamento EU, EK s ≤15 +1Tempo de abertura ms 65/50 ±5
Tempo de arco ms <15 ±10%Tempo de interrupção ms 80/65 ±10%
Tempo de religamento automático com acionamento HK, EK ms 300Tempo de fechamento/abertura ms 80/60
Duração mínima de comando• Desliga ms 60/20
• Liga,HK, EU,EK ms 60
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�.�.�.� Tipos de acionamento
O acionamento de um disjuntor (o liga e desliga) necessita de mecanismos que permitam que os
contatos elétricos tenham uma operação extremamente firme, de forma que a resistência ôhmica entre
eles seja muito baixa, e , a velocidade de fechamento ou abertura minimize os danos causados pelos
arcos elétricos que acontecem durante esses eventos.
�.�.�.�.� Carga da mola
O mecanismo de acionamento dos disjuntores é de molas pré-carregadas manualmente ou atra-
vés de um motor elétrico (motorizado). Usam-se , normalmente, letras e símbolos para indicar como é
feita a carga da mola:
Exemplo:
H = Manualmente
E = Motorizado
�.�.�.� Características operacionais
Os disjuntores podem ser utilizados para todos os tipos de manobras requeridos em redes
elétricas. Há diferentes execuções de mecanismo de operação capazes de executar a seqüência de
operação requerida para cada tipo de manobra.
Normalmente, utilizam-se letras ou símbolos com a indicação do tipo de carga do mecanismo,
para indicar a seqüência nominal de operação do disjuntor:
Exemplo:
H = Acionamento normal.
O comando para ligar só é possível ser dado manualmente direto no disjuntor. Não há seqüência
de operação pré-determinada, sendo apropriado para casos onde não é feita nenhuma exigência em
relação ao tempo de estabelecimento.
U = Acionamento para sincronização e comutação rápida (Tempo de estabelecimento ≤90 ms);
K = Acionamento para religamento automático.
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�.�.�.� Intertravamento mecânico
O disjuntor pode ser equipado com um dispositivo que, ao ser acionado, impede mecanica-
mente que o disjuntor seja fechado. Esse dispositivo só pode ser acionado com o disjuntor desligado.
Para completar o sistema de intertravamento, são previstos pontos de interconexão mecânica para
impedir acionamento de outros dispositivos de manobra (seccionadora, carrinho extraível, etc) com
o disjuntor fechado.
�.�.�.�.� bloqueio KIRK
O disjuntor poderá ser equipado com um sistema de travamento mecânico provido de chave.
Não se consegue ligar o disjuntor sem esta chave, que só é possível ser retirada com o disjuntor des-
ligado. Sob encomenda poderão ser fornecidos cadeados de travamento com o mesmo segredo para
montar em outros equipamentos com os quais o disjuntor deve ser intertravado.
�.�.� Disjuntor PvO
Desenvolvido sobre o projeto do GVO( Grande Volume de Óleo), este tipo de disjuntor represen-
ta uma evolução no sentido em que se procurou projetar uma câmara de extinção com fluxo forçado
de óleo sobre o arco elétrico. Dessa maneira, aumentou-se a eficiência do processo de interrupção da
corrente e diminuiu-se consideravelmente o volume de óleo no disjuntor.
Figura 1.8 – Disjuntor PVO
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O desenho esquemático mostra um corte da câmara interruptora.
Figura 1.9 – Vista em corte de um pólo de disjuntor para média tensão
13.3.5
13.9.11
17
19
23
2731333537394143454951
53576163
676973.5778183
97
91 95 97
105
31.13
31.5
5.
9.5
9
115. Isolador superior
Carcaça superiorVedaçãoVálvula de expansãoVisor de óleoVareta indicadoraTubo de boiaBolaFlange superiorTerminal superiorAnel roscadoCabeçote SSContato �xoSuporte estrelaDedos de contatoTubo distanciadorCompartimento superior da câmaraTampa da câmaraCanal anelarBase da câmaraTubo da câmaraCompartimento inferior da câmaraContato móvelPlaca de inversãoPino isolantePlaca de centragemRolete de contatoColunas de guiaFlange inferior com terminalCruzetaCarcaça inferiorVedaçãoHasteAlavanca internaEixo estriadoTerminal inferior (apenas no tipo A)AmortecedorBujão de drenagemIsolador inferior
9.9.5
11.13.3
.5
.9
.1117.19.23.27.31.
.5.13
33.35.37.39.41.43.45.49.51.53.57.61.63.67.69.73.
.577.81.83.91.95.97.
105.
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�.�.�.� Extinção do Arco
A figura a seguir mostra o funcionamento do dispositivo de fluxo de óleo.
Figura 1.10 – Seqüência de extinção na câmara de um disjuntor
Nessa seqüência, vemos primeiramente o dispositivo na posição ligado.
A imagem seguinte mostra como o fluxo de óleo é obtido pelo movimento descendente do con-
tato móvel durante a operação de abertura do disjuntor. O óleo contido na parte inferior do recipiente é
forçado para cima pela abertura da haste do contato móvel.O arco já se encontra estabelecido entre o
contato superior e o contato móvel que está descendo.
A imagem subseqüente mostra o processo de interrupção do arco voltáico. Quando a base
do arco, localizada abaixo da ponta do material isolante do contato móvel, ultrapassa o furo da
base da câmara,e estando em alta temperatura , forma-se uma bolha de gás no compartimento
inferior da câmara de extinção que só pode expandir-se para baixo. Tal bolha comprime o óleo
através do canal formado pelo espaçamento entre a tampa e a base da câmara, formando um fluxo
de óleo adicional que força a extinção do arco. Os gases que se formam no compartimento supe-
rior envolvem o contato fixo no cabeçote do pólo. O volume de ar no interior do recipiente superior
destina-se a equalizar o aumento da pressão do óleo nesta operação de extinção. O vapor de óleo
volta a se condensar, depositando-se sobre o óleo e os gases escapam lentamente pelas válvulas
de expansão, processo que leva alguns minutos.
a) Disjuntorna posição“ligado”.
31
24567
b) Interrupçãode correntesde baixaintensidade.
c) Interupçãode correnteselevadas.
1 - Contato �xo2 - Haste do contato móvel3 - Ponta de material isolante4 - Canal anelar
5 - Tampa da câmara6 - Coroa7 - Compartimento inferior da câmara
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O fluxo de óleo que atravessa o canal anelar atua na fase decisiva do deslocamento do contato
móvel. Este fluxo é orientado de tal forma que atinja o arco elétrico por todos os lados como um jato
radial, sem provocar alongamentos.
Este tipo de câmara é classificada como câmara axial, já que o arco recebe fluxo transver-
sal de óleo ao longo de toda a circunferência da câmara, extinguindo-o sem abandonar a posição
axial da câmara.
Usualmente, os disjuntores PVO cobrem a media tensão em praticamente toda a gama de capa-
cidades disruptivas ate 63kA. Em níveis de 138kV, a sua capacidade de ruptura por câmara está limitada
normalmente em 20kA. Desta forma, para correntes de curto-circuito superiores a este padrão (até 50kA são
comuns), devem ser empregadas várias câmaras em série, com o uso obrigatório de capacitores de equali-
zação e acionamentos mais potentes e, conseqüentemente, o uso de equipamentos mais complexos.
Seu uso também se limita a tensões máximas de 60 a 65 kV por câmara, quando em bancos de
capacitores e linhas em vazio. Da mesma maneira, se faz necessário, dependendo das características
do disjuntor e do circuito a ser chaveado, ter várias câmaras em série.
�.�.�.� manutenção no Disjuntor:
A manutenção dos disjuntores de pequeno volume de óleo requer fundamentalmente cuidados com
os seguintes componentes: óleo isolante, contatos, buchas, atuador mecânico e circuitos auxiliares.
Os cuidados com o óleo são idênticos, em grande parte, aos que são realizados na manutenção
de transformadores. Devem ser adotadas, por exemplo, as práticas:
• Extração do óleo para ensaios de umidade e de rigidez dielétrica;
• Técnica de ensaio de rigidez dielétrica;
• Enchimento com óleo. Há porém diferenças no que concerne às características admissíveis
para o óleo de enchimento de disjuntores, como se indicará.
Também a degradação do óleo num disjuntor, após um certo número de atuações, é muito rápi-
da, devido às decomposições e carbonizações produzidas pelo arco elétrico. Os ensaios de verificação
e os tratamentos de óleo serão muito mais freqüentes.
A parte mecânica requer cuidados especiais, pois dela depende o bom desempenho do disjuntor.
Deve ser verificada, no teste de recepção e após manutenções, ou mesmo preventivamente, a simul-
taneidade dos pólos.
Também deve-se proceder, quando necessário, testes de medição dos tempos de abertura e
fechamento.
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Outras verificações muito importantes para a manutenção são:
• Verificação da resistência ôhmica dos contatos principais;
• Verificação dos contatos auxiliares;
• Verificação dos resistores de fechamento (se existirem);
Nos disjuntores de corrente alternada de alta e extra tensão, é necessário proceder a ensaios
mais elaborados que a manutenção deve dominar. Estes ensaios são executados não só na recepção
como também após trabalhos de revisão mecânica e elétrica ou de manutenção corretiva.
Estes ensaios são normalmente designados como: ensaios sintéticos com métodos de injeção.
Pela sua complexidade, só podem ser, normalmente, feitos no fabricante.
�.�.�.3 Ensaios Sintéticos com métodos de Injeção
Estes ensaios estão descritos em grande detalhe teórico na NBR 7102/1981. Os circuitos de
ensaio direto estão, por sua vez, normalizados pela NBR 7118.
Designa-se como ensaio sintético um ensaio de curto-circuito, no qual a corrente total de curto
ou uma grande porcentagem desta corrente é fornecida por uma fonte (circuito de corrente à freqüência
industrial), ao passo que a tensão de restabelecimento transitória provém na sua totalidade ou parcial-
mente de outras fontes separadas (circuitos de tensão).
A tensão nos bornes da fonte de corrente à freqüência industrial é normalmente uma fração da
tensão da fonte de tensão. A potência necessária para o ensaio é, assim, muito menor.
Há duas variantes do ensaio sintético:
método de Injeção de Corrente:
A fonte de tensão é ligada ao circuito de ensaio “antes” do zero de corrente (antes do apagamen-
to do arco). A fonte de tensão fornece a corrente através do disjuntor sob ensaio durante o período de
zero de corrente.
método de injeção de tensão:
A fonte de tensão é ligada ao circuito em ensaio “após” o zero de corrente. Então, o circuito
de corrente à fre-qüência industrial fornece a corrente através do disjuntor durante o período de
zero de corrente.
�� ��
�.�.3 Disjuntor SF�
Um disjuntor SF6 consiste nos seguintes componentes principais: pólos, base dos pólos, coman-
do e estruturas metálicas.
Cada pólo tem uma coluna de suporte para isolamento à terra e um isolador onde está localizada
a câmara de corte . Os pólos e as tubos de SF6 formam um compartimento de gás comum. Os contatos
móveis da câmara de corte de arco estão ligados ao comando pelas bielas isolantes, alavancas de
manobra, alavancas dos pólos e pelas bielas de ligação na base de pólos.
Quando a corrente é interrompida, a transição do estado condutivo para o estado isolado deve
dar-se num intervalo de poucos milésimos de segundo. Durante o movimento de abertura, forma-se um
arco elétrico que deve ser extinto através de um sopro de gás.
Figura 1.11 – Disjuntor SFG
As propriedades do gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) como isolante inerte, não-tóxico e refri-
gerante não-inflamável permitiram o desenvolvimento de equipamentos elétricos de alta capacidade
e desempenho, além de mais compactos e seguros. O aprimoramento dos disjuntores é um bom
exemplo disso.
Painel decontrole
Tubos decontatoscontendo SF6
�� ��
Nos disjuntores de SF6 da terceira geração, a pressão necessária para extinção é gerada numa
câmara de pressão pela própria energia do arco elétrico. O comando apenas fornece a energia para a
movimentação dos contatos e de um pistão auxiliar.
�.�.3.� Funcionamento - Comando por molas
O mecanismo consiste de uma estrutura de aço auto-sustentável. Para armazenar a energia ne-
cessária para a operação, a mola de compressão helicoidal é carregada por um motor elétrico através
da engrenagem do redutor. O funcionamento elétrico das bobinas de fechamento e abertura faz com
que a bobina de atraque, liberte a energia das molas para fins operativos. A energia da mola é transmi-
tida aos pólos por uma alavanca na parte de trás do comando pela biela de manobra e de ligação.
�.�.3.�.� Armando a mola de Fechamento
Após a tensão ter sido aplicada, o motor começa imediatamente a trabalhar e carrega a mola de
fechamento através da engrenagem do redutor, do cárter do pólo e da corrente. Essa operação termina
depois que o fixador da corrente e a respectiva corrente terem passado pelo ponto morto e apoiado o
limitador da roda dentada de rearme na bobina de fechamento.
No final da operação do armar das molas, o rasgo da roda dentada de rearme atinge o pinhão.
Isso faz com que a engrenagem do redutor - o motor - que tinha sido desligada pela came de controle
e pelo interruptor do motor, desengrenar sem forçar a bobina de fechamento.
O interruptor do motor reposicionado encerra o circuito de fechamento, e o indicador de mola
tensa / mola frouxa indica “mola de fechamento tensionada.”
�.�.3.�.� Operação de Fechamento
A trava de fechamento é liberada através de um comando elétrico da bobina de fechamento ou
através da alavanca de manobra manual de fechamento. O eixo de fechamento é acelerado por ação
da mola de fechamento ligada à roda dentada de rearme.
A came de fecho gira a alavanca interna de manobra, movimentando-se contra esta na di-
reção de fechamento. O disjuntor fecha através do eixo principal da alavanca de manobra e do
acoplamento mecânico.
No final do movimento de fechamento, e após rodar 60º, o eixo principal é baixado com seguran-
�� ��
ça e pouco impacto até a bobina de abertura. Essa operação faz-se através de um braço da alavanca
interna de manobra e graças à came de fechamento especialmente criada para tal. Ao mesmo tempo,
a came de fechamento deixa a alavanca interna de manobra e o disjuntor na posição de fecho, que
podem ser abertos.
Durante a operação de fechamento, as molas de abertura estão rearmadas. O excesso de ener-
gia residual é armazenada novamente na mola de fechamento. Funções de controle, sinalização e
manobra no final da operação de fechamento:
• Os contatos auxiliares acoplados ao eixo principal fecham o circuito de abertura das molas e
interrompem o circuito de fechamento. O disjuntor pode ser aberto eletricamente, mas qualquer
outra operação de fechamento ou impulso aplicado à bobina de fechamento é impedido.
• Uma alavanca (não incluída no esquema) controlada pelo eixo principal bloqueia a bobina de
fechamento, evitando que mecanicamente se dê outra operação de fechamento.
• O indicador de posição do disjuntor é girado pelo eixo principal até à posição de fecho.
• O interruptor do motor acionado pela came de controle do motor fecha o circuito do motor.
• O circuito da bobina de fecho é interrompido pelo contacto com o interruptor do motor. Isto evita
que se realize uma outra operação elétrica de fechamento.
• Ao mesmo tempo, o indicador de mola tensa / mola frouxa é regulado para “mola de fecho
frouxa”.
�.�.3.�.3 Rearme das molas de Fechamento
Quando o interruptor do motor é movido pela came de controle respectivo no final da operação
de fechamento, o circuito do motor é completado e a mola de fechamento automaticamente rearma.
�.�.3.�.� Operação de Abertura
A trava de abertura é liberada através de um comando elétrico dado pela bobina de abertura ou
através da alavanca de manobra manual de abertura. A ação do carregamento das molas de abertura
é fornecida através do eixo principal interligado ao disjuntor sendo acelerado na direção de abertura.
Para o fim da operação de abertura, o amortecedor fica ativo, amortecendo os eixos das partes móveis
do disjuntor e mecanismo até que haja uma paragem completa. Funções de controle, sinalização e
manobra final da operação de abertura:
• Os contatos auxiliares acoplados ao eixo principal interrompem o circuito de abertura das molas
�� ��
e estabelece o circuito de fechamento. Isto previne outra operação de abertura elétrica. Uma
operação de fecho elétrica é novamente possível.
• Uma alavanca (não incluída no esquema) controlada pelo eixo principal bloqueia novamente a
bobina de fechamento para uma operação de fecho subseqüente. O disjuntor pode ser fechado
mecanicamente.
• O indicador de posição acionado pelo eixo principal estabeleceu a posição aberta.
Visão de uma unidade extintora e seu funcionamento:
(a) (b) (c)
Figura 1.12 – Seqüência de abertura e extinsão do arco
(a) (b)
Figura 1.13 – Vista posterior de disjuntores com SFG
Absorvente de contaminantes
Terminal superior
Suporte de contato
Contato �xo do arco Contato �xo do arco
Contato �xo principal
Contato �xo principal
Contato móvel principalContato móvel principal
Bocal Bocal
Gás SF6
Terminal inferiorTubo guia
Pistão
Pistão
Contato móvel de arcoContato móvel de arco
Arco
Porcelana isolante
ContatoContato
CilindroCilindro
30 3�
�.�.� Disjuntor à sopro magnético
Nesse tipo de disjuntor, a extinção do arco voltaico se faz aproveitando um fenômeno físico, onde
um fluxo de elétrons é deslocado no espaço por um campo magnético.
Quando os contatos do disjuntor começam o processo de abertura e o arco elétrico se forma,
uma câmara de extinção , especialmente projetada , contendo um circuito magnético, atrai este arco
elétrico , aumentando o seu comprimento dentro dos vários compartimentos da câmara, resfriando-o e
expondo-o, ao ar desionizado, provocando, a sua extinção.
A força magnética que força o arco a penetrar nas diversas cavidades da câmara é produzida
por uma bobina , inserida na própria câmara de extinção, que aproveita o arco elétrico e se energiza,
formando o campo magnético. Vem daí o nome de disjuntor à sopro magnético.
�.�.�.� Câmara de extinção à sopro magnético
A câmara de extinção de arco à sopro magnético (figura abaixo) é um dispositivo individual colo-
cado sobre os contatos fixo e móvel do disjuntor ou contator. São desenhados especificamente para o
dispositivo de proteção a fazer uso desse tipo de estratégia de extinção de arco.
30 3�
Figura 1.14 – Corte de uma câmara extintora de arco com sopro magnético
1
2
3
4
56
7
8
9
1
2
1 -
2 -
3 -
4 -
5 -
6 -
7 -
8 -
9 -
Placa cerâmica com zircônio para guia do arco no início de sua formação.
Paredes laterais empoliéster com �bra devidro.
Alongador anterior doarco.
Alongador posterior doarco.
Alongador intermediário ligado à bobina de campo magnético.
Núcleo magnético.
Bobina de campo magnético.
Pequena câmarade extinção parainserção de bobinade campo magnético.
Paredes da câmaraprincipal de extinção.
3� 33
(a) (b) (c)
Figura 1.15 – Vistas externas de três disjuntores que usam câmaras a sopro magnético
�.�.� Disjuntor à sopro pneumático
Extinção do arco
Figura 1.16 – Seqüência de extinsão do arco com sopro pneumático
Disjuntor tipo DR Disjuntor tipo Mage-Blast
a b
c d
e
3� 33
Nesse tipo de disjuntor, a extinção do arco se faz através do uso da convecção do ar ambiente,
que ao esquentar, fica menos denso e se eleva.
Aproveitando essa característica física da natureza, se projeta uma câmara de extinção que, no
processo de abertura dos contatos e o estabelecimento do arco voltaico, o próprio arco e a tempera-
tura dos contatos fazem com que o ar do ambiente no entorno dos contatos aumente de temperatura
e se eleve, levando as moléculas de ar ionizadas. Elas penetram nas diversas canaletas da câmara ,
sendo resfriadas. Com o aumento do seu comprimento encontram o ar com menos moléculas ionizadas
até o momento em que o meio dielétrico tem uma resistência ôhmica que não dá sustentação ao arco
e há a extinção.
Para forçar a velocidade da extinção do arco e seu resfriamento, os dispositivos que utilizam
a técnica de sopro pneumático têm bombas pneumáticas mecânicas, tipo fole, que no momento da
abertura dos contatos elétricos são pressionadas, gerando um volume de ar com grande velocidade ,
o qual é direcionado para cada contato, suprindo o entorno da região de abertura dos contatos com ar
desionizado , agilizando , assim, a extinção do arco.
�.�.� Disjuntor à Ar Comprimido
O disjuntor de ar comprimido foi uma das invenções de Whitney e Wedmore em 1926. Ele foi
desenvolvido experimentalmente pela Associação Britânica de Pesquisas Elétricas (British Electrical
Reasearch Association) e foi primeiramente produzido na Alemanha e na Suíça.
No campo de alta tensão, houve inicialmente uma grande divergência prática entre os disjun-
tores de ar comprimido entre 1935 e 1945. Essa divergência ocorreu entre o modelo da alemã AEG
Freistrahl, que operava em tensões até 110kV por interrupção e empregava válvulas feitas com material
isolante desenvolvidas por Ruppel que ainda são usadas atualmente, e o modelo que usava a técnica
de válvulas metálicas, que foi usada pela maioria dos outros fabricantes que trabalhavam em até 35kV
por interrupção, onde um número de interruptores era montado em série em uma coluna vertical. Avan-
ços na engenharia de ar comprimido desde aquele período resultaram em muitas mudanças no design
dos disjuntores. Podem-se comparar os modelos antigos, onde interruptores eram arranjados vertical-
mente, com os mais recentes, onde eles eram montados horizontalmente, com o objetivo principal de
assegurar uma simetria aerodinâmica e performance idêntica para cada interruptor.
Outra grande mudança ocorreu no método de obtenção da força de isolação na posição aberta,
onde a chave isoladora de ar externa automática usada na maioria dos modelos de alta tensão foi troca-
da por sistemas mais sofisticados que usam isolante interno pressurizado. A primeira produção de um
3� 3�
sistema de isolamento interno foi produzida por Brown Boveri (Thomen, 1950) com um arranjo onde o
sistema de contato é mantido aberto sob pressão. Os contatos são fechados liberando-se o ar compri-
mido para a atmosfera. Esse conceito não só eliminou o isolador em série, mas também a necessidade
de uma junção mecânica entre o mecanismo de controle e o sistema de contato.
Desenvolvimentos mais recentes foram diretamente direcionados na manutenção do comparti-
mento de ar comprimido sob alta pressão, tanto quando o disjuntor está aberto quanto fechado. Isso foi
necessário para a obtenção de maior capacidade e menor tempo de interrupção. Esses sistemas mais
recentes têm a vantagem de não precisar haver tubos de ar comprimido entre o metal e a terra, que
opera em uma parte do tempo sob pressão atmosférica, mas depende de refrigeração para a preven-
ção de condensação interna sob condições desfavoráveis.
O critério para o número de disjuntores a serem usados não é mais baseado inteiramente nas
características disruptivas, mas sim pela interrupção ou pelo nível de impulso necessário. A interrupção
por ar comprimido depende da refrigeração. Ela é influenciada pela configuração aerodinâmica, incluin-
do tanto as válvulas quanto o tubo de gás.
Algumas propriedades do disjuntor de ar comprimido estão diretamente relacionadas com sua
forma e isso faz com que os modelos tenham que ser desenvolvidos cuidadosamente, para que sejam
otimizadas a interrupção e a performance do impulso disruptivo, uma vez que a configuração para estes
não pode ser idêntica.
�.�.�.� Propriedades
Para efeitos práticos, o ar, exceto pela presença de oxigênio, pode ser considerado um gás
quimicamente inerte, compatível com uma grande variedade de materiais utilizados na construção de
disjuntores. Além do mais, a baixa umidade do ar comprimido elimina o processo de corrosão associa-
do a reações eletrolíticas entre metais diferentes.
�.�.�.� vantagens e Desvantagens
As vantagens do uso do ar comprimido são:
• A disponibilidade do material (ar) em sua forma natural descarta a possibilidade de problemas
ambientais e deixa o custo mais baixo, pois com outros materiais poderia haver custos de reno-
vação ou reprocessamento do material.
• A elasticidade, ao contrário de materiais líquidos, permite que as estruturas de suporte sejam
3� 3�
modeladas sem preocupação com reações e transientes gerados por pressão do arco.
• A mobilidade (propagação elevada da onda e da partícula) permite que as estruturas suportem
ser canalizadas facilmente, e que o ar seja armazenado remotamente de suas zonas de funcio-
namento reais. Permite que o ar acompanhe as expansões e as contrações da coluna do arco,
o que contribui para a formação de arcos com período curto. A erosão baixa dos contatos e
as exigências de manutenção reduzidas o torna eminentemente apropriado para aplicações de
alta velocidade do projeto.
• O fato de o ar ter características relativamente constantes independente da temperatura
ou pressão diminui os custos que poderiam haver para manter um outro material em con-
dições de uso.
• O uso direto do meio como fonte de força mecânica necessária para controlar e dirigir o disjun-
tor mecanicamente.
• O fato de o ar ser relativamente inerte torna o disjuntor compatível com os materiais de constru-
ção mais baratos já presentes no mercado e não exige técnicas de manutenção sofisticadas.
• A facilidade de se operar em altas tensões com um número não muito elevado de disjuntores.
Ao contrário, as principais desvantagens do disjuntor de ar comprimido são:
• O custo relativamente alto do compressor e (se existir) do sistema de drenagem particularmente
em instalações pequenas ou onde cada disjuntor tem que ser alimentado com suas próprias
unidades subordinadas.
• O custo dos silenciadores necessários em lugares com restrição de níveis de ruído.
• O alto custo das válvulas de pressão e encapsulamento.
• A pressão constante e o esforço de interrupção constante, características do disjuntor que em
níveis atuais de luminosidade levam a um “chopping” de corrente e tornam o uso de resistores
para controle de sobretensão obrigatórios.
�.�.� Chaves seccionadoras
Introdução
Uma subestação de eletricidade é um espaço físico que tem equipamentos e dispositivos para
comandos , controle e proteção de grandes quantidades de energia elétrica, enviadas através de linhas
de Altas e Média tensões com a finalidade de distribui-las para os consumidores finais , ou mesmo de
servir como estações intermediárias para outras linhas de transmissão de eletricidade.
3� 3�
(a) (b)
Figura 1.17 – Vistas externas de seccionadoras
As chaves desempenham diversas funções nas subestações, sendo a mais comum o secciona-
mento dos circuitos.
Na manutenção de linhas de transmissão, a(s) chave(s) seccionadora(s) aberta(s) que isola(m) o
componente em manutenção deve(m) ter uma suportabilidade entre terminais e solicitações dielétricas,
de forma que o pessoal de campo possa executar o serviço em condições adequadas de segurança.
Na seleção e adequada utilização das chaves em sistemas de alta-tensão, devem ser observa-
das as características do sistema em que elas serão aplicadas e a função que devem desempenhar.
Entre as características do sistema estão as de natureza térmica e elétrica (capacidade de con-
dução de correntes nominal e de curto-circuito, suportabilidade às solicitações dielétricas, etc.) e as
de natureza mecânica (esforços devidos às correntes de curto-circuito, ventos, etc.), além do tipo de
instalação onde ficará localizada a chave (se para uso interno ou externo).
A manutenção em uma única chave normalmente acarreta desligamentos indesejáveis nas su-
bestações. Em alguns casos, provoca o desligamento de toda a subestação. É o que ocorre, por
exemplo, durante a manutenção dos seccionadores ligados à barra principal de subestações com ar-
ranjo barra principal/barra de transferência. Pode–se evitar ou minimizar esses desligamentos com a
instalação de elos removíveis próximos a essas chaves ou na barra principal.
3� 3�
Funções das Chaves Seccionadoras
As chaves seccionadoras têm as seguintes funções:
• Isolar equipamentos ou linhas para a execução de manutenção;
• Manobrar circuitos (transferência de circuitos entre os barramentos de uma subestação);
• “Bypassar” equipamentos (p. ex. disjuntores ou capacitores série) para execução de manuten-
ção ou por necessidade operativa;
Os Seccionadores somente podem operar quando houver uma variação de tensão insignificante
entre os seus terminais, nos casos de interrupção ou no restabelecimento de correntes insignificantes.
�.�.�.� Tipos de Chaves
�.�.�.�.� Chave Seccionadora Primária
É um equipamento destinado a interromper, de modo visível, a continuidade metálica de um
determinado circuito.
Devido a seu poder de interrupção ser praticamente nulo, as chaves seccionadoras devem ser
operadas com o circuito a vazio (somente tensão).
Também são fabricadas chaves seccionadoras interruptoras, do tipo manual ou automática, que
são capazes de desconectar um circuito operando a plena carga.
(b)
(a)
Figura 1.18 – Chave seccionadora tripolar de alta tensão
400
mm
Isolador passante
Mecanismo de manobra
600 mm
Lâminas condutoras
3� 3�
Especificação sumária
É necessário que sejam definidos os seguintes elementos para se poder especificar uma chave
seccionadora tripolar primária:
• corrente nominal, em A;
• tensão nominal, em kV;
• tensão suportável a seco, em KV;
• tensão suportável sob chuva, em kV;
• tensão suportável de impulso (TSI), em kV;
• uso (interno ou externo);
• corrente de curta duração para efeito térmico, valor eficaz, em kA;
• corrente de curta duração para efeito dinâmico, valor de pico, em kA;
• tipo de acionamento (manual: através de alavanca de manobra, ou motorizada).
�.�.�.�.� Chave seccionadora tripolar de baixa tensão
É um equipamento capaz de permitir a abertura de todos os condutores não aterrados de um cir-
cuito, de tal modo que nenhum pólo possa ser operado independentemente. Os seccionadores podem
ser classificados em dois tipos:
a) Seccionados com abertura sem carga
É aquele que somente deve operar com o circuito desenergizado ou sob tensão. É o caso das
chaves seccionadoras com abertura sem carga.
b) Seccionados sob carga ou interruptor
É aquele que é capaz de operar com o circuito desde a condição de carga nula até a de
carga plena.
Os seccionadoras de atuação em carga são providos de câmaras de extinção de arco e de um
conjunto de molas capaz de imprimir uma velocidade de operação elevada.
A principal função dos seccionadoras é permitir que seja feita manutenção segura numa deter-
minada parte do sistema. Quando os seccionadoras são instalados em circuitos de motores, devem
desligar tanto os motores como o dispositivo de controle.
Sobre os dispositivos de seccionamento pode-se estabelecer:
• a posição dos contatos ou dos outros meios de seccionamento deve ser visível do exterior ou
indicada de forma clara e segura;
3� 3�
• os dispositivos de seccionamento devem ser projetados e/ou instalados de forma a impedir
qualquer restabelecimento involuntário. Esse restabelecimento poderia ser causado, por exem-
plo, por choque ou vibrações;
• devem ser tomadas medidas para impedir a abertura inadvertida ou desautorizada dos dispo-
sitivos de seccionamento apropriados à abertura sem carga.
Especificação sumária
A aquisição de uma chave seccionadora tripolar de baixa tensão deve ter no mínimo as especifi-
cações dos itens relacionados abaixo:
• tensão nominal;
• corrente nominal;
• corrente térmica;
• corrente dinâmica;
• acionamento (manual rotativo ou motorizado);
• contatos auxiliares (se necessário);
• operação (em carga ou a vazio);
• vida mecânica mínima;
• freqüência nominal.
�0 ��
�.�.�.� Aspectos Construtivos
Figura 1.19 – Componentes principais de seccionadores e chaves de terra
(Pantográfica e Abertura Vertical com Lâmina de Terra)
10
9
8
7
6
4
321
510
159
5
4
1
1112
14 13
3
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Base ou estrutura
Mecanismo de operação
Coluna ou porcelana
Terminal de conexão
Coluna de porcelana rotativa
Articulação de comando
Haste inferior da articulação principal
Haste superior da articulação principal
Terminal da articulação
10 Terminal de espera
11
12
13
14
Mecanismo de comando manual da lâmina principal
Mecanismo de comando manualdas lâminas de terra
Haste de acionamento conjunto das lâminas principais
Haste de acionamento conjuntodas lâminas de terra
15 Lâmina principal
16 Lâmina de terra
�0 ��
�.�.�.3 Acessórios
Acessórios normalmente solicitados em especificações de seccionadores e chaves de terra:
• Conectores para fixação de tubos ou cabos aos terminais dos seccionadores;
• Conectores de aterramento para fixação dos cabos de aterramento à base dos seccionadores;
• Indicador de posição das lâminas (aberta ou fechada);
• Dispositivos de intertravamento entre os mecanismos de comando manual e motorizados das
lâminas dos seccionadores; dispositivos de intertravamento entre as lâminas principais e as de
terra., etc.;
• Botoeiras, termostatos, lâmpadas indicadoras, contadores de operação, etc. para os mecanis-
mos de operação motorizados.
�.�.�.� mecanismo de operação
A operação das seccionadoras pode ser manual ou motorizado.
A operação manual pode ser feita por uma simples vara isolante (p. ex. chaves-fusível em redes
de distribuição) ou por uma manivela (ou volante) localizada na base do seccionador.
A operação motorizada pode ser feita por um único mecanismo que, através de hastes comanda
a operação conjunta de dos três pólos, ou por mecanismos independentes para cada pólo do seccio-
nador (pantográficos e semi-pantográficos).
Os seccionadores motorizados geralmente também têm mecanismos de operação manual usa-
dos em caso de defeito do mecanismo motorizado ou no caso de ajuste das lâminas durante os servi-
ços de manutenção.
1.2.7.5 Especificações de Características Técnicas
�.�.�.�.� Tensão Nominal (Un)
ABNT/IEC: Tensão para a qual o equipamento é projetado para serviço contínuo; deve ser igual
à máxima tensão operativa do sistema no qual o equipamento será instalado.
Unidade padrão: kV eficaz (fase-fase).
�� �3
�.�.�.�.� Níveis de Isolamento
As chaves, do ponto de vista do comportamento de seus isolamentos nos ensaios dielétricos,
são constituídas por isolamentos auto-regenerativos (ar e porcelana), ou seja, isolamentos capazes
de recuperar suas características dielétricas após uma descarga (em laboratório) para a terra, entre
terminais ou entre pólos.
Os níveis de isolamento caracterizam as suportabilidades do equipamento às solicitações
dielétricas.
Normalmente, não se especifica o valor do nível de tensão entre pólos (fase-fase). A prática
usual é especificar uma distância entre pólos que corresponda ao nível de isolamento desejado ou que
seja determinada por outros fatores que podem ser predominantes no dimensionamento do isolamento
fase-fase, tais como corona, radio-interferência, requisitos de arranjo físico, etc.
O isolamento entre terminais de um seccionador aberto pode desempenhar duas funções quanto
aos surtos de manobra:
• Função segurança: quando o seccionador pode ser submetido a surtos de manobra em um
terminal, estando o outro terminal aterrado com o pessoal de campo trabalhando em algum
equipamento adjacente a este seccionador. Os seccionadores que executam essa função são
designados, segundo a IEC, como “Classe A” (Un3 300 kV).
• Função serviço: quando o seccionador em serviço pode ser submetido a surtos de manobra
em um terminal, estando o outro energizado com a tensão nominal de freqüência industrial. Os
seccionadores que executam esse serviço são designados, segundo a IEC, como “Classe B”,
com Un3 300kV.
Tabela 1.3 – Classe de isolamento
Classe Tensão de ensaio entre os terminaisa 1175kVB 900 + 430 = 1330kV
a) Tensão suportável nominal de freqüência industrial
Tensão aplicada de freqüência industrial que o equipamento deve suportar, durante um intervalo
de tempo especificado, sem apresentar nenhuma descarga em condições a seco e/ou sob chuva. De-
verão ser especificadas as suportabilidades à freqüência industrial entre as partes e energizadas e a
terra, e a suportabilidade entre terminais.
�� �3
Unidade: kV eficaz (fase-terra ou terminal-terminal)
b) Tensão suportável nominal de impulso atmosférico
Tensão de impulso atmosférico para a qual o equipamento tem uma determinada probabilidade
de suportar. A probabilidade de suportar especificada é de no mínimo em 90%, isto é, quando o equi-
pamento é submetido à aplicação de N impulsos, no mínimo em 90% dos casos não deverá haver
descarga no equipamento. A tensão suportável a impulso atmosférico deve ser especificada apenas
à seco, já que a suportabilidade dos equipamentos a impulsos atmosféricos, de uma maneira geral, é
pouco afetada pela chuva.
Unidade: kV crista
c) Tensão suportável nominal de impulso de manobra
Tensão de impulso de manobra para a qual o equipamento tem uma determinada probabilidade
de suportar. As probabilidades são 90% para a IEC/ABNT e 97,7% pelo IEEE.
A tensão suportável a impulso de manobra pode ser especificada a seco e/ou sob chuva, já que
a suportabilidade dos equipamentos a esse tipo de impulso tende a enfraquecer sob chuva de elevada
precipitação. Normalmente, a condição a seco é ensaiada para impulsos de polaridade positiva e a
condição sob chuva para ensaios de polaridade negativa.
Como os surtos de manobra são fenômenos característicos de sistemas de EAT e UAT, a tensão
suportável a impulso de manobra geralmente só é especificada para equipamentos de tensão nominal
Un ≥ 362 kV (esta pode variar de concessionária para concessionária).
Unidade: kV crista
�.�.�.�.3 Freqüência Nominal
Freqüência do sistema no qual o equipamento irá operar.
ABNT: 60 Hz
Unidade: Hertz ou ciclos por segundo
�.�.�.�.� Corrente Nominal
Corrente que o equipamento deverá conduzir continuamente sem exceder os valores de tempe-
ratura especificados para seus diversos componentes.
Os valores padronizados pela ABNT e IEC e corrente nominal são: 200, 400, 630, 800, 1250,
1600, 2000, 2500, 3150, 4000, 5000, 6300 A.
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Para a especificação da corrente nominal dos equipamentos de uma subestação é necessário
saber o carregamento dos circuitos, através dos estudos de fluxo de potência dentro de um horizonte
de planejamento, além das condições operativas da subestação (manutenção de equipamentos ou
linhas).
a) Sobrecarga Contínua
Quando o seccionador está trabalhando a uma temperatura ambiente inferior a 40 °C ele poderá
trabalhar em sobrecarga contínua, isto é, poderá conduzir continuamente uma corrente superior (Ia)
à corrente nominal (In) sem exceder os limites máximos de temperatura especificados. É possível ex-
pressar estas correntes com o aumento de temperatura pela seguinte fórmula:
maxmaxI I 40a n
a 21
i=
-
-i id n
Onde r = max – 40
Ia = corrente máxima a uma temperatura ambiente a [A]
In = corrente nominal referida à temperatura ambiente de 40 °C [A]
máx = temperatura máxima permitida no ponto mais quente do secionador de acordo com a
tabela V (°C)
r = elevação máxima de temperatura permitida na parte mais quente do secionador para a cor-
rente nominal de acordo com a tabela V (°C)
A relação Ia/In é conhecida como fator de carregamento do secionador.
b) Sobrecarga de curta duração
As chaves poderão ser submetidas a sobrecargas de curta duração (Is) durante um intervalo de
tempo (ts), quando, operando a uma determinada temperatura ambiente, estiverem conduzindo uma
corrente inferior à corrente (Ia) que poderiam conduzir continuamente a esta temperatura ser exceder
os limites de temperatura especificados. Esse tipo de sobrecarga pode ser observado nas seguintes
condições operativas:
• Durante a partida de motores ou compensadores síncronos, as chaves são submetidas a cor-
rentes elevadas durante um curto intervalo de tempo, não acarretando, entretanto, uma eleva-
ção apreciável de temperatura na chave;
• durante condições operativas de emergência ou em aplicações específicas: chaves utilizadas
para a frenagem eletromagnética de compensadores síncronos, por exemplo.
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�.�.�.�.� Correntes Nominais de Curto-circuito
Quando ocorre um curto-circuito em um sistema de potência, a corrente resultante é composta
de duas componentes: uma componente de regime (CA) determinada pelo valor da tensão da fonte e
pela impedância (R + jX) da rede, e uma componente de corrente contínua (CC) cujo valor inicial e taxa
de decréscimo são determinados em função do instante de ocorrência do curto na onda de tensão, do
valor da tensão da fonte e da relação X/R da rede.
A figura apresenta as correntes de curto-circuito simétrica (quando o curto ocorre na crista de
tensão) e assimétrica (quando o curto ocorre nas proximidades do zero de tensão). O valor máximo
assimétrico (em crista) é da ordem de 2,47 a 2,55 vezes o valor eficaz da corrente simétrica.
Figura 1.20 – Correntes de curto-circuito
As correntes nominais e de curto-circuito dos seccionadores devem ser escolhidas entre as cor-
rentes padronizadas pelas normas, em função das correntes de curto-circuito encontradas no sistema.
a) Corrente suportável nominal de curta duração
Valor eficaz da corrente que a chave (lâmina principal ou de terra) pode conduzir por um período
especificado de tempo (1 segundo ou 3 segundos).
Valores padronizados: 8 – 10 – 12,5 – 16 – 20 – 25 – 31,5 – 40 – 50 – 63 – 80 e 100kA eficaz.
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b) valor de crista nominal da corrente suportável de curta duração
Valor de crista da corrente que a chave (lâmina principal ou de terra) pode conduzir sem deterio-
ração se seu material. No caso de lâminas de terra especifica-se este valor como corrente nominal de
fechamento sobre curto-circuito. Os valores padronizados desta corrente (em kA crista) são 2,5 vezes
a corrente nominal de curta duração.
c) Desempenho dos seccionadores e chaves de terra durante curto-circuito
As correntes nominais de curto-circuito devem ser suportadas por estas chaves na posição fe-
chada durante os tempos especificados sem acarretar:
• danificação mecânica a qualquer parte da chave;
• separação dos contatos;
• aquecimento (superior à máxima temperatura permitida quando a chave conduz sua corrente
nominal) que possa danificar seu isolamento.
�.�.�.� Esforços mecânicos Nominais sobre os Terminais
As normas IEC 129 e ABNT apresentam valores recomendados de esforços mecânicos nominais
nos terminais de chaves. A recomendação geral dos fabricantes de colunas de porcelana é de que es-
tes esforços terminais calculados não ultrapassem 50% dos esforços nominais.
�.�.�.� Tensão nominal de alimentação dos dispositivos de operação e/ou circuitos auxiliares
A tabela a seguir apresenta as tensões utilizadas, segundo a prática brasileira, para a alimenta-
ção dos dispositivos de fechamento e abertura de chaves e/ou dos circuitos auxiliares. Normalmente, é
estabelecida a condição de operação adequada destes dispositivos dentro de uma faixa de variação de
sua tensão nominal (p.ex. 80 a 110% para corrente contínua e de 90 a 110% para corrente alternada).
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Tabela 1.4 – Tensões de alimentação dos dispositivos de abertura e fechamento
Corrente Contínua (Volts)Corrente alternada (Volts)
Monofásico TrifásicoSérie I Série II Série I Série II
24 110 120 127 / 220 120 / 20848 220 120 / 240 220 / 380 240 / 415
110 ou 125 - 240 440 277 / 480220 ou 250 - - - -
�.�.�.� Capacidade de interrupção e de estabelecimento de corrente dos seccionadores e chaves de terra
Como já foi mencionado anteriormente, embora as lâminas principais e de terra não tenham
capacidade de interrupção e/ou restabelecimento de correntes significativas, é necessário que elas
possam interromper ou estabelecer pequenas correntes indutivas e capacitivas que podem ocorrer nas
seguintes condições de operação dos seccionadores:
Correntes indutivas
• chaveamento de reatores ou de transformadores em vazio com conseqüente interrupção, ou
estabelecimento da corrente de magnetização destes equipamentos;
• chaveamento de barramentos ou de barramentos com transformadores de potencial;
• operação de lâminas de terra em linhas de transmissão em manutenção próximas a linhas
energizadas ou em linhas com torres de circuito duplo, com conseqüente interrupção ou esta-
belecimento de correntes induzidas pela linha energizada.
Correntes capacitivas
• chaveamento de cabos em vazio e de barramentos com divisores capacitivos;
• operação de lâminas de terra para a manutenção de linhas de transmissão próximas de linhas
energizadas;
abertura das chaves de bancos de capacitores em derivação, logo após a sua desernegização;
• chaveamento de bancos de capacitores série.
A IEC e a ABNT dão como referência de corrente de intensidade insignificante durante opera-
ções de abertura ou de fechamento de secionadores, corrente não superior a 0,5 A para chaves de
tensão nominal Un > 420kV nas condições de operação b e d acima. Nos demais casos, o fabricante
deverá ser consultado sobre os valores de corrente garantidos ou sobre a possibilidade de instalação
de restritores de arco nos secionadores.
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Em sistemas de menor tensão, e em alguns casos até 362 kV, existem seccionadores com dispo-
sitivos especiais que têm capacidade de operação para correntes de maior intensidade. Dependendo
da intensidade da corrente, esses secionadores poderão ter simples chifres nos contatos principais (a
interrupção ou restabelecimento da corrente é feita pelos chifres, sem danificação dos contatos prin-
cipais - figura a), dispositivos para restrição do arco (molas nos contatos principais ou hastes flexíveis
que são acionadas na abertura da chave – figuras b e c) ou sopro de ar (ou nitrogênio) direcionado para
o local de interrupção do arco (figura d). Nas figuras estão indicadas as capacidades de interrupção de
alguns destes seccionadores (ITE).
Figura 1.21 – Seccionadores com dispositivos especiais para
a abertura de correntes indutivas, capacitivas ou induzidas
Notas referentes às figuras acima:
1. corrente de magnetização de pequenos transformadores e corrente de barramentos de subes-
tações ou de linhas de curtas em vazio;
2. corrente de magnetização de bancos de transformadores com potência não superior à indicada;
3. corrente de magnetização de transformadores ou corrente de linha em vazio;
4. corrente de magnetização de grandes bancos de transformadores ou corrente de linhas longas
em vazio.
(a) (b)
(c) (d)
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Tabela 1.5 – Capacidade de interrupções
Tensão nominal KVCapacidade de interrupção
Fig a Fig c - Fig dNota 1 Nota 2 Nota 3 Nota 4
15.5 18 A 35000 KVA 23 A -72.5 9 A 70000 KVA 16 A 165 A145 7 A 90000 KVA 8 A 80 A242 5 A - - 50 A362 4 A - - 35 A
�.�.� Contator
Os contatores são utilizados em vários processos de comando e partidas de cargas, tanto
resistivas quanto indutivas( Fornos , motores, etc...). São ,geralmente, montados em estruturas fixas
com terminais de entrada e saída de potência, isoladas da estrutura onde se ligam os dispositivos
que irão proporcionar a abertura e fechamento dos contatos elétricos. Na maioria das configurações,
o contator é mecanicamente intertravado de forma que possa aumentar a segurança do operador em
seu manuseio.
Os contatores são utilizados para comando de todos os tipos de cargas ligada em CA. Por exem-
plo: Motores trifásicos, transformadores, bancos de capacitores e cargas de aquecimento resistivo.
Devido à evolução da tecnologia, os contatores atuais utilizam meios mais sofisticados para
extinguir o arco voltaico que se forma ao abrir os contatos com a carga ligada. Para isso, utiliza as tec-
nologias de tubos à vácuo ,PVO e tubos com gás SF6.
Os contatores são contruídos para resistirem à diversidade atmosférica, com exceção aqueles
construídos exclusivamente para trabalharem em cubículos fechados à prova de tempo.
Abaixo, temos a figura de dois contatores que utilizam tubos à vácuo.
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(a) (b)
Figura 1.22 – Vista externa de contadores
�.�.�.� Descrição de funcionamento de um tubo à vácuo:
Cada tubo( garafa) à vácuo consiste de dois contatos confinados em um tubo cerâmico
hermeticamente fechado, sendo que um dos contatos é fixado ao corpo cerâmico. Normalmente o
contato o inferior é montado em um dispositivo móvel, o qual tem um diaframa de aço inoxidável
unindo-o ao corpo cerâmico. Isso permite que esse contato móvel possa deslizar para cima e para
baixo, sem que o ar penetre no corpo cerâmico, além de manter o isolamento ôhmico entre os
contatos e o meio ambiente.
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Figura 1.23 – Figura dos componente interior do tubo(garafa) à vácuo
Um contator padrão contém três tubos(garafas) à vácuo e sua operaçao é feita através de dispo-
sitivos eletromagnéticos e alavancas mecânicas que são usadas para fecharem os contatos.
�.�.�.� Operação de um contator:
-Quando o circuito de controle é energizado, a corrente elétrica cria um efeito eletromagnético na
bobina de fechamento ativando-a.
• A bobina sendo atuada, o seu núcleo é puxado , rotacionando uma alavanca que causa o mo-
vimento do braço atuador para cima.
• Com o movimento do braço atuador para cima, a base isolada que contém os contatos móveis
se movem e fecham os contatos nos tubos a vácuo.
• Um conjunto de contatos auxiliares , normalmente abertos,que estão ao lado da estrutura e
fixados na base isolante dos contatos móveis são fechados. Com isso, colocam no circuito uma
Corpo de contato superior
Cerâmico
Platina dos contatos
Diafragma em açoinoxidável
Anel de retenção
Corpo do contato inferior móvel
Linha indicadora de desgaste docontato
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bobina expecífica para manter os contatos do disjuntor fechados, retirando do circuito a bobina
de fechamento. Esse sistema é conhecido como sistema economizador de energia, já que a
bobina de fechamento gasta muita energia para manter os contatos sempre fechados.
• A bobina auxiliary de manutenção de contatos fechados permanece ativada e mantem o conta-
tor ativado ou ligado.
• A desnergização da bobina auxiliar de manutenção de contato fechado abre o contator.
• Nota: O contator requer uma fonte de alimentação externa para alimentar as bobinas de fecha-
mento e auxiliar na operação do mesmo.
1.2.8.3 Identificação de Contator:
Cada contator é identificado com uma “Placa” onde constam todos os dados importantes , nor-
matizados, tais como: categoria; nº de série; tensão de trabalho; capacidade de interrupção; altitude
máxima de trabalho; corrente nominal de trabalho, além de marca do fabricante e normas atendidas.
Abaixo, temos um exemplo de uma Placa de identificação:
Figura 1.24 – Placa de identificação
Exercícios:
1) Disjuntores à vácuo:
a) Explique como se forma o arco voltaico na ampola a vácuo.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
VACUUM CONTACTORCONTACTEUR SOUS VIDECAT. SER.
1502-V4DBDA-1
2500- 7200 V. 30 400 AMP - 50/60 HZ
INTERRRUTING CAPACITYPOUVOIR DE COUPURE
6000 AMP.
ALTITUDE RANGEPLAGE D’ALTITUDE 0 - 1000 M.
READ INSTRUCTIONS BEFORE ENERGIZINGTHIS DEVICE MAY PRODUCE HARMFUL X-RAYS.
LIRE LES INSTRUCTIONS AVANT D’ALIMENTERCET APPAREIL DES RAYONS X DANGEREUXPEUVENT SE PRODUIRE
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b) Explique porque a extinção do arco na ampola à vácuo não necessita ser resfriado.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
c)Explique porque a ampola à vácuo tem uma alta rigidez dielétrica.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
2) Disjuntor PVO
a) Explique o princípio da extinção do arco pelo método PVO.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
b) Explique porque o número de operações ou atuações de dispositivo que utiliza PVO aumenta
o número de manutenções no dispositivo.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
c)Explique qual foi a principal evolução tecnológica , com relação a extinção de arcos voltaicos
com óleos, que causou o desenvolvimento do disjuntor PVO em relação ao GVO.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
3) Disjuntores à SF6
a) Cite três propriedades do gás SF6 que permitiram a evolução de dipositivos de comando e
proteção de média tensão, tal como o disjuntor à SF6.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
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b) Qual a estratégia básica usada no disjuntor à SF6 para extinguir o arco voltaico?
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
c) Qual o significado da sigla SF¨do gás SF6?
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
4) Disjuntores à sopro magnético e pneumático.
a) Explique como se forma o sopro magnético na câmara de extinção de arco à sopro magnético.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
b)Explique como se faz a extinção de arco voltaico pela técnica de sopro pneumático.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
5) Seccionadoras
a) Cite duas funções das chaves seccionadoras?
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
b)Cite os dois tipos de mecanismos de operação das chaves seccionadoras.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
c) Cite dois acessórios utilizados obrigatoriamente em chaves seccionadoras.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
6) Contator.
a) Dê duas aplicações de contatores.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
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b) Explique resumidamente o processo de fechamento dos contatos de um contator.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
c) Explique resumidamente o processo de abertura dos contatos de um contator.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
d) Cite duas técnicas utilizadas em contatores para extinção de arco voltaicos em seus contatos.
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
�.�.� Cuidados Essenciais na Instalação, manutenção e Operação
�.�.�.� Introdução
Arcos elétricos internos em cubículos são muito perigosos e sempre causam destruição. Tais
falhas devem ser evitadas, seus efeitos controlados por projetos adequados para este fim e feitas pro-
teções tais como: detetores de arco e pressostatos instalados nos compartimentos.
Os maiores riscos na ocorrência de um arco interno em um cubículo não adequadamente proje-
tado para este fim, são:
• Arremesso de grande quantidade de gases e materiais metálicos extremamente quentes para
fora do cubículo através de frestas e/ou aberturas causadas pela pressão interna ou pela fusão
de partes do invólucro, atingindo diretamente o operador e podendo lhe causar, entre outros, a
morte ou queimaduras muito sérias;
• A abertura de portas devido à alta pressão interna, aumentando os riscos descritos e possibili-
tando o contato direto do operador com altas tensões;
• A destruição total do compartimento onde ocorreu o arco e de outras células do conjunto de
manobra, causando interrupção no fornecimento de energia.
Em 1976, um grupo de fabricantes europeus preocupados com a grande incidência de arcos
internos em cubículos de distribuição se empenharam no estudo desse problema. Ensaios para com-
�� ��
provar a suportabilidade de um cubículo quando da ocorrência de arco interno são efetuados em labo-
ratórios da Europa desde a década de 70.
No Brasil, ensaios dessa natureza têm sido efetuados desde 1983. A maioria dos fabricantes
nacionais passaram a ensaiar seus produtos a partir da inclusão deste ensaio na norma brasileira NBR
6979 (última revisão), a qual contempla os requisitos necessários para que os usuários possam obter
um produto final com o mais alto grau de confiabilidade e segurança, principalmente com a classifica-
ção de tipo do ensaio de arco elétrico devido a falhas internas.
�.�.�.� Aspectos técnicos
Os fabricantes têm pesquisado e desenvolvido novas soluções e tecnologias, objetivando reduzir
a probabilidade de falhas e garantir a segurança pessoal ainda que estas ocorram.
As pesquisas neste sentido dividem-se basicamente em duas tendências:
• Cubículos com isolação a ar;
• Cubículos isolados a gás SF6.
�.�.�.3 Cubículos com isolação a ar
Neste tipo de cubículo, a preocupação com a influência do meio ambiente, com falhas na isola-
ção, erros de operação e com as conseqüências de uma falha interna acidental para o meio ambiente
externo é muito grande.
As mais novas gerações de cubículos de média tensão com isolação a ar possuem as seguintes
características principais:
• Elevação do grau de proteção;
• Cubículos à prova de arcos voltaicos, com dispositivos de alívio de pressão interna independen-
tes para cada compartimento de média tensão;
• Detectores de arco opcionais, acionados por luz, pressão ou temperatura, os quais diminuem o
tempo de arco (<100 ms), limitando os efeitos sobre a instalação;
• A escolha do disjuntor a vácuo ou SF6 (com diafragmas de alívio de pressão) tem grande impor-
tância, pois pode minimizar as possibilidades e as conseqüências de uma falha;
• Todas as operações de manobra são efetuadas com a porta do compartimento do equipamen-
to de manobra fechada. Um sistema de intertravamento garante que a abertura da porta só
ocorrerá mediante o desligamento do disjuntor, extração do mesmo até a posição teste e seu
travamento nesta posição;
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• Uso de seccionadores de manobra sob carga;
• Equipamentos de medição (transformadores de potencial) extraíveis, com as mesmas prote-
ções contra toques aplicáveis aos equipamentos de manobra;
• Guilhotinas metálicas automáticas para proteção contra toques acidentais (filosofia “Metal
Clad”);
• Filosofia de proteção digital;
• Possibilidade de telecomando, inclusive operações de inserção e extração do equipamento de
manobra;
• Aterramento do circuito através de seccionador conjugado com disjuntor;
• Utilização de intertravamentos eletro-mecânicos inteligentes
�.�.�.� Cubículos isolados a gás SF�
Já os cubículos a SF6, hermeticamente fechados, resultam numa excelente proteção contra cho-
ques acidentaiss, com total proteção contra influências externas. Constituem a solução mais indicada
para locais onde se exige máxima confiabilidade e segurança.
Os cubículos isolados a gás SF6 são atualmente oferecidos em duas modalidades: tipo modular
e tipo encapsulado (cilíndricos).
Os conjuntos de manobra e controle são testados e operados por normas nacionais e interna-
cionais, aptos a operar em altitudes até 3000 m acima do nível do mar, imunes aos efeitos do clima e
outras condições ambientais.
Utilizam a montagem de reduzidas dimensões (compactação), nas versões barramento simples
e duplo, com as mesmas dimensões para todas tensões até 36 kV.
Além das características citadas, as quais são próprias de instalações isoladas a gás SF6, o
desenvolvimento desta tecnologia já trouxe outras características importantes para minimizar a proba-
bilidade de arcos voltaicos:
• As partes que requerem manutenção ficam fora do compartimento de média tensão;
• Em alguns projetos, cada fase possui encapsulamento independente. Isso elimina a possibili-
dade de uma falha entrefases;
• A interrupção de corrente é feita por câmaras a vácuo imersas em gás SF6. Isso permite apro-
veitar as excelentes propriedades isolantes do SF6 e elimina o inconveniente de se contaminar
o gás com a interrupção de corrente, que é feita no vácuo;
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• Para cada fase, o encapsulamento do barramento principal e seu controle de pressão são inde-
pendentes do restante do cubículo, o que permite até a substituição da câmara de vácuo com
a instalação em operação;
• Compartimentos com gás SF6 independentes para disjuntor e barramento/chave de 3 posições
(aberto, em serviço e aterrado), restringindo eventuais falhas a um único compartimento;
• Aterramento integral através do disjuntor;
• Filosofia de proteção digital;
• Isentos de manutenção na média tensão.
�.�.�.� Ensaios
Dentre os principais ensaios prescritos em norma, vamos neste trabalho enfatizar o ensaio de
arco elétrico devido a falhas internas, uma vez que a finalidade é verificar a suportabilidade dos cubícu-
los no sentido de garantir a segurança humana e do patrimônio.
�.�.�.�.� Fenômenos físicos principais
A ocorrência de um arco no interior de um cubículo pode ocorrer em diversos locais e é acompa-
nhada de vários fenômenos físicos.
A energia resultante do desenvolvimento de um arco à pressão atmosférica causa sobrepres-
sões internas e sobreaquecimento local, que resulta em esforços mecânicos (compressão e expansão)
e térmicos no cubículo e em todos equipamentos nele instalados. Além disso, pode ocorrer a decompo-
sição de materiais pelo calor, e gases ou vapores podem ser expelidos do cubículo.
As sobrepressões internas que atuam nas tampas, portas, janelas de inspeção, etc. e os efeitos
térmicos do arco e suas conseqüências no invólucro, da expulsão de gases quentes e partículas incan-
descentes, são levados em consideração na Norma NBR 6979. Porém os efeitos que podem constituir
riscos, tais como gases tóxicos, não são previstos.
�.�.�.�.� Procedimentos de ensaio
Os valores de tensão, corrente, freqüência e duração de ensaio e procedimentos estão estabe-
lecidos na norma NBR 6979.
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�.�.�.�.3 Avaliação do ensaio
Os seguintes critérios de aprovação devem ser observados de forma a permitir a verificação dos
efeitos do arco:
Critério 1: Portas e tampas não devem abrir.
Critério 2: Componentes capazes de causar ferimentos não devem ser arremessados.
Critério 3: Não devem haver perfurações nos cubículos adjacentes e nas partes externas livre-
mente acessíveis do invólucro;
Critério 4: Indicadores verticais não devem se inflamar.
Critério 5: Indicadores horizontais não devem se inflamar.
Critério 6: Todas as conexões à terra devem permanecer eficazes.
�.�.�.� manutenção
Nos primórdios dos anos 60, os equipamentos blindados com isolação a ar instalados nos siste-
mas de média tensão eram importados, sendo muito rigorosos tanto na espessura dielétrica quanto na
distância de isolamento, dotados de componentes robustos, pesados e de difícil operação.
Com o passar dos anos tais equipamentos deixaram de ser importados e a indústria nacional a
desenvolveu conjuntos de manobra e controle cada vez mais compatíveis com o tamanho, importância
e requisitos operacionais da instalação.
Desde a década de 60 até o final dos anos 80, os usuários se depararam com sérios problemas de
estanqueidade dos invólucros de uso exterior, os quais comprometeram o isolamento dos barramentos
conduzindo a falhas severas. Portanto, as ocorrências provocadas pela penetração de água ou umidade
foram as principais causas de defeitos ocorridos nos cubículos de concessionárias de energia elétrica.
Nos anos 80, muitos cubículos passaram a ser dotados de dispositivo de alívio de pressão e de
um sistema mais eficiente de ventilação e aquecimento interno, imprescindíveis para se evitar a con-
densação da água no seu interior.
A partir de 1989, decidiu-se, de forma priorizada, a cobertura de blindados externos, num progra-
ma a médio prazo, objetivando-se dirimir a influência da radiação solar na elevação da temperatura e
a penetração de água e umidade.
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�.�.�.� Conclusões
Um arco interno em um cubículo não devidamente projetado para este fim vem a ser o pior, o
mais perigoso e o que causa maiores prejuízos em um sistema de distribuição. Seus efeitos são de
grande significância e não podem ser ignorados. Eles podem causar:
• Perigo, danos físicos ou a morte de pessoas;
• Interrupção do sistema;
• Destruição dos equipamentos;
• Reações desfavoráveis da opinião pública.
As instalações de manobra devem ser projetadas e melhoradas de forma a garantir a proteção
do operador contra falhas internas durante a operação, sendo válido não só para instalações novas,
mas também para as já existentes. Atenção especial deve ser tomada na fase de projeto da parte civil,
pois as salas devem possuir, quando possível e atentando para as condições ambientais, saídas para
o exterior dos gases quentes e materiais incandescentes, oriundos de arcos internos e direcionados
através do duto coletor.
Atualmente, devido ao perigo representado por um arco de potência no interior de um cubículo
incapaz de suportar as forças resultantes da ignição de um arco interno, notáveis estudos mecânicos,
elétricos e térmicos vem promovendo sem sombra de dúvidas novas tendências e padrões na cons-
trução dos conjuntos de manobra e controle blindados. As soluções para novos projetos vem sendo
alcançadas sistematicamente com a evolução de conhecimentos mais aprofundados em relação aos
mecanismos de expansão de gases.
Em face às necessidades de soluções técnicas, as concessionárias, as indústrias e os centros
de pesquisas associaram seus esforços com vistas à conquista de interesses comuns, buscando o de-
senvolvimento de tecnologias, imprescindíveis que viabilizem técnico-economicamente, dentro de um
processo evolutivo, a produção de blindados que atendam às exigências estabelecidas em norma para
o ensaio de arco elétrico devido às falhas internas.
�0 ��
bIbLIOgRAFIA
1 COLOMBO, Roberto. Disjuntores de alta tensão. São Paulo: Nobel, [1988].
2 D’AJUZ¸ Ary ... et al. Equipamentos elétricos: especificações e aplicação em subestações de
alta tensão. Rio de Janeiro: Furnas, 1985.
3 MAMEDE FILHO, João. Instalações elétricas industriais. 3. ed. Rio de Janeiro: LTC, 1989.
4 ZANETTA JÚNIOR, Luiz Cera. Transitórios eletromagnéticos em sistemas de potência. São
Paulo: Edusp, 2003.
5 <NETTO, Luiz Ferraz, Sala de artigos sobre motores: 2004. Disponível em: www.feiradecien-
cias.com.br/sala07> . Acesso em 15 de dez. 2006.
6 SIEMENS, Portifólios de produtos disponíveis no site: 2004. Disponível em: <www.siemens.
com.br/templates/br_d_negocios_produtos> Acesso em 20 de nov. 2006.
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