Relatorio Paineis Media Tensão

Artigo técnico WP022001PT IEEE Novembro de 2013

ResumoO setor petroquímico brasileiro utilizou Conjuntos de Manobra e Controle (CMC) de Média Tensão (MT), com base nas diretrizes ANSI/NEMA, por muitos anos. No entanto, nas últimas três décadas, por orientação da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), usuários e fabricantes vem alterando suas filosofias construtivas para a cultura IEC.

Devido à crescente demanda por energia elétrica nas instalações petroquímicas e à necessidade de sua distribuição em média tensão, existem oportunidades para se aplicar projetos de Conjuntos de Manobra e Controle, com base tanto nas normas ANSI quanto IEC, de acordo com as especificações de cada usuário. Embora o projeto e a utilização de Conjuntos de Manobra de MT se baseiem nas características e necessidades do sistema de energia elétrica associado, eles, também, representam um compromisso com o cenário e a experiência presentes em uma determinada instalação petroquímica. Como as culturas ANSI e IEC possuem experiência de muito anos, associada a uma sólida base técnica, além de enorme preocupação com a segurança, tanto nos projetos quanto nas aplicações de equipamentos elétricos, as possibilidades são, sempre, interessantes e promissoras.

É importante ter em mente o fato de que os conjuntos de manobra de média tensão se deparam com desafios, tanto técnicos quanto de segurança, em virtude de serem utilizados em sistemas de distribuição de energia elétrica. Sendo que ambas famílias normativas, ANSI e IEC, buscam lidar com tais requisitos com muito cuidado. Este artigo aborda tópicos impactantes relacionados aos Conjuntos de Manobra e Controle de Média Tensão como:

• Requisitos ANSI e IEC

• Valores nominais e características

• Aplicações de equipamentos de energia e auxiliares

• Segurança

• Ergonomia

Introdução No Século XX, o setor elétrico brasileiro foi influenciado pela América do Norte (EUA e Canadá) e pela Europa (principalmente Alemanha, França, Inglaterra e Itália). Sendo que o segmento petroquímico e o setor de distribuição de energia elétrica foram orientados, principalmente, pelas normas ANSI e NEMA. Na realidade, quando o governo brasileiro decidiu unificar a frequência da corrente alternada no país, o valor adotado foi 60 Hz; mesmo tendo fortes impactos nos setores de geração e distribuição de regiões muito importantes, como o estado do Rio de Janeiro, onde o sistema da principal empresa de distribuição de energia operava com frequência nominal de 50 Hz. Assim, a década de 1960 foi um período de grandes desafios para os engenheiros e técnicos brasileiros.

Outro marco importante na história elétrica brasileira foi a decisão do governo de adotar as normas e diretrizes ISO/IEC para o universo técnico nacional. Esta decisão levou a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) a adotar as normas IEC como a principal referência para as Normas Técnicas Brasileiras (esse movimento de mudança cresceu no final da década de 1970 – um exemplo relevante das alterações nessa época foi a adoção da indicação em milímetros quadrados para a seção transversal de fios e cabos de cobre, em substituição às escalas AWG/MCM). Desde então, ocorreram outras alterações em nossa cultura eletrotécnica. Nas duas últimas décadas, todas as normas relacionadas aos Equipamentos de Manobra e Controle se aproximaram da cultura IEC (houve situações em que os respectivos comitês técnicos decidiram por traduzir as normas originais da IEC – exemplos significativos estão relacionados às famílias de Conjuntos de Manobra e Controle de baixa e alta tensão).

Uma instalação elétrica e os seus Conjuntos de Manobra e Controle são classificados, principalmente, por suas tensões nominais. Na cultura IEC, temos as chamadas faixas de baixa e alta tensões; sendo que, de acordo com a própria IEC, o limite entre as duas faixas, em instalações de CA, é de 1000 V (valor eficaz). No entanto, é normal no universo ANSI que empresas de distribuição de energia elétrica e de diversos segmentos industriais se refiram a instalações e equipamentos de energia elétrica com tensões até 38 kV como sistemas de “MT” (média tensão). Neste trabalho, manteremos a nossa discussão e análise a aplicações entre 2,4 e 34,5 kV.

A cultura elétrica brasileira considera valores de tensões em CA (60 Hz) entre 1 e 38 kV (valores eficazes) como estando na faixa de média tensão; devido à forte herança das diretrizes ANSI nos setores petroquímico e de distribuição de energia elétrica.

Diferenças e semelhanças entre as culturas ANSI e IEC para conjuntos de manobra de MT — a experiência brasileira Luiz Felipe O. Costa / Membro Sênior, IEEE / Eaton

Estellito Rangel Jr. / Membro Sênior, IEEE / Petrobras

José M. de Carvalho Fo. / Dr. – eng. elétr. / UNIFEI - GQEE

Rogério C. Barros / Membro, IEEE / Eaton

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Diferenças e semelhanças entre as culturas ANSI e IEC para conjuntos de manobra de MT —

a experiência brasileira

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Nesse contexto, os Conjuntos de Manobra e Controle, como os Centros de Controle de Motores (CCM) e os Centros de Distribuição de Cargas (CDC), foram utilizados para fornecer, distribuir e controlar energia elétrica em média tensão.

Na maioria das vezes, esses conjuntos são instalados em locais com requisitos ou condições especiais e, fazendo com que todas as fases relacionadas à vida útil dos equipamentos exijam atenção especial.

É notório que uma falha em um CMC resulta em diversas perturbações e custos consideráveis. Com base nisso, um sólido conhecimento sobre Conjuntos de Manobra e Controle aumenta a probabilidade de proteger as instalações e as pessoas. Portanto, é necessário fornecer diretrizes claras e ferramentas efetivas aos profissionais encarregados de especificar e/ou lidar com Conjuntos de Manobra e Controle.

Figure 1. Exemplo de um conjunto ANSI/NEMA

Figure 2. Exemplo de um conjunto IEC

Figure 3. Parte de um diagrama unifilar de uma unidade petroquímica

Figure 4. Conjunto de Manobra e Controle de Média Tensão correspondente ao diagrama unifilar mostrado na Figura 3

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Diferenças e semelhanças entre as culturas ANSI e IEC para conjuntos de manobra de MT — a experiência brasileira

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Análise e discussão A partir dos cenários supracitados, fica claro que toda a energia elétrica em um instalação industrial de média tensão precisa ser:

• Operada

• Protegida

• Controlada

• Regulada

• Medida

Tais condições podem ser obtidas, diretamente, pelo uso de Conjuntos de Manobra e Controle de Média Tensão, com os seus respectivos componentes, invólucros, interconexões e acessórios. Sempre se levando em consideração a segurança da operação e a condição do sistema e dos equipamentos elétricos, lembrando-se de que a maior prioridade é sempre é o ser humano.

Independente da filosofia adotada, uma unidade funcional (UF) de manobra em média tensão incorpora alguns componentes básicos, que são montados nos compartimentos de sua respectiva coluna: o dispositivo de manobra (disjuntor ou contator), transformadores de corrente, relés de proteção, barramentos, etc.

É possível definir os principais compartimentos e partes de um conjunto de manobra de média tensão, em invólucro metálico, isolado a ar e para uso abrigado (ver Figura 5 e Figura 8). Eles são:

1. Compartimento de baixa tensão (controle)

2. Aletas dinâmicas (alívio de sobrepressão)

3. Compartimento do barramento principal

4. Compartimento do dispositivo de manobra

5. Disjuntor extraível

6. Transformadores de corrente (TCs)

7. Compartimento dos cabos de potência

8. Chave de terra (dispositivo de aterramento)

9. Obturadores automáticos

Como os fenômenos físicos e químicos envolvidos são as principais bases de qualquer abordagem técnica, não importando qual norma seja adotada, é necessário compreender as reais necessidades dos clientes e de suas instalações.

Nossa análise se concentrará nos seguintes tópicos.

ANSI/IEEE C37.20.2

Em seu escopo, a norma ANSI/IEEE® C37.20.2 [1] estabelece o objetivo de cobrir os conjuntos de manobra em invólucro metálico, tipo “Metal-clad” (MC) e seus dispositivos e equipamentos. Essa norma está voltada para conjuntos de manobra com divisórias e blindagens metálicas, para usos interno e externo, com tensão nominal superior a 1000 V em corrente alternada. Este documento, normalmente, é adotado nos EUA.

Esta norma possui determinados requisitos exclusivos, como uso de barramentos e conexões isolados, dispositivos principais de manobra extraíveis e espessuras mínimas para tampas, barreiras, placas, portas, etc.

Ao longo das últimas três décadas, vimos um aumento na utilização da configuração conhecida como “Two-high” (dois disjuntores por coluna) para a montagem dos conjuntos. E essa abordagem comprovou a sua eficácia. Seu apelo é tão forte que os principais fabricantes de conjuntos de manobra tipo “Metal-clad” de média tensão nos EUA possuem esse tipo de estrutura em seus portfólios.

Figure 5. Vista em corte de uma seção de um conjunto de média tensão ANSI do tipo “Two-high” (dois disjuntores por coluna)

Vista A Vista B

Figure 6. Típico compartimento ANSI para disjuntor. Vista A: Obturadores metálicos fechados. Vista B: Obturadores metálicos abertos, mostrando os contatos fixos das campânulas e os TCs toroidais de baixa tensão (montados sobre buchas)

Vista Frontal Vista Traseira

Figure 7. Vistas frontal e traseira de um típico disjuntor a vácuo ANSI de média tensão

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IEC 62271-200

A norma IEC 62271-200 [2] estabelece os requisitos para os conjuntos de manobra e controle com invólucro metálico, montados em fábrica, para sistemas em CA (50 ou 60 Hz) com tensões operacionais na faixa de média tensão (acima de 1 kV e até 52 kV, inclusive). Essa é uma norma internacional que normalmente é utilizada na Europa e, também, serve como referência em vários países ao redor do mundo.

Para trabalhar com essa norma, deve-se consultar o documento IEC 62271-1 [3].

Dependendo da aplicação, pode, também, ser necessário se ater a outras normas da IEC, como:

• IEC62271-100 (disjuntores de alta tensão) [4]

• IEC62271-102 (seccionadoras e chaves de aterramento de alta tensão em CA) [5]

• IEC62271-106 (contatores de alta tensão em CA) [6]

• IEC60529 (graus de proteção para invólucros - IP) [7]

• IEC60044-1 (transformadores de instrumentos — transformadores de corrente) [8]

• IEC60044-2 (transformadores de instrumentos — transformadores de potencial indutivos) [9]

• IEC60282 (fusíveis limitadores de corrente de alta tensão) [10]

Hoje, a forma construtiva mais usual no universo IEC é a chamada configuração “mid-high” (um disjuntor por coluna, montado a meia-altura) para as seções verticais (Unidades Funcionais – UFs). Trata-se de uma evolução do clássico projeto europeu com um disjuntor montado em carro removível, para uso em uma coluna. Essa evolução se baseou na ideia de dispor de acesso frontal para as conexões dos cabos de potência, possibilitando a montagem do conjunto com a sua parte traseira próxima a uma parede, de modo a se reduzir a área necessária para a montagem dos equipamentos.

Figure 8. Vista em corte de uma coluna de um conjunto IEC de média tensão tipo “Mid-high” (disjuntor montado a meia-altura)

Vista A Vista B

Figure 9. Compartimento blindado metálico IEC típico para disjuntor. Vista A: Obturadores fechados. Vista B: Obturadores abertos, mostrando as conexões de alimentação dos condutores

Figure 10. Vistas frontal e traseira de um típico disjuntor a vácuo IEC de média tensão

ABNT NBR IEC 62271-200

A atual norma brasileira ABNT NBR IEC 62271-200 [11] para conjuntos de manobra e controle de alta-tensão em invólucro metálico se baseia, quase que integralmente, no documento original da IEC. Portanto, o código de referência da ABNT utiliza o número original da norma IEC referente aos conjuntos de manobra e controle em invólucros metálicos para tensões acima de 1 kV até 52 kV, inclusive. Ela substitui a antiga norma NBR 6979 [12], que já incluía muitos requisitos da IEC em seu texto.

Características básicas requeridas para os conjuntos de manobra e controle de média tensão

A utilização e aplicação de conjuntos manobra e controle de média tensão em invólucros metálicos são definidas pelas seguintes características, descritas nas normas supracitadas:

• Tensão nominal

• Nível de isolamento nominal (valores das tensões suportáveis nominais a frequência industrial e ao impulso atmosférico)

• Frequência nominal

• Corrente nominal de regime contínuo

• Corrente suportável nominal de curta duração

• Valor de pico da corrente suportável

• Duração da corrente suportável

• Valores nominais dos componentes utilizados no conjunto

• Nível e/ou pressão nominal dos compartimentos preenchidos por fluidos

Para ajudar a compreender como o setor petroquímico brasileiro lidou com a transição da abordagem de uma norma para a outra, é importante analisar cada um dos tópicos mencionados acima.

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Tensão nominal (Ur)

Devido à influência das normas ANSI/NEMA, os valores de tensão de operação (Ue) em média tensão mais comuns nos segmentos de petróleo e gás no Brasil são 4,16 e 13,8 kV. Além desses valores, é possível encontrar outros valores usuais da ANSI: 2,4 e 34,5 kV. O primeiro foi, praticamente, abandonado nas novas aplicações industriais, enquanto que o último aumentou, recentemente, a sua presença. Também é possível encontrar outros valores de tensão operacional, como 3,3 kV e 6,6 kV, mas eles não são muito comuns e são encontrados apenas em algumas aplicações específicas no setor petroquímico brasileiro.

Table 1. Tensões e níveis de isolamento nominais

Brasil ANSI/NEMA IEC

① ③ ③ ③

Ue [kV] ④ Ur [kV] ⑤ Ud [kV] ⑥ Up [kV] ⑦ Ur [kV] ⑤ Ud [kV] ⑥ Up [kV] ⑦

[2,4] 4,76 19 60 [3,6] [10] [40]

[3,3] 4,76 19 60 3,6 10 40

4,16 4,76 19 60 [7,2] [20] [60]

[6,6] 8,25 36 95 7,2 20 60

[11,0] 15 36 95 12,0 28 75

13,8 15 36 95 17,5 38 95

[23,0] 27 60 125 24,0 50 125

34,5 38 80 150 36,0 70 170

Notas:① Coluna 1: valores usuais para tensão de operação no Brasil. Os valores entre colchetes não são muito comuns

no setor petroquímico.② Colunas 2 / 3 / 4: relativas as diretrizes ANSI (ver IEEE Std 20.2-1999 – Tabela 1) e IEC 62271-1 (tabela “1b”:

faixa I / série II de tensões nominais – Ur), cujos valores se alinham com e as práticas brasileiras.③ Colunas 5 / 6 / 7: relativas a tabela “1a” (faixa I / série I de tensões nominais – Ur) da IEC 62271-1.④ Ue: tensão de operação (kV – valor eficaz).⑤ Ur: tensão nominal (kV – valor eficaz).⑥ Ud: tensão nominal suportável a frequência industrial (kV –valor eficaz).⑦ Up: tensão nominal suportável ao impulso atmosférico – NBI (kV – valor de pico).

A prática brasileira atual é associar os valores de 4,16 e 13,8 kV às tensões nominais (Ur) de 7,2 e 17,5 kV da Tabela 1a da Norma IEC 62271-1: 2007: “Níveis de isolamento nominais para tensões nominais da faixa I, série I (valor eficaz da tensão nominal – Ur).” Essa opção, frente a ausência de maiores esclarecimentos sobre o setor elétrico brasileiro, poderia ser considerada como não sendo a melhor; já que a mesma norma oferece uma outra lista (Tabela 1b), cujos valores são mais próximos da cultura brasileira e das diretrizes ANSI/NEMA. No entanto, neste caso, o que existe é uma decisão de cunho mais político, porém com bases técnicas justificáveis: a orientação do governo federal para se adotar o Sistema Internacional de Unidades (SI) em 1962 (reforçada por uma decisão do governo de 1988), associada a uma ampla participação, em vários segmentos da economia brasileira, de importantes empresas com tecnologias e projetos baseados nas filosofias da IEC.

Nível de isolamento nominal (Ud/Up)

Mantendo a análise dos valores de 4,16 e 13,8 kV para as tensões de operação, é evidente que os valores adotados de 20 e 38 kV pela IEC para tensão suportável à frequência industrial (respectivamente, para as tensões nominais de 7,2 e 17,5 kV) não têm nenhum impacto significativo quando comparados a prática norte-americana. Eles estão muito próximos aos usualmente requeridos de 19 e 36 kV para ensaios pela normas ANSI/ NEMA. A tensão suportável nominal ao impulso atmosférico (Up) apresenta os mesmos níveis em ambas as culturas (ANSI e IEC): 60 e 95 kV (valores de pico).

Figure 11. Configuração interna de um conjunto de manobra de média tensão ensaiado para o NBI de 95 kV (ver oscilogramas na Figura 12)

As diferenças entre os procedimento de ensaio para verificação da tensão suportável ao impulso atmosférico (NBI – Nível Básico de Isolamento ao Impulso) entre as escolas norte-americana e europeia causaram certa confusão nos estágios iniciais da transição de ANSI para IEC. Embora os critérios para a forma da onda plena padrão (1,2 x 50 µs) sejam os mesmos para as duas culturas, as diferenças quanto ao número de aplicações de ondas positivas e negativas criaram alguma confusão. O antigo procedimento de teste “15 x 2” (15 aplicações com o máximo duas cargas não destrutivas em isolamento autorregenerativo) para cada polaridade (probabilidade de descarga de 13,3%) é mais exigente quando comparado com a antiga prática do ANSI para verificação de BIL de “3 x 1 x 3” (total de seis aplicações com um arco elétrico nas três primeiras) para cada polaridade (probabilidade de 16,7%). A primeira reação de alguns usuários finais e engenheiros consultores foi solicitar um novo ensaio de verificação do NBI para os equipamentos verificados segundo os requisitos ANSI. Quando as normas ANSI adotaram a sistemática “3 x 1 x 9” (uma descarga numa das três primeiras aplicações demanda a aplicação de mais nove, num total de 12 – probabilidade de 8,3%), mais exigente que a anterior, para a aceitação do ensaio, tais solicitações de novos ensaios foram definitivamente abandonadas.

Figure 12. Oscilogramas de 15 aplicações de ondas positivas e 15 negativas para verificação da suportabilidade ao impulso atmosférico

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Frequência nominal (fr)

O valor de frequência nominal adotado atualmente no Brasil é de 60 Hz. Embora esse seja o valor padrão do universo ANSI/NEMA, ele também é um valor reconhecido pela IEC.

Corrente nominal de regime contínuo (Ir) e máxima elevação de temperatura

As diferenças entre os valores ANSI (1200/2000/3000 A) e IEC (1250/2000/ 3150 A) não são significativas. A adoção dos múltiplos da série R10, conforme especificado nas Normas IEC 62271-1, -200 e 60059 [6], ocorreu de imediato e sem nenhum impacto significativo.

Table 2. Valores típicos para corrente nominal de regime contínuo (Ir)

ANSI IEC

①

A A

630

800

1200 1250

1600

2000 2000

2500

3000

Notas:① Coluna 1: valores conforme a subseção “5.4.2” da norma ANSI/IEEE 20.2-1999.② Coluna 2: valores conforme a subseção “4.4.1” da IEC 62271-200.

A série R10 (1 / 1,25 / 1,6 / 2 / 2,5 / 3,15 / 4 /5 / 6,3 / 8 e seus múltiplos) faz parte de um sistema de números preferenciais para utilização com o sistema métrico ISO. Esses valores foram propostos em 1870 por Charles Renard (1847-1905), um engenheiro militar francês.

Um fato interessante, observado durante a transição dos valores de corrente nominal propostos pelo ANSI para os da IEC, foi que os valores mais altos para a elevação de temperatura em conexões revestidas com prata gerou uma percepção mais confortável por parte dos usuários finais. Isso pode ser explicado pela seguinte equação. que relaciona a elevação da temperatura com o nível da corrente:

Os termos possuem os seguintes significados:

• Ir: valor da corrente nominal

• Ie: valor da corrente de operação

• Δθr: elevação de temperatura nominal

• Δθe: elevação de temperatura para a corrente de operação.

Como exemplo desse ponto específico, vamos analisar o que pode acontecer quando a equação é aplicada a uma corrente de 3150 A em um barramento ANSI de 3000 A com conexões prateadas. Com base em [1], a seguinte relação se aplica:

O resultado dessa relação é aproximadamente 72 °C. Isso representa o aumento de temperatura para uma corrente de 3150 A aplicada a um conjunto de manobra ANSI de 3000 A. Em outras palavras, o equipamento é capaz de satisfazer o requisito da IEC para uma elevação de temperatura máxima de 75 °C (ver Tabela 3) para conexões prateadas.

No caso da comparação da corrente de 1200 A com o valor de 1250 A, o aumento de temperatura seria de cerca de 71 °C. Sendo que as condições consideradas foram as mesmas da estrutura de 3000 A, mencionada anteriormente.

Table 3. Limites de Elevação de Temperatura, conforme a tabela “3” da norma IEC 62271-1

ANSI IEC

③ ③

Conexão de barras ou terminação de cabos

Elevação. Temp. °C

Temp. Total°C

Elevação. Temp. °C

Temp. Total°C

Barra de cobre nu 30 70 50 90

Barra estanhada 65 105 65 105

Barra prateada 65 105 75 115

Barra niquelada — — 75 115

Cabo a barra de cobre nu

30 70 50 90

Cabo a barra esta-nhada

45 85 65 105

Cabo a barra prateada 45 85 65 105

Notas:① Coluna 1: tipos de conexões no barramento (barra – barra ou barra – cabo).② Colunas 2 e 3: valores de temperatura (de elevação e máximo), conforme norma ANSI/IEEE 20.2-1999 – Tabela

3.③ Colunas 4 e 5: valores de temperatura (de elevação e máximo), conforme norma IEC 62271-1 – Tabela 3.

Embora o impacto da combinação de ambientes quentes e úmidos com atmosferas ricas em enxofre, encontradas em determinadas instalações industriais, sobre componentes que utilizam combinações de cobre (Cu – metal base) e prata (Ag – revestimento) como superfícies de contato seja bem conhecido; o mesmo não tem sido uma preocupação nas principais plantas petroquímicas no Brasil. O bem conhecido processo de corrosão envolvendo Cu e Ag, nas condições descritas acima, observadas em refinarias, plantas petroquímicas, instalações de papel e celulose, usinas siderúrgicas e unidades de tratamento de esgoto, não tem sido relatado como um problema crítico no segmento petroquímico brasileiro. É possível que isso se deva a forte tendência de se aplicar unidades de ar-condicionado, filtros e sistemas pressurizados nas principais salas elétricas, juntamente com os critérios de instalação dos conjuntos de manobra e controle o mais longe possível das possíveis concentrações de vapores de enxofre (sulfeto de hidrogênio). Sendo que, a título ilustrativo, os autores gostariam de comentar que já encontraram, no Brasil, especificações com o requisito de utilização de níquel (Ni) como material de revestimento sobre cobre para áreas específicas de siderúrgicas e unidades de papel e celulose.

Capacidade de interrupção de curto-circuito (Isc) do disjuntor e a corrente suportável nominal de curta-duração (Ik)

A decisão de adotar 1,0 como o valor nominal para o “fator K”, observada nas recentes revisões das normas ANSI sobre disjuntores de AT, propiciou a oportunidade de esclarecer dúvidas encontradas entre muitos projetistas brasileiros quanto ao seu uso. Embora a filosofia do ANSI/NEMA tenha sido de grande influência na indústria brasileira por vários anos, ainda é possível ver muita confusão relacionada à utilização do fator K, que representa a relação entre a Isc e a tensão operacional do sistema, e os conceitos de capacidade de interrupção em MVA de um disjuntor. Era comum ver projetistas alegando que um disjuntor de “500 MVA”/15 kV deveria ser capaz de interromper 20,9 kA (eficazes simétricos) em 13,8 kV, com base na seguinte relação:

Os termos são os seguintes:

• ISC: valor da corrente de curto-circuito (kA eficazes)

• MVA_SC: capacidade nominal de interrupção trifásica do disjuntor (MVA)

• Ue: valor de linha (fase – fase) da tensão operacional (kV).

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Essa abordagem é incorreta. É uma interpretação errônea da antiga classificação em MVA usada para os disjuntores de média tensão (um disjuntor desse tipo, às vezes, ainda é chamado de classe 500 MVA e isso normalmente leva a uma análise indevida). Ela, na verdade, não segue as diretrizes presentes nos documentos ANSI/IEEE para tais aplicações.

O fator da faixa de tensão (fator K) foi criado para aproveitar as características de disjuntores com tecnologias de interrupção, como óleo e ar, de poder se aumentar as suas capacidades de interrupção (corrente de curto-circuito) conforme a tensão do sistema diminui. No entanto, com novas tecnologias, como SF6 e vácuo, como meio de interrupção, os especialistas descobriram que reduzir as tensões operacionais não melhoraria, de forma significativa, a capacidade de interrupção do disjuntor.

De acordo com [19], o fator da faixa de tensão nominal (K) define a faixa de tensão na qual o valor da corrente de interrupção simétrica (valor eficaz) varia inversamente com a tensão operacional no ponto de aplicação do disjuntor. Sendo a corrente de interrupção de curto-circuito simétrica nominal (Isc nominal) definida para a tensão nominal máxima (Ur). Portanto, a corrente de curto-circuito simétrica máxima na tensão operacional mínima (Ue mínima) é dada por:

Sendo os termos:

• Max_ISC: valor máximo da componente simétrica da corrente de curto-circuito na tensão operacional mínima (kA eficazes)

• Rated_ISC: valor nominal da componente simétrica da corrente de curto-circuito (kA eficazes)

• K: valor nominal para o fator da faixa de tensão.

Nos casos em que os valores de K forem superiores a 1,0, a capacidade de interrupção simétrica entre a tensão nominal máxima e 1/K vezes a tensão nominal máxima é definida como:

Onde os termos são:

• IUe: valor da componente simétrica da corrente de curto-circuito na tensão operacional (kA eficazes)

• Rated_ISC: valor nominal da componente simétrica da corrente de curto-circuito (kA eficazes)

• Ur: tensão nominal máxima (kV)

• Ue: tensão operacional (kV).

Assim, de acordo com (4), para um disjuntor com um valor de 18 kA para a corrente de curto-circuito simétrica nominal, na tensão nominal máxima de 15 kV, temos, na realidade, 19,6 kA como corrente de curto-circuito simétrica em 13,8 kV, conforme pode ser visto abaixo:

Deste modo, o uso da lista com valores da série R10 na escolha do valor mais adequado para a componente simétrica da corrente de curto-circuito na tensão nominal (máxima) do sistema, conforme o novo conceito ANSI/IEEE de “fator K = 1,0”, simplificou a tarefa para muitos profissionais.

Table 4. Correntes de curto-circuito nominais para um sistema de 15 kV

Nível de Curto-circuito ANSI IEC

①

MVAkA eficazes simétricos Fator K

kA eficazes simétricos Fator K

500 18 1,3 20 1,0

500 18 1,3 25 1,0

750 28 1,3 31,5 1,0

1000 37 1,3 40 1,0

1000 37 1,3 50 1,0

Notas:① Coluna 1: embora não seja uma prática padrão há muito tempo, os valores de MVA são mostrados aqui como

valores informativos para serem utilizados apenas como referência.② Coluna 2: valor eficaz simétrico nominal da corrente de curto-circuito na tensão máxima (15 kV)③ Coluna 3: fator K proposto para a faixa de corrente segundo os limites de tensão (valores máximos e mínimos)

para uma relação inversa entre a corrente de curto-circuito (valor eficaz simétrico) e a tensão operacional

④ Coluna 4: valor eficaz da componente simétrica da corrente de curto-circuito com base na prática da IEC (série R10)

⑤ Coluna 5: valor teórico do fator K na tensão máxima de 17,5 kV (na verdade, a prática atual do ANSI é K= 1,0 para esse nível de tensão)

Valor de pico da corrente suportável nominal (Ip)

O valor instantâneo de pico do primeiro meio ciclo da corrente suportável nominal para um conjunto de manobra e controle de média tensão se baseia na relação entre ele e o valor eficaz da componente simétrica da corrente de curto-circuito. Graças ao processo de harmonização entre o ANSI e a IEC para disjuntores de média e alta tensão, valor atual adotado para a razão X/R é 17, que é o produto da constante de tempo (π), 45 ms, pela velocidade angular (ω) de um sistema com frequência de 60 Hz, conforme mostrado a seguir:

Sendo os termos:

• X: reatância indutiva do circuito (ohms)

• R: resistência CA do circuito (ohms)

• τ: constante de tempo (ms)

• ω: velocidade angular (rad/s)

• f: frequência nominal (Hz).

O que nos leva a:

Esta prática implica na utilização do valor 2,6 para a relação entre os valores instantâneo de pico e eficaz simétrico do primeiro meio ciclo da corrente de curto-circuito (ver IEC 60909 [14] sobre as relações matemáticas entre o valor X/R, o valor eficaz da componente simétrica da corrente de curto-circuito, Ik’’, e o valor instantâneo de pico do primeiro meio ciclo, ip). Essa abordagem permitiu aos projetistas eliminar o antigo conflito entre 2,5 (valor proposto pela IEC para 50 Hz) e 2,7 (antigo valor conservativo do ANSI). Portanto, pode-se afirmar que não houve impacto significativo em termos de aplicação e seleção de conjuntos de manobra de média tensão:

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Duração da corrente suportável (tk)

A decisão dos grupos de trabalhos das normas ANSI/IEEE de reduzir o valor nominal de 3 para 2 segundos não representou nenhum impacto nos critérios de projeto. Na realidade, o valor da IEC de 1 segundo já era utilizado há muito tempo nas especificações brasileiras. Podemos dizer que o sólido desempenho dos equipamentos ANSI/NEMA neste tópico representa uma diferença em alguns casos muito específicos.

E, finalmente, sobre os dois últimos tópicos da lista com as características nominais apresentada anteriormente, podemos dizer que não houve nenhum impacto significativo na forma como o mercado brasileiro de petróleo e gás percebe os mesmos em relação às necessidades de itens críticos dos Conjuntos de Manobra e Controle de Média Tensão.

Projetos construtivos e filosofias de segurança dos Conjuntos de Manobra e Controle de Média Tensão

Os principais motivos por trás da adoção de invólucros para conjuntos de média tensão visam oferecer proteção para:

• Pessoas contra choque elétrico

• Pessoas contra riscos de arco elétrico e níveis de energia incidente

• Equipamentos contra a entrada de objetos estranhos sólidos

• Equipamentos contra os efeitos nocivos da entrada de água

No setor petroquímico brasileiro, o aço é o material adotado para os invólucros dos conjuntos de manobra de média tensão. Durante muitos anos, a principal classificação utilizada no Brasil para os conjuntos de manobra se baseou nas definições do IEEE para os conjuntos de manobra de MT em invólucro metálicos (“metal-enclosed power switchgear” – conjunto de manobra de potência em invólucro metálico, com compartimentos contendo um elemento de manobra e, possivelmente, dispositivos de controle e auxiliares, segregados dos condutores em média tensão por chapas metálicas aterradas). Assim, a antiga classificação brasileira para os conjuntos de manobra em média tensão apresentava, basicamente, dois tipos: “Metal-clad” (conhecido como “cubículo blindado”) [1] e “Metal-enclosed Interrupter” (cubículo em invólucro metálico com montagem fixa de um equipamento de manobra) [22].

Um conjunto de manobra em invólucro metálico tipo “Metal-clad”, segundo ANSI/IEEE, é caracterizado por:

• O dispositivo principal de manobra é do tipo extraível

• As principais partes do circuito primário são completamente segregadas por barreiras metálicas aterradas

• Todas as partes energizadas são segregadas em compartimentos metálicos aterrados

• Uso de obturadores automáticos para elementos de manobra extraíveis quando estes estão nas posições desconectado, teste ou removido

• Condutores e conexões primários são cobertos com materiais isolantes

• Intertravamentos mecânicos para a sequência de operação apropriada

• Componentes de baixa tensão e suas fiações são segregados por barreiras metálicas aterradas

I. Compartimento de baixa tensãoII. Compartimento do barramento principalIII. Compartimento do disjuntorIV. Compartimento de conexão (cabos de potência)

Figure 13. Compartimentos de uma unidade funcional típica

A terceira edição da norma IEC 60298 [18] definiu três classes de conjunto de manobra em invólucro metálico:

• Blindado (diferente da definição do ANSI/IEEE)

• Compartimentado

• Cubículo

Com base nas definições da norma IEC 60298 [18], a IEC 62271-200 [2], em seu “Anexo C”, apresenta uma tabela que descreve a comparação das definições da IEC e do IEEE [14] para os conjuntos de manobra em invólucro metálico.

Table 5. Comparação entre ANSI e IEC (baseado no anexo “C” da IEC 62271-200: 2003)

Descrição ANSI IEC

②

Referência IEEE C37.20.2 IEC 60298

Compartimentos ≥ 3 ≥ 3

Disjuntor Extraível Permitido uso de elemento fixo

Condutores Com cobertura isolante Permitido nus (sem cobertura isolante)

Barreira entre seções verticais no compartimento do barramento principal

Obrigatório Não é necessário

TP ④ / TA ⑤ Em compartimento dedicado Não há requisito específico

TP ④ Extraível Permitido uso de dispositivos fixos

TA ⑤ Permitido o uso unidade fixa, mas com fusíveis primários extraíveis – uso de compartimentos dedicados

Não há requisito específico

TC ⑥ Referência normativa com tabela para as classes de exatidão

Não há requisito específico

Notas:① coluna listando características construtivas ou componentes do conjunto.② coluna com os requisitos da norma ANSI/IEEE 20.2-1999.③ coluna com os requisitos da IEC, baseados na antiga norma IEC 60298 [8].④ TP – transformador de potencial indutivo.⑤ TA – transformador auxiliar.⑥ TC – transformador de corrente.

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Desde o lançamento da norma IEC 62271-200, há uma nova abordagem para classificar as formas em que os fabricantes de conjuntos de manobra podem separar diferentes compartimentos e manter a continuidade de serviço.

A classificação LSC (“Perda de Continuidade de Serviço”) visa informar ao usuário o quanto a continuidade operacional do sistema pode ser mantida ao acessar qualquer compartimento de potência (principal): seção do barramento, conexões de cabos e dispositivo principal de manobra.

A categoria LSC2B permite continuidade máxima de serviço do sistema durante o acesso a qualquer compartimento do conjunto de manobra.

Outra nova classificação da IEC está relacionada ao tipo de material utilizado como partição entre os compartimentos (incluindo obturadores): PM (partições metálicas) ou PI (partições isolantes). PI também se refere a situações em que apenas parte das partições ou do obturador seja feita em material isolante. O uso de partição metálica visa evitar a presença de qualquer campo elétrico no compartimento aberto e eliminar quaisquer alterações nos campos elétricos nos compartimentos adjacentes (com exceção do efeito da mudança de posição do obturador).

Portanto, é possível dizer que conjuntos de manobra em invólucro metálico ANSI tipo “Metal-clad” seriam classificados como “LSC2B-PM” (estrutura em invólucro e partições metálicas com disjuntor extraível e obturadores metálicos).

Figure 14. Vista interna das seções típicas de um conjunto de manobra em invólucro metálico segundo a IEC (sem barreiras entre as seções no compartimento do barramento principal, nem barras revestidas com materiais isolantes)

Figure 15. Exemplos de barreira entre seções no compartimento do barramento principal de conjuntos de manobra e controle de média tensão

Nesse novo cenário de classificação da IEC, os usuários brasileiros dos segmentos de petróleo e gás decidiram adotar a forma “LSC2B-PM” como padrão para os conjuntos de manobra de MT. Além disso, devido ao desempenho confiável e seguro, por muitos anos, dos equipamentos projetados com base nas normas ANSI/IEEE, as especificações solicitam, também, no fornecimento de novos projetos, a inclusão dos seguintes requisitos:

• Compartimento dedicado para o elemento de manobra, com o uso de disjuntor extraível

• Obturadores (automáticos) e partições metálicos

• Barramentos e conexões isolados

• Transformador de potencial (TP) montado em carro extraível

• Compartimento do barramento principal, segregado por partição metálica, inclusive na passagem entre seções

• Utilização de buchas isolantes para as barras que atravesse barreiras metálicas

• Compartimento dedicado para os cabos de potência, segregado por barreiras metálicas.

A característica relativamente nova é a adoção de “chaves de aterramento” integradas aos circuitos de potência, em vez do uso de um “dispositivo de aterramento e teste”, como normalmente vemos na cultura ANSI. A inclusão de uma chave de aterramento dedicada no ponto de conexão externa levou à decisão, por parte dos projetistas de conjuntos de manobra, em adotar “sistemas de detecção de tensão” (uma combinação de divisores capacitivos com dispositivos de indicação) para ajudar o usuário a identificar a presença de tensão no compartimento de cabos de potência.

Legenda:1. Compartimento de BT2. Dispositivos de alívio de sobrepressão (“flaps”) e duto de

expansão de gases.3. Compartimento do barramento principal.4. Compartimento do elemento de manobra.5. Elemento de manobra (no caso, disjuntor).6. Transformadores de corrente (TCs).7. Terminação dos cabos.8. Chave de aterramento.9. Guilhotinas automáticas.10. Transformadores de potencial (TPs).11. Barra de terra.

Figure 16. Figura 16. Unidade funcional (UF) de um conjunto de manobra de MT isolado a ar, com elementos removíveis, em invólucro metálico e para uso interno, com os requisitos solicitados pelo setor petroquímico brasileiro

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Com relação aos intertravamentos de segurança para o compartimento de disjuntor e outras partes de uma unidade funcional, já que tanto ANSI quanto IEC seguem regras muito rígidas para a operação do sistema e a interação entre componentes, não houve nenhuma mudança significativa nos requisitos dos clientes. E, embora seja muito pouco provável a ocorrência de uma falha por arco interno em um conjunto de manobra e controle que tenha sido aplicado, construído ou utilizado de acordo com as diretrizes normativas e as instruções do fabricante, não podemos ignorar tal evento. Portanto, semelhante às diretivas ANSI/IEEE para um evento de arco interno (ver norma ANSI C37.20.7), a IEC (e também a ABNT) possui classificação e diretrizes próprias para verificar tais classificações (IAC – Classificação para arco interno).

A classificação IAC inclui o tipo de acessibilidade, os lados classificados, a corrente de falha por arco e a duração do arco.

Existem três tipos de acessibilidade:

• Tipo A: restrito somente a pessoal autorizado

• Tipo B: não restrito (público em geral)

• Tipo C: restrito por instalação fora do alcance e acima da área de acesso ao público em geral

Os lados classificados também são identificados por letras (isso não se aplica aos conjuntos de acessibilidade tipo C):

• F: para a parte frontal do conjunto

• L: para as laterais do conjunto

• R: para a parte traseira do conjunto

Numa indústria petroquímica, como em qualquer subestação elétrica industrial, devido aos requisitos de segurança e de operação, a acessibilidade adotada é “A” (restrita somente a pessoal autorizado). E, nesse contexto, os autores tem observado que a classificação IAC mais comum exigida é a AFLR (que seria semelhante à classificação ANSI tipo 2 da norma ANSI C37.20.7 [23]).

Com relação à corrente de falha por arco e ao valor de tempo associado, a prática usual é a adoção do mesmo valor da corrente de curto-circuito nominal com uma duração de 1 segundo.

Um exemplo de classificação IAC seria “AFLR–40 kA–1 s”, que caracterizaria uma capacidade de suportar uma corrente de falha por arco com um valor simétrico de 40 kA por 1segundo, garantindo a segurança humana na parte frontal, nas laterais e na parte traseira de um conjunto com acessibilidade restrita apenas a pessoal autorizado.

Ergonomia Um problema comum em painéis elétricos é a altura de medidores, relés e manipuladores de chaves comutadoras.

Devido ao projeto modular usado nas unidades funcionais dos conjuntos de manobra de MT, esses dispositivos são instalados na porta do compartimento de controle, que fica, normalmente, na parte superior da coluna; o que pode criar dificuldades quando o eletricista precisa ler uma variável ou verificar os motivos do início de um determinado alarme, particularmente em instalações com relés de proteção microprocessados [15].

Figure 17. Alturas máximas, em metros, especificadas, por um usuário final, para a instalação de instrumentos em painéis elétricos

A partir deste contexto, as normas IEC e ANSI poderiam incluir requisitos mais claros e específicos para a altura de instalação dos visores de relés. Isso permitiria aos profissionais realizarem leituras e operações de forma mais segura.

Existem usuários finais brasileiros que incluem, em suas especificações técnicas, alguns requisitos de ergonomia, os quais precisam ser, efetivamente, considerados. Está claro que é necessário se discutir os benefícios desta abordagem para a definição dos possíveis arranjos de componentes nos painéis elétricos.

A Figura 17 mostra o exemplo da especificação de um importante usuário brasileiro [16] sobre alturas de instalação de instrumentos com base na ergonomia.

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Conclusões Pode-se afirmar que, no final das contas, a aplicação e a utilização segura de conjuntos de manobra de média tensão em invólucros metálicos exigem um sólido conhecimento e análise cuidadosa de cada caso específico.

Anos de experiência com padronização e tecnologia ANSI proporcionaram uma sólida referência para os profissionais elétricos no setor petroquímico brasileiro. Portanto, quando os Comitês Técnicos da ABNT responsáveis pela revisão de normas de equipamentos elétricos seguiram a diretiva governamental de adotar a metodologia IEC, muitas lições aprendidas durante os anos de utilização de projetos com base na metodologia ANSI continuaram sendo aproveitadas nas novas especificações técnicas para conjuntos de manobra de média tensão. O Brasil está tendo uma oportunidade interessante de demonstrar a viabilidade dos esforços necessários para que haja uma harmonização entre ANSI e IEC, especialmente como já observado na área de disjuntores de alta tensão.

As principais empresas brasileiras do segmento petroquímico têm adotado algumas características da filosofia ANSI nas suas especificações técnicas para conjuntos de manobra de média tensão, que, também, precisam seguir a IEC, a fim de melhorar o desempenho geral dos equipamentos. Isso se baseia na longa experiência positiva dessas empresas com o uso de produtos baseados nas normas ANSI.

Os autores vêm observando que, de um modo geral, existe a tendência no Brasil de elevar os requisitos mínimos da IEC para tais equipamentos, adotando pontos da abordagem ANSI, de modo a aumentar a segurança e confiabilidade.

Ao final deste artigo, gostaríamos, também, de reforçar a importância de se instruir os novos profissionais e usuários sobre a aplicação e a utilização de conjuntos de manobra e controle de média tensão.

Autores Luiz Felipe Costa (membro do IEEE desde 2003, elevado a sênior em 2011) é engenheiro de aplicação sênior de produtos de distribuição e controle da Eaton no Rio de Janeiro, Brasil. Ele se formou em engenharia elétrica pela Escola de Engenharia da UFRJ e fez pós-graduação e especialização em proteção de sistemas elétricos na UNIFEI. Luiz Felipe possui mais de 27 anos de experiência em projeto, teste, aplicação e comissionamento de conjuntos de manobra e controle de baixa e média tensão.

Estellito Rangel Junior (membro do IEEE desde 2001, elevado a sênior em 2005) é engenheiro sênior do departamento de suporte técnico a plataformas “offshore” da Petrobras. Ele é membro da ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas) e está envolvido com a normalização para instalações em áreas classificadas há mais de duas décadas. Estellito é um dos representantes brasileiros no Comitê Técnico 31 da IEC, “equipamentos para atmosferas explosivas”, e escreveu diversos artigos para o PCIC.

José Maria de Carvalho Filho é professor e membro do GQEE (Grupo de Estudos da Qualidade da Energia Elétrica) da UNIFEI (Universidade Federal de Itajubá) em Itajubá, Brasil. Ele tem mais de 30 anos de experiência em sistemas industriais de energia elétrica e análise de qualidade de energia.

Rogério Barros é coordenador de serviços de engenharia da Eaton no Rio de Janeiro, Brasil. Ele se formou pela Universidade Veiga de Almeida e tem mais de 20 anos de experiência em projeto, orçamento, controle de qualidade, fabricação, supervisão de montagem e implementação de conjuntos de manobra e controle de baixa e média tensão. Atualmente ele é responsável pelas atividades de vendas técnicas da Eaton no Brasil.

Referências bibliográficas

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2. IEC 62271-200. High-voltage switchgear and controlgear - Part 200: AC metal-enclosed switchgear and controlgear for voltages above 1 kV and up to and including 52 kV. IEC; 2003.

3. IEC 62271-1. High-voltage switchgear and controlgear - Part 1: Common specifications. IEC; 2007.

4. IEC 62271-100. High-voltage switchgear and controlgear - Part 100: AC circuit-breakers. Edition 2.0. IEC; 2008.

5. IEC 62271-102. High-voltage switchgear and controlgear - Part 102: AC disconnectors and earthing switches. IEC.

6. IEC 62271-106. High-voltage switchgear and controlgear - Part 106: AC contactors, contactor-based controllers and motor-starters. Edition 1.0. IEC; 2011.

7. IEC 60529. Degrees of protection provided by enclosures (IP Code). Edition 2.1. IEC; 2001.

8. IEC 60044-1. Instrument transformers - Part 1: Current transformers. Edition 1.2. IEC; 2003.

9. IEC 60044-2. Instrument transformers - Part 2: Inductive voltage transformers. Edition 1.2. IEC; 2003.

10. IEC 60282-1. High-voltage fuses - Part 1: Current-limiting fuses. Edition 5.0. IEC; 2002.

11. ABNT NBR IEC 62271-200. Conjuntos de manobra e controle de alta-tensão. Parte 200: Conjuntos de manobra e controle de alta-tensão em invólucro metálico para tensões acima de 1 kV até e inclusive 52 kV. ABNT. 2007.

12. NBR 6979. Conjuntos de manobra e controle em invólucros metálicos para tensões acima de 1 kV até 36.2 kV – especificação. ABNT; 1998.

13. IEC 60059 - IEC standard current ratings. IEC; 2009.

14. IEC 60909-0 - Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 0: Calculation of currents. IEC; 2001.

15. Rangel Jr., Estellito and Bueno, Reginaldo, “How to get an adequate electrical installation – Part II”, in VIII Petrobras Electrical Engineering Seminar, 2005, Conference Record.

16. ET-3000.00-5140-700 E – General criteria for electrical design. Petrobras, 2007

17. ABNT NBR IEC 60694. Especificações comuns para normas de equipamentos de manobra de alta-tensão e mecanismos de comando. ABNT, 2006.

18. IEC 60298 – A.C. metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV. 1990 (3rd edition). It is not valid anymore. It was replaced in 2003 by [2].

19. IEEE Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis, IEEE Std C37.010 – 1999.

20. Chudnovsky, Bella. “Degradation of Power Contacts in Industrial Atmosphere: Plating Alternative for Silver and Tin”, IEEE IAS Pulp and Paper Industry Conference.

21. Das, Jay C, and Mohla, Dallep C. “Harmonization of ANSI/IEEE Standards for High-Voltage Circuit Breakers with IEC and Its Impact on Application and Analysis”, 2011 IEEE IAS Pulp and Paper Industry Conference.

22. IEEE Standard for Metal-Enclosed Interrupter Switchgear, IEEE Std C37.20.3 – 2001.

23. IEEE Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults, IEEE Std C37.20.7 – 2007.

Link para artigo técnico original do IEEE.




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