UNEMAT – Campus de Sinop 2016/2

UNIVERSIDADE DO ESTADO DE MATO GROSSO FACULDADE DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLÓGICAS CURSO DE BACHARELADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

HUDSON THIAGO FORMIGONI ROANES

ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBESTAÇÕES CONVENCIONAIS E A GIS (GAS INSULATED SUBSTATION) DA USINA HIDRELÉTRICA

DE SINOP

UNEMAT – Campus de Sinop

2016/2

UNIVERSIDADE DO ESTADO DE MATO GROSSO FACULDADE DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLÓGICAS CURSO DE BACHARELADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

HUDSON THIAGO FORMIGONI ROANES

ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBESTAÇÕES CONVENCIONAIS E A GIS (GAS INSULATED SUBSTATION) DA USINA HIDRELÉTRICA

DE SINOP

Projeto de Pesquisa apresentado à Banca Examinadora do Curso de Bacharelado em Engenharia Elétrica – UNEMAT, Campus Universitário de Sinop – MT, como pré-requisito para obtenção do título de Bacharel em Engenharia Elétrica.

Prof. Orientador: Msc. Rogério Lucio Lima.

UNEMAT – Campus de Sinop

2016/2

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Comparações de confiabilidade x custo x área disponível dos arranjos das

subestações [3]. ... 33

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Configuração em barra simples [3]. ... 18

Figura 2 - Esquema de Barra Simples [3]. ... 19

Figura 3 - Disjuntores no esquema de barra simples [3]. ... 20

Figura 4 - Barra simples seccionada [3]. ... 21

Figura 5 - Disjuntores no esquema de barra simples seccionada [3]. ... 22

Figura 6 - Esquema de barra principal e transferência [3]. ... 23

Figura 7 - Disjuntores no esquema de barra principal e transferência [3]. ... 24

Figura 8 - Esquema de barra dupla com disjuntores simples [3]. ... 25

Figura 9 - Esquema de barra com 4 chaves [3]. ... 27

Figura 10 - Esquema de barra com 5 chaves [3]. ... 27

Figura 11 - Esquema de barra dupla com disjuntor duplo [3]. ... 28

Figura 12 - Esquema de barra dupla com disjuntor e meio [3]. ... 29

Figura 13 - Esquema de anel simples [3]. ... 31

Figura 14 - Esquema de anéis múltiplos [3]. ... 32

Figura 15 - Modelo de uma subestação a Gás [7]. ... 36

LISTA DE ABREVIATURAS

GIS - Subestação Isolada a Gás AIS - Subestação Isolada a Ar SE - Subestação Elétrica

ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

ANSI - American National Standards Institute

TC - Transformador de Corrente

DADOS DE IDENTIFICAÇÃO

1.Título: ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBESTAÇÕES

CONVENCIONAIS E A GIS (GAS INSULATED SUBSTATION) APLICADO NA USINA HIDRELÉTRICA DE SINOP

2.Tema: TRANSMISSÃO DA ENERGIA ELÉTRICA, DISTRIBUIÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA (30404029)

3. Delimitação do Tema: Subestações de Energia Elétrica 4. Proponente: Hudson Thiago Formigoni Roanes

5. Orientador: Rogério Lúcio Lima

6. Coorientador: André do Amaral Penteado Biscaro

7. Estabelecimento de Ensino: Universidade do Estado de Mato Grosso 8. Público Alvo: Discentes, docentes, profissionais técnicos da área de engenharia elétrica e concessionárias de energia elétrica

9. Localização: Av. dos Ingás, 3001 – Jd. Imperial – Sinop – MT 78555-000

10. Duração: 6 meses

SUMÁRIO

LISTA DE TABELAS ... I LISTA DE FIGURAS ... II LISTA DE ABREVIATURAS ... III DADOS DE IDENTIFICAÇÃO ... IV

1 INTRODUÇÃO ... 8

2 PROBLEMATIZAÇÃO ... 9

3 JUSTIFICATIVA... 10

4 OBJETIVOS ... 11

4.1 OBJETIVO GERAL ... 11

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 11

5 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ... 12

5.1 SUBESTAÇÕES ... 12

5.1.1 NÍVEL DE TENSÃO ... 12

5.1.2 RELAÇÃO ENTRE OS NÍVEIS DE TENSÃO DE ENTRADA E SAÍDA 13 5.1.3 FUNÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO GLOBAL ... 13

5.1.4 TIPO DE INSTALAÇÃO ... 13

5.1.5 TIPO CONSTRUTIVO DE EQUIPAMENTOS ... 14

5.1.6 MODALIDADE DE COMANDO ... 14

5.2 EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO ... 15

5.2.1 EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO ... 15

5.2.1.1 TRANSFORMADOR DE FORÇA ... 15

5.2.1.2 TRANSFORMADOR DE INSTRUMENTOS ... 15

5.2.2 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA ... 15

5.2.3 EQUIPAMENTOS PARA COMPENSAÇÃO DE REATIVOS ... 16

5.2.3.1 REATORES DERIVAÇÃO OU SÉRIE ... 16

5.2.3.2 CAPACITORES DERIVAÇÃO OU SÉRIE ... 16

5.2.3.3 COMPENSADORES SÍNCRONOS E ESTÁTICOS... 16

5.2.4 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO ... 16

5.2.5 EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO ... 17

5.3 SUBESTAÇÕES ISOLADAS A AR ATMOSFÉRICO ... 17

5.3.1 BARRA SIMPLES ... 18

5.3.1.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 20

5.3.1.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 20

5.3.1.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 20

5.3.2 BARRA SIMPLES SECCIONADA ... 21

5.3.2.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 22

5.3.2.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 22

5.3.2.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 22

5.3.3 BARRA PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA ... 23

5.3.3.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 24

5.3.3.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 24

5.3.3.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 25

5.3.4 BARRA DUPLA COM DISJUNTORES SIMPLES ... 25

5.3.4.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 26

5.3.4.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 26

5.3.4.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 26

5.3.5 BARRA DUPLA COM "BY-PASS" ... 26

5.3.5.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 27

5.3.5.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 27

5.3.5.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 28

5.3.6 BARRA DUPLA COM DISJUNTOR DUPLO ... 28

5.3.6.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 28

5.3.6.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 29

5.3.6.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 29

5.3.7 BARRA DUPLA COM DISJUNTOR E MEIO ... 29

5.3.7.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 30

5.3.7.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 30

5.3.7.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 30

5.3.8 ANEL SIMPLES ... 30

5.3.8.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 31

5.3.8.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 31

5.3.8.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 32

5.3.9 ANÉIS MÚLTIPLOS ... 32

5.3.9.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS ... 32

5.3.9.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA ... 33

5.3.9.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES ... 33

5.3.10 COMPARAÇÕES DOS TIPOS DE BARRAS ... 33

5.4 SUBESTAÇÕES ISOLADAS A GÁS... 34

5.4.1 CONTEXTUALIZAÇÃO ... 34

5.4.2 GÁS SF

... 35

5.4.3 ESTRUTURA DE UMA SUBESTAÇÃO A GÁS ... 35

5.4.4 EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES A GÁS ... 37

5.4.4.1 DISJUNTORES ... 37

5.4.4.2 TRANSFORMADORES DE CORRENTE ... 37

5.4.4.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ... 37

5.4.4.4 CHAVES INTERRUPTORAS ... 37

5.4.4.5 CHAVES DE TERRA ... 38

5.4.5 BARRA DE UMA SUBESTAÇÃO A GÁS ... 38

5.4.6 FORMA DE CONEXÃO SF

- AR ... 38

5.4.7 TIPO DE ARRANJO ELÉTRICO ... 39

5.4.8 AS VANTAGENS ECONÔMICAS DA GIS ... 39

6 METODOLOGIA ... 40

7 CRONOGRAMA ... 41

8 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA... 42

1 INTRODUÇÃO

Atualmente, se existem inúmeras subestações instaladas pelo Brasil, podendo ser, de grande ou pequeno porte, de transmissão ou distribuição, e ainda, a ser instaladas em usinas geradoras ou até mesmo em indústrias. O fato é que, elas podem ser classificadas quanto ao seu nível de tensão, sua função e isolação. Havendo a necessidade da construção duma nova subestação, deve-se analisar qual o tipo de tecnologia será mais viável.

Este projeto de pesquisa realiza uma análise comparativa entre dois tipos de tecnologias, a Subestação Isolada a Gás (SF

) - GIS e a Subestação Isolada a Ar atmosférico – AIS (convencional). Dependendo da escolha, na execução do projeto, terá uma grande diferença de custos, e, além disso, apresentar alguma desvantagem para uma determinada situação.

O gás hexafluoreto de enxofre (SF

) é muito usado nas subestações do tipo GIS, pois este tipo de gás é inerte e não inflamável, e ainda, possui grande eletronegatividade. Sendo, portanto, aplicável como meio isolante e extintor de arco nas indústrias elétricas.

As subestações convencionais utilizam o ar atmosférico como meio isolante.

Dependendo da densidade do ar, sua rigidez dielétrica pode aumentar ou diminuir. A desvantagem em sua utilização está na necessidade de uma grande área para construção, quando está apresentar uma alta tensão.

Essa análise ajudará na tomada de decisão do tipo de isolação empregada na

construção de novas subestações, levando em consideração alguns critérios, tais

como custos, segurança e área disponível.

2 PROBLEMATIZAÇÃO

Na execução dum projeto de subestação, existe a necessidade de se saber

qual o método de isolação mais adequado ao empreendimento, uma vez que cada

modo de isolação utilizado determina um tipo diferente de projeto de subestação. Seja

aquele a gás ou a ar, sendo este abrigado ou não. Como a escolha de uma ou de

outra pode apresentar uma diferença nos custos de implantação e manutenção, um

levantamento de valores é imprescindível para a melhor e mais viável solução.

3 JUSTIFICATIVA

A necessidade de saber quais as vantagens e desvantagens ao optar por um determinado tipo de subestação é algo importantíssimo para grandes subestações, visto que, a escolha aplicada será utilizada por vários anos, ou seja, até encerrar o seu período programado de operação. Sendo assim, um estudo para saber qual tipo de subestação é mais viável torna-se muito importante e observando esta necessidade, decidiu-se abordar este tema, porém, apresentando parâmetros baseado em fatores que levem em consideração não apenas o custo de implantação e manutenção, mas também o custo/benefício da nova subestação.

A subestação Graça, Salvador – BA, da empresa brasileira Coelba, utilizava a tecnologia de isolação a gás e possuía três bays de entrada de linha de 69kV, entrou em operação no ano de 1983, porém, dois anos em funcionamento começou a apresentar problemas. Durante muitos anos em operação, porém, realizando inúmeras manutenções não programadas, que acabava tendo um alto custo para a empresa, no ano de 2005 começou a se pensar na troca do tipo de subestação. Após o estudo da viabilidade, em 2008, iniciaram a substituição da GIS por uma com isolação a ar atmosférico. Na época a empresa Coelba teve um custo de R$

1.580.000,00 na implantação da nova subestação, sendo praticamente 50% do valor gasto só em manutenção, durante os 26 anos de operação da antiga subestação [1].

Portanto, é importantíssimo fazer a escolha adequada da subestação a ser executada,

visando viabilidade econômica do empreendimento.

4 OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GERAL

Realizar uma análise comparativa técnico-financeira entre a subestação isolada a ar atmosférico e isolada a gás (SF

), buscando abordar de forma clara e objetiva as vantagens e desvantagens de cada tipo de subestação e, através dessa análise, identificar qual dos dois tipos de subestação é adequada escolha ótima para determinado projeto.

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Determinar o custo de implantação de cada tipo de subestação;

 Estimar o custo de manutenção de cada tipo de subestação;

 Determinar o espaço necessário para cada tipo de subestação;

 Identificar requisitos que permitam a escolha do tipo de subestação mais

adequada ao empreendimento em questão.

5 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Apresenta uma breve discussão teórica do problema, na perspectiva de fundamentá-lo nas teorias existentes. A fundamentação teórica apresentada dará sustentação teórica à análise e interpretação dos dados coletados na fase de elaboração do relatório final.

5.1 SUBESTAÇÕES

Uma subestação é constituída por um agrupamento de condutores, aparelhos e equipamentos projetados para alterar as características da energia elétrica (tensão e corrente), permitindo a sua distribuição aos pontos de consumo em níveis adequados de utilização [2].

De modo geral, elas são classificadas em 4 tipos [2]:

a) Subestação central de transmissão

São subestações normalmente construídas ao lado das usinas produtora de energia elétrica, onde sua finalidade é a elevação da tensão fornecida pelos geradores para transmitir a potência gerada.

b) Subestação receptora de transmissão

São aquelas construídas próximas aos grandes blocos de carga, sendo conectadas através da linha de transmissão à subestação central de transmissão ou à outra subestação receptora intermediária.

c) Subestação de subtransmissão

Essas subestações são construídas em geral no centro de um grande bloco de carga, elas são alimentadas pelas subestações receptoras de transmissão, suprindo diretamente os transformadores de distribuição e/ou as subestações de consumidor.

d) Subestação de consumidor

É aquela construída em propriedade particular, sendo suprida através de alimentadores de distribuição primários originados das subestações de subtransmissão, e que por final suprem os pontos finais de consumo.

Segundo o autor Muzy, as subestações também podem ser classificadas de outra maneira, tais como: quanto ao nível de tensão, à relação entre os níveis de tensão de entrada e saída, à função no sistema elétrico global, ao tipo de instalação, ao tipo construtivo dos equipamentos e quanto à modalidade de comando [3].

5.1.1 NÍVEL DE TENSÃO

Elas podem ser classificadas em baixa tensão (tensão de até 1kV), média tensão (tensão entre 1kV e 34,5 kV), alta tensão (tensão entre 34,5 kV e 230 kV) e extra-alta tensão (tensões maiores que 230 kV) [3].

5.1.2 RELAÇÃO ENTRE OS NÍVEIS DE TENSÃO DE ENTRADA E SAÍDA

As subestações podem ser classificadas como elevadoras, abaixadoras e de manobra. As elevadoras são geralmente localizadas nas usinas geradoras, elas elevam os níveis de tensão para transmissão e subtransmissão, com isso diminui a corrente, e consequentemente a espessura dos condutores e as perdas por efeito joule. As subestações abaixadoras são localizadas nas periferias dos centros consumidores, elas fazem o processo inverso das elevadoras, para evitar inconvenientes para população, pois ela fica próxima aos centros urbanos. Já as subestações de manobra são aquelas que interligam circuitos de suprimento, porém, mantém o mesmo nível de tensão, além de possibilitar a multiplicação dos circuitos, elas podem ser utilizadas seccionamento de circuitos [3].

5.1.3 FUNÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO GLOBAL

Esta classificação é baseada na potência que passa pela subestação, sem associar à tensão, podendo ser do tipo de transmissão, subtransmissão e distribuição.

As de transmissões são as principais, elas utilizam grandes transformadores para elevar a tensão que sai dos geradores, podendo elevar para níveis extremamente altos, com isso transmite a potência para longas distâncias através das redes de transmissão. A subestação de subtransmissão está ligada as linhas de subtransmissão, sendo destinada a transporte de energia elétrica das subestações de transmissão para subestações de ramificações. No caso da subestação de distribuição a potência é levada diretamente ao consumidor, elas recebem a energia das linhas de subtransmissão e as transporta para as redes de distribuição, realizando o abaixamento de tensão [3].

5.1.4 TIPO DE INSTALAÇÃO

Elas podem ser do tipo internas ou externas (céu aberto). As subestações

externas são construídas em locais amplos ao ar livre, devem utilizar aparelhos e

máquinas próprios para operar em condições atmosféricas adversas, como chuva,

vento e poluição, devido ao desgaste dos componentes, com isso, exigindo manutenção mais frequente e reduzindo a eficácia dos isolamentos [3].

As subestações internas são construídas em locais abrigados, sendo seus equipamentos instalados no interior das construções, não estando sujeitos às intempéries. Os seus abrigos podem ser simplesmente uma edificação ou uma câmara subterrânea. Elas podem ser consistidas de cabines metálicas, além de isoladas a gás hexafluoreto de enxofre (SF

) [3].

5.1.5 TIPO CONSTRUTIVO DE EQUIPAMENTOS

As subestações podem ser classificadas em convencionais, em cabine metálica ou blindada, sendo diferenciadas de acordo com sua potência instalada, configuração construtiva e função no sistema [3].

As convencionais foram as primeiras a serem utilizadas, e ainda são usadas com maior incidência, elas são instaladas a céu aberto, tendo o ar como meio isolante entre os equipamentos, exigindo grande espaço físico à sua instalação. Subestação com cabine metálica ou blindada tem com meio isolante o gás hexafluoreto de enxofre (SF

), o que permiti o isolamento em ambiente fechado e blindado [3].

Este tipo de subestação reduz seu espaço de instalação, podendo chegar até 10% de uma Subestação Elétrica - SE convencional. Outra vantagem é a baixa manutenção e a operação segura, por estar contida em invólucros metálicos. No caso da desvantagem está na necessidade de instrumentos e equipamentos especiais de manuseio do gás, pessoal com treinamento especializado e impossibilidade de visualizar a operação de chaveamento e manobra, apenas supervisionada por indicadores [3].

5.1.6 MODALIDADE DE COMANDO

Neste tipo de classificação elas podem ser com o operador, semiautomatizadas

e automatizadas. As subestações com operador exigem um alto nível de treinamento

de pessoal e uso de computadores, tanto para supervisão como na operação,

indicadas para instalações de maior porte. As semiautomatizadas utilizam

computadores ou intertravamentos eletromecânicos para impedir operação irregular

do operador local. Já as automatizadas são monitoradas à distância através de

computadores, ou seja, elas são telecomandadas [3].

5.2 EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO

Toda subestação possui diversos equipamentos como, transformadores, relés, disjuntores, chaves seccionadoras, para-raios, resistores de aterramentos controladores lógicos programáveis [3].

Abaixo vamos abordar de forma simplificada alguns equipamentos que fazem parte de uma subestação, independente de ser uma AIS (Subestação Isolada a Ar) ou GIS (Subestação Isolada a Gás).

5.2.1 EQUIPAMENTOS DE TRANSFORMAÇÃO

Estes tipos de equipamentos podem ser divididos em dois grupos, os transformadores de força e os transformadores de instrumentos (transformadores de corrente e transformadores de potencial) [4].

5.2.1.1 TRANSFORMADOR DE FORÇA

O transformador de força é um dos principais equipamentos de uma subestação, ele é responsável em elevar ou abaixar os níveis de tensão, dependendo do tipo de subestação em que ele está sendo aplicado. Além disso, ele pode ter a função de isolar eletricamente um circuito, e ajustar a impedância do estágio seguinte à do anterior [4].

5.2.1.2 TRANSFORMADOR DE INSTRUMENTOS

Basicamente estes tipos de transformadores têm a função de reduzir a corrente ou a tensão a níveis compatíveis com os valores de suprimento dos relés de proteção e medidores, os mais conhecidos são os transformadores de corrente, que reduz a corrente, e os transformadores de potencial, que reduz a tensão [4].

5.2.2 EQUIPAMENTOS DE MANOBRA

Os equipamentos de manobras mais conhecidos são os disjuntores e

seccionadores. Os disjuntores são os mais eficientes e complexos aparelhos de

manobra em uso de redes elétricas, eles são os responsáveis pela abertura e

desligamento de circuitos quando detectado alguma anormalidade, garantindo a

proteção de circuitos sequentes. Eles são destinados à operação em carga, podendo

ser a sua operação manual ou automática. Já as chaves seccionadoras são

dispositivos que operam com intuito de isolar equipamentos, zonas de barramentos e

trechos de linhas de transmissão, para a realização de manutenção em segurança, sendo, portanto responsáveis pelas manobras de transferência ou seccionamento, porém operam somente sem carga [4].

5.2.3 EQUIPAMENTOS PARA COMPENSAÇÃO DE REATIVOS

Os equipamentos utilizados para compensação de reativos podem ser os reatores derivação ou série, capacitores derivação ou série, compensadores síncronos e os compensadores estáticos [5].

5.2.3.1 REATORES DERIVAÇÃO OU SÉRIE

Estes tipos de reatores são aplicados nos barramentos para realizar o controle das tensões, em regime permanente, e ainda, são utilizados para reduzir a tensão nos surtos de manobra [5].

5.2.3.2 CAPACITORES DERIVAÇÃO OU SÉRIE

Os capacitores série são empregados em sistemas de transmissão para diminuir a reatância série das linhas e, consequentemente, à distância elétrica entre as barras terminais. Já os capacitores derivação são utilizados para compensar o fator de potência das cargas, de maneira que, contribui no aumento da tensão nos terminais das cargas, melhora a regulação de tensão, reduz as perdas na transmissão e diminui o número de linhas para o transporte de reativos [5].

5.2.3.3 COMPENSADORES SÍNCRONOS E ESTÁTICOS

No caso dos compensadores síncronos e estáticos, eles podem ser aplicados para controlar a tensão tanto em regime permanente, como em dinâmico, e ainda, podem ser utilizados na transferência de potência e estabilização [5].

5.2.4 EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO

Para realizar a proteção das subestações são utilizados para-raios, relés, fusíveis e buchas [5].

Os para-raios são dispositivos protetores cuja principal função é limitar os

valores dos surtos de tensão transitórios que poderiam danificar os equipamentos

elétricos, eles podem proteger o sistema contra descargas atmosféricas e surtos de

manobra [5].

Já os relés têm por finalidade proteger o sistema contra faltas, por meio da sua atuação sobre disjuntores, permiti isolar os trechos de localização das faltas.

O fusível se destina a proteger o circuito contra curtos, sendo também um limitador da corrente de curto [5].

As buchas são utilizadas para a passagem de um condutor de alta tensão através de uma superfície aterrada, como por exemplo, o tanque de um transformador ou de um reator [5].

5.2.5 EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO

Estes tipos de equipamentos são destinados a medir grandezas tais como corrente, tensão, frequência, potência ativa e reativa, etc [5].

5.3 SUBESTAÇÕES ISOLADAS A AR ATMOSFÉRICO

As subestações isoladas a ar atmosférico são normalmente definidas por normas (Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT), baseadas na temperatura ambiente e nas altitudes. Para os equipamentos isolados a ar, a temperatura ambiente é geralmente classificada na faixa de -40°C a +40°C, e para as altitudes acima de 1.000 metros (3.300 pés) pode-se requerer uma redução de capacidade. Este tipo de subestação utiliza a densidade do ar como meio de resfriamento usado para a dissipação do calor gerado pelas perdas de carga associadas aos níveis de corrente de carga [3].

No caso de altitudes mais elevadas, a densidade do ar diminui, fazendo com que a rigidez dielétrica do ar ambiente também reduza, com isso, a classificação do equipamento que era baseada em uma altura inferior seja alterada. Portanto as folgas operacionais devem ser aumentadas para compensar a redução na rigidez dielétrica do ar ambiente. Por isso, as classificações dos equipamentos pelas normas da ABNT e American National Standards Institute - ANSI atuais geralmente diminuem em altitudes mais elevadas [3].

Todo projeto de subestação prevê uma seleção criteriosa da configuração de

barra, visto que, este é um fator essencial para o sistema elétrico, dependendo da

escolha, o sistema no qual ela está inserida sofrerá as consequências, podendo

fragilizá-lo ou haver investimentos ociosos. Portanto, a configuração de barra que irá

utilizar em uma subestação e sua evolução ao longo do tempo é uma das tarefas mais

importantes para inserção de uma nova subestação no sistema elétrico [6].

As configurações de barra de uma subestação podem ser divididas em dois grupos. O primeiro refere-se às configurações com conectividades concentrada, na qual uma das principais características trata-se de, na realização de manobras simples externas nas barras serem menos severas do que as manobras simples internas à subestação, onde normalmente ocorre grande perda de circuitos. Um exemplo deste grupo são as configurações em barra simples e as configurações do tipo barra dupla disjuntor simples [6].

O segundo grupo é o das configurações com conectividade distribuída, neste grupo, as contingências simples externas e internas não provocam grande perda de circuitos, porém as contingências duplas podem provocar grandes perdas de circuitos, e ainda, ilhas elétricas no sistema. Um exemplo deste grupo são as configurações em anel simples e em barra dupla com disjuntor e meio [6].

5.3.1 BARRA SIMPLES

Este tipo de configuração de barra trata-se de uma das mais simples, podendo ser utilizada em subestações de pequeno porte em média tensão e alta tensão, normalmente aplicadas em subestações de distribuição ou subestações industriais para atendimento de cargas específicas [6].

Figura 1 - Configuração em barra simples [3].

Como ilustrado na figura 1, este tipo de barra pode ter n circuitos, com n

disjuntores e 2n seccionadores. Sua vantagem está na utilização de uma menor área,

por se tratar de instalações extremamente simples, possuir manobras simples,

normalmente ligar e desligar circuitos alimentadores, e ainda, um custo reduzido.

Porém, uma falha no barramento ou num disjuntor resulta no desligamento da subestação, não é possível a ampliação do barramento sem a completa desenergização da subestação, e ainda, qualquer manutenção do disjuntor de alimentadores interrompe totalmente o fornecimento de energia. Portanto, este tipo de arranjo só pode ser usado apenas para cargas que possam ser interrompidas ou quando há outras fontes de alimentação durante uma interrupção [3].

Para resolver o problema de manutenção do disjuntor pode-se usar o "by- pass", uma chave em paralelo com o disjuntor, como mostra a figura 2, que quando acionada poderá remover o disjuntor para manutenção, porém, além de aumentar os custos com seccionadores, perderá a proteção do circuito e a seletividade [3].

Figura 2 - Esquema de Barra Simples [3].

5.3.1.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Figura 3 - Disjuntores no esquema de barra simples [3].

Neste tipo de arranjo, tanto para os disjuntores como para as barras, há necessidade de fazer o desligamento total da subestação para se realizar a manutenção de ambos, pois há apenas um barramento de operação. Para o disjuntor, como podemos observar na figura 3, abrem-se as chaves 21 e 23, por exemplo, para a manutenção no disjuntor 22, lembrando que as chaves só podem ser abertas sem carga, e na religação do circuito, primeiro se fecham as chaves para depois o disjuntor.

No caso da manutenção da barra, segue praticamente o mesmo processo, se desliga todos os disjuntores, depois as chaves, em seguida realiza a manutenção da barra, e na religação segue o mesmo adotado para os disjuntores [3].

5.3.1.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando ocorre um defeito num circuito o disjuntor abre, em seguida as chaves do circuito se abrem para manutenção e, após isso, se procede a religação do circuito conforme descrito. No caso de defeito em uma barra, a proteção próxima às barras irá atuar, fazendo com que abra os disjuntores dos circuitos ligados a ela, e para a religação após a manutenção, devem-se fechar as chaves e em seguida os disjuntores [3].

5.3.1.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Para fazer a ligação da subestação deve sempre realizar o fechamento das chaves antes dos disjuntores, pois aquelas não podem ser ligadas em carga. No mais, tem um funcionamento simples e direto, permitindo saídas de linha em qualquer direção, sem cruzamentos, desde que as expansões ou ampliações tenham sido previstas [3].

5.3.2 BARRA SIMPLES SECCIONADA

Figura 4 - Barra simples seccionada [3].

Este tipo de configuração de barra apresenta n circuitos, n disjuntores e 2n+1 seccionadores, como mostra a figura 4, sendo indicado para funcionar com duas fontes de energia, pois, proporciona a operação com a separação das duas barras, com isso, permitindo a manutenção da barra sem a perda da subestação. Outras vantagens são: maior continuidade no fornecimento, maior facilidade na execução das manutenções, e ainda, em caso de falha da barra somente serão desligados os consumidores ligados a essa seção de barra. Porém ainda não se pode transferir uma linha de uma barra para outra, e ainda, a manutenção de um disjuntor deixa desligado a linha correspondente. Este tipo de arranjo tem o esquema de proteção mais complexo [3].

Devido ao fato que o seccionador não se deve operar com carga, coloca-se um

disjuntor, como podemos ver na figura 5, apresentando assim o novo arranjo n

circuitos, n+1 disjuntores e 2n+2 seccionadores. Com isso, se ganha em seletividade

e proteção, reduzindo o nível de curto circuito e dimensionamento, e ainda, o custo de instalação [3].

Figura 5 - Disjuntores no esquema de barra simples seccionada [3].

5.3.2.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Como podemos ver na figura 5, houve a inclusão do disjuntor 52 e das chaves 55 e 57 na barra. Com isso, permite a separação da barra em duas, proporcionando mais flexibilidade na operação, de modo que manutenções nos disjuntores do lado de origem do fluxo da corrente (12 e 32) não afetam a parte oposta do disjuntor 52 na subestação, e vice-versa. Para os demais segue o mesmo procedimento apresentado para barra simples [3].

5.3.2.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando ocorrer o defeito no circuito, o procedimento será semelhante ao descrito no arranjo de barra simples. Porém, quando ocorrer o defeito em uma barra, o disjuntor 52 abrirá, e pelo menos uma das "sub-barras" continuará em condução, fazendo com que a subestação não para de operar por inteiro. Para realizar a manutenção abre-se a chave do lado onde houve a contingência, e para religar a subestação após a correção do defeito, fecha-se a chave e em seguida o disjuntor [3].

5.3.2.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Seu funcionamento é semelhante ao arranjo de barra simples, porém, por possuir o arranjo central, permite realizar a operação de manutenção ou religação de trechos da subestação, fazendo com que parte da carga não seja cortada [3].

5.3.3 BARRA PRINCIPAL E TRANSFERÊNCIA

Este tipo de configuração pode ser utilizado em subestações de média e alta tensão, podendo ser encontrada no Brasil aplicações em subestação de extra-alta tensão [6].

Figura 6 - Esquema de barra principal e transferência [3].

O esquema apresentado na figura 6 é um pouco mais sofisticado em comparação com o de barra simples, pois permite a manutenção dos disjuntores com continuidade, porém, um por vez. Quando se existe a necessidade de se fazer a manutenção de algum disjuntor do circuito 1, deve-se fechar o seccionador "by-pass"

para que o disjuntor de transferência inicie a proteção do circuito, ficando assim o disjuntor principal livre para manutenção sem que o circuito 1 fique sem operar.

Portanto, não é possível realizar a manutenção dos dois disjuntores ao mesmo tempo,

visto que, para cada circuito uma chave ("by-pass") vai direcionar a proteção [3].

As vantagens desse esquema estão na disponibilidade de se retirar qualquer disjuntor para manutenção, podendo adicionar e/ou retirar equipamentos na barra principal sem maiores dificuldades, e ainda, apresenta um baixo custo final e inicial.

Mas por outro lado, existe à necessidade de um disjuntor a mais, e ainda, para se colocar um disjuntor em manutenção requer manobras um pouco mais complicadas, mesmo se ocorrer uma falha no barramento ou disjuntor ainda resulta no desligamento da subestação [3].

5.3.3.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Figura 7 - Disjuntores no esquema de barra principal e transferência [3].

Para realizar a manutenção nos disjuntores primeiro se energiza a barra de transferência e fecha-se o disjuntor de transferência (52), figura 7, em seguida suas chaves adjacentes (51 e 53). Após alterar a chave de transferência de proteção para posição intermediária, fecha-se a chave do by-pass (15, por exemplo), e abrir o disjuntor 22 para realizar a manutenção [3].

No caso de manutenção na barra principal, não é possível sem fazer o desligamento total da subestação, devido ao fato que a barra de transferência não possui proteção adequada e a operação seria de risco [3].

5.3.3.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando existir um defeito em um circuito a proteção irá atuar com a abertura do disjuntor, para não deixar o circuito parado pode-se aplicar a mesma manobra de manutenção de um disjuntor, com isso, o circuito fica funcionando provisoriamente.

Ficando a critério, aproveitar o momento para realizar uma manutenção no disjuntor ou apenas restabelecer o circuito na barra principal. De certo modo, o defeito em um circuito não afeta os outros da subestação [3].

Já no caso de existir um defeito na barra principal, a subestação toda sai de operação, pois a barra de transferência é destinada apenas para manobras [3].

5.3.3.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

A corrente flui pela barra de transferência, que mantém a tensão para os circuitos que chegam e saem. A barra de transferência se mantém sem energia, sendo utilizada apenas em caso de manutenção de disjuntores ou para restabelecer o funcionamento normal da subestação após alguma contingência [3].

5.3.4 BARRA DUPLA COM DISJUNTORES SIMPLES

Figura 8 - Esquema de barra dupla com disjuntores simples [3].

Este tipo de configuração da figura 8 é geralmente usado nas usinas geradoras e nas indústrias. Este esquema possui uma flexibilidade com ambas as barras em operação, ou seja, pode-se isolar qualquer uma das barras para manutenção, sendo vantajoso para operação com cargas e fontes distribuídas. Além disso, possui facilidade de transferência dos circuitos de uma barra para outra com o uso de um único disjuntor de transferência e manobra com chaves [3].

Já se existe duas desvantagens nesse tipo de configuração, no qual, existe a

necessidade de um disjuntor extra para conexão com outra barra, onde que, esta

proteção do barramento pode causar a perda da subestação quando estiver operando com todos os circuitos num único barramento. Além disso, há alta exposição a falhas no barramento e uma falha no disjuntor de transferência pode colocar a subestação fora de serviço [3].

5.3.4.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Nesse esquema, para se realizar a manutenção nos disjuntores, o circuito necessita ser desligado, portanto, uma desvantagem em relação ao esquema anterior.

Por outro lado, este esquema permite a manutenção de uma das barras sem que efetue o desligamento da subestação, ou seja, faz a transferência de todos os circuitos os circuitos para uma barra, para que a outra, após estar desenergizada, receba manutenção [3].

5.3.4.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

No caso de houver um defeito em um circuito, apenas ele fica sem operar, sem afetar o resto da subestação, devendo seu restabelecimento, seguir o mesmo procedimento adotado para manutenção de um disjuntor de circuito. Porém, quando o defeito apresentar em uma barra, os circuitos ligados a ela são desernergizados, mas não se perde totalmente a subestação. Devido ao fato de que, as barras não estão mais sob o mesmo módulo de tensão, fase e frequência, a ligação dos circuitos desernergizados para outra barra não é possível diretamente [3].

5.3.4.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Neste arranjo, as duas barras podem estar energizadas ao mesmo tempo, podendo ligar circuitos a qualquer uma das duas, porém, elas devem possuir o mesmo módulo de tensão, fase e frequência, para que não haja circulação de corrente entre as barras. Para que não ocorra este efeito, usa-se um relé de sincronismo. Portanto, a principal vantagem desse tipo de configuração é a operação para cargas e pontos distribuídos pelas duas barras, aumentando a flexibilidade de operação [3].

5.3.5 BARRA DUPLA COM "BY-PASS"

Este esquema é usado em subestações para tensões até 345 kV, podendo ser

divido em dois tipos: quatro e cinco chaves [3].

Figura 9 - Esquema de barra com 4 chaves [3].

A figura 9 é o arranjo do tipo 4 chaves, podemos observar que possui n circuitos, 5n+1 seccionadores e n+1 disjuntores [3].

Figura 10 - Esquema de barra com 5 chaves [3].

Já na figura 10 é do tipo a 5 chaves, esse arranjo possui n circuitos, 5n+2 seccionadores e n+1 disjuntores.

Esses arranjos têm como grande vantagem, a manutenção das barras e dos disjuntores, porém, sua desvantagem está no alto custo e grande número de operações em comparação com os esquemas anteriores [3].

5.3.5.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Nestes tipos de configuração é possível realizar a manutenção de um disjuntor ou de uma barra, sem desligar o circuito onde ele se localiza, ou a própria subestação.

Basta apenas seguir um procedimento de manobras de chaves e disjuntores, sempre se verificando o sincronismo entre as barras [3].

5.3.5.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando apresentar um defeito em um circuito, assim como no esquema abordado anteriormente, somente ele fica sem operar, não afetando o restante dos circuitos ou a própria subestação. No caso de defeito em uma barra, também segue o mesmo princípio da configuração de barra dupla com disjuntor simples [3].

5.3.5.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Este arranjo apresenta bastante flexibilidade de operação, podendo passar circuitos de uma barra para outra sem o desligamento; as duas barras são energizadas e podem receber os circuitos [3].

5.3.6 BARRA DUPLA COM DISJUNTOR DUPLO

Figura 11 - Esquema de barra dupla com disjuntor duplo [3].

Como podemos ver na figura 11, este esquema possui n circuitos, 2n disjuntores e 4n seccionadores. Este arranjo é mais completo e muito mais flexível e confiável, porém, é muito mais caro. Sua aplicação pode ser encontrada nas instalações de grandes potências e grande necessidade de continuidade de fornecimento [3].

5.3.6.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Este tipo de configuração não necessita do disjuntor de interligação das barras,

portanto, para realizar a manutenção de um disjuntor de um circuito, basta abri-lo e

abrir suas chaves isoladoras, pois a corrente continuará fluindo pelo outro ramo, ligado

à outra barra. No caso de manutenção de uma barra, simplesmente retira-se de

operação todos os circuitos ligados à barra que se dará manutenção, seguido da

abertura de suas chaves adjacentes [3].

5.3.6.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando apresenta defeito em um circuito, a proteção atua em ambos os disjuntores do circuito, retirando-o de operação. E para efetuar sua religação, devem- se fechar as chaves antes dos disjuntores, sem importar com a ordem dos disjuntores a serem ligados, pois os circuitos podem estar ligados a ambas as barras ao mesmo tempo [3].

Agora, quando ocorrer um defeito em uma barra, este tipo de arranjo possui um grande diferencial. Devido os circuitos estar ligados em ambas às barras, ao apresentar um defeito em uma das barras, nenhum dos circuitos será desligado.

Somente ocorrerá o desligamento dos circuitos, se os mesmos, apenas estiverem ligados a uma das barras, e nela ocorrer um defeito [3].

5.3.6.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Neste esquema, os circuitos podem estar ligados a apenas uma ou a ambas as barras, tornando-se assim, um arranjo que apresenta alta confiabilidade [3].

5.3.7 BARRA DUPLA COM DISJUNTOR E MEIO

Figura 12 - Esquema de barra dupla com disjuntor e meio [3].

Este tipo de configuração de barra possui n circuitos, 2n-1 disjuntores e 5n-2 seccionadores, como se pode ver na figura 12. A vantagem nesse esquema está no fato de que há uma maior flexibilidade de manobra e rápida recomposição. Se houver alguma falha nos disjuntores adjacentes às barras, apenas um circuito fica inoperante.

Qualquer uma das barras pode ser retirada de serviço a qualquer momento para

realização da manutenção, pois, falha em um dos barramentos não retira os circuitos de serviços [3].

Mas existe a desvantagem de ter um disjuntor e meio por circuito, e ainda, chaveamento e religamento automático envolvem demasiado número de operações além do disjuntor intermediário e circuitos agregados [3].

5.3.7.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Neste arranjo, no caso de manutenção em um disjuntor, a princípio não existe perda de circuito, uma vez que há dois caminhos possíveis e, caso um disjuntor entre em manutenção, ainda haverá o outro caminho para a corrente disponível. Porém, existe a possibilidade de perda de um circuito não definido quando um disjuntor estiver em manutenção, pois neste arranjo de mais difícil visualização, os disjuntores não estão associados a um circuito somente [3].

Se existir a necessidade de fazer uma manutenção em uma barra, este esquema também permite essa possibilidade. Ao abrir os disjuntores e seccionadores ligados a ela, os circuitos passarão para outra barra através dos disjuntores "centrais"

[3].

5.3.7.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Quando houver um defeito em um circuito, ao atuar sua proteção, não irá afetar o funcionamento dos outros circuitos, podendo apenas limitar a flexibilidade do seu

"par" a um disjuntor apenas [3].

Na existência de defeito em uma das barras, perde-se apenas o caminho pela barra desenergizada, mas, ainda existe a possibilidade de caminho pelos disjuntores

"centrais", e com isso, garantindo a continuidade da operação [3].

5.3.7.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Cada par de circuitos está em uma secção de barra separada, contendo três conjuntos de disjuntor e chaves adjacentes para cada dois circuitos. Os equipamentos devem então suportar a corrente de carga de duas saídas. Porém, este esquema só é válido quando há dois Transformadores de Corrente - TCs por disjuntor (em ambos os lados). Se tiver somente um, pode haver a perda de um elemento a mais para certos tipos de defeito, com isso, perdendo a vantagem desta configuração [3].

5.3.8 ANEL SIMPLES

Figura 13 - Esquema de anel simples [3].

Como podemos observar na figura 13, esta configuração possui n circuitos, n disjuntores e 2n+1 seccionadores. Este arranjo é bom para um número pequeno de circuitos, tem baixo custo e permite manutenção do disjuntor sem interrupção da carga. Além disso, necessita de apenas um disjuntor por circuito e não utiliza a barra principal. Porém, se uma falta ocorre durante a manutenção de um disjuntor o anel pode ser separado em duas seções [3].

5.3.8.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Neste tipo arranjo existe a possibilidade de realizar a manutenção do disjuntor sem o desligamento do circuito, basta apenas ligar o circuito ao outro ramo do anel.

Devem-se ter seccionadores de isolamento em todas as saídas, para permitir a recomposição do anel caso seja necessário deixar uma saída desligada provisoriamente [3].

No caso de manutenção das barras, um circuito sai de operação, devido ao fato que, a manutenção é feita no nó do arranjo (do anel), e com isso, a saída ligada a este e seus disjuntores e chaves adjacentes são abertos [3].

5.3.8.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

Tanto na ocorrência de um defeito em um circuito ou em um "nó", terá se a

perda de dois disjuntores adjacentes, porém, somente o circuito ou o que estiver ligado

ao "nó" será desligado, ou seja, os demais se mantêm energizados [3].

5.3.8.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Neste esquema, cada circuito possui apenas um disjuntor, porém mais de um caminho possível, portanto, indicado para se aplicar a um pequeno número de circuitos, pois, com a manutenção de um disjuntor, a abertura de outro disjuntor não adjacente abre o anel, podendo causar sérias perturbações no sistema [3].

5.3.9 ANÉIS MÚLTIPLOS

Figura 14 - Esquema de anéis múltiplos [3].

A configuração de anéis múltiplos apresenta as mesmas características do arranjo em anel simples, mas com uma diferença, ele permiti maior variedade de operações entre os anéis, em desenergizar o sistema. Este esquema, figura 14, facilita a expansão da subestação [3].

5.3.9.1 MANUTENÇÃO NOS DISJUNTORES E NAS BARRAS

Para realizar a manutenção nos disjuntores, este esquema apresenta

características semelhantes ao anel simples, porém com mais confiabilidade, pois há

ainda mais caminhos possíveis para a corrente. Entretanto, deve ser observada a

questão de um número não muito grande de circuitos, para evitar situações como o

desligamento de um disjuntor com outro fora já em manutenção, dividindo o anel em duas partes [3].

No caso de manutenção em um nó, assim como ocorre no esquema de anel simples, também ocorre neste tipo de arranjo, ou seja, algum circuito sai de operação [3].

5.3.9.2 DEFEITO EM CIRCUITO E EM UMA BARRA

O defeito em circuito ou em uma barra é semelhante ao esquema de anel simples [3].

5.3.9.3 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÕES

Como informado, esta configuração é similar ao anel simples, porém com mais caminhos para a corrente, o que torna o sistema mais confiável. A visualização operacional aqui é mais complexa, pois, cada disjuntor está ligado a duas saídas, com algumas saídas ligadas até três disjuntores [3].

5.3.10 COMPARAÇÕES DOS TIPOS DE BARRAS

Neste tópico será apresentada uma tabela, que aborda uma comparação entre os tipos de barra possíveis para uma subestação, tal comparação leva em consideração a confiabilidade, o custo e a área disponível dos arranjos das subestações.

Tabela 1 - Comparações de confiabilidade x custo x área disponível dos arranjos das subestações [3].

Arranjo Confiabilidade Custo Área disponível

Barra Simples

Menor Confiabilidade. Falhas simples podem ocasionar o

desligamento da SE

Menor Custo e menor número de

componentes

Menor área e menor número de componentes

Barra Principal e Transferência

Baixa confiabilidade, semelhante à da barra simples, porém, uma melhor flexibilidade na operação e

manutenção

Custo Moderado e poucos componentes

Pequena área e poucos componentes

Barra Dupla, Disjuntor

Simples

Confiabilidade Moderada

Custo moderado, número de componentes um

pouco maior

Área moderada, número de componentes um

pouco maior

Barra Dupla, Disjuntor

Duplo

Alta Confiabilidade, falhas simples isolam apenas um circuito

Custo elevado, número de componentes

duplicado

Grande área, dobro do número de componentes

Barra Dupla, Disjuntor e

Meio

Alta Confiabilidade, falhas simples isolam apenas um circuito

Custo Moderado, número de componentes um

pouco maior

Grande área, maior número de componentes por

circuitos

Barra em Anel

Alta confiabilidade, falhas simples isolam apenas um circuito

Custo moderado, número de componentes um

pouco maior

Área moderada, aumenta com o número de circuitos

5.4 SUBESTAÇÕES ISOLADAS A GÁS

5.4.1 CONTEXTUALIZAÇÃO

Estes tipos de subestações, GIS, utilizam como substância isolante o gás hexafluoreto de enxofre (SF

). Os disjuntores, as chaves interruptoras, os transformadores de corrente e os transformadores de tensão ficam submersos no gás dentro de um envólucro metálico aterrado [3].

Comparando a GIS e a AIS, pode-se afirmar que é necessária uma maior distância entre os cabos com isolação a ar para conseguir atingir os mesmos resultados obtidos com isolação a gás SF

. Consequentemente, comparando as subestações de mesmo nível de tensão, a GIS pode ser em torno de dez vezes menor do que a AIS [3].

Devido à vantagem de ocupar menos espaço, as GIS são usadas, na maior parte dos casos, em regiões onde o espaço é ou muito caro, ou não é disponível.

Outro fator importante das subestações isoladas a gás, é que suas partes ativas possuem proteção contra a deterioração da exposição ao ar atmosférico, à contaminação e umidade. Com isso, além delas serem mais compactas do que as AIS, também requerem menos manutenção [3].

As primeiras subestações que tem o SF

como isolante foram desenvolvidas

entre as décadas de 60 e 70, e em poucos anos, tiveram um grande aumento do seu

uso em projetos que apresentavam espaços limitados. Como no Brasil, o tamanho de

espaço de construção não era um empecilho no projeto, o uso das GIS era limitado

devido ao seu alto custo de implantação [3].

5.4.2 GÁS SF

O hexafluoreto de enxofre (SF

) é um composto químico inorgânico oriundo das mistura do enxofre e flúor, sendo assim um gás sintético, utilizado principalmente na indústria elétrica, como meio isolante e extintor de arco elétrico. Ele possui grande eletronegatividade, portanto extingue arcos elétricos. É quimicamente inerte, e 23.000 vezes mais nocivo para o efeito estufa que o dióxido de carbono. Entretanto, representa menos de 1% de colaboração no aquecimento global [3].

Ele é um gás inerte, incolor, inodoro, insípido e não é inflamável, sendo também, cerca de cinco vezes mais denso do que o ar. Este tipo de gás é aplicado nas subestações em pressões de 400 a 600 kPa absoluto, fazendo com que o gás não condense às temperaturas mais baixas quando em contato com os equipamentos [3].

O SF

é normalmente usado em subestações de médias e altas tensões, substituindo os meios mais antigos de isolantes, óleo e o ar atmosférico. Quando comparado ao ar, ele tem aproximadamente três vezes mais capacidade isolante, e cerca de cem vezes mais interrupção de arcos elétricos. Na extinção do arco elétrico, o gás é decomposto, porém, essa decomposição recombina-se, tornando-se SF

novamente, sendo desnecessária sua reconstituição [3].

No interior das GIS, usa-se uma peneira especial para filtrar o acúmulo de subprodutos reativos que são formados, na decomposição do gás SF

. A combinação de vapor d'água e SF

em decomposição possibilita a formação de ligações corrosivas como ácido fluorídrico, que, sob certas circunstâncias, causam alterações prejudiciais das superfícies de contato e de alguns isoladores, causando uma ruptura dielétrica [3].

Por este motivo, o meio no interior da subestação deve estar suficientemente

"seco". No entanto, se o gás condensa na forma de "gelo", a tensão de ruptura não é afetada, sendo importante que os pontos condensados do gás no equipamento, estejam abaixo de -10°C. Para ajudar a manter um nível baixo de umidade, os materiais absorventes são aplicados dentro do envolto metálico da GIS, porém, ao longo do tempo, a umidade vai aumentar a partir das superfícies das substâncias dielétricas [3].

5.4.3 ESTRUTURA DE UMA SUBESTAÇÃO A GÁS

A GIS é projetada com alguns equipamentos tais como: disjuntores, transformadores de corrente, transformadores de potência, barra de interligação, chaves interruptoras e para-raios, combinando um diagrama de uma linha elétrica de uma subestação. Elas são envolvidas por um invólucro metálico que limita os equipamentos e o gás SF

da subestação, conhecido como fluoduto [3].

Os módulos são unidos através de flanges e, aparafusados na vedação para o fluoduto e com plug-ins de contato para os condutores. Para melhor visualização dos fluodutos e flanges, a figura 15 apresenta um modelo típico de uma subestação a gás [3].

Figura 15 - Modelo de uma subestação a Gás [7].

Normalmente, para sistemas de até 170 kV de tensão, as três fases podem estar no mesmo fluoduto. Porém, para tensões superiores, utiliza-se um fluoduto de fase única, pois, apresentaria um tamanho excessivo se usado apenas um para as três fases. Esses fluodutos e invólucros são em sua maioria fundidos ou soldados em alumínio, porém em alguns casos é usado o aço. A principal desvantagem em utilizar o aço, está na degradação através da oxidação, sendo necessária a realização da pintura interna e externa [3].

Para unir os condutores, juntas aparafusadas e contatos elétricos são usados

nas suas várias seções. Os principais condutores utilizados nas subestações a gás

são os constituídos de alumínio, podendo ser de cobre. Também é comum superfícies

condutoras de correntes [3].

As partes internas das GIS são suportadas por isoladores. Esses isoladores são feitos de material resinado epóxi para prevenir a formação de vazios e rachaduras durante sua operação. Eles proporcionam uma barreira para o gás. Também são usados para permitirem que o gás passe de um lado para o outro, dentro do módulo da GIS. Os isoladores do tipo disco e cones são os principais e mais utilizados [3].

5.4.4 EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES A GÁS

Dentro das subestações a gás pode-se encontrar diversos tipos de equipamentos e dispositivos, tais como: disjuntores, transformadores e chaves.

5.4.4.1 DISJUNTORES

As subestações isoladas a gás utilizam os mesmos tanques de disjuntores SF

usados nas subestações isoladas a ar. Porém, nas subestações isoladas a gás, os orifícios na parte do fluoduto que se encontra o disjuntor estão diretamente ligados ao módulo das GIS adjacentes [3].

5.4.4.2 TRANSFORMADORES DE CORRENTE

Os transformadores de corrente são equipamentos indutivos, podendo sua instalação ser no interior ou exterior da subestação a gás. Eles são protegidos contra o campo elétrico produzido nos condutores de alta tensão, que podem aparecer no secundário através de acoplamento capacitivo e, enquanto o primário é ligado diretamente nos condutores da GIS [3].

5.4.4.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Os transformadores de potencial são equipamentos indutivos com núcleo de ferro. O seu enrolamento primário é fixado em uma película plástica isolante, imersa em SF

. Este tipo de transformador exige um escudo de campo elétrico entre os enrolamentos primário e secundário para evitar acoplamento capacitivo de tensões transitórias [3].

Os transformadores de potencial podem ser facilmente removíveis para que a subestação possa ser testada em alta tensão, sem danificá-los [3].

5.4.4.4 CHAVES INTERRUPTORAS

As chaves seccionadoras nas subestações isoladas a gás possuem um contato

móvel que se abre ou fecha. Elas abrem uma lacuna entre os contatos estacionários,

quando ativadas por uma haste de operação isolante. Está haste é movida por um eixo selado vindo através das paredes do fluoduto [3].

Estes contatos estacionários possuem uma proteção física que os ajuda na distribuição do campo elétrico dentro da GIS, para que esse se mantenha em um nível apropriado [3].

5.4.4.5 CHAVES DE TERRA

As chaves de terra são interruptores com um contato móvel que se abre ou fecha, formando uma lacuna entre o condutor de alta tensão e o fluoduto. Os contatos deslizantes, com as devidas proteções em relação aos campos elétricos, são fornecidos no fluoduto e no condutor [3].

Essas chaves de ação rápida, geralmente de mola e materiais de contato que suportam arcos, são frequentemente usadas no ponto de conexão da subestação para o resto da rede de energia elétrica [3].

5.4.5 BARRA DE UMA SUBESTAÇÃO A GÁS

A barra é utilizada para conectar os módulos que não estão diretamente ligados uns aos outros. Ela consiste no uso de um condutor, ligado a uma extremidade do lado externo do fluoduto e um fluoduto externo. Podendo também ser usados isoladores de apoio, contatos elétricos deslizantes e articulações flangeadas [3].

O flange é um elemento utilizado para unir dois componentes de um sistema de tubulações. Ele permite que um sistema de tubulações possa ser desmontado sem operações destrutivas. Sua montagem é feita em pares e unidos por parafusos, realizando-se uma força de compressão na superfície de contato entre os dois, a fim de vedar a conexão [3].

5.4.6 FORMA DE CONEXÃO SF

- AR

A conexão SF

- Ar é feita anexando um cilindro oco com isolamento a uma

flange na extremidade de um fluoduto. Este cilindro contém isolante SF

pressurizado

no interior e é adequado para exposição ao ar atmosférico do lado de fora. O condutor

continua pelo interior do cilindro isolante, chegando a uma placa terminal de metal. Na

parte externa desta placa há dispositivos que permitem aparafusar um condutor

isolado a ar [3].

Para realizar a ligação de uma linha a uma GIS é usado vários conectores.

Esses conectores ficam instalados no cabo, proporcionando uma barreira física entre o dielétrico do cabo e do gás [3].

5.4.7 TIPO DE ARRANJO ELÉTRICO

A maioria dos projetos das subestações isoladas a gás foi desenvolvida inicialmente para sistemas com uma barra e arranjos com disjuntor simples. Este método fornece uma boa confiabilidade, operação simples, relé de proteção fácil e excelente economia. Através da integração de várias funções em cada módulo da subestação o custo da barra de arranjo com disjuntor único pode ser significativamente reduzido [3].

5.4.8 AS VANTAGENS ECONÔMICAS DA GIS

A GIS apresenta um alto custo dos seus equipamentos em comparação a AIS, porém, a sua instalação é mais barata. Essa vantagem se dá pelo motivo de ocupar menos espaço para sua construção, por isso, ao aumentar a tensão do sistema automaticamente aumenta-se sua vantagem em comparação com uma subestação isolada a ar. As subestações de alta tensão, isoladas a ar, tendem a ter áreas muito maiores por causa das longas distâncias necessárias para o isolamento [3].

No entanto, com os avanços técnicos e de produção nos últimos anos, o custo

de uma AIS foi reduzido significativamente, enquanto que os equipamentos da GIS

não demonstraram qualquer redução de custos. Portanto, mesmo as GIS

apresentando uma viabilidade comprovada e quase não havendo a necessidade de

manutenção, ela atualmente é considerada muito cara, sendo aplicável em casos em

que o espaço é o fator mais importante [3].

6 METODOLOGIA

A presente análise comparativa tem como objetivo auxiliar na tomada de decisão de implantação de uma subestação de energia elétrica de alta potência. Para isso, será realizada uma revisão bibliográfica a fim de conhecer quais aspectos devem ser levados em consideração na escolha do projeto.

Quanto aos procedimentos, a pesquisa será baseada em bibliografias, como livros e artigos, em documentos, tais como: Normas da ABNT, relatórios de manutenção de subestações, e ainda, orçamentos de custo de implantação e manutenção. Os dados obtidos serão analisados e organizados de forma que, obtenham-se os fatores que influenciam numa melhor escolha.

Devido ao fato de existir inúmeras configurações de subestações, trabalhar-se- á com um tipo de amostras que pode apresentar uma alta diferença de custos. As amostras serão baseadas em subestações com tensão superior a 230 kV, com a função de transmissão e elevadoras, e ainda, aplicadas em usinas geradoras.

A coleta de dados, como orçamentos e relatórios, se dará por meio de comunicação eletrônica, sendo solicitados para as empresas do ramo de construção e operação de subestações, e ainda, na busca de informações no próprio site da ANEEL. Os dados coletados serão agrupados e classificados, utilizando-se planilhas do software Microsoft® Office Excel® (2007) [Software de Computador] (Versão para Estudante) ©Microsoft Corporation. O agrupamento e classificação será por nível de tensão, potência de transformação e tipo de isolação. Através das normas técnicas, realizar uma estimativa de área necessária para cada tipo de subestação.

Para realizar a análise comparativa, a fim de auxiliar na tomada de decisão,

serão utilizados os seguintes critérios: custo de implantação, custo de manutenção,

segurança e área disponível. Como modelo para realizar a análise, será utilizada a

usina hidrelétrica UHE Sinop, localizada no Rio Teles Pires, no município de Claúdia-

MT, a 76 Km do município de Sinop, com potência instalada de 400 MW, sendo duas

unidades geradoras de 200 MW cada, com rotor Kaplan, possuindo está, tensão

nominal de geração 13,8 kV, sendo transmitida em 500 kV.

7 CRONOGRAMA

Distribuição das tarefas previstas na execução da pesquisa. O cronograma mostra a previsão de tarefas futuras a partir da aprovação do PP. A sequência de tarefas segue conforme a metodologia adotada e vai estabelecendo datas-limites para coleta de dados, análise, redação e conclusão do trabalho.

ATIVIDADES

MÊS

1

2

3

4

5

6

Revisão bibliográfica complementar Coleta de dados complementares Redação do artigo científico

Revisão e entrega

oficial do trabalho

Apresentação do

trabalho em banca

8 REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

[1] URPIA, E. M.; FERREIRA, G. B. Substituição da Subestação blindada, 69 kV, isolada a gás SF6 da Coelba, por uma Instalação Convencional. São Paulo, 2010. Disponível em:<

http://www.mfap.com.br/pesquisa/arquivos/20110120085552- trabalho_786.pdf>. Acesso em: 19 dez. 2016.

[2] MAMEDE, J. Instalações Elétricas Industriais. 7 ed. Rio de Janeiro:

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[4] DUAILIBE, P. Subestações: Tipos, Equipamentos e Proteção. Rio de

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[5] MELLO, D. M. Análise de Características de Subestações Isoladas Blindadas a Gás e Comparação Frente a Projetos Convencionais.

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[6] FRONTIN, S. O. et al. EQUIPAMENTOS DE ALTA TENSÃO:

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[7] ABB. 2016_02_10_Image_SingaporeGIS_Substation_1. 2016. Altura:

2664 pixels, Largura: 4000 pixels. 2,56MB. Formato JPG. Disponível

em:<http://www04.abb.com/global/seitp/seitp202.nsf/0/d7ca916ea1812

d55c1257f530036654d/$file/2016_02_10_Image_SingaporeGIS_Subst

ation_1.JPG>. Acesso em: 19 dez. 2016.