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ELETRICIDADE II
NOTAS DE AULA
Prof. Antonio J. da S. Baptista
-2016.1-
ÍNDICE
1- CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA
2- NOÇÕES DE PROJETO DE INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
3- INSTALAÇÕES DE MOTORES
4- PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
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1- CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA
1.1-PRINCÍPIOS BÁSICOS
O fator de potência (FP) de um sistema elétrico qualquer, que está operando em corrente
alternada (CA), é definido pela razão da potência real ou potência ativa pela potência total ou
potência aparente.
Em circuitos de corrente alternada (CA) puramente resistivos, as ondas de tensão e de corrente
estão em fase, ou seja, mudando a sua polaridade no mesmo instante em cada ciclo. Quando
cargas reativas estão presentes, tais como capacitores e/ou indutores, o armazenamento de energia
nessas cargas resulta em uma diferença de fase entre as ondas de tensão e corrente. Uma vez que
essa energia armazenada retorna para a fonte e não produz trabalho útil, um circuito com baixo
fator de potência terá correntes elétricas maiores para realizar o mesmo trabalho do que um
circuito com alto fator de potência.
O fluxo de potência em circuitos de corrente alternada tem três componentes: potência ativa
(P), medida em watts (W); potência aparente (S), medida em volt-ampères (VA); e potência
reativa (Q), medida em volt-ampère-reativo (VAR).
A potência ativa está associada à produção de trabalho em um determinado período de tempo.
Devido aos elementos reativos da carga, a potência aparente, que é o produto da tensão pela
corrente do circuito, será igual ou maior do que a potência ativa.
A potência reativa é a medida da energia armazenada que é devolvida para a fonte durante cada
ciclo de corrente alternada. É a energia que é utilizada para produzir os campos elétrico e
magnético necessários para o funcionamento de certos tipos de cargas como, por exemplo,
retificadores industriais e motores elétricos.
O fator de potência (fp) pode ser expresso como:
fp =
P
S
No caso de formas de onda perfeitamente senoidais, P, Q e S podem ser representados por
vetores que formam um triângulo retângulo, também conhecido como triângulo de potências,
sendo que:
S2 = P2 + Q2
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Se φ é o ângulo de fase entre as de ondas de corrente e tensão, então o fator de potência é igual
a |cos (φ)| , e:
P = S . cos (φ)
Por definição, o fator de potência é um número adimensional entre 0 e 1. Quando o fator de
potência é igual a zero (0), o fluxo de energia é inteiramente reativo, e a energia armazenada é
devolvida totalmente à fonte em cada ciclo. Quando o fator de potência é 1, toda a energia
fornecida pela fonte é consumida pela carga. Normalmente o fator de potência é assinalado como
atrasado ou adiantado para identificar o sinal do ângulo de fase entre as ondas de corrente e tensão
elétricas. Um alto fator de potência indica uma eficiência alta e inversamente, um fator de
potência baixo indica baixa eficiência energética.
O fator de potência é determinado pelo tipo de carga ligada ao sistema elétrico, que pode ser:
=>Resistiva
=>Indutiva
=>Capacitiva
Se uma carga puramente resistiva é conectada ao sistema, a corrente e a tensão mudarão de
polaridade em fase, nesse caso o fator de potência será unitário (1), e a energia elétrica flui numa
mesma direção através do sistema em cada ciclo.
Onda de corrente (I) em fase com a onda de tensão (V). A carga possui característica
resistiva. FP=1
Cargas indutivas tais como motores e transformadores (equipamentos com bobinas) produzem
potência reativa com a onda de corrente atrasada em relação à tensão.
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Onda de corrente (I) atrasada em relação à onda de tensão (V). A carga possui
característica indutiva. FP<1 (atrasado)
Cargas capacitivas tais como bancos de capacitores ou cabos elétricos enterrados produzem
potência reativa com corrente adiantada em relação à tensão.
Onda de corrente (I) adiantada em relação à onda de tensão (V). A carga possui
característica capacitiva. FP<1 (adiantado)
Ambos os tipos de carga absorverão energia durante parte do ciclo de corrente alternada,
apenas para devolver essa energia novamente para a fonte durante o resto do ciclo.
Por exemplo, para se obter 1 kW de potência ativa quando o fator de potência é unitário (igual
a 1), 1 kVA de potência aparente será necessariamente transferida (1 kVA = 1 kW ÷ 1). Sob
baixos valores de fator de potência, será necessária a transferência de uma maior quantidade de
potência aparente para se obter a mesma potência ativa. Para se obter 1 kW de potência ativa com
fator de potência 0,2 será necessário transferir 5 kVA de potência aparente (1 kW = 5 kVA × 0,2).
É possível corrigir o fator de potência para um valor próximo ao unitário. Essa prática é
conhecida como correção do fator de potência e é conseguida mediante o acoplamento de bancos
de indutores ou capacitores, com uma potência reativa Q contrária à da carga, tentando ao
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máximo anular essa componente. Por exemplo, o efeito indutivo de motores pode ser anulado
com a conexão em paralelo de um capacitor (ou banco de capacitores) junto ao equipamento.
As perdas de energia aumentam com o aumento da corrente elétrica transmitida. Quando a
carga tem fator de potência menor do que 1, mais corrente é requerida para suprir a mesma
quantidade de potência útil. As concessionárias de energia estabelecem que os consumidores,
especialmente os que possuem cargas maiores, mantenham os fatores de potência de suas
instalações elétricas acima de um limite mínimo, hoje 0,92. Estuda-se aumentar para 0,96.
Engenheiros freqüentemente analisam o fator de potência de uma carga como um dos indicadores
que afetam a eficiência da transmissão e geração de energia elétrica.
No Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL estabelece que o fator de potência
nas unidades consumidoras deve ser superior a 0,92 capacitivo durante a madrugada (de 00:00h às
06:00h) e 0,92 indutivo durante as outras 18 horas do dia (de 06:00h às 24:00h). Esse limite é
determinado pelo Artigo nº 64 da Resolução ANEEL nº 456 de 29 de novembro de 2000 e quem
descumpre está sujeito a tarifa adicional que leva em conta o fator de potência medido e a energia
consumida ao longo de um mês.
A mesma resolução estabelece que a exigência de medição do fator de potência pelas
concessionárias é obrigatória para unidades consumidoras de média tensão (supridas com mais de
2.300 V) e facultativa para unidades consumidoras de baixa tensão (abaixo de 2.300 V, como
residências em geral). A cobrança em baixa tensão, na prática, raramente ocorre, pois o fator de
potência deste tipo de unidade consumidora geralmente está acima de 0,92. Não compensa, pois, a
instalação de medidores de energia reativa.
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1.2-FORMAS DA CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA
Na decisão para escolha se o fator de potência de cargas individuais deva ser corrigido com
capacitores fixos ou através de sistema de banco de capacitores centralizado, aspectos econômicos
e técnicos devem ser levados em conta. Sistemas para compensação automática centralizada do
fator de potência possuem um custo mais alto por carga instalada. Se for considerado, porém, que
na maioria das plantas elétricas as cargas não estarão ligadas simultaneamente, um sistema de
compensação automático centralizado terá um valor menor do que o necessário para compensar
toda a potência instalada.
1.2.1-CORREÇÃO INDIVIDUAL
Na correção individual os capacitores são conectados diretamente aos terminais das cargas
individuais, sendo ligados simultaneamente (figura 1.2.1).
Recomenda-se uma compensação individual para os casos onde haja grandes cargas de
utilização constante e longos períodos de operação. Desta forma pode-se reduzir a bitola dos
cabos de alimentação da carga.
Os capacitores geralmente podem ser conectados diretamente aos terminais das cargas, sendo
manobrados por meio de um único contator.
Fig. 1.2.1
1.2.2-CORREÇÃO PARA GRUPO DE CARGAS
Na compensação de um grupo de cargas, o sistema de compensação de reativos estará
relacionado a um grupo de cargas, que poderá ser composto, por ex., de lâmpadas fluorescentes,
que serão manobradas por meio de um contator ou de disjuntor (figura 1.2.2).
Fig. 1.2.2
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1.2.3-CORREÇÃO CENTRALIZADA DAS CARGAS
Para a compensação centralizada são normalmente utilizados bancos de capacitores ligados
diretamente a um alimentador principal (figura 1.2.3). Isto é particularmente vantajoso quando a
planta elétrica for constituída de diversas cargas com diferentes potências e períodos de operação.
Uma compensação centralizada possui ainda as seguintes vantagens:
• os bancos de capacitores, por estarem centralizados, podem ser supervisionados mais
facilmente.
• ampliações futuras tornam-se mais simples.
• a potência dos capacitores pode ser adaptada constantemente por aumento de potência da
planta elétrica.
• considerando-se o fator de simultaneidade, geralmente a potência reativa necessária é
inferior à potência necessária para a compensação das cargas individualmente.
Fig. 1.2.3
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2-NOÇÕES DE PROJETO DE INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
2.1-INTRODUÇÃO
Projetar uma instalação elétrica de uma edificação predial ou industrial consiste em:
· Quantificar e determinar os tipos e localizar os pontos de utilização de energia elétrica;
· Dimensionar, definir o tipo e o caminhamento dos condutores e condutos;
· Dimensionar, definir o tipo e a localização dos dispositivos de proteção, de comando,
de medição de energia elétrica e demais acessórios.
Partes componentes de um projeto de instalação elétrica:
a)-Memorial Descritivo => descrição da instalação e dimensionamento de condutores, condutos e
proteções.
b)-Plantas, esquemas e detalhes necessários à execução do projeto;
c)-Especificações dos materiais a serem utilizados e normas para sua aplicação.
2.2-SIMBOLOGIA
Símbolos gráficos são utilizados para facilitar a execução do projeto e a identificação dos
dispositivos utilizados. A norma NBR-5444 estabelece os símbolos gráficos referentes às
instalações elétricas prediais. A tabela 2.2.1 mostra alguns símbolos previstos na norma. A planta
de instalações deve ser executada sobre um desenho que deve conter os detalhes de arquitetura e
estrutura para compatibilização com o projeto elétrico. A figura 2.2.1 apresenta um exemplo de
planta de instalação predial.
Figura 2.2.1 - Exemplo de planta de instalação predial
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Tabela 2.2.1 – Exemplos de símbolos previstos na norma NBR-5444
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2.3-CARGAS
Carga => potência nominal do equipamento, informada pelo fabricante, ou calculada a
partir da tensão e corrente nominais e pelo fator de potência. A tabela abaixo apresenta, a título de
exemplo, as potências de alguns equipamentos.
Os critérios estabelecidos a seguir se referem às instalações em cômodos de unidades
residenciais e nas acomodações de hotéis, motéis e similares.
2.3.1-Cargas de Iluminação
Em cômodos com área  6m2 => carga mínima de 100VA.
excedentes.
Em cômodos com área  6m2 => carga mínima de 100VA + 60 VA para cada 4m2
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2.3.2-Pontos de Tomada de Uso Geral
Tomadas de uso geral são aquelas onde são ligados aparelhos móveis ou portáteis
como, por exemplo, enceradeira, aspirador de pó, aparelhos de som, liquidificador, etc. As
instalações prediais devem observar os seguintes requisitos:
lavatório;
a) em banheiros, deve ser previsto pelo menos um ponto de tomada, próximo ao
b) em cozinhas, copas, copas-cozinhas, áreas de serviço, cozinha-área de serviço,
lavanderias e locais análogos, deve ser previsto no mínimo um ponto de tomada para cada 3,5 m,
ou fração, de perímetro, sendo que acima da bancada da pia devem ser previstas no mínimo duas
tomadas de corrente, no mesmo ponto ou em pontos distintos;
c) em varandas, deve ser previsto pelo menos um ponto de tomada;
d) em salas e dormitórios devem ser previstos pelo menos um ponto de tomada
para cada 5 m, ou fração, de perímetro, devendo esses pontos ser espaçados tão uniformemente
quanto possível;
e) em cada um dos demais cômodos e dependências de habitação devem ser
previstos pelo menos:
ou inferior a 6
m2
;
i)-um ponto de tomada, se a área do cômodo ou dependência for igual
ii)-um ponto de tomada para cada 5 m, ou fração, de perímetro, se a
área do cômodo ou dependência for superior a 6 m2, devendo esses pontos ser espaçados tão
uniformemente quanto possível.
A potência a ser atribuída a cada ponto de tomada é função dos equipamentos que ele
poderá vir a alimentar e não deve ser inferior aos seguintes valores mínimos:
=> em banheiros, cozinhas, copas, copas-cozinhas, áreas de serviço, lavanderias e
locais análogos, no mínimo 600 VA por ponto de tomada, até três pontos, e 100 VA por ponto
para os excedentes, considerando-se cada um desses ambientes separadamente.
=> nos demais cômodos ou dependências, no mínimo, 100 VA por ponto de
tomada.
2.3.3-Pontos de Tomada de Uso Específico
Tomadas de uso específico são aquelas destinadas à ligação de equipamentos fixos
e estacionários como, por exemplo, chuveiros, secadoras de roupa, máquina de lavar, torneira
elétrica, etc. As instalações prediais devem observar os seguintes requisitos:
a)-quando um ponto de tomada for previsto para uso específico, deve ser a ele
atribuída uma potência igual à potência nominal do equipamento a ser alimentado ou à soma das
potências nominais dos equipamentos a serem alimentados. Quando valores precisos não forem
conhecidos, a potência atribuída ao ponto de tomada deve seguir um dos dois seguintes critérios:
i)-potência ou soma das potências dos equipamentos mais potentes que o
ponto pode vir a alimentar, ou
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circuito respectivo.
ii)-potência calculada com base na corrente de projeto e na tensão do
b)-os pontos de tomada de uso específico devem ser localizados no máximo a 1,5
m do ponto previsto para a localização do equipamento a ser alimentado.
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2.4-DIVISÃO DAS INSTALAÇÕES EM CIRCUITOS
Circuito => é o conjunto de pontos de consumo, alimentados pelos mesmos condutores e
ligados ao mesmo dispositivo de proteção (chave ou disjuntor).
A divisão da instalação em circuitos deve ser de modo a atender, entre outras, às seguintes
exigências:
 segurança - por exemplo, evitando que a falha em um circuito prive de alimentação
toda uma área;
 conservação de energia - por exemplo, possibilitando que cargas de iluminação e/ou de
climatização sejam acionadas na justa medida das necessidades;
 funcionais - por exemplo, viabilizando a criação de diferentes ambientes, como os
necessários em auditórios, salas de reuniões, espaços de demonstração, recintos de lazer, etc.;
 de produção - por exemplo, minimizando as paralisações resultantes de uma falha;
 de manutenção - por exemplo, facilitando ou possibilitando ações de inspeção e de
reparo.
Os seguintes critérios devem ser observados em unidades residenciais e nas acomodações
de hotéis, motéis e similares:
a)-circuitos independentes devem ser previstos para os aparelhos de
potência igual ou superior a 1500 VA;
b)-as proteções dos circuitos de aquecimento ou condicionamento de ar
podem ser agrupadas no quadro de distribuição elétrica geral ou num quadro separado;
c)-quando um mesmo alimentador abastece vários aparelhos individuais de
ar condicionado, deve haver uma proteção para o alimentador geral e uma proteção junto a cada
aparelho, caso este não possua proteção interna própria;
d)-como regra geral, os circuitos de iluminação devem ser separados dos
circuitos de tomadas. Permite-se, entretanto, pontos de iluminação e tomadas em um mesmo
circuito, exceto nas cozinhas, copas e áreas de serviço.
e)-cada circuito deverá ter seu próprio condutor neutro.
Em lojas, residências e escritórios, os circuitos de distribuição devem atender aos
seguintes requisitos mínimos:
 residências: 1 circuito para cada 60 m2 ou fração;
 lojas e escritórios: 1 circuito para cada 50 m2 ou fração.
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2.5-DISPOSITIVOS DE COMANDO DOS CIRCUITOS
a)-Interruptores
b)-“Three Way” (paralelo)
Esquema de instalação de um sistema “Three Way” para acionamento de uma lâmpada
incandescente
c)“Four Way” (intermediário)
É usado quando se deseja atuar em uma lâmpada, ou conjunto de lâmpadas em mais de
dois pontos. Funciona invertendo as ligações entre dois interruptores no sistema “Three Way” que
ficam nas extremidades.
d)-Minuteria
e)-Contactores e Chaves Magnéticas
f)-Controles com intertravamento
g)-Controle da intensidade luminosa de lâmpadas
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2.6-LINHAS ELÉTRICAS
2.6.1-TIPOS DE LINHAS ELÉTRICAS
Os tipos de linhas elétricas, de acordo com a norma NBR-5410, são apresentados
na tabela 2.6.1.1 abaixo:
Tabela 2.6.1.1 – Tipos de Linhas Elétricas
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Os métodos de referência são os métodos de instalação para os quais a capacidade de condução de
corrente foi determinada por ensaio ou por cálculo. São eles:
A1: condutores isolados em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente
isolante;
A2: cabo multipolar em eletroduto de seção circular embutido em parede termicamente isolante;
B1: condutores isolados em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira;
B2: cabo multipolar em eletroduto de seção circular sobre parede de madeira;
C: cabos unipolares ou cabo multipolar sobre parede de madeira;
D: cabo multipolar em eletroduto enterrado no solo;
E: cabo multipolar ao ar livre;
F: cabos unipolares justapostos (na horizontal, na vertical ou em trifólio) ao ar livre;
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G: cabos unipolares espaçados ao ar livre.
2.6.2-NÚMERO DE CONDUTORES CARREGADOS
O número de condutores carregados a ser considerado num circuito é o dos condutores
efetivamente percorridos por corrente. Assim, temos:
a)-circuitos de corrente alternada:
Monofásico a dois condutores => 2 condutores carregados;
Monofásico a três condutores => 2 condutores carregados;
Duas fases sem neutro
=> 2 condutores carregados;
Duas fases com neutro
=> 3 condutores carregados;
Trifásico sem neutro
=> 3 condutores carregados;
Trifásico com neutro
=> 3 ou 4 condutores carregados, considerando que:
i)-Quando num circuito trifásico com neutro as correntes são consideradas
equilibradas, o condutor neutro não deve ser considerado.
ii)-Quando for prevista a circulação de corrente harmônica no condutor
neutro de um circuito trifásico, este condutor será sempre computado, tendo-se
portanto 4 condutores carregados.
b)-circuitos de corrente contínua: 2 ou 3 condutores
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2.7-DIMENSIONAMENTO DE CONDUTORES
Uma vez escolhida a maneira de instalar os cabos elétricos e conhecida a potência dos
pontos de utilização, devemos dimensionar os condutores que alimentarão as cargas, ou seja,
devemos calcular a seção reta adequada dos condutores de energia elétrica de cada circuito. Para
dimensionar os condutores, dois critérios precisam ser examinados:
a)-capacidade de corrente; e
b)-queda de tensão admissível.
Deve-se ainda observar que a norma NBR 5410 prevê a seção mínima dos condutores
conforme o tipo de instalação (ver tabela 2.7.1), a seção do condutor neutro (ver tabela 2.7.2) e a
seção mínima do condutor de proteção (ver tabela 2.7.3).
Após verificados os critérios acima, o condutor a ser escolhido é o de maior seção reta.
Tabela 2.7.1 – Seção mínima dos condutores
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Tabela 2.7.2 – Seção do Condutor Neutro
Tabela 2.7.3 – Seção Mínima do Condutor de Proteção
24
2.7.1-CRITÉRIO DA CAPACIDADE DE CORRENTE
A capacidade de condução de corrente é um critério importantíssimo, pois considera os efeitos
térmicos provocados nos componentes do circuito pela passagem da corrente elétrica em
condições normais (corrente de projeto). A tabela 2.7.1.1 apresenta as capacidades de condução
de corrente para diversas seções retas de condutores, para os métodos de instalação A1, A2, B1,
B2, C e D
A corrente de projeto deverá ser calculada em função da tensão, potência e fator de
potência, da seguinte forma:
I=
Onde:
P
K .V . fp
I => corrente em ampéres na linha.
P => potência em watts.
V => tensão em volts entre fase e neutro ou, se não há neutro, entre fases.
fp => fator de potência
Valores de K:
K = 1 , para circuitos de corrente contínua ou monofásicos a 2 fios.
K = 1,73 , para circuitos trifásicos a 3 fios.
K = 2 , para 2 fases + neutro de um circuito trifásico.
K = 4 , para circuitos trifásicos a 4 fios.
Calculada a corrente de projeto verifica-se na tabela de capacidades de condução de
corrente a seção reta apropriada para os condutores do circuito em análise.
25
Tabela 2.7.1.1 - Capacidades de condução de corrente, em ampéres, para os métodos de
referência A1, A2, B1, B2, C e D
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2.7.2-CRITÉRIO DAS QUEDAS DE TENSÃO ADMISSÍVEIS
Numa instalação elétrica, a tensão aplicada aos terminais das cargas, isto é, dos
equipamentos de utilização, deve manter-se dentro de determinados limites. Cada equipamento,
como sabemos, possui uma tensão nominal (Vn), sendo sempre fixada, seja pela norma respectiva,
seja pelo fabricante, uma pequena variação admitida (Δ Vn). Tensões abaixo do limite, ou seja,
inferiores
a Vn – Δ Vn , prejudicam o desempenho do equipamento de utilização, podendo reduzir sua vida
útil ou mesmo impedir seu funcionamento.
A queda de tensão deve ser calculada durante o projeto, sendo o dimensionamento dos
circuitos feito de modo a mantê-la dentro dos valores máximos fixados pela NBR 5410
As quedas de tensão que ocorrem nos circuitos são função:
a)- da distância entre a carga e o medidor; e
b)- da potência da carga
As quedas de tensão admissíveis são expressas em percentagem em relação à tensão de
entrada.
A norma NBR-5410 admite as seguintes quedas de tensão:
a)-5% no caso de instalações alimentadas diretamente por um ramal de baixa tensão, a
partir da rede de distribuição pública de baixa tensão;
b)-7% no caso de instalações alimentadas diretamente por uma subestação de
transformação, a partir de uma instalação de alta tensão ou que possuam fonte própria.
5% (a) ou 7% (b)
a)-Rede de Baixa Tensão
-Concessionária-
b)- Subestação ou
Geração Própria
QL
QM (a)
QGD (b)
Circuitos de
Distribuição
2%
Circuitos
Terminais
QF
QM – Quadro de Medição
QGD – Quadro Geral de Distribuição
QL – Quadro de Luz
QF – Quadro de Força
5% (a) ou 7% (b)
Obs: A queda de tensão nos circuitos terminais deve ser igual ou inferior a 2%
As tabelas 2.7.2.1 e 2.7.2.2 apresentam as quedas de tensão percentuais para os alimentadores e
ramais em função das distâncias e potências utilizadas, para circuitos monofásicos e bifásicos com
fator de potência unitário.
27
Tabela 2.7.2.1 - Potência x Distância (W.m) para V = 127 volts
28
Tabela 2.7.2.2 - Potência x Distância (W.m) para V = 220volts
29
EXERCÍCIO
Dimensionar o cabo alimentador e os circuitos terminais de um apartamento, de acordo com o
esquema abaixo. A tensão de alimentação é 127V, monofásica a 2 fios.
Circuito 1
Quadro
de
Distribuição
5m
100
W
8m
60
W
2m
600
W
Circuito 2
27 m
6m
40
W
5m
100
W
10 m
Medidor
no PC
1)-Dimensionamento dos condutores pela capacidade de corrente.
2)-Dimensionamento dos condutores pela queda de tensão admissível.
30
180
W
4m
600
W
3- INSTALAÇÕES DE MOTORES
3.1-INTRODUÇÃO
O motor elétrico é uma máquina que converte energia elétrica em energia mecânica. Segue
o princípio do campo magnético variável produzir força sobre um condutor com corrente. Num
motor podemos distinguir duas partes principais: o estator (parte fixa) e o rotor (a parte girante).
Os motores podem ser classificados em dois tipos:
a)-Motores de Corrente Contínua => usados quando se necessita de um controle
preciso de velocidade, sendo subdivididos em:
armadura.
da armadura.
-Motor série: as bobinas de campo ficam em série com o enrolamento da
-Motor Shunt: as bobinas de campo ficam em paralelo com o enrolamento
-Motor Compound: é uma composição do motor série com o motor shunt.
A aplicação mais conhecida dos motores de corrente contínua é na tração elétrica
(bondes, trem, ônibus, etc.).
b)-Motores de Corrente Alternada => são os mais utilizados na indústria e, de
acordo com a rotação, podem ser:
-Síncronos: aqueles que acompanham a velocidade ou freqüência.
por indução.
-Assíncronos (de indução): não acompanham nenhuma freqüência e operam
Dentre os motores de corrente alternada, o motor assíncrono (de indução) é
o mais empregado por ser mais robusto, de fácil fabricação e menor custo. A construção típica de
um motor de indução é do tipo “gaiola de esquilo”, no qual os condutores do rotor assemelham-se
a uma gaiola. Este tipo de motor é utilizado em ventiladores, compressores, elevadores, etc.
Figura 3.1 - Esquema de um motor assíncrono com rotor em forma de gaiola de esquilo
31
3.2-CARACTERÍSTICAS
DE UM MOTOR
Os motores elétricos possuem uma placa que serve para identificar o motor e dar suas
características principais, tais como:
a) Potência Nominal: é a potência que o motor pode fornecer dentro de suas características
nominais (Watts , CV ou HP);
b) Tensão nominal: é a tensão da rede para o qual o motor foi projetado;
c) Freqüência nominal: é a freqüência do sistema elétrico para o qual o motor foi
projetado;
d) Corrente nominal: é a corrente absorvida quando o motor funciona em potência nominal
(em A);
e) Fator de Serviço: é o fator aplicado à potência nominal que indica a máxima sobrecarga
permissível continuamente. É comum um fator de serviço de 1,25 – isto é – admite uma
sobrecarga de 25% acima da potência nominal (em motores pequenos);
f) Grau de Proteção: indica o grau de proteção que esse motor tem contra poeira, água,
limalha de ferro, gases, com ventilação prejudicada e outros resíduos industriais;
g) Letra-Código;
h) Velocidade nominal: indica a velocidade em rpm em condições nominais;
i) Identificação do fabricante: nome, marca e endereço do fabricante;
j) Formas de ligação: indica por meio de esquemas e números a forma de se ligar o motor.
Figura 3.2 – Placa de Identificação de um Motor
32
3.3-CÁLCULO DA CORRENTE DE UM MOTOR
vapor).
A potência mecânica no eixo de um motor é expressa em HP (HorsePower) ou cv (cavaloA potência elétrica de entrada em watts (P) é dada por:
P=
HP

x 746
ou
P=
cv

x 736 , onde η = rendimento do motor
A corrente nominal ( I ), em ampères, é então obtida:
I=
P
, onde V = tensão entre fases e cosφ = fator de potência
V . cos 
Ou ainda:
I=
HP
x 746
V . cos  .
ou
I=
cv
x 736
V . cos  .
Se o motor for trifásico, teremos:
I=
HP
x 746
3.V . cos  .
ou
33
I=
cv
x 736
3.V . cos  .
3.4-ESQUEMAS TÍPICOS PARA INSTALAÇÃO DE MOTORES
3.4.1- Alimentação Linear
QDF
PA
Alimentador
PR
QDF – Quadro de Distribuição de Força
PA – Proteção do Alimentador
PR – Proteção do Ramal
S – Seccionadora
PM – Proteção do Motor
CM – Controle do Motor
M – Motor
CS – Controle do Secundário
RP – Reostato de Partida
S
S
PM
PM
CM
CM
M
M
CS
RP
Fig. 3.4.1 - Diagrama Trifilar
34
PR
Ramais
CS
RP
3.4.2- Alimentação Radial
Este esquema é utilizado quando as posições dos motores na área de instalação estão muito
afastadas ou quando as potências são muito diferentes.
Fig. 3.4.2 - Diagrama Trifilar
35
3.4.3- Alimentação Linear com Ramais Curtos
Este esquema é usado quando os ramais são curtos (menores que 8 metros). Neste caso,
sob certas condições, pode-se suprimir a proteção do ramal (PR).
Fig. 3.4.3 - Diagrama Trifilar
36
3.4.4- Alimentação Linear sem Ramal de Motor
Esta configuração é usada quando os motores ficam junto ao alimentador. Neste caso, não
há necessidade de proteção do ramal (PR).
Fig. 3.4.4 - Diagrama Trifilar
37
3.4.5- Alimentação de Pequenos Motores nos Circuitos de Luz
Esta configuração é típica de instalações residenciais.
38
3.5-DIMENSIONAMENTO DE CIRCUITOS DE FORÇA
Para dimensionar os condutores de um circuito de força, dois critérios precisam ser
examinados:
a)-capacidade de corrente; e
b)-queda de tensão admissível.
3.5.1- Dimensionamento dos circuitos alimentadores
a)Dimensionamento pela capacidade de corrente
Os condutores de circuito terminal que alimentam um ou mais motores devem possuir uma
capacidade de condução de corrente igual ou maior que a soma das correntes nominais de cada
motor, multiplicadas pelos respectivos fatores de serviço (fs).
Ialimentador ≥
 fs
n
i 1
i
x Ii
Procura-se, então, na tabela de capacidade de corrente dos condutores, a seção reta do
condutor que melhor atenda à condição acima.
b) Dimensionamento pela queda de tensão
Conforme verificado anteriormente, a queda de tensão admissível pela norma NBR-5410,
para circuitos de força, é de 5%. Dessa forma, pode-se atribuir, p. ex., uma queda de tensão de 3%
nos alimentadores e de 2% nos ramais.
Calcula-se, então, a seção reta do condutor a partir de uma das seguintes equações:
i)-Para circuitos monofásicos, bifásicos ou para corrente contínua:
S=
ii)-Para circuitos trifásicos:
S=
2. .fs.I .L
v
3. .fs.I .L
v
Onde: S = seção reta do condutor em mm2.
1 ohm.mm 2
1 ohm.mm 2
ρ = resistividade (cobre =
ou alumínio =
)
56
m
32
m
fs = fator de serviço
I = corrente nominal do motor
L = distância em metros
v = queda de tensão admissível
 = somatório
39
3.5.2- Dimensionamento dos circuitos dos ramais
a)Dimensionamento pela capacidade de corrente
Para cada ramal, o condutor destinado ao motor elétrico deverá possuir uma capacidade de
condução de corrente igual ou maior que a corrente nominal do motor, multiplicada pelo
respectivo fator de serviço (fs).
Iramal ≥ fs x Imotor
b) Dimensionamento pela queda de tensão
Utiliza-se a mesma equação estabelecida para os circuitos alimentadores, atribuindo-se,
por exemplo, uma queda de tensão de 2%.
40
EXERCÍCIO
Um circuito alimentador fornecerá energia para os seguintes motores:
MOTOR
-Elevador social
-Elevador de serviço
-Bomba d´água
-Bomba de recalque de esgotos
-Exaustor
Potência
10 cv
7,5 cv
5 cv
1 cv
1 cv
Fator de Serviço Distância ao QGD
1,25
30 m
1
30 m
1
10 m
1
5m
1
5m
Considere que todos os motores são trifásicos, com tensão de alimentação 220V/60Hz, fator
de potência 0,9 e rendimento 0,8.
Dimensionar o condutor deste circuito alimentador.
41
4-PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
42
4.1-DEFINIÇÕES
Descarga atmosférica para a terra - descarga elétrica de origem atmosférica entre nuvem e
terra, consistindo de uma ou mais componentes da descarga atmosférica.
Descarga atmosférica descendente - descarga atmosférica iniciada por um líder descendente de
uma nuvem para terra.
Descarga atmosférica ascendente - descarga atmosférica iniciada por um líder ascendente de
uma estrutura aterrada para uma nuvem.
4.2-FORMAÇÃO DE NUVENS CARREGADAS E RAIOS
Benjamin Franklin foi o primeiro a projetar um experimento para tentar provar a natureza elétrica
do relâmpago. Em julho de 1750, Franklin propôs que a eletricidade poderia ser drenada de uma
nuvem por um mastro metálico. Se o mastro fosse isolado do solo, e um observador aproximasse
do mesmo um fio aterrado, uma faísca saltaria do mastro para o fio quando uma nuvem
eletrificada estivesse perto. Se isto ocorresse, estaria provado que as nuvens são eletricamente
carregadas e, conseqüentemente, que os relâmpagos também são um fenômeno elétrico. Em maio
de 1752, Thomas-François D’Alibard demonstrou que a sugestão de Franklin estava certa e que os
relâmpagos, portanto, eram um fenômeno elétrico. Em junho de 1752, Franklin realizou outro
experimento com o mesmo propósito, seu famoso experimento com uma pipa. Ao invés de
utilizar um mastro metálico, ele usou uma pipa, pois ela poderia alcançar maiores altitudes e
poderia ser usada em qualquer lugar. Novamente, faíscas saltaram de uma chave colocada na
extremidade do fio preso à pipa em direção à sua mão.
A estrutura básica de uma nuvem de tempestade, entretanto, só foi proposta no começo do século
20. Ela pode ser descrita como um dipolo elétrico positivo (vide Fig. 4.2.1), composto por uma
região carregada positivamente acima de uma região carregada negativamente.
Figura 4.2.1 – Estrutura elétrica de uma nuvem de tempestade
A nuvem carregada, induz no solo cargas positivas, que ocupam uma área correspondente ao
tamanho da nuvem. A Fig. 4.2.2 ilustra este efeito. Como a nuvem é arrastada pelo vento, a região
de cargas positivas no solo acompanha o deslocamento dela, formando uma forma de sombra de
cargas positivas que seguem a nuvem.
43
Figura 4.2.2 – Formação de cargas positivas no solo
Tempestades são caracterizadas por relâmpagos e trovões. Elas são produzidas por uma ou mais
nuvens cumulonimbus (Cb), também conhecidas como nuvens de tempestade. Uma típica nuvem
de tempestade tem um diâmetro de 10-20 km, alcança altitudes de 10-20 km, dura em média 3090 minutos e move-se com uma velocidade de 40-50 km/h.
Existem três tipos de raios classificados pela sua origem:
Da nuvem para o solo.
Do solo para a nuvem.
Entre nuvens.
Os raios descendentes (da nuvem para o solo) de polaridade negativa são os mais freqüentes. Nas
descargas negativas nuvem/terra, o raio é precedido por um canal ionizado descendente (líder),
que se desloca no espaço em saltos sucessivos de algumas dezenas de metros. À medida que
avança, o líder induz na superfície da terra uma carga elétrica crescente de sinal contrário. Com a
aproximação do líder, o campo elétrico na terra torna-se suficientemente intenso para dar origem a
um líder ascendente, que parte em direção ao primeiro. O encontro de ambos estabelece o
caminho da corrente do raio (corrente de retorno), que então se descarrega através do canal
ionizado. A Fig. 4.2.3 ilustra o proceso de formação do raio.
A quebra de rigidez do ar é causada por um intenso campo elétrico de cerca de 100-400 kV/m. Os
elétrons na região de cargas negativas são tão fortemente atraídos pelas cargas positivas que
começam a se mover através do ar rumo a estas cargas criando um canal condutor. O processo de
quebra de rigidez tem uma duração média de 100 milissegundos e é, normalmente, localizado
perto da região de cargas negativas da nuvem. Este processo estabelece as condições para que as
cargas negativas sejam levadas rumo ao solo.
44
Figura 4.2.3 – Formação do raio
A figura 4.2.4 a forma de onda típica de um raio.
Figura 4.2.4 – Forma de onda típica de um raio
Durante as últimas décadas, relâmpagos nuvem-solo têm sido detectados e mapeados em tempo
real em diversas regiões por vários sistemas de detecção de relâmpagos. Alguns países, como os
Estados Unidos, o Japão e o Canadá, estão inteiramente cobertos por tais sistemas. Sobre os
Estados Unidos, uma média de 20-30 milhões de relâmpagos nuvem-solo tem sido detectados
todo ano, desde 1989, ano em que tais sistemas começaram a cobrir integralmente todo o país.
Outros países como o Brasil, estão parcialmente cobertos. Estimativas aproximadas indicam que
cerca de 100 milhões de relâmpagos nuvem-solo ocorrem no Brasil todo ano.
O índice mais tradicional para a identificação dos níveis de incidência de raios em determinado
local é o índice ceráunico, que indica o número de dias do ano em que foi ouvida uma trovoada. A
figura 4.2.5 apresenta o mapa das curvas isoceráunicas do Brasil, que identificam as regiões com
o mesmo índice ceráunico.
45
Figura 4.2.5 – Curvas Isoceráunicas - Brasil
Outro índice utilizado é o da densidade de descargas atmosféricas (NG), que caracteriza o número de
descargas anual para o solo em uma determinada região (em descargas/km2/ano). A probabilidade de
uma estrutura ser atingida por uma descarga em um ano é dada pelo produto da densidade de
descargas atmosféricas para a terra pela área de exposição equivalente da estrutura.
Os mapas de densidade de descargas atmosféricas mostrados a seguir foram gerado pelo ELAT/INPE
(Grupo de Eletricidade Atmosférica do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) para todo o
território nacional, a partir dos registros de pulsos luminosos capturados do espaço, pelo Lightning
Imaging Sensor – LIS, a bordo do satélite Tropical Rainfall Measuring Mission – TRMM, da NASA,
durante o período de 1998 a 2011.
46
Figura 4.2.6 – Densidade NG (descargas atmosféricas ∕ km2 ∕ ano) – Mapa do Brasil
47
Figura 4.2.7 – Densidade NG (descargas atmosféricas ∕ km2 ∕ ano) – Região Sudeste
48
4.3-SISTEMAS DE PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
A ABNT, através da norma NBR 5419:2015 – Proteção contra Descargas Atmosféricas – fixa as
condições exigíveis ao projeto, instalação e manutenção de sistemas de proteção contra descargas
atmosféricas (SPDA). A norma apresenta as seguintes partes:
Parte 1: Princípios gerais;
Parte 2: Gerenciamento de risco;
Parte 3: Danos físicos a estruturas e perigos à vida
Parte 4: Sistemas elétricos e eletrônicos internos na estrutura
As partes da ABNT NBR 5419 estão interligadas conforme ilustrado na figura abaixo.
Figura 4.3.1 – Partes da norma NBR 5419:2015
Nem sempre é necessária a instalação de um SPDA e a norma apresenta um método para
determinar se um SPDA é, ou não, exigido, e qual o nível de proteção aplicável. Deve-se ter em
mente que um SPDA não impede a ocorrência das descargas atmosféricas. Entretanto, um SPDA
projetado e instalado conforme a NBR 5419 reduz de forma significativa os riscos de danos
causados por descargas atmosféricas.
49
Um Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas é constituído pelos seguintes
subsistemas:
a)-Subsistema de captação => parte destinada a interceptar as descargas
atmosféricas. Em geral são hastes condutoras rígidas, montadas nos pontos mais altos da
estrutura, em uma base com o objetivo de “capturar” o raio.
b)-Subsistema de descida => parte destinada a conduzir a corrente de descarga
atmosférica desde o subsistema de captação até o subsistema de aterramento.
c)-Subsistema de aterramento => parte destinada a conduzir e a dispersar a corrente
de descarga atmosférica no solo.
Figura 4.3.2 – Subsistemas de um SPDA
50
4.3.1-NÍVEIS DE PROTEÇÃO E CLASSES DE SPDA
Um Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas não oferece garantia de 100% contra
danos causados pelas descargas. As medidas de proteção, adotadas para reduzir tais danos e
perdas relevantes, devem ser projetadas para um conjunto definido de parâmetros das correntes
das descargas atmosféricas, frente às quais é requerida a proteção, conforme o nível de proteção
(NP) contra descargas atmosféricas. As medidas de proteção especificadas na NBR 5419 são
efetivas contra descargas atmosféricas cujos parâmetros de corrente estiverem na faixa definida
pelo NP adotado para o projeto. Para parâmetros que excedam esta faixa, permanece um risco
residual de danos.
A NBR 5419 estabelece 4 níveis de proteção (I a IV) que poderão ser adotados conforme a
eficiência desejada. A eficiência de uma medida de proteção é igual à probabilidade com a qual os
parâmetros das correntes das descargas atmosféricas são menores que os valores máximos e
respectivamente maiores que os valores mínimos definidos para cada nível de proteção (vide
Tabela 4.3.1.1).
Tabela 4.3.1.1- Níveis de proteção e eficiência de um SPDA
Nível de Proteção
I
II
III
IV
Eficiência do SPDA
99%
97% - 98%
91% - 95%
84% - 95%
As características de um SPDA são determinadas pelas características da estrutura a ser protegida
e pelo nível de proteção considerado para descargas atmosféricas.
A Tabela abaixo apresenta as quatro classes de SPDA (I a IV), que correspondem aos níveis de
proteção para descargas atmosféricas definidos acima.
Tabela 4.3.1.2- Classes de SPDA
Nível de Proteção
I
II
III
IV
Classe de SPDA
I
II
III
IV
51
4.3.2-SUBSISTEMA DE CAPTAÇÃO
Subsistemas de captação podem ser compostos por qualquer combinação dos seguintes elementos:
a)-hastes (incluindo mastros);
b)-condutores suspensos; e
c)-condutores em malha.
Os métodos aceitáveis pela ABNT (norma NBR 5419) a serem utilizados na determinação da
posição do subsistema de captação incluem:
● Método do Ângulo de Proteção;
● Método das Malhas;
● Método da Esfera Rolante.
A posição do subsistema de captação é considerada adequada se a estrutura a ser protegida estiver
situada totalmente dentro do volume de proteção provido pelo subsistema de captação.
4.3.2.1-MÉTODO DO ÂNGULO DE PROTEÇÃO
Este método considera que o volume de proteção provido por um mastro é definido pela forma de
um cone circular cujo vértice está posicionado no eixo do mastro, o ângulo α, dependendo da
classe do SPDA, e a altura do mastro como mostrado na Figura 4.3.2.1.
Legenda
A => topo do captor
B => plano de referência
OC => raio da base do cone de proteção
h1 => altura de um mastro acima do plano de referência
α => ângulo de proteção conforme Figura 4.3.2.2.
Figura 4.3.2.1 – Volume de proteção provido por um mastro
52
NOTA 1: Para valores de H (m) acima dos valores finais de cada curva (classes I a IV) são
aplicáveis apenas os métodos da esfera rolante e das malhas.
NOTA 2: H é a altura do captor acima do plano de referência da área a ser protegida.
NOTA 3: O ângulo não será alterado para valores de H abaixo de 2 m.
Figura 4.3.2.2 – Ângulo de proteção correspondente à classe do SPDA
A Figura 4.3.2.3 apresenta exemplo de volume de proteção provido por um mastro para duas
alturas diferentes.
h1 => altura do mastro.
NOTA: O ângulo de proteção α1 corresponde à altura h1 do mastro, sendo esta a altura acima da
superfície da cobertura da estrutura a ser protegida; o ângulo de proteção α2 corresponde à altura
h2 = h1 + H, com o solo sendo o plano de referência; α1 está relacionado com h1, e α2 está
relacionado com h2.
Figura 4.3.2.3 – Volume de proteção provido por um mastro para duas alturas diferentes
53
No Método do ângulo de proteção podem ser usados, como captores, hastes metálicas de diversas
alturas ou cabos estendidos horizontalmente. Quando se utiliza hastes, estas normalmente
apresentam uma terminação vulgarmente denominada de pára-raios Franklin (Fig. 4.3.2.4).
Figura 4.3.2.4 – Pára-raios Franklin
54
4.3.2.2-MÉTODO DAS MALHAS
Este método tem como princípio básico a utilização de condutores horizontais em forma de grade
metálica para realizar a captura dos raios. Estes condutores formam uma malha ou gaiola, daí o
nome Gaiola de Faraday.
Figura 4.3.2.5 – Grade metálica do método das malhas
O princípio básico é que a “gaiola” é formada por várias quadrículas de condutores que evitarão a
penetração do raio no interior da estrutura. Faraday demonstrou que quando as correntes
uniformemente distribuídas passam pela “gaiola”, o campo magnético no interior da mesma é
nulo. Quando as correntes não são uniformes o campo no seu interior não é nulo, mas muito
pequeno. O raio ao cair na estrutura, não produz uma dissipação uniforme. Por este motivo
ocorrem induções internas devido à variação do campo magnético existente no interior da gaiola.
A proteção devida à Gaiola de Faraday se dá porque as correntes induzidas nas quadrículas criam
campos magnéticos de oposição, levando o raio para as bordas da malha, obrigando-o a fluir para
o cabo de descida. Quanto mais malhas forem utilizadas na formação da “gaiola”, melhor a
blindagem e, portanto, melhor a proteção.
Figura 4.3.2.6 –Malhas posicionadas sobre um telhado
55
As dimensões das malhas foram determinadas empiricamente, e são função da classe do SPDA
desejado (ver Tabela 4.3.2.1 abaixo).
Tabela 4.3.2.1- Tamanho da malha correspondente à classe do SPDA
CLASSE
DO SPDA
I
II
III
IV
Máximo afastamento dos
condutores da malha (m)
5X5
10 X 10
15 X 15
20 X 20
56
4.3.2.3-MÉTODO DA ESFERA ROLANTE
O método da esfera rolante ou fictícia, serve para delimitar o volume de proteção dos captores de
um SPDA, sejam eles constituídos de hastes, cabos, ou de uma combinação de ambos. É um
critério especialmente útil para estruturas de grande altura ou de formas arquitetônicas complexas,
baseado no mecanismo de formação das descargas atmosféricas.
O raio atinge o solo ou uma estrutura no local de onde partiu o líder ascendente e, como este se
origina no ponto onde o campo elétrico é mais intenso, o trajeto do raio não é necessariamente
vertical. Isto fica evidente quando estruturas altas são atingidas lateralmente pelos raios, não
obstante estarem protegidas por captores no topo.
Os pontos de maior intensidade de campo elétrico no solo e nas estruturas são geralmente aqueles
mais próximos da extremidade do líder descendente. Portanto, a superfície de uma esfera com
centro na extremidade do líder e raio igual ao comprimento dos “saltos” antes do seu último salto
é o lugar geométrico dos pontos a serem atingidos pela descarga. Estes pontos podem então ser
simulados por uma esfera fictícia, cujo raio seja igual ao comprimento do último trecho a ser
vencido pelo líder descendente (comprimento R).
Figura 4.3.2.7 – Conceito da distância R
A distância R entre o ponto de partida do líder ascendente e a extremidade do líder descendente é
o parâmetro utilizado para posicionar os captores segundo o modelo eletrogeométrico.
57
Os locais onde a esfera tocar a edificação são os locais mais expostos a descargas. Resumindo,
podemos dizer que os locais onde a esfera toca, o raio também pode tocar, devendo estes ser
protegidos.
Figura 4.3.2.8 – Método da Esfera Rolante
O adequado posicionamento do subsistema de captação na aplicação deste método ocorre se
nenhum ponto da estrutura a ser protegida entrar em contato com uma esfera fictícia rolando ao
redor e no topo da estrutura em todas as direções possíveis. O raio, r, dessa esfera depende da
classe do SPDA (ver Tabela 4.3.2.2 abaixo).
Tabela 4.3.2.2- Valores máximos dos raios da esfera rolante correspondente à classe do
SPDA
CLASSE
DO SPDA
I
II
III
IV
RAIO DA ESFERA
(m)
20
30
45
60
Sendo assim, a esfera somente poderá tocar o próprio subsistema de captação
58
Pode ocorrer impacto direto nas laterais de todas as estruturas com altura maior que o raio, r, da
esfera rolante. Cada ponto lateral tocado pela esfera rolante é um ponto possível de ocorrência de
impacto direto. Entretanto, a probabilidade de ocorrência de descargas atmosféricas laterais é,
geralmente, desprezível para estruturas com altura inferior a 60 m. A Figura 4.3.2.9 ilustra a
aplicação do método para estruturas com altura inferior a 60m.
Legenda:
r
Subsistema de captação
Raio da esfera rolante
Figura 4.3.2.9 – Projeto do subsistema de captação para estruturas com altura inferior a
60m
59
Para estruturas com altura superior a 60 m, um maior número de descargas atmosféricas incidirá
na cobertura, em especial nos cantos da estrutura e nas extremidades horizontais da periferia.
Apenas uma pequena porcentagem de todas as descargas atmosféricas atingirá as laterais desta.
Além disso, estatísticas mostram que a probabilidade das descargas atmosféricas ocorrerem na
lateral das estruturas aumenta consideravelmente em função da altura do ponto de impacto, nas
estruturas de altura elevada, quando medidas a partir do solo.
Por esta razão, a instalação de captação na lateral da parte superior das estruturas altas, acima de
60 m de altura, (tipicamente a 20 % do topo da altura da estrutura) deve ser considerada. Neste
caso, o método da esfera rolante é aplicado somente para o posicionamento do subsistema de
captação na parte superior da estrutura. A Figura 4.3.2.10 ilustra a aplicação do método para
estruturas com altura superior a 60m.
Legenda:
r
Subsistema de captação
Raio da esfera rolante
Figura 4.3.2.10 – Projeto do subsistema de captação para estruturas com altura superior a
60m
60
4.3.3-SUBSISTEMA DE DESCIDA
Os condutores de descida recebem as correntes distribuídas pela captação encaminhando-as
para o solo. A condução das correntes até o solo deverá ser realizada de modo a não causar danos
na estrutura protegida, manter os potenciais em um nível baixo e não produzir faiscamentos
laterais com as estruturas metálicas próximas.
Com o propósito de reduzir a probabilidade de danos devido à corrente da descarga
atmosférica fluindo pelo SPDA, os condutores de descida devem ser arranjados a fim de
proverem:
a) diversos caminhos paralelos para a corrente elétrica;
b) o menor comprimento possível do caminho da corrente elétrica;
c) a equipotencialização com as partes condutoras de uma estrutura.
Para melhor distribuição das correntes das descargas atmosféricas devem ser consideradas
interligações horizontais com os condutores de descida, ao nível do solo, e em intervalos entre
10m a 20m de altura de acordo com os valores típicos de distância entre os condutores de descida
e entre os anéis condutores horizontais apresentados na Tabela 4.3.3.1, para condutores de descida
construídos em SPDA convencional.
Tabela 4.3.3.1- Valores típicos de distância entre os condutores de descida e entre os anéis
condutores de acordo com a classe de SPDA
CLASSE
DO SPDA
I
II
III
IV
DISTÂNCIAS
(m)
10
10
15
20
Nota: É aceitável que o espaçamento dos
condutores de descida tenha no máximo 20 % além
dos valores acima.
Um condutor de descida deve ser instalado, preferencialmente, em cada canto saliente da
estrutura, além dos demais condutores impostos pela distância de segurança calculada.
4.3.3.1- Materiais e dimensões
Configurações e áreas de seção mínima dos condutores dos subsistemas de captação e de
descida são dadas na Tabela 4.3.3.2.
61
Tabela 4.3.3.2-Material, configuração e área de seção mínima dos condutores de captação,
hastes captoras e condutores de descidas
Material
Cobre
Fita maciça
Arredondado maciço d
Encordoado
Área da Seção
Mínima (mm2)
35
35
35
Alumínio
Arredondado maciço b
Fita maciça
Arredondado maciço
Encordoado
200
70
70
70
Aço cobreado
IACS 30% e
Arredondado maciço b
Arredondado maciço
Encordoado
200
50
50
Alumínio cobreado
IACS 64%
Arredondado maciço
Encordoado
50
70
Fita maciça
Arredondado maciço
Encordoado
50
50
50
Arredondado maciço b
Fita maciça
Arredondado maciço
Encordoado
200
50
50
70
Arredondado maciço b
200
Aço galvanizado a
quente a
Aço inoxidável c
Configuração
Comentários d
Espessura de 1,75 mm
Diâmetro de 6 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 2,5 mm
Diâmetro de 16 mm
Espessura de 3 mm
Diâmetro de 9,5 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 3,5 mm
Diâmetro de 16 mm
Diâmetro de 8 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 3 mm
Diâmetro de 8 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 3,6 mm
Espessura de 2,5 mm
Diâmetro de 8 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 1,7 mm
Diâmetro de 16 mm
Espessura de 2 mm
Diâmetro de 8 mm
Diâmetro de cada fio
da cordoalha 1,7 mm
Diâmetro de 16 mm
O recobrimento a quente (fogo) deve ser conforme ABNT NBR 6323 [1].
b Aplicável somente a minicaptores. Para aplicações onde esforços mecânicos, por exemplo, força do vento, não forem
críticos, é permitida a utilização de elementos com diâmetro mínimo de 10 mm e comprimento máximo de 1 m.
c Composição mínima AISI 304 ou composto por: cromo 16 %, níquel 8 %, carbono 0,07 %.
d Espessura, comprimento e diâmetro indicados na tabela refere-se aos valores mínimos, sendo admitida uma
tolerância de 5 %, exceto para o diâmetro dos fios das cordoalha s cuja tolerância é de 2 %.
e
A cordoalha cobreada deve ter uma condutividade mínima de 30 % IACS (International Annealed Copper Standard).
NOTA 1 Sempre que os condutores desta tabela estiverem em contato direto com o solo é importante que as prescrições
da Tabela 4.3.6 sejam atendidas.
NOTA 2 Esta tabela não se aplica aos materiais utilizados como elementos naturais de um SPDA.
a
62
4.3.4-SUBSISTEMA DE ATERRAMENTO
Do ponto de vista da proteção contra descargas atmosféricas, um sistema de aterramento único
e integrado à estrutura constitui a melhor solução e assegura uma proteção adequada para todos os
propósitos, ou seja, o eletrodo deve ser comum e atender à proteção contra descargas
atmosféricas, sistemas de energia elétrica e sinal (telecomunicações, TV a cabo, dados etc.).
Quando se trata da dispersão da corrente da descarga atmosférica (comportamento em alta
frequência) para a terra, o mais importante para minimizar qualquer sobretensão potencialmente
perigosa é aprimorar a geometria e as dimensões do subsistema de aterramento. Deve-se obter a
menor resistência de aterramento possível, compatível com o arranjo do eletrodo, a topologia e a
resistividade do solo no local.
4.3.4.1-Condições Gerais nos Arranjos de Aterramento
Para subsistemas de aterramento, na impossibilidade do aproveitamento das armaduras das
fundações, o arranjo a ser utilizado consiste em condutor em anel, externo à estrutura a ser
protegida, em contato com o solo por pelo menos 80 % do seu comprimento total, ou elemento
condutor interligando as armaduras descontínuas da fundação (sapatas). A Figura 4.3.4.1 ilustra o
arranjo de aterramento.
Embora 20 % do eletrodo convencional possa não estar em contato direto com o solo, a
continuidade elétrica do anel deve ser garantida ao longo de todo o seu comprimento.
Figura 4.3.4.1-Arranjo de aterramento de um SPDA
63
Para o eletrodo de aterramento em anel ou interligando a fundação descontínua, o raio médio
re da área abrangida pelos eletrodos não pode ser inferior ao valor l1:
re ≥ l1, onde l1 é representado na Figura 4.3.4.2 de acordo com o SPDA classe I, II, III e IV.
Figura 4.3.4.2-Comprimento mínimo l1 do eletrodo de aterramento de acordo com a
classe do SPDA
Eletrodos adicionais, quando necessários, podem ser conectados ao eletrodo de aterramento
em anel, e devem ser localizados o mais próximo possível dos pontos onde os condutores de
descida forem conectados.
Quando o valor requerido de l1 for maior do que o valor conveniente de re, eletrodos
adicionais horizontais ou verticais (ou inclinados) devem ser adicionados com comprimentos
individuais lr (horizontal) e lv (vertical) dados pelas seguintes equações:
lr = l1 – r e
;
e
lv = (l1 – re)/2
4.3.4.2- Instalação de eletrodos de aterramento
O eletrodo de aterramento em anel deve ser enterrado na profundidade de no mínimo 0,5 m e
ficar posicionado à distância aproximada de 1 m ao redor das paredes externas.
Eletrodos de aterramento devem ser instalados de tal maneira a permitir sua inspeção durante
a construção.
A profundidade de enterramento e o tipo de eletrodos de aterramento devem ser constituídos
de forma a minimizar os efeitos da corrosão e dos efeitos causados pelo ressecamento do solo e
assim estabilizar a qualidade e a efetividade do conjunto.
64
4.3.4.2- Materiais e dimensões
Configurações e dimensões mínimas dos condutores do subsistema de aterramento são dadas
na Tabela 4.3.4.1.
Tabela 4.3.4.1 – Material, configuração e dimensões mínimas de eletrodo de aterramento
Material
Configuração
Encordoado c
Arredondado
maciço c
Fita maciça c
Arredondado
maciço
Tubo
Cobre
Aço galvanizado a
quente
Aço cobreado
Aço inoxidável
e
Dimensões mínimas f
Eletrodo
Eletrodo
cravado
não cravado
(Diâmetro)
50 mm2
-
50 mm2
15 mm
50 mm2
-
20 mm
-
Arredondado
maciço a , b
Tubo a , b
16 mm
25 mm
Diâmetro
10 mm
-
Fita maciça a
Encordoado
Arredondado
maciço d
Encordoado g
Arredondado
maciço
Fita maciça
-
90 mm2
70 mm2
12,7 mm
70 mm2
15 mm
Diâmetro
10 mm
100 mm2
Comentários f
Diâmetro de cada fio
cordoalha 3 mm
Diâmetro 8 mm
Espessura 2 mm
Espessura da parede
2 mm
Espessura da parede
2 mm
Espessura 3 mm
Diâmetro de cada fio da
cordoalha 3,45 mm
Espessura mínima
2 mm
O recobrimento a quente (fogo) deve ser conforme a ABNT NBR 6323 [1].
Aplicável somente a mini captores. Para aplicações onde esforços mecânicos, por exemplo: força do vento, não forem críticos,
é permitida a utilização de elementos com diâmetro mínimo de 10 mm e comprimento máximo de 1 m.
c Composição mínima AISI 304 ou composto por: cromo 16 %, níquel 8 %, carbono 0,07 %.
d Espessura, comprimento e diâmetro indicados na tabela refere-se aos valores mínimos sendo admitida uma tolerância de 5 %,
exceto para o diâmetro dos fios das cordoalha s cuja tolerância é de 2 %.
e Sempre que os condutores desta tabela estiverem em contato direto com o solo devem atender as prescrições desta tabela .
f A cordoalha cobreada deve ter uma condutividade mínima de 30 % IACS (International Annealed Copper Standard).
g
Esta tabela não se aplica aos materiais utilizados como elementos naturais de um SPDA.
a
b
65