Vinicius Heldt

UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL
UNIJUÍ
ENGENHARIA DE SEGURANÇA DO TRABALHO
VINICIUS HELDT
ANÁLISE DE ATIVIDADES DE MONTAGEM EM SUBESTAÇÕES DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE ALTA TENSÃO
2016
IJUÍ – RS
VINICIUS HELDT
ANÁLISE DE ATIVIDADES DE MONTAGEM EM SUBESTAÇÕES DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE ALTA TENSÃO
Trabalho de Conclusão de Curso submetido ao Curso de
Pós-Graduação em Engenharia de Segurança do
Trabalho, da Universidade Regional do Noroeste do
Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ como parte dos
requisitos para obtenção do Título de Engenheiro de
Segurança do Trabalho.
Orientador (a): Fernando Wypyszynski
2016
IJUÍ – RS
VINICIUS HELDT
ANÁLISE DE ATIVIDADES DE MONTAGEM EM SUBESTAÇÕES DE
TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE ALTA TENSÃO
Este Trabalho de Conclusão de Curso foi julgado adequado para a obtenção do título de
Especialista em Engenharia de Segurança do Trabalho e aprovado em sua forma final pelo
professor orientador e pelos membros da banca examinadora.
Ijuí, 08 de julho de 2016.
Prof. Fernando Wypyszynski
Especialista em Engenharia de Segurança do Trabalho - Orientador
Profa. Cristina Eliza Pozzobon
Coordenadora do Curso de Engenharia de Segurança do Trabalho/UNIJUÍ
BANCA EXAMINADORA
Prof. Fernando Wypyszynski (UNIJUÍ)
Especialista em Engenharia de Segurança do Trabalho - Orientador
Profa. Cristina Eliza Pozzobon (UNIJUÍ)
Especialista em Engenharia de Segurança do Trabalho e Mestre em Engenharia Civil
AGRADECIMENTOS
Aos Familiares
Pela compreensão, apoio e carinho que sempre me deram, não apenas durante a realização desta
especialização, mas sim em todos os momentos de minha vida;
Aos Professores
Que com paciência e sabedoria dedicaram o seu tempo e conhecimento, para que se tornasse
possível a realização desta conquista.
RESUMO
Muitas atividades realizadas pelos trabalhadores apresentam riscos para os trabalhadores,
no entanto atividades realizadas no sistema elétrico de potência além dos riscos inerentes ao
trabalho em altura, espaço confinado e outros tantos, apresenta um risco diferenciado de qualquer
outro, trata-se do risco de choque elétrico.
Este risco é invisível, e não é necessário haver contato acidental com o elemento
energizado para que ocorra o acidente, que em muitos casos é fatal.
Neste trabalho serão apresentados os principais equipamentos utilizados nas subestações
de transmissão, juntamente com suas funções e importância. Após a apresentação dos mesmos
iniciaremos o detalhamento das etapas de montagem e análise dos riscos envolvidos nas
operações, pontos críticos e procedimentos para eliminação ou controle dos mesmos.
Para fechamento do trabalho será desenvolvida uma APR para montagem dos
equipamentos, contendo as informações analisadas neste trabalho, fazendo com que os
colaboradores que participam destas atividades tenham conhecimento de todos os riscos
envolvidos nas atividades de montagem de equipamentos em subestações de transmissão de
energia elétrica.
Palavras-chave: Subestação de transmissão de energia elétrica; alta tensão; segurança do
trabalho; APR.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Sistema Elétrico de Potência. ......................................................................................... 11
Figura 2: Mapa SIN - Sistema Interligado Nacional. .................................................................... 13
Figura 3: Banco de transformadores de potência 525/230kV. ...................................................... 15
Figura 4: Para-ráios 525kV............................................................................................................ 16
Figura 5: Tranformador de corrente 525kV. ................................................................................. 17
Figura 6: Transformador de potencial 525kV. .............................................................................. 18
Figura 7: Chave seccionadora trifásica 525kV. ............................................................................. 20
Figura 8: Disjuntor trifásico 525kV............................................................................................... 21
Figura 9: Malha de terra. ............................................................................................................... 22
Figura 10: Conexão exotérmica. .................................................................................................... 23
Figura 11: Conexão á compressão. ................................................................................................ 24
Figura 12: Arranjo Subestação Barra Simples. ............................................................................. 26
Figura 13: Arranjo Subestação Barra Simples Seccionada ........................................................... 26
Figura 14: Arranjo Subestação Barra Principal e Transferência. .................................................. 27
Figura 15: Arranjo Subestação Barra Dupla com Disjuntor Simples e 4 Chaves. ........................ 28
Figura 16: Arranjo Subestação Barra Dupla com Disjuntor e Meio. ............................................ 29
Figura 17: Vista geral da subestação. ............................................................................................ 30
Figura 18: Vista superior do setor de 230 kV. ............................................................................... 30
Figura 19: Vista superior de um vão da subestação. ..................................................................... 31
Figura 20: Vista lateral e superior de um trecho da subestação. ................................................... 31
Figura 21: Vista lateral e superior de um trecho da subestação. ................................................... 32
Figura 22: Montagem Transformador de Potência 83MVA 230kV. ............................................ 34
Figura 23: Montagem Transformador de Potência 50MVA 230kV. ............................................ 35
Figura 24: Montagem de um Transformador de Potencial de 525kV ........................................... 36
Figura 25: Montagem de um Transformador de Corrente de 525kV - Parte 1. ............................ 37
Figura 26: Montagem de um Transformador de Corrente de 525kV - Parte 2. ............................ 38
Figura 27: Montagem de um Para-Raios de 525kV ...................................................................... 39
Figura 28: Montagem de uma Chave Seccionadora de 525kV – Parte 1. ..................................... 40
Figura 29: Montagem de uma Chave Seccionadora de 525kV – Parte 2. ..................................... 41
Figura 30: Montagem Disjuntor 525kV - Parte 1. ......................................................................... 42
Figura 31: Montagem Disjuntor 525kV - Parte 2. ......................................................................... 43
SUMÁRIO
1.
INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 8
1.1 Objetivos ............................................................................................................ 8
1.2 Estruturação ....................................................................................................... 8
2. CENÁRIO ELÉTRICO NACIONAL .................................................................... 10
3. SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE ALTA TENSÃO ...................... 14
3.1 Transformador de potência .............................................................................. 14
3.2 Pára-raios ......................................................................................................... 15
3.3 Tranformador de corrente ................................................................................ 17
3.4 Transformador de potêncial ............................................................................. 18
3.5 Chave seccionadora ......................................................................................... 19
3.6 Disjuntor .......................................................................................................... 20
3.7 Malha de terra .................................................................................................. 21
3.8 Classificação das subestações .......................................................................... 24
3.9 Tipos de arranjo mais utilizados ...................................................................... 25
3.10
Vistas da subestação ..................................................................................... 29
4. AVALIAÇÃO DOS RISCOS ENVOLVIDOS NA MONTAGEM DE EQUIPAMENTOS
EM SUBESTAÇÕES ..................................................................................................... 33
4.1 Etapas de Montagem dos Equipamentos ......................................................... 34
4.2 Possíveis riscos identificados na montagem de equipamentos ........................ 44
4.3 Análise preliminar de riscos............................................................................. 45
5. CONCLUSÃO ........................................................................................................ 47
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 48
ANEXO – Análise Preliminar de Riscos – (APR). ........................................................ 49
7
1. INTRODUÇÃO
1.1 Objetivos
Este trabalho tem como objetivo realizar uma análise das atividades de montagem de
equipamentos em subestações de transmissão de energia elétrica, tendo como foco a segurança e
saúde dos colaboradores envolvidos em tais atividades.
Para que esta análise fosse possível fez-se uma explanação sobre os principais
equipamentos utilizados nas subestações, tipos e função. Em seguida apresentou-se os pontos de
risco encontrados na montagem de cada um destes equipamentos, bem como as medidas a serem
adotadas a fim de eliminar o risco, ou controla-lo quando sua eliminação não for possível.
Por fim, efetuou-se o desenvolvimento de uma APR para montagem destes equipamentos,
na qual foram compiladas as informações a fim de que todos os envolvidos possam compreender
os riscos envolvidos nesta atividade. O desenvolvimento da APR foi baseado nas principais
atividades, consultando-se e compilando as informações presentes em outras APRs encontradas
na bibliografia e fornecidas pelas construtoras que foram objeto de estudo de caso.
1.2 Estruturação
O presente trabalho está estruturado em oito capítulos, sendo dispostos da seguinte
maneira. No capítulo 1 é realizado um breve relato do que será desenvolvido no trabalho, bem
como o que é esperado e sua estrutura.
8
No capítulo 2 é realizada uma breve explanação de como está organizado o setor elétrico
brasileiro, como é dividido o sistema elétrico de potência (SEP) e como funciona o sistema
interligado nacional (SIN).
No capítulo 3 são apresentados os principais equipamentos utilizados em subestações de
transmissão de energia elétrica. Relatando os tipos existentes e função desempenhada. Também
serão apresentados os tipos de subestações, malha de terra e os arranjos mais utilizados nas
mesmas.
No capítulo 4 é realizada a avaliação dos riscos envolvidos na montagem de
equipamentos em Subestações durante a montagem dos equipamentos e realizado o
desenvolvimento de uma APR para montagem de equipamentos, com base nos riscos analisados.
No capítulo 5 são apresentadas as considerações finais sobre o trabalho elaborado. No capítulo 6
temos as referências bibliográficas utilizadas no desenvolvimento do trabalho. Para finalizar, o
capítulo 7 traz os anexos.
9
2. CENÁRIO ELÉTRICO NACIONAL
Os Sistemas Elétricos de Potência (SEP) são grandes sistemas de energia que englobam as
etapas de geração, transmissão, distribuição e utilização de energia elétrica. No Brasil, a partir do
fim da Segunda Guerra Mundial, o sistema elétrico ganhou impulso com a construção da primeira
grande usina do País, a Paulo Afonso I (instalada no Rio São Francisco, localizada na cidade de
Paulo Afonso, estado da Bahia, entrou em operação em Janeiro de 1955), e seguida pelas usinas
de Três Marias (instalada no Rio São Francisco, localizada na cidade de Três Marias, estado de
Minas Gerais entrou em operação em Julho de 1962), e Furnas (instalada no rio Grande, entre os
municípios de São José da Barra e São João Batista do Glória, estado de Minas Gerais entrou em
operação em Setembro de 1963).
Foi criado o Grupo de Coordenação de Operação Interligada (GCOI) no final da década
de 1960. Esta organização desempenhou um papel estratégico no setor de energia elétrica do
Brasil. Contribuiu decisivamente para a integração das empresas do setor, articulando as
informações e os meios imprescindíveis à operação dos sistemas de geração e transmissão de
eletricidade.
A regulamentação do SEP se deu em 1978, pela Portaria nº 3.214. Nela, foi definido que
as empresas que operam em instalações ou equipamentos integrantes dos sistemas devem
constituir prontuários, conforme norma de Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade.
Em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648/98, com as alterações introduzidas pela Lei nº
10.848/04 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/04, foi criado o Operador Nacional do Sistema
(ONS), que é herdeiro do GCOI, que lhe forneceu as bases técnicas para a elaboração dos
Procedimentos de Rede, um conjunto de regras detalhadas, necessárias e indispensáveis para o
exercício pleno das atribuições institucionais do ONS.
10
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é hoje o órgão responsável pela
coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica
no Sistema Interligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de
Energia Elétrica (Aneel).
Para o exercício de suas atribuições legais e o cumprimento de sua missão institucional, o
ONS desenvolve uma série de estudos e ações a serem exercidas sobre o sistema e seus agentes
para manejar o estoque de energia de forma a garantir a segurança do suprimento contínuo em
todo o País. O Operador Nacional é constituído por membros associados e membros
participantes, constituídos por empresas de geração, transmissão, distribuição e consumidores
livres de grande porte. Também participam importadores e exportadores de energia, além do
Ministério de Minas e Energia (MME).
A Figura 1, a seguir, representa de uma forma genérica o atual Sistema Elétrico de
Potência demonstrando o sistema desde a geração até o consumidor final.
Figura 1: Sistema Elétrico de Potência.
11
A maior parte do sistema de geração de energia elétrica do país encontra-se longe dos
grandes centros consumidores (residências, fábricas e demais consumidores finais), logo se faz
necessário a implementação de um sistema de transmissão de energia complexo, longo e
confiável.
Trata-se do Sistema Interligado Nacional (SIN).Neste sentido, o sistema de transmissão
brasileiro, considerado o maior do mundo, é controlado pelo Operador Nacional do Sistema
Elétrico (ONS), que conta com a participação de empresas de todo o país, trabalhando de forma
interligada.
O SIN, formado basicamente por empresas de geração, transmissão e distribuição do país,
permite o intercâmbio de energia elétrica entre as diversas regiões brasileiras, isso significa que a
eletricidade que chega até o consumidor final pode ser gerada em diferentes usinas, ter viajado
centenas ou milhares de quilômetros em linhas de transmissão e passado por diversas subestações
até chegar a seu destino final.
Apesar de o SIN abastecer a maior parte do país, alguns sistemas menores e isolados
também são utilizados, principalmente nas regiões Norte e Nordeste.
Apenas 1,7% da energia requerida pelo país encontram-se nos sistemas isolados.
Estes sistemas isolados geram a energia que é consumida apenas em uma determinada localidade
ou até mesmo por um só consumidor.
A Figura 2, a seguir, mostra o atual cenário do Sistema Interligado Nacional, com suas
linhas de transmissão e referidas tensões de transmissão.
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Figura 2: Mapa SIN - Sistema Interligado Nacional.
Para que tenhamos um sistema interligado seguro e confiável, se faz necessária a
ampliação e implantação de novas subestações e linhas de transmissão, tornando o sistema mais
robusto e redundante.
13
3. SUBESTAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE ALTA TENSÃO
Uma subestação é composta por diversos equipamentos de manobra, transformação,
proteção e controle, dentre os principais equipamentos de pátio temos, os transformadores de
potência, para-raios, transformador de corrente, transformador de potencial, chave seccionadora e
disjuntor. Nesse capitulo eles serão apresentados bem como suas principais características de
funcionamento. Tem-se também a classificação das subestações de acordo com seu tipo
construtivo e a verificação dos principais tipos de arranjo utilizados nas mesmas.
3.1 Transformador de potência
Os transformadores de potência são os maiores e mais caros equipamentos utilizados nas
subestações, podem pesar algumas toneladas e seu custo fica na casa dos milhões.
São utilizados para elevar ou rebaixar a tensão, permitindo assim sua transmissão e
utilização em uma determinada tensão diferente da original.
De acordo com a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT NBR 5356), um
transformador é definido como um equipamento elétrico estático que, por indução
eletromagnética transforma tensão e corrente alternadas entre dois ou mais enrolamentos, sem
mudança de frequência.
Segundo a International Eletrotechnical Comission (IEC 60076), um tranformador de
potência é um equipamento estático, com dois ou mais enrolamentos, que, por indução
eletromagnética, converte um sistema de tensão e corrente alternadas em outro sistema, sendo
este geralmente de tensão e corrente diferentes do sistema original, mantida a frequência, visando
a transmissão de potência elétrica.
14
A Figura 3, a seguir, mostra um banco de transformador de potência monofásico
525/230kV.
Figura 3: Banco de transformadores de potência 525/230kV.
3.2 Pára-raios
Os pára-raios são equipamentos responsáveis por funções de grande importância nos
sistemas elétricos, contribuindo, decisivamente, para a sua confiabilidade, economia e
continuidade de serviço pois, ficam conectados próximos aos principais equipamentos da
subestação, e tem a função de impedir que as sobretenções alcancem valores superiores àqueles
para os quais os equipamentos foram projetados.
A sua atuação tem por base a absorção de uma parte da corrente associada à onda de
tensão no seu terminal, de forma que não ultrapasse o valor máximo permitido. São utilizados
para controle de sobretensões de qualquer natureza, e a tensão no seu terminal depende da
magnitude e da forma de onda do surto incidente e da impedância de surto do sistema no qual o
para-raios está conectado.
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Para um dado valor de sobretensão, o para-raios, que antes funcionava como isolador,
passa a ser condutor e descarrega parte da corrente, reduzindo a crista da onda e fazendo com que
o equipamento que está na sua sequência não receba a sobretensão e se danifique.
Devem ser instalados para-raios nas entradas de linha de transmissão, nas conexões de
unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não
autoprotegidos.
A Figura 4, a seguir, mostra um para-raios de 525kV.
Figura 4: Para-ráios 525kV.
16
3.3 Tranformador de corrente
Os transformadores de corrente proporcionam isolamento contra a alta-tensão do circuíto
primário. Eles são chamados de transformadores de instrumentos e enviam aos medidores, reles
de proteção e os dispositivos de controle, os valores de correntes proporcionais as que circulam
pelos circuitos de potencia, suficientemente reduzidas, de forma que estes instrumentos podem
ser fabricados pequenos, do ponto de vista de isolamento.
Os medidores, reles de proteção e outros dispositivos de controle ficam instalados no
circuito secundário dos transformadores de instrumentos. O transformador de corrente, também
chamado de TC, tem o seu enrolamento primário ligado em serie com o circuito de alta-tensão.
A Figura 5, a seguir, mostra um transformador de corrente de 525kV.
Figura 5: Tranformador de corrente 525kV.
17
3.4 Transformador de potêncial
Os transformadores de potencial têm como função realizar a medição de tensão. Como
estamos trabalhando com alta tensão, se faz necessária a utilização deste equipamento para que
seja possível obter os valores de tensão no sistema através de uma relação de transformação,
sistema similar ao utilizado nos transformadores de corrente.
Ou seja, o transformador de potencial é um transformador para instrumentos cujo
enrolamento primário é ligado em derivação a um circuito elétrico (em paralelo), e cujo o
enrolamento secundário se destina a alimentar bobinas de potencial de instrumentos elétricos de
medição e proteção ou controle.
A Figura 6, a seguir, mostra um transformador de potencial de 525kV.
Figura 6: Transformador de potencial 525kV.
18
3.5 Chave seccionadora
Uma chave seccionadora tem a função de abrir e fechar circuitos no sistema de
transmissão, pode ser comparada a fim de facilitar o entendimento a um interruptor residencial
que liga e desliga uma lâmpada, porém a abertura e fechamento de uma chave seccionadora só
pode ser realizada quando o circuito já estiver sem carga.
Como se trata de alta tensão, caso ocorra a abertura ou fechamento deste equipamento
com carga, o arco elétrico que se forma seria muito grande e causaria a danificação do
equipamento.
Segundo a NBR 6935, a chave seccionadora é definida como “um dispositivo mecânico
de manobra capaz de abrir e fechar um circuito elétrico quando uma corrente de intensidade
desprezível é interrompida ou restabelecida. Também é capaz de conduzir correntes sob
condições normais do circuito e, durante um tempo especificado, correntes sob condições
anormais, como curto-circuito“.
As chaves seccionadoras também são utilizadas nas manobras onde se deve isolar um
equipamento, como por exemplo, durante a manutenção de um disjuntor, onde o circuito deve
estar desligado e fisicamente aberto através das chaves que ficam abertas e bloqueadas,
garantindo que o circuito não seja energizado até o fim da realização da atividade.
A Figura 7, a seguir, mostra uma chave seccionadora trifásica de 525kV.
19
Figura 7: Chave seccionadora trifásica 525kV.
3.6 Disjuntor
Os disjuntores são capazes de conduzir, interromper e estabelecer correntes normais e
anormais especificadas dos sistemas. São usados para controlar circuitos, ligando e desligando
circuitos com e sem carga, diferentemente das chaves seccionadoras que só podem operar sem
carga.
Com o auxilio de relés que são instalados em conjunto, realizão uma supervisão
automática das condições do sistema e sua operação, podendo em caso de sinistros operar
automaticamente, garantindo a integridade dos equipamentos e circuitos.
Quando em operação normal, estes equipamentos podem ficar por um longo período de
tempo sem serem operados, ou seja, ficam expostos a intempéries por um longo período sem
20
operar, porém quando ocorrer algum sinistro, ou uma manobra for necessária ele deve estar apto
a realizar a operação.
A Figura 8, a seguir, mostra um disjuntor trifásico de 525kV.
Figura 8: Disjuntor trifásico 525kV.
3.7 Malha de terra
O sistema de aterramento de subestações segue a norma brasileira ABNT NBR 15751.
Esta norma técnica especifica os requisitos para o dimensionamento do sistema de
aterramento de subestações de energia elétrica e estabelece também as condições de segurança
para pessoas e instalações dentro e fora dos limites da subestação.
21
Em uma subestação todas as partes metálicas são aterradas, desde estruturas metálicas dos
equipamentos até cercas e portões. Estes ficam interligados á malha de terra principal através de
condutores de cobre e hastes que são colocadas de acordo com os equipamentos e cálculo da
malha.
Na Figura 9, a seguir, temos a planta de uma subestação, a qual tem as medidas de 444 X
176 metros, ou seja, uma área de 78.144 m². Neste caso os cálculos levaram á uma malha com
espaçamento de 12 entre ela em um sentido e 11 metros entre elas no outro sentido. Para atender
aos cálculos, neste caso só para a malha principal, desconsiderando todas as subidas de cabos
para os equipamentos, estruturas metálicas e cercas foram utilizados aproximadamente 16.716
metros de cabo de cobre 120 mm² e quase 900 pontos de solda exotérmica, ou seja é muito
material para que possamos ter uma malha confiável e segura para o empreendimento e
principalmente para as pessoas.
Figura 9: Malha de terra.
Para a realização das conexões da malha de aterramento podemos citar as seguintes
formas: Conexão mecânica aparafusada ou por pressão, conexão tipo solda oxiacetilênica,
conexão com solda exotérmica e conexão á compressão.
Em função de uma melhor conexão, destacam-se a conexão com solda exotérmica e
conexão á compressão.
22
Solda exotérmica, conhecida como aluminotermia, cuja conexão é feita através da fusão
obtida pela ignição e combustão de uma formulação em um molde.
Na Figura 10, a seguir, podemos ver passo a passo como funciona este sistema.
Figura 10: Conexão exotérmica.
23
A conexão à compressão é obtida por meio de conectores com compressão por ferramenta
hidráulica.
Na Figura 11, a seguir, podemos ver alguns modelos de conexões utilizadas neste sistema,
bem como o alicate hidráulico utilizado.
Figura 11: Conexão á compressão.
3.8 Classificação das subestações
Podem-se classificar as subestações em seccionadora ou transformadora e em externa ou
abrigada:
A subestação seccionadora é utilizada para interligar circuitos de suprimento, ao qual são
alimentados pelo mesmo nível de tensão, ou seja, não existem transformadores de potência
capazes de realizar a elevação ou rebaixamento da tensão neste modelo de subestação. Neste caso
elas apenas realizam manobras e energizam circuitos.
24
A subestação transformadora é responsável por converte a tensão de suprimento em um
nível maior ou menor de tensão, ou seja, existem transformadores de potência capazes de realizar
a elevação ou rebaixamento da tensão neste modelo de subestação. Uma subestação
transformadora elevadora tem como função elevar o nível de tensão do circuito que esta
interligada, normalmente eleva-se a Tensão para poder transmiti-la a grandes distâncias. Uma
subestação transformadora rebaixadora tem como função rebaixar o nível de tensão do circuito
que está interligada, normalmente rebaixa-se a tensão para envia-la a subestações de menor
tenção ou para repassar aos circuitos de distribuição.
As subestações externas são as que ficam a céu aberto e os equipamentos ficam sujeitos as
intempéries atmosféricas, como por exemplo: maresia, chuva, vento e sol. São as mais comuns
devido ao custo muito menor quando comparadas as subestações abrigadas.
As subestações abrigadas ficam montadas dentro de edificações, podendo as mesmas
serem térreas ou terem diversos andares. Nelas os equipamentos são instalados dentro do edifício
e protegida das intempéries. Possuem um custo elevado quando comparada as subestações
externas, por isso são utilizadas normalmente dentro de grandes centros urbanos, onde por causa
da ocupação não se faz possível a instalação de uma subestação a céu aberto.
3.9 Tipos de arranjo mais utilizados
As subestações operam de acordo com o seu arranjo, que pode ser barra simples, barra
simples seccionada, barra principal e transferência, barra dupla com disjuntor simples e 4 chaves
e arranjo barra dupla com disjuntor e meio.
No arranjo de barra simples, todos os circuitos se conectam a uma única barra. Tem uma
baixa confiabilidade, falhas simples podem ocasionar o desligamento da subestação, tem custo
baixo em função do pequeno número de componentes e necessita de uma área menor para sua
implantação. A seguir teremos o diagrama esquemático desta configuração.
25
Aterramento
Disjuntor
Chave Seccionadora
Disjuntor
Figura 12: Arranjo Subestação Barra Simples.
Neste arranjo de barra simples seccionadora, tem-se a divisão da subestação por meio de
um disjuntor e duas chaves que são utilizados para realizar o seccionamento da subestação, desta
forma pode-se desligar uma parte da subestação para uma determinada atividade e manter a outra
parte em operação. A seguir tem-se o diagrama esquemático desta configuração, na Figura 13.
Disjuntor
Barra Seccionada
Chave
Seccionadora
Aterramento
Alimentadores
Figura 13: Arranjo Subestação Barra Simples Seccionada
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No arranjo de barra principal e transferência tem-se um sistema mais complexo que o
anterior, com custo baixo, porém um pouco maior devido a necessidade da utilização de um bay
de transferência, utilizado para interligar as duas barras. Caso haja a necessidade de realizar uma
manutenção, pode-se isolar o equipamento sem ter de desligar uma linha para realização da
atividade.
Neste tipo de arranjo não é possível transferir todas as cargas para a barra de
transferência, ficando nela ligado apenas um circuito por vez, limitando seu número de possíveis
manobras. A seguir teremos o diagrama esquemático desta configuração.
Disjuntor
Transferência.
Disjuntor
Alimentadores
Figura 14: Arranjo Subestação Barra Principal e Transferência.
No arranjo de barra dupla com disjuntor simples e 4 chaves tem-se uma evolução em
relação ao arranjo anterior, trata-se de um arranjo mais confiável onde podemos relocar todas as
linhas para qualquer uma das barras, desta forma pode-se realizar atividades em qualquer
equipamento ou barra sem a necessidade de desligamentos.
27
Este arranjo é mais em virtude de necessitar de 4 chaves por bay, torna-se mais caro e
necessita de maior área para sua implantação.
Conforme estabelecem os procedimentos de rede da ONS, este é o arranjo utilizado nas
classes de tensão de 230kV a 138kV. A seguir tem-se o diagrama esquemático desta
configuração, na Figura 15.
Barra I
Disjuntor
Barra II
Chave
Seccionadora
Disjuntor
Alimentador
Figura 15: Arranjo Subestação Barra Dupla com Disjuntor Simples e 4 Chaves.
Na barra dupla com disjuntor e meio tem-se uma maior flexibilidade e confiabilidade.
Este arranjo apresenta um custo mais elevado que os demais arranjos, pois em cada circuito se faz
necessária a instalação de 3 disjuntores e 6 chaves seccionadoras para cada par de circuitos, por
isso a denominação de disjuntor e meio. Necessita de uma área maior para sua instalação.
Este arranjo é recomendado para subestações que manipulam grande quantidade de
energia, devido à alta segurança contra perda de carga, conforme procedimentos de rede da ONS,
este é o arranjo utilizado nas classes de tensão de 765kV a 345kV. A seguir teremos o diagrama
esquemático desta configuração.
28
Barra I
Chave
Seccionadora
Alimentador
Disjuntor
Disjuntor
Barra II
Figura 16: Arranjo Subestação Barra Dupla com Disjuntor e Meio.
3.10
Vistas da subestação
Pode-se ter dezenas de projetos durante a ampliação ou implantação de uma subestação, a
seguir serão apresentadas algumas plantas em corte e vista superior para melhor compreensão do
funcionamento da mesma.
Como a subestação pode ser um empreendimento muito grande, será apresentado uma
sequência de plantas, mostrando desde a planta geral, até se chegar as vistas parciais de um vão
de linha onde será possível ver os equipamentos em planta e vista lateral com maior facilidade.
A seguir tem-se uma planta geral da subestação, contendo os pátios de 525 kV, 230 kV,
arruamentos e demais instalações; Figuras 17 e 18.
29
Figura 17: Vista geral da subestação.
A seguir temos a planta apenas do setor de 230 kV.
Figura 18: Vista superior do setor de 230 kV.
30
A seguir tem-se, na Figura 19, a vista superior de um vão da subestação onde temos seis
chaves seccionadoras, um disjuntor, três transformadores de corrente, três transformadores de
potencial e três para-raios.
Figura 19: Vista superior de um vão da subestação.
A seguir tem-se, na Figura 20, a vista superior e também a vista lateral de uma parte deste
vão da subestação, contendo quatro chaves seccionadoras e três isoladores de pedestal utilizados
para dar suporte ao barramento.
Figura 20: Vista lateral e superior de um trecho da subestação.
31
A seguir tem-se, na Figura 21, a vista superior e também a vista lateral de uma parte deste
vão da subestação, contendo um disjuntor, duas chaves seccionadoras, três transformadores de
corrente, três transformadores de potencial e três para-raios.
Figura 21: Vista lateral e superior de um trecho da subestação.
32
4. AVALIAÇÃO
DOS
RISCOS
ENVOLVIDOS
NA
MONTAGEM
DE
EQUIPAMENTOS EM SUBESTAÇÕES
As atividades de montagem de equipamentos em subestações devem ser previamente
planejadas, por engenheiros, encarregados dos serviços e profissionais da área de segurança do
trabalho, contemplando especificamente a análise de riscos em todas as etapas e este
planejamento deverá ser do conhecimento de todos os envolvidos.
Quando necessário, o responsável pelos serviços deverá conhecer previamente as
condições do local onde serão executados os serviços, uma vez que, as equipes de montagem por
se tratarem de uma mão de obra específica, ocorre de chegarem em um dia e no outro já
realizarem a atividade programada sem a presença da equipe.
Muito importante determinar o número de elementos necessários para cada tarefa levando
em consideração aspectos de segurança (nº mínimo de elementos), dar conhecimento a todos os
componentes da equipe, em conjunto, sobre os serviços que serão executados e em caso de
duvida, não deve haver constrangimento, qualquer funcionário deve solicitar esclarecimentos
sobre a segurança envolvida no serviço.
Através de registros fotográficos a seguir, podem-se visualizar as etapas de montagem dos
equipamentos de pátio; Figuras 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31.
Na sequencia do trabalho serão detalhados os possíveis riscos inerentes à montagem dos
equipamentos principais de uma subestação de transmissão de energia elétrica, levando-se em
consideração suas características.
33
4.1 Etapas de Montagem dos Equipamentos
Montagem transformador de potência 83MVA 230kV:
Figura 22: Montagem Transformador de Potência 83MVA 230kV.
34
Montagem transformador de potência 50MVA 230kV:
Figura 23: Montagem Transformador de Potência 50MVA 230kV.
35
Montagem de um transformador de potencial 525kV:
Figura 24: Montagem de um Transformador de Potencial de 525kV
36
Montagem de um Transformador de Corrente:
Figura 25: Montagem de um Transformador de Corrente de 525kV - Parte 1.
37
Figura 26: Montagem de um Transformador de Corrente de 525kV - Parte 2.
38
Montagem de um para-raios de 525kV:
Figura 27: Montagem de um Para-Raios de 525kV
39
Montagem de uma chave seccionadora de 525kV:
Figura 28: Montagem de uma Chave Seccionadora de 525kV – Parte 1.
40
Figura 29: Montagem de uma Chave Seccionadora de 525kV – Parte 2.
41
Montagem de um disjuntor de 525kV:
Figura 30: Montagem Disjuntor 525kV - Parte 1.
42
Figura 31: Montagem Disjuntor 525kV - Parte 2.
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4.2 Possíveis riscos identificados na montagem de equipamentos
• Falha na comunicação entre operação e a equipe que realizará a atividade;
• Falta de realização de planejamento da atividade;
• Falta de capacitação/treinamento da equipe para realizar a atividade;
• Ausência de EPI ou EPC;
• Não utilização de EPI ou EPC por componentes da equipe;
• Utilização de EPI ou EPC inadequado ou defeituoso;
• Condições climáticas desfavoráveis;
• Integrante da equipe com condições biopsicossociais notoriamente insatisfatórias;
• Atividade noturna com iluminação inadequada;
• Atividades realizadas em condições climáticas adversas;
• Não atendimento mínimo de constituição da equipe, necessária para a atividade;
• Utilização de aterramento temporário inadequado;
• Falta de sinalização/balizamento na área da atividade;
• Ausência do encarregado da atividade sem a transferência das suas responsabilidades para
seu substituto;
• Problema de manutenção no sistema hidráulico- mecânico do equipamento de guindauto;
• Uso de dispositivos inadequados para içamento de cargas;
• Utilização de veículos sem condições;
• Falta de atenção devido ao serviço se tornar rotineiro;
• Detector de tensão com defeito;
• Desconhecimento da configuração elétrica na área de trabalho;
• Descumprimento da NR 33, quando da entrada no equipamento;
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• Queda de equipamentos manuais;
• Em instalações energizadas, descuido quanto à distância de segurança;
• Ruído excessivo de máquinas;
• Falta de aterramento auxiliar de para os equipamentos quando da proximidade de área
energizada;
• Falta de aterramento para os veículos quando da proximidade de área energizada (mínimo
70 mm²);
• Área destinada a atividade com terreno irregular ou obstruído;
• Risco de queda em altura conforme NR 35;
• Descumprimento da NR 11 na operação de transporte e movimentação de cargas;
• Contato com animais peçonhentos.
4.3 Análise preliminar de riscos
A análise preliminar de riscos, conhecida pela sigla APR, trata-se de uma técnica de
avaliação prévia dos riscos envolvidos na realização de um determinado trabalho. Consiste no
detalhamento de cada etapa do trabalho, assim como, dos riscos envolvidos.
A APR deve ser realizada sempre antes da execução das atividades, afim de, identificar os
riscos, orientar os colaboradores e organizar as atividades de forma segura para todos.
Com base no capitulo anterior podemos compilar em uma APR, as informações referentes
aos possíveis riscos encontrados nas atividades de montagem de equipamentos em subestações de
transmissão de energia elétrica, fazendo com que os colaboradores que participam destas
atividades tenham conhecimento de todos os riscos envolvidos nas atividades de montagem de
equipamentos, tornando as atividades mais seguras para os colaboradores e também para o
sistema elétrico.
Tendo como base algumas APRs, e utilizando-se das informações coletadas durante o
desenvolvimento deste trabalho, chegamos a um modelo de APR, no qual constam os dados do
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equipamento e da atividade a ser desenvolvida, possíveis riscos, EPIs e EPCs, questionamento
quanto as condições da equipe, lista para assinatura dos participantes e ciência da atividade.
A APR encontra-se no ANEXO deste trabalho.
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5. CONCLUSÃO
O presente trabalho teve como fundamento, fazer uma análise dos riscos encontrados na
montagem de equipamentos em subestação de transmissão de energia elétrica.
Tal trabalho foi executado e compilado em uma Análise Preliminar de Riscos, que será
utilizada nas atividades de montagem.
Esta APR é de grande importância, e servirá para alertar os participantes da atividade dos
riscos presentes, afim de, que sejam tomadas todas as precauções nas atividades e que seja
assegurada a segurança de todos.
Durante o desenvolvimento do trabalho houve algumas dificuldades, dentre as quais vale
a pena destacar a seleção de informações confiáveis no meio digital e a compilação de muita
informação dentro de uma APR.
Como sugestão para futuros trabalhos, fica a ideia de realizar uma análise similar a esta na
etapa civil da obra, desta forma complementando este trabalho e tendo talvez uma APR de
montagem eletromecânica e outra civil.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ABNT NBR 14724 – Informação e documentação — Trabalhos acadêmicos — Apresentação.
ABNT NBR 5356 – Transformador de potência.
ABNT NBR 15751 – Sistemas de aterramento de subestações – Requisitos.
Ministério
do
Trabalho
e
Emprego.
Normas
Regulamentadoras.
Disponível
em:
<http://portal.mte.gov.br/legislacao/normas-regulamentadoras- 1.htm>.
CARDELLA, Benedito. Segurança do Trabalho e Prevenção de Acidentes. Ed. 1. – São Paulo:
Atlas, 2010.
OLIVEIRA, C. A. D.; MILANELI, E. Manual prático de segurança e saúde do trabalho. São
Caetano do Sul, SP: Yendis. 2009.
http://www.blogsegurancadotrabalho.com.br/.
MANUAL ELETROBRAS – ELETROSUL – Segurança E Medicina Trabalho Obra SE.
International Electrotechnical Commission – 60076 transformadores de potência. Disponível em:
< http://www.iec.ch/>.
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ANEXO – Análise Preliminar de Riscos – (APR).
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