Como será a aparelhagem de média tensão do futuro?

Breve história na evolução das tecnologias utilizadas na aparelhagem de Média Tensão

Todos os componentes de uma instalação de Média Tensão estão sujeitos a evolução.

Numa subestação encontramos três categorias de componentes numa cadeia de protecção: sensores, relés de protecção e disjuntores.

Tradicionalmente, a concepção destes componentes tem evoluído, de forma independente, mas com algumas restrições nas interfaces de modo a garantir a interoperabilidade.

Os relés de protecção são particularmente sensíveis ao tipo de sinal de saída dos transformadores de corrente. Algumas associações são possíveis; outras não. Por exemplo, pode conseguir ligar tecnologia antiga de Transformadores de Corrente de 5 A com os mais modernos relés de protecção, mas por outro lado, a ligação de um LPCT a um relé antigo electromecânico é impossível.

 

Tecnologias disponíveis para a aparelhagem eléctrica

A aparelhagem eléctrica necessita de um meio de isolamento para duas funções diferentes: corte de corrente e isolamento entre condutores ou entre condutores e terra. Para cortar a corrente, as tecnologias disponíveis são o ar, óleo, SF6, e o vácuo. Para isolamento podem ser utilizadas as mesmas tecnologias mais o isolamento sólido.

Tabela 1. Formas de isolamento.

 

Evolução das tecnologias em disjuntores

A primeira tecnologia utilizada para o corte nos disjuntores foi o ar. Estes disjuntores eram grandes uma vez que o princípio de corte era uma grande câmara de expansão do arco e muito ruído devido ao corte do ar. Eles necessitavam de muita manutenção e, por esse motivo, eram extraíveis (Figura 1).

Num esforço de reduzir a pegada ambiental, os disjuntores a óleo vêm de seguida (Figura 2). No entanto, eles também necessitam de muita manutenção, por exemplo para mudar o óleo depois de algumas manobras. A somar a isso, os disjuntores de óleo não são seguros para operar devido ao risco de incêndio. As falhas nos disjuntores a óleo podem facilmente resultar num acidente fatal entre os operadores e o mesmo no público.

No final dos anos 60 surgiram os disjuntores em SF6 a vácuo. Ambas as tecnologias possuem muitas vantagens que se equipararam.

São compactos graças ao isolamento no vácuo ou SF6. São muito mais seguros, reduzindo drasticamente o risco de incêndio. Tornam-se mais fiáveis. A fiabilidade elétrica foi aumentada, assim os CBs são capazes de realizar um número maior de manobras de corte e religações em carga. Em consequência da maior fiabilidade, a manutenção é cada vez menos requerida e considera-se, hoje em dia, que os modernos aparelhos atuais são praticamente livres de manutenção.

Muitas vezes eles apresentam-se em versões extraíveis devido à instalação em celas metálicas totalmente fechadas.

 

Evolução em quadros de distribuição primária

De 1930 a 1950, a maioria dos aparelhos de Média Tensão eram, de facto, um conjunto de aparelhagem na sua versão fixa, numa sala eléctrica interligadas a um barramento do isolamento no ar visível. Apenas uma simples vedação prevenia o acesso aos componentes em tensão.

Assim, devido a uma maior consciência relativa à segurança, a aparelhagem e os barramentos foram integrados em celas de metal fechadas. As portas e divisórias e estruturas foram ligadas à terra para evitar qualquer acidente motivado por contacto acidental com qualquer peça sob tensão e em funcionamento. Os barramentos e as ligações eram isolados pelo ar.

Existem inúmeras gerações de quadros metálicos compartimentados de isolamento ao ar (AIS). A primeira geração, de 1950 a 1970, integra disjuntores extraíveis a ar ou a óleo. A segunda geração, de 1950 a 1990, integra disjuntores de vácuo e de SF6 também extraíveis. Outro degrau no incremento de segurança foi introduzido na actual terceira geração de quadros metálicos compartimentados, que começou em 1990. Esta nova geração introduziu uma capacidade de resistência ao arco interno para proteger pessoas que estejam na proximidade do quadro no caso de ocorrer uma, raríssima, falha interna. Geralmente, os disjuntores são extraíveis e instalados em “cassete”, possibilitando a instalação do quadro contra a parede, e o acesso frontal dos cabos. Mas, mais recentemente, na década de 1990, os disjuntores fixos passaram a ser também utilizados. Esta alteração foi possível com a utilização de modernos disjuntores de elevada fiabilidade e novas capacidades de teste e diagnóstico introduzidas pelos relés de protecção.

Existem algumas variantes recentes em quadros metálicos com disjuntores fixos, onde o isolamento de barramentos e de todos os componentes, incluindo disjuntores e ligações, são feitos com epóxi ou outra resina. Estes quadros são, habitualmente, designados de Sistema de Isolamento Sólido (SIS).

No entanto, sempre à procura de uma maior continuidade de serviço, as empresas eléctricas começaram a requerer cada vez mais resistência às condições ambientais. E, todos os quadros AIS e SIS continuam sensíveis às condições ambientais se não forem devidamente instalados em salas adequadas.

Esta foi a razão para o lançamento de quadros metálicos com Isolamento a Gás (GIS) na década de 1990. Todos os componentes, barramentos e as ligações são montados num ou em vários compartimentos selados hermeticamente com SF6. Graças ao isolamento em SF6, este tipo de equipamento é muito compacto.

Os quadros AIS e GIS coexistem actualmente. A escolha final pode ser diferente para cada aplicação, dependendo da importância dada a muitos critérios como compacidade, insensibilidade ao ambiente, disponibilidade de alta performance, criticidade da aplicação, modo de restauração da energia em caso de falha, ergonomia da operação, e/ou ergonomia do teste de cabos.

 

Evolução das tecnologias do quadro eléctrico para distribuição secundária

A aparelhagem de distribuição secundária também segue uma evolução semelhante, mas com algumas diferenças.

Correntes nominais ao nível da distribuição são mais baixas e o número de subestações é maior. Assim, numa perspectiva puramente económica, apenas eram utilizados os interruptores simples com protecção por fusível. Um típico quadro eléctrico inclui três funções, dois interruptores e um interruptor com fusíveis para proteger o transformador de Média Tensão/Baixa Tensão.

A mesma evolução, tal como na distribuição primária, surgiu desde os compartimentos em alvenaria para armários metálicos modulares fechados AIS.

Mas, devido à disposição repetitiva típica de três funções, surgiu na década de 50 a configuração para uma Unidade Principal em Anel (RMU).

Para ser mais compacto, as três funções necessitam de ser montadas num tanque metálico. Os primeiros RMUs deste tipo eram a óleo com o mesmo risco de incêndio. Actualmente, os modernos RMUs utilizam SF6 uma vez que fornecem compacidade e insensibilidade às condições ambientais. Além disso, dada a necessidade de proteger transformadores de Média Tensão/Baixa Tensão mais potentes e ainda atingir funcionalidades mais precisas no esquema de protecção, os modernos RMUs estão agora equipados com disjuntores para a protecção de transformador de Média Tensão/Baixa Tensão.

A mesma evolução em termos de segurança resultou em novas concepções, tendo de ter a capacidade de suportar defeitos internos. Por vezes, a vantagem de uma solução RMU compacta e repetitiva torna-se inconveniente quando a extensão é necessária ou se forem necessários mais do que quatro ou cinco funções ou celas.

 

Evolução da tecnologia dos sensores e relés de protecção

As tecnologias de sensores e os relés de protecção evoluíram, em paralelo, porque ambos os tipos de componentes estão rigorosamente ligados. Os sensores, como os transformadores de corrente, devem dar permanentemente uma imagem da corrente e esta imagem é transmitida para o relé de protecção. Podemos considerar o relé como sendo o cérebro, uma vez que tem a capacidade de receber o sinal e analisar o mesmo para decidir se o sinal é normal ou representa uma anomalia. Em caso de anomalia, o relé de protecção envia uma mensagem de corte para o mecanismo do disjuntor.

Até à década de 70, os relés de protecção foram feitos utilizando tecnologia electromecânica. As bobinas e os discos eram partes destes relés que necessitavam de uma elevada potência auxiliar para funcionar. Consequentemente, os transformadores de corrente necessitavam de fornecer uma elevada carga. Eram necessários 5 A na saída do secundário para colocar em funcionamento estes relés de protecção.

Nos anos 80, os relés de protecção electrónica necessitam de uma menor potência dos TIs. Eles podiam funcionar através dos transformadores de corrente com 1 A na bobinagem do secundário. Mas o sector de Média Tensão é muito conservador e muitas especificações de utilizadores continuam a pedir TIs de 5 A, mesmo quando já não necessitam do mesmo. Também as potências dos secundários continuam a ser pedidas com altos valores apresentando, hoje em dia, um risco para a instalação. Um relé de protecção, actualmente, tem um consumo do seu circuito de aquisição inferior a 1 VA, no entanto, continuam a verificar-se especificações a exigir 15 VA e mesmo mais, o que poderá provocar graves problemas no relé de protecção.

Mais tarde, em 1990 surgiram os primeiros relés digitais. Com esta tecnologia, a necessidade de um sinal de potência dos Tis torna-se muito baixa. Uma nova categoria de TIs foi desenvolvida: os Transformadores de Corrente de Baixa Potência (LPCT). Estes fornecem um sinal de tensão que representa a corrente no primário. Apesar das vantagens em termos de espaço e flexibilidade, a sua implementação está a ser efectuada de forma muito lenta devido ao conservadorismo dos utilizadores, que ainda pediam TIs ou mesmo 5 A para alimentar os relés digitais. Este excesso de potência à entrada necessita que os relés de protecção dos transformadores se adaptem para baixar a potência de entrada.

Actualmente, a situação está finalmente a mudar. Relés digitais são muito comuns e as vantagens do LPCT são reconhecidas. Além disso, foram publicadas Normas claras pela IEC, facilitando a permutabilidade de LPCTs ou de relés de protecção.

 

Evolução dos circuitos monofásicos

Mesmo sendo conservadores algumas vezes, os utilizadores tendem a procurar dimensões reduzidas, menor custo, maior fiabilidade, e melhor capacidade de resistir a ambientes agressivos. Para responder a estas necessidades existe um movimento progressivo dos equipamentos móveis para os fixos.

Juntamente com a evolução da tecnologia da aparelhagem de Média Tensão, os esquemas unifilares de chegadas e saídas eram constantemente desafiados.

É possível fazer algumas comparações entre os circuitos unifilares mais típicos, apenas destacando alguns pontos relevantes.

 

Circuito com tecnologia extraível

O circuito com disjuntor extraível é o mais antigo. Ainda é utilizado e não é considerado obsoleto em algumas aplicações de distribuição primária. O seccionamento é efectuado através da retirada do carrinho do disjuntor, garantindo um seccionamento visível e geralmente um seccionador de ligação à terra que actua directamente nas extremidades do cabo.

A manutenção do disjuntor é muito simples e era uma necessidade nos antigos disjuntores. Além disso, o acesso aos terminais para o teste de cabos é muito simples.

Mas há alguns pontos que devem ser tidos em consideração. O controlo remoto do seccionamento não é, na realidade, prático devido ao carro poder ser extraído totalmente para fora da cela. Ligar o barramento à terra necessita de um carro dedicado, o qual é pesado para manusear. Para testar os cabos é necessário um acesso directo aos mesmos, abrindo o compartimento do cabo. E, finalmente, o equipamento deve ser instalado em espaços de ar limpo uma vez que é sensível às condições ambientais devido à tecnologia AIS.

 

Circuito típico para tecnologia GIS

Para eliminar drasticamente a sensibilidade ao ambiente foi desenvolvida uma Aparelhagem Isolada a Gás (GIS). Primeiro derivados da tecnologia de Alta Tensão, estes equipamentos eram equipados com disjuntores fixos e seccionadores separados.

Esta tecnologia foi tornada possível graças às melhorias na concepção dos disjuntores que necessitam, actualmente, de pouca manutenção. O isolamento a gás e as ligações dos cabos por fichas garantem um elevado nível de resistência a ambientes agressivos.

Um dos pontos a ter em conta é que a operação não é muito intuitiva devido ao seu esquema de cinco posições. Sobretudo, a ligação do cabo à terra é feito através do fecho do disjuntor que deve permanecer fechado para garantir a segurança do utilizador quando intervêm no cabo.

 

Circuito simplificado com seccionador de duas posições a montante

Na tentativa de simplificar o circuito unifilar de 5 posições é possível conceber um seccionador a montante de duas posições. Esta disposição reduz o número de posições graças ao seccionador de duas posições. Como o custo também é reduzido é possível utilizar esta disposição na distribuição secundária.

Mas ainda existem quatro posições que não tornam o funcionamento intuitivo, sobretudo para a distribuição secundária. E, a ligação do cabo à terra continua a ser efectuado através do fecho do disjuntor. Quando o cabo é ligado à terra, o disjuntor deve manter-se fechado para garantir a segurança. A indicação da ligação à terra positiva depende do estado da combinação de dois dispositivos.

 

Circuito invertido para a tecnologia GIS

Tentando melhorar a ergonomia, no sentido de uma ligação directa do cabo à terra, alguns equipamentos utilizam um circuito invertido na tecnologia GIS. Actualmente, a ligação dos cabos à terra é feita directamente através de um seccionador de ligação à terra com poder de fecho. Isto também permite conceber um dispositivo dedicado para testes de cabos através de uma ligação amovível.

Mas ainda há quatro posições e uma necessidade de encravamento para um bloqueio seguro. O custo é aumentado devido ao seccionador de ligação à terra separado com poder de fecho.

 

Esquema tudo em um para GIS RMU

Para aplicações secundárias, a simplicidade, a insensibilidade e a relação custo-benefício são, muitas vezes, aspectos cruciais. Estes critérios foram os drivers da mudança para uma disposição tudo em um para GIS RMU.

O dispositivo principal é um seccionador de carga ou um disjuntor-seccionador em SF6, permitindo um diagrama de três posições muito simples. Corte e seccionamento são efectuadas numa única operação, levando a um esquema de três posições (linha, aberto e seccionado, ligado à terra).

As operações locais ou remotas são muito simples. O circuito sinóptico é muito fácil de interpretar. A ligação à terra dos cabos é feita directamente. Um bloqueio seguro é inerente entre as diferentes posições. É muito fácil implementar um dispositivo de teste de cabos, permitindo o acesso ao cabo sem abrir o compartimento de cabos ou interferir com as terminações do mesmo.

 

Novo esquema de três posições

O esquema de três posições para o GIS RMU teve um enorme sucesso há cerca de 30 anos e ainda é bastante apreciada. Hoje em dia, mesmo que a tecnologia não tenha mudado muito existe uma tendência para utilizar disjuntores a vácuo nas aplicações secundárias. A questão era se ainda seria possível manter a mesma simplicidade do circuito de três posições utilizando outra tecnologia. Desenvolvimentos recentes lançaram uma solução original, mantendo as mesmas vantagens do esquema de três posições do GIS RMUs mas utilizando um corte por vácuo.

O novo esquema proposto inclui um seccionador interruptor de corte em carga ou disjuntor-seccionador e um seccionador de ligação à terra a jusante que possibilita um isolamento duplo entre os cabos e os barramentos. Todas as restantes vantagens são mantidas com um esquema real de três posições (linha, seccionamento, ligação à terra).

• 1.ª posição: disjuntor ou interruptor seccionador principal fechado,

• 2.ª posição: disjuntor ou interruptor seccionador principal aberto e seccionado numa única operação,

• 3.ª posição: ligação do cabo à terra numa única operação.

O corte e seccionamento são feitos numa única operação num interruptor de vácuo. A ligação dos cabos à terra é feita directamente, utilizando um seccionador de ligação à terra com poder de corte. Este esquema facilita a implementação de claras indicações no sinóptico, possibilitando operações muito intuitivas e, por isso, mais seguras. Os encravamentos de segurança são incorporados, fáceis, livres da necessidade de fechaduras e de segurança positiva. Este esquema também permite a utilização de um dispositivo de teste ao cabo, aumentando a segurança das pessoas e da aparelhagem. Como é bem sabido, os cabos de Média Tensão são geralmente mais antigos do que a aparelhagem, e por isso, eles irão necessitar de mais e mais testes e eventualmente de substituições.

Antes do teste ao cabo, abre-se o interruptor ou o disjuntor seccionador e fecha-se o seccionador de ligação à terra, garantindo um duplo isolamento entre o cabo e o barramento. Depois um seccionador com poder de fecho de ligação à terra totalmente seguro pode ser aberto para possibilitar um acesso directo ao condutor do cabo. Durante o teste, o compartimento do cabo permanece fechado, as ligações do cabo permanecem intactas, e os principais contactos do seccionador de ligação à rede permanecem na mesma posição. Este procedimento de teste recomendado assegura a maior segurança para as pessoas que estão a fazer os testes e também evita qualquer dano no circuito principal ou nas ligações ao cabo.

Para encontrar as mesmas vantagens dos GIS RMUs, o novo esquema deve ser resistente a ambientes agressivos. Isto é assegurado por uma completa solução Shielded and Solid Insulation System (2SIS). Os barramentos, um interruptor de vácuo encapsulado e um envolvente ligado à terra são feitos de isolamento sólido que é coberto por uma camada condutora ligada à terra. O equipamento pode suportar qualquer tipo de ambiente agressivo tal como os GIS RMUs.

Comparando com o GIS RMUs, esta tecnologia 2SIS associada com este novo esquema de três posições oferece uma melhor modularidade pois a arquitectura geral é baseada em unidades singulares. Assim é fácil de construir quadros eléctricos para muitos tipos de aplicações que exigem um grande número de unidades. Embora seja óbvio que esta arquitectura modular, com base na tecnologia 2SIS utilizando corte por vácuo, tem muitas vantagens, é necessário analisar se é completamente adaptado à implementação para as redes inteligentes nos dias actuais.

 

Futura aparelhagem para instalações de consumo em Média Tensão e postos de seccionamento

O desafio das redes inteligentes

As redes inteligentes têm dois objectivos principais. Um deles passa pela optimização da relação entre a procura e o fornecimento de energia. O segundo é proporcionar as condições necessárias para integrar mais energias renováveis e distribuídas. Comparando o duplo fluxo que é necessário para estes objectivos com o simples fluxo ainda válido com a produção de energia centralizada, o desafio é enorme. Como para outros elos na cadeia, surge uma questão: a aparelhagem de Média Tensão está preparada para a mudança, ou para uma evolução se necessário? Olhando para as redes inteligentes já existentes, e algumas experiências, é possível destacar alguns valores na aparelhagem que irão ajudar a enfrentar o desafio.

 

As redes inteligentes utilizarão mais disjuntores do que no passado

Durante alguns anos, as experiências têm provado que, ao adicionar disjuntores nos anéis das redes de distribuição é uma forma eficiente de diminuir o número de clientes afectados por uma interrupção e para reduzir o tempo de restabelecimento de energia. A rede de distribuição é, genericamente, utilizada num circuito aberto, permitindo uma solução de backup em caso de falha. Tradicionalmente está equipado com interruptores manuais com apenas um dispositivo de protecção por alimentador, localizado na subestação de Alta Tensão/Média Tensão. O aumento da procura pela qualidade de serviço levou à implementação de subestações controladas remotamente, trazendo uma menor duração da falha de fornecimento. No entanto, em caso de falha, todos os clientes abastecidos pelo alimentador são desligados.

Mas, na realidade, os clientes a montante da falha podiam não ter sido afectados. A utilização dos disjuntores ao invés dos interruptores no circuito permite desligar apenas os clientes ligados à parte defeituosa, um benefício significativo em relação ao número de clientes afectados quando comparado com as soluções tradicionais.

Do ponto de vista ideal, as soluções que incluem disjuntores de baixo custo, sensores de baixo custo, sem comunicação, sem arquitectura de rede específica e uma possível actualização facilitada pode reduzir a interrupção num nível rentável. Actualmente, as respostas adequadas e economicamente viáveis para as necessidades das subestações de Média Tensão/Baixa Tensão existem em ambas as áreas:

• Disjuntores optimizados totalmente integrados para aplicações de rede incluindo LPCTs,

• Adaptação de sistemas de protecção existentes através da redução do intervalo de tempo de discriminação ou a utilização de uma decisão lógica em subestações entre alimentadores de entrada e saída.

De uma forma semelhante é mais eficiente e preciso utilizar disjuntores para proteger transformadores de Média Tensão/Baixa Tensão.

Tradicionalmente, os transformadores de Média Tensão/Baixa Tensão foram protegidos por interruptores-fusíveis devido ao significativo diferencial de custo comparado com disjuntores e relés. A principal vantagem de utilizar um RMU com um disjuntor integrado de baixo custo é permitir ter uma melhor protecção de transformadores com um custo global equivalente, tornando acessível os preços da protecção por disjuntor do transformador.

Um transformador de Média Tensão/Baixa Tensão possui geralmente uma taxa de falha muito baixa. Todas as falhas começam nos defeitos entre espiras ou falhas de fase-terra e estão localizadas no interior das bobinas do primário e do secundário ou na zona de BT. Apenas os disjuntores podem, de forma rápida e segura, detectar as falhas numa fase inicial quando são de magnitude baixa ou muito baixa. Ao mesmo tempo, os fusíveis por vezes não são capazes de realizar o corte ou têm de esperar até que a falha degenere num falha bifásica ou trifásica de elevada magnitude para funcionar corretamente.

As principais vantagens de uma solução de disjuntor são:

• melhor descriminação relativamente a outros dispositivos de protecção de Média Tensão/Baixa Tensão;

• melhor desempenho de protecção para correntes de arranque, sobrecarga, baixa magnitude e para defeitos de baixa magnitude de fase e de fase-terra;

• suportar melhor ambientes agressivos;

• reduzir a manutenção e as peças de substituição.

A migração de disjuntores extraíveis para disjuntores fixos e a utilização de corte a vácuo torna-os rentáveis. A disseminação de modernos disjuntores de elevada fiabilidade foi um factor chave para a aceitação de um disjuntor fixo. Relativamente a isto, a arquitectura modular do 2SIS, com base em interruptores a vácuo altamente fiáveis, é muito flexível e permite um número infinito de combinações.

 

Controlo remoto será imperativo para as redes inteligentes

Para ser mais compacto e eficiente, a aparelhagem com funcionalidades integradas de controlo e monitorização fornece uma melhor optimização. O controlo remoto da aparelhagem torna-se essencial e deve ser muito simples. Os utilizadores finais não irão aceitar grandes interrupções de energia. A automatização do alimentador de alimentação da automação, auto-reparação utilizando um controlo remoto é a única forma de encurtar o tempo de corte de energia. Optimizar as cargas em algumas partes da rede de distribuição também será possível com um controlo remoto para operar a aparelhagem e alterar as configurações de protecção.

Naturalmente, o modo manual de operação também será muito fácil. Para isso não importa a tecnologia, o modo de operação de três posições (linha, seccionado e ligado à terra) é o mais simples, aumentando também a segurança. Uma grande vantagem deste modo de operação a três posições é que é a mesma para o controlo remoto e para a operação manual no local.

 

LPCTs e LPVTs essenciais para um enorme desenvolvimento da gestão e medida da energia

O controlo e a monitorização serão aumentados para gerir adequadamente as ligações à rede em tempo real. Para esse efeito serão utilizados cada vez mais sensores. Graças aos dispositivos de controlo & monitorização e aos relés de protecção digital, os Compactos Transformadores de Corrente de Baixa Potência (LPCT) e os Transformadores de Tensão de Baixa Potência (LPVT) podem substituir os TIs e TTs.

A introdução da tecnologia digital para a medição e protecção (Figura 26) modificou os requisitos de carga do transformador de corrente. Os fabricantes têm desenvolvido dispositivos de protecção com base em microprocessadores de baixa potência com uma ampla gama de utilização, baixo consumo e sensores de correntes inovadores que permitem construir uma cadeia de protecção consistente.

Perfeitamente adaptados a estas pequenas cargas, o LPCT consiste num transformador de corrente, com um pequeno núcleo na bobinagem secundária com uma resistência shunt integrada (Figura 27). A resistência shunt converte a corrente de saída do secundário num sinal de Baixa Tensão. O núcleo de ferro LPCT baseia-se na reconhecida tecnologia do TI. A tecnologia LPCT é uma tecnologia optimizada com múltiplas vantagens:

• Escolha simples: a engenharia é simplificada através de um grande alcance de operação. Um tipo de LPCT pode cobrir aplicações de 5 A a 1250 A onde os Tis tradicionais exigem uma gama de cinco calibres. Um único sensor é utilizado tanto para a medição como para a protecção;

• Instalação fácil e segura: a saída LPCT é conectada directamente ao relé de protecção sem risco de ocorrer uma sobretensão quando é desligada;

• Flexibilidade na utilização: uma fácil adaptação às mudanças de consumo de energia e/ou ajustes de protecção durante a concepção do sistema de Média Tensão ou na sua vida útil. Uma elevada precisão acima da corrente de curta duração com uma baixa saturação;

• Compacto: um tamanho e peso reduzidos permitem uma fácil integração e, portanto, as dimensões de uma aparelhagem de Média Tensão são reduzidas. A Figura 27 mostra a comparação do tamanho entre TIs 24 kV e 36 kV e LPCT, tendo os mesmos requisitos técnicos na rede de protecção e medida de Média Tensão.

A gestão da energia irá aumentar uma vez que será muito importante ter uma visão em tempo real da energia disponível. Os equipamentos de medição terão de ser de baixo custo, compactos e integrados. Como uma grande vantagem da arquitectura 2SIS, actualmente, é possível ter 2SIS com LPCTs e LPVTs, tornando o equipamento de medição resistente aos ambientes agressivos.

 

Modularidade é obrigatória para cumprir um número infinito de aplicações diferentes

A multiplicidade de instalações eléctricas resultantes de uma combinação infinita de tamanhos e configurações de quadros eléctricos irão aumentar com a integração de energias renováveis e com a necessidade de uma eficiência energética para poupar energia. A modularidade da aparelhagem é uma chave para responder à necessidade de flexibilidade. A aparelhagem de Média Tensão também será mais distribuída na rede.

Relativamente a isto, o sistema 2SIS tem a maior flexibilidade. Em cada parte do barramento e em cada parte da ligação de cabo a tecnologia é 2SIS, não há nenhuma influência externa, independentemente da configuração do quadro eléctrico. Daqui resultam muitas possibilidades diferentes para as entradas de cabos e para a extensão de um quadro eléctrico.

Além disso, uma elevada resistência aos ambientes agressivos e uma menor manutenção serão muito apreciados.

 

Conclusão

O desenvolvimento de redes inteligentes irá resultar na inclusão de uma maior inteligência no equipamento de Média Tensão. A evolução da rede pode ser uma oportunidade para introduzir novos critérios para a escolha dos produtos como a flexibilidade, a resistência aos ambientes agressivos, compacidade, optimização do controlo remoto, entre outros.

Em conclusão, a física é a mesma mas alguns pontos tecnológicos estão a mudar tal como a forma de optimizar os mesmos.

Por todas estas razões há uma grande confiança de que a arquitectura modular 2SIS utilizando o esquema de três posições e interruptores de vácuo está muito bem adaptada para a futura implementação de redes inteligentes. Esta arquitectura pode abordar um grande número de aplicações na distribuição secundária mas, graças à modularidade, também pode desafiar algumas aplicações de baixas performances onde, tradicionalmente, o equipamento primário é utilizado. Relativamente a isto, esta arquitectura permite preencher a lacuna existente entre o equipamento especializado secundário e primário.

 

AUTOR: Jean-Marc Biasse | Schneider Electric

FONTE: Revista O Electricista