CONSIDERAÇÕES SOBRE MODELAGENS E
RESULTADOS DE ESTUDOS DOS IMPACTOS
DE DESCARGAS ATMOSFÉRICAS EM ETD’s
Elise Saraiva, Hélder de Paula, José Wilson Resende, Marcelo Lynce Ribeiro Chaves, Milton Itsuo Samesima.
(Universidade Federal de Uberlândia -UFU)
José de Melo Camargo
(Eletropaulo Metropolitana),
Alexandre Shozo Onuki, Alexandre Rocco
(Universidade Santa Cecília, Santos, SP.) Resumo - Este artigo trata da análise dos impactos devido
às descargas atmosféricas em Estações de Transmissão e Distribuição (ETD’s) de 88 kV/13,8 kV e nas linhas de Subtransmissão e de Distribuição que se conectam a estas ETD’s.
De uma maneira geral, visando fazer a proteção de ETD’s contra sobretensões oriundas de descargas atmosféricas em ramais aéreos a elas conectados, a solução clássica é o uso de pára-raios. Com a inserção adequada deste componente, espera-se que os Níveis Básicos de Isolamento (NBI) de cada equipamento pertencente a uma ETD não sejam atingidos.
Este trabalho mostra resultados de estudos de casos em que a eficiência dos pára-raios em uma ETD é discutida. Neste sentido, serão avaliados elementos determinantes na redução dos impactos das descargas atmosféricas. Ao final, sugestões de melhoria na eficiência desses pára-raios também serão dadas. Os estudos são realizados através da análise de resultados de simulações computacionais utilizando o programa ATP (Alternative Transient Program).
I – INTRODUÇÃO
A descarga atmosférica é um fenômeno que produz um dos níveis mais elevados de sobretensão no sistema elétrico. Em conseqüência, a mesma representa um dos mais importantes esforços dielétricos que uma ETD tem que suportar. Embora esse fenômeno ocorra em um intervalo de tempo muito pequeno, da ordem de algumas dezenas de micro-segundos, ele é o responsável por um grande número de falhas no sistema elétrico, quer seja na perda de continuidade do serviço ou na destruição de um equipamento.
Para a proteção de uma subestação, os métodos clássicos utilizam pára-raios nas conexões das linhas aéreas com a subestação. Todavia, os surtos atmosféricos, mesmo sendo limitados pelos pára-raios, se propagam pelo interior da subestação e são refletidos, principalmente nos locais onde estão instalados os transformadores. Diante disso, dependendo da configuração dos barramentos aéreos ou cabos que fazem a conexão do transformador com a rede aérea, os surtos podem ter a sua intensidade aumentada por reflexões internas e superar o limite de suportabilidade dielétrica do equipamento, ou seja, o Nível Básico de Isolamento (NBI).
Pelo exposto, um detalhado estudo sobre o impacto de descargas atmosféricas em ETD’s torna-se imprescindível para a perfeita adequação dos níveis básicos de isolamentos dos equipamentos e dos pára-raios encarregados de protegê-los. Um estudo desse
porte envolve intensos cálculos matemáticos e, nos dias atuais, têm sido realizados com auxílio de programas computacionais que trabalham no domínio do tempo, como o EMTP/ATP. Para tanto, esse tipo de análise deve se iniciar pela modelagem adequada de cada equipamento, considerando os aspectos transitórios inerentes ao fenômeno. Sobre esse aspecto, deve-se ressaltar que o comportamento em regime transitório desses equipamentos, em geral, é muito diferente do comportamento em regime permanente. Para exemplificar, seja o caso de um transformador de potência, cujas capacitâncias de fuga dos enrolamentos são muito mais importantes em estudos de impactos atmosféricos do que as suas indutâncias. Neste sentido, cada equipamento que compõe uma subestação, como a malha de aterramento, transformadores, barramentos ou cabos de conexões internas, pára-raios, ramais de entrada e saída, e outros, deve ser minuciosamente estudado e modelado da forma mais adequada.
Por outro lado, em algumas regiões metropolitanas, os alimentadores do lado do secundário dos transformadores de uma subestação são cabos subterrâneos, não sendo susceptíveis a descargas atmosféricas que venham incidir diretamente sobre os mesmos. Em outras regiões, no entanto, os cabos subterrâneos são adotados apenas em um pequeno trecho, os quais são interligados com linhas de distribuição aéreas, ou ainda, o ramal secundário de distribuição é aéreo em toda a sua extensão, estando sujeito a descargas atmosféricas. Em situações menos freqüentes, os alimentadores do lado do primário também poderão ter trechos, na entrada da subestação, constituídos por cabos subterrâneos. Em adição a estes aspectos, tem-se o fato de que a descarga atmosférica ser um fenômeno imprevisível. Assim, os níveis de sobretensão provocados por descargas atmosféricas em alimentadores aéreos conectados a subestações envolvem um número muito elevado de parâmetros, que dependem tanto da configuração da subestação como da aleatoriedade do fenômeno.
Este trabalho tem por meta apresentar resultados e conclusões sobre estudos de casos simulados para uma ETD típica, na qual o aterramento do pára-raios é analisado em relação à sua eficiência na proteção dos equipamentos da subestação, em especial o transformador de potência.
II – MODELAGENS DOS EQUIPAMENTOS CONSTITUINTES DE UM ETD DE 88/13,8 kV A figura 1 mostra o diagrama simplificado de uma ETD de 88/13,8 kV que será tomada como base para os estudos deste trabalho. Nesta figura destacam-se os principais equipamentos que constituem a ETD, quais sejam: uma
linha de subtransmissão de 88 kV na entrada da ETD, um pára-raios ligado logo após esta linha; em seguida tem-se, pela ordem, uma chave seccionadora, um TP, um TC e um disjuntor. Finalmente, tem-se um barramento aéreo, que distribui a energia a quatro transformadores, os quais fazem o rebaixamento da tensão para 13,8 kV. Cada transformador alimenta, através de cabos subterrâneos, um conjunto blindado em 13,8 kV, o qual contém equipamentos como TC´s, disjuntores, chaves seccionadoras e um transformador de serviço auxiliar. Estes conjuntos blindados são interligados às linhas aéreas de distribuição por cabos subterrâneos, os quais são protegidos por pára-raios.
Figura 1: Diagrama simplificado da ETD sobre estudo
A. Modelagem da linha de subtransmissão de 88 kV:
A linha de transmissão aérea, em 88 kV, que supre a ETD, possui características peculiares, tais como: circuito duplo (onde somente um circuito é energizado por vez) com dois cabos pára-raios, os vãos entre torres são irregulares (tanto no que diz respeito à sua extensão como em relação à geometria dos condutores). Tais informações foram incorporadas à modelagem, sendo que os vãos iniciais, próximos à ETD, foram modelados considerando-se os valores médios entre as suas duas torres de sustentação. Os demais vãos que formam a linha foram modelados como sendo um único trecho, constituído de uma média geral dos mesmos.
Em termos de modelagem no programa ATP, a linha foi modelada com parâmetros variáveis com a freqüência - modelo JMarti - tendo 500 kHz como a freqüência máxima (valor recomendado para simulações de descargas atmosféricas). Cada torre é representada por uma impedância de surto com um valor de 200 Ω em série com uma resistência de pé de torre (também variável com a freqüência), para a qual é adotada a faixa de valores de 10 Ω a 40 Ω para as freqüências de 60 Hz a 500 kHz, respectivamente.
É sabido que os dados de maior importância para a determinação dos parâmetros R, L e C de uma linha de transmissão são as alturas de cada condutor (fase ou cabo guarda), em relação ao solo, levando-se em consideração a flecha que ocorre entre duas sustentações, bem como a distância entre os condutores. Estes dados podem ser variáveis ao longo do comprimento de cada vão da linha, dependendo das dimensões das torres de sustentação e do perfil do solo.
Neste estudo, a representação da linha de 88 kV, nas proximidades da ETD, foi feita por cinco pequenos vãos (com comprimentos em torno de 30 m). O trecho restante da linha foi representado por um único vão equivalente.
B. Modelagem dos pára-raios:
Com relação aos pára-raios, de posse dos dados fornecidos pelo fabricante, tais como: tensão nominal; máxima tensão residual para um dado valor de impulso de corrente, é possível obter a característica de operação do pára-raios ZnO no ATP, a qual é representada pela equação (1). q ref V V p I ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ × = (1) Onde: V = Tensão de crista;
I = Corrente para o respectivo valor da tensão de crista; Vref = Tensão de referência, adotada como sendo duas vezes
o valor da tensão nominal;
p e q = parâmetros para a determinação da curva de operação do pára-raios ZnO.
Uma capacitância de fuga de 300 pF também é representada internamente no modelo.
C. Modelagem das chaves seccionadoras, TP’s, TC’s e
disjuntores:
Embora as modelagens destes equipamentos tenham sido desenvolvidas visando atender situações diversas de operação e manobras, para as análises relativas a descargas atmosféricas interessa saber que os mesmos são considerados com uma capacitância de fuga de 300 pF.
D. Modelagem dos barramentos:
A representação adequada dos barramentos é fundamental para o estudo de descargas atmosféricas, uma vez que é através destes que os pára-raios que irão proteger os transformadores de potência são conectados. Assim, deve-se ter bastante atenção com as distâncias entre o transformador e os pára-raios. Sobre este aspecto, todos os pequenos trechos de conexões aéreas entre o transformador e o pára-raios foram incorporados nos barramentos. A representação dos barramentos foi feita utilizando o método de Bergeron para parâmetros distribuídos.
No caso em análise, o barramento é constituído de tubos de alumínio, cuja variação dos parâmetros com a freqüência pode ser desprezada.
É interessante ressaltar que cada um dos transformadores relativos à ETD da figura 1 possui barramentos com as mesmas características, mas com comprimentos diferentes (44 m para o transformador 1 (TR#1); 51 m para o TR#2; 66 m para TR#4 e 74 m para TR#5). Devido a estas diferentes distâncias, será possível observar a influência do comprimento de um barramento na sobretensão causada por uma descarga atmosférica, em uma das fases.
E. Modelagem dos transformadores de potência:
Para a modelagem dos transformadores de potência empregou-se o modelo de transformador saturável existente na plataforma ATP, o qual é constituído por um banco de
Conjunto Blindado 1 2345678910 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Torre 88 (KV) Para Raios DisjuntorGrande VolumeÓleo Pequeno VolumeÓleo Disjuntor
Trafo# 01 # 02Trafo Trafo# 04 Trafo# 05
Externo# 03
Disjuntor DisjuntorExterno # 04 Externo Disjuntor # 07 Externo Disjuntor # 22 ExternoDisjuntor# 25 Disjuntor # 21
Externo DisjuntorExterno# 24
Saída Rua SaídaRua
transformadores monofásicos ligados em Δ/Y. Para os objetivos propostos neste projeto, o acoplamento magnético entre as três fases do transformador não é relevante. Diante disso, utilizou-se uma característica de magnetização linear, representada por um único ponto, que indica a condição nominal.
Foram representadas nessa modelagem todas as capacitâncias de fuga do equipamento, as quais foram agrupadas em três valores típicos, a saber: capacitância de fuga do enrolamento do primário para a terra; capacitâncias de fuga do enrolamento do secundário para a terra e capacitância de fuga entre os enrolamentos primário e secundário. A capacitância de cada enrolamento foi dividida ao meio e colocada nas extremidades dos mesmos. A esses valores foram também acrescentadas as capacitâncias das buchas.
Vale salientar ainda que os transformadores desta ETD possuem níveis básicos de isolamentos diferentes para os enrolamentos do primário, sendo de 450 kV para os transformadores TR#1 e TR#2, de 650 kV para o TR#4 e de 550 kV para o TR#5. Os enrolamentos do secundário de todos os transformadores possuem NBI igual a 110 kV. Esses diferentes NBI’s sugerem capacitâncias de fugas diferentes. Entretanto, por falta de informações mais precisas, considerou-se o mesmo valor para todos os transformadores (8.000 pF).
A modelagem dos transformadores auxiliares seguiu a mesma metodologia utilizada para os transformadores de potência.
F. Modelagem dos cabos subterrâneos:
Os parâmetros dos cabos podem ser determinados através da rotina “Cable Constants”, a partir das seguintes características do cabo: raio do condutor, espessura da isolação, da blindagem e da capa externa, além das permeabilidades e permissividades elétricas de cada um desses elementos e, ainda, o arranjo geométrico do sistema de cabos e a sua forma de instalação.
De forma semelhante àquela realizada para os barramentos, no caso dos cabos subterrâneos também se utilizou o modelo de Bergeron para estudos de surtos atmosféricos.
G. Modelagem da malha de aterramento:
Na malha de aterramento, cada condutor será representado por sua indutância e uma resistência ligada à terra, enquanto que as hastes de aterramento serão representadas somente por uma resistência de aterramento. As resistências próprias dos condutores e das hastes de aterramento são desprezadas.
Após as análises preliminares do projeto da malha de aterramento, iniciou-se o processo de modelagem da mesma, a qual foi dividida em “blocos” equivalentes a uma determinada área da malha, que deram origem aos chamados circuitos PI´s representativos de cada área. Para isto, são consideradas algumas regras específicas para sistemas de aterramento, tais como as associações em paralelo de resistências e indutâncias. Para melhor representatividade da malha, principalmente no que diz respeito aos efeitos de descargas atmosféricas, cada circuito PI não pode representar mais que 1/10 do menor comprimento de onda envolvido. Neste caso,
considerando a freqüência de 500 kHz ter-se-ia um comprimento máximo de 60m para cada circuito PI. Contudo, visando a obtenção de resultados ainda mais precisos, decidiu-se adotar, para cada circuito PI, o valor máximo de 30 m.
Assim, com relação aos condutores da malha de terra, foi feita a associação em paralelo para os condutores na horizontal e para os condutores na vertical, separadamente, bem como das hastes de aterramento. Em seguida, foram criados circuitos PI’s representativos de condutores na horizontal e na vertical, com seus respectivos comprimentos. Para tanto, a indutância de cada circuito PI deve levar em consideração a indutância própria dos condutores a ele associado e as indutâncias mútuas entre estes.
O mesmo deve ser feito para a resistência de aterramento de cada circuito PI, cuja resistência de aterramento dos condutores também deve levar em consideração a influência dos condutores próximos.
Para a determinação da indutância própria e mútua dos condutores, na horizontal e vertical, utilizou-se a sub-rotina “Cable Constants” do ATP, sendo as indutâncias equivalentes determinada por formulações específicas.
Para a determinação da resistência do condutor para a terra utilizou-se a equação mostrada em [1] e [2].
As hastes foram representadas por uma resistência e tal valor foi determinado pela equação também mostrada em [1] e [2].
O modelo implementado disponibiliza 12 pontos para aterramentos, que possuem, como característica principal, valores de impedância de aterramento variáveis com a freqüência, sendo que em 60 [Hz] todos os pontos possuem o mesmo valor de 0,40 [Ω] e valores bem distintos para freqüências mais elevadas. Desta forma, é possível mostrar os efeitos proporcionados por variações da impedância de aterramento em uma mesma malha. A Tabela 1 mostra a variação da impedância de aterramento para cada um dos pontos disponíveis no modelo de malha de terra obtidos pela simulação a uma freqüência de 500 kHz.
Tabela 1: Impedância de aterramento para os pontos da malha de terra da ETD, para 500 kHz
Ponto Z (500kHz) - Ω 1 2,237 2 2,260 3 2,666 4 2,594 5 13,970 6 14,125 7 22,379 8 36,635 9 45,459 10 46,152 11 77,380 12 88,458
Os pontos nos quais as impedâncias de aterramentos são mais baixas correspondem àqueles situados em locais de maior concentração de hastes de aterramento.
A variação dos valores de impedâncias de aterramento, nos pontos disponíveis na malha de terra é de suma importância para estudos de descargas atmosféricas, uma vez que, quando um surto se propaga por uma malha de terra, o potencial elétrico não é o mesmo em toda sua extensão. Neste contexto, é importante observar que um surto, ao escoar através de um determinado ponto da malha de terra, deve elevar o potencial de terra deste ponto. Entretanto, outros pontos mais distantes poderão estar em um potencial mais baixo, mesmo sendo este ponto de
impedância de aterramento semelhante ao ponto por onde a descarga escoa.
H. Modelagem da linha de distribuição:
Para o estudo de transitórios, a linha de distribuição foi representada através de uma modelagem com parâmetros distribuídos disponível no ATP, empregando o “modelo de Bergeron”, de forma semelhante ao que é feito para os barramentos aéreos. Em vista do pequeno trecho de linha de distribuição utilizado nos estudos, o efeito da variação dos parâmetros com a freqüência, não necessitou ser incluído.
I. Estudo para a determinação das impedâncias dos
cabos de interligação dos equipamentos:
A princípio, poder-se-ia pensar que tais elementos, por serem de extensões bastante reduzidas, deveriam ser desprezados, sem a necessidade de qualquer análise mais criteriosa. Todavia, foi conduzida uma investigação com o objetivo de avaliar a ordem de grandeza das impedâncias série e mútua desses elementos, assim como a das capacitâncias entre os mesmos e deles a terra ou estruturas aterradas. Isso possibilitou a verificação da real necessidade e viabilidade de incluí-los ou não na modelagem da subestação. Neste sentido, utilizando a rotina “Cable
Constants”, do ATP, foi possível observar que os
valores das resistências série dos condutores são bem inferiores quando comparados aos valores das impedâncias de surto dos condutores. Assim, se pode concluir que a atenuação provocada pela resistência desses trechos de cabos nos surtos de tensão será desprezível.
Da mesma forma, as capacitâncias dos cabos de interligação apresentam valores muito inferiores, por exemplo, aos valores utilizados para as capacitâncias das buchas dos TP’s e TC’s. As indutâncias também se mostraram muito pequenas. Desta forma, optou-se por não incluir, na modelagem da subestação, os trechos de cabos referentes à conexão do pára-raios à linha, do pára-raios à chave seccionadora e desta ao TP, do TP ao TC e deste ao disjuntor, assim como a conexão deste último ao barramento.
J. Fonte de surto
Os dados relativos às descargas atmosféricas foram obtidos através de uma rede integrada de detecção de descargas atmosféricas, a qual é composta por 23 sensores, distribuídos pelos estados de SP, RJ, ES, GO, PR e MG.
Os dados tipicamente fornecidos por esta rede são:
• Horário das ocorrências (ms) • Localização (Longitude e Latitude) • Valor máximo da corrente (kA) • Polaridade
• Características da forma de onda
Para a determinação do tipo de surto que será utilizado nos estudos, fez-se uma análise sobre as intensidades das descargas atmosféricas ocorridas na região onde se localiza a ETD no período de um ano. Iniciou-se esta análise pelo cálculo da média ponderada
diária da qual, posteriormente, obteve-se a média ponderada mensal. Finalmente, tirou-se a média ponderada anual, que foi de 20 kA para o ano de 2004.
As informações disponíveis não permitiram determinar características como tempo de calda e tempo de crista. Diante disso, foi considerado um valor típico de acordo com as recomendações [3,4].
Desta forma, a fonte de surto que foi utilizada representa uma descarga de 20 kA, com tempo de crista de
1,2μs e tempo de calda de 50μs.
III – SIMULAÇÕES DE SURTOS ATMOSFÉRICOS NA LINHA DE 88 kV
As análises realizadas nesta seção têm como principal objetivo verificar se, com o surto em uma das fases da linha de transmissão de 88 kV, os valores dos NBI´s dos transformadores serão ou não ultrapassados. Serão também avaliados os valores de sobretensões nos enrolamentos do primário de cada um dos quatro transformadores de potência presentes na ETD, bem como nos enrolamentos dos secundários (através do acoplamento capacitivo entre enrolamentos).
Nos estudos a seguir apresentados, a linha de transmissão de entrada da ETD é submetida a uma descarga atmosférica em uma das fases do circuito em operação. A descarga foi aplicada na condição mais crítica, que é no último vão antes da entrada da ETD. Outro aspecto importante a ser mencionado é que não se considerou a possibilidade de ocorrência de “flash-over” na linha, já que isso limitaria o surto de tensão a um valor máximo estabelecido pela cadeia de isoladores da linha. Desta forma, os resultados obtidos sem a presença de “flashover” será mais pessimista.
Nos estudos relativos a descargas atmosféricas, é de suma importância que os pontos de aterramentos dos elementos sejam incluídos de maneira fiel ao que foi implementado na prática. Sabe-se também que os pára-raios de entrada e de saída, bem como os transformadores, poderão estar aterrados em pontos cujas impedâncias de aterramento poderão assumir valores bem distintos na freqüência do surto atmosférico. Diante disso, diversos casos de simulações foram efetuados, nos quais diversas possibilidades de pontos de aterramento para esses equipamentos foram simulados (considerou-se até mesmo a possibilidade de alguns equipamentos estarem aterrados no mesmo ponto).
A Tabela 2 indica algumas condições simuladas, onde os pontos de aterramentos do pára-raios do lado da entrada de 88 kV bem como os pontos de aterramentos dos transformadores foram variados (sempre levando-se em consideração uma descarga atmosférica de 21 kA em uma das fases da linha de transmissão).
Como resultado de simulações relativas ao Caso 1, tem-se, na figura 2, as tensões nas fases A, B e C do transformador TR#1. O valor máximo de tensão obtido foi de 365,18 kV, exatamente na fase onde o surto foi aplicado.
A Tabela 3 resume os valores de tensões obtidas, na fase em que foi aplicada a descarga atmosférica, para cada caso, em cada um dos transformadores, nas simulações aqui propostas. Nesta tabela pode-se observar que as sobretensões no transformador TR#5 são sempre as maiores. Isto ocorre pelo fato deste transformador possuir um barramento de maior extensão que os demais, o que acaba
ocasionando maior tempo de propagação de onda, propiciando maiores sobretensões.
Tabela 2: Pontos de aterramento do pára-raios e transformadores em cada caso estudado.
Caso Ponto de aterramento do pára-raios Ponto de aterramento dos transformadores 1 1 1 2 1 4 3 1 6 4 1 9 5 4 1 6 6 1 7 9 1 8 9 9
(f ile VTDA_ALTA.pl4; x-v ar t) v :TR1ATA-v :T_TR v :TR1ATB-v :T_TR v :TR1ATC-v :T_TR
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 [ms] 0,30 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 [kV]
Figura 2: Tensões nas fases A, B e C do transformador TR#1, para o caso 1.
Tabela 3: Tensões nos transformadores em cada um dos casos estudados. TR#1 TR#2 TR#4 TR#5 Casos (kV) (kV) (kV) (kV) 1 365,18 403,26 439,81 465,74 2 367,52 383,81 438,14 464,77 3 377,15 391,07 444,26 471,19 4 370,53 375,94 427,07 457,28 5 388,99 401,78 451,62 477,89 6 411,03 421,2 465 490,81 7 418,37 429,33 473,12 498,18 8 365,38 387,05 443,44 469,88 Outra observação importante extraída das simulações: se forem correlacionados os valores das impedâncias de aterramento (fornecidos na Tabela 1) com os pontos de aterramentos adotados em cada caso (Tabela 2) pode-se perceber, na Tabela 3, que os
menores valores de sobretensões ocorrem nos casos em
que o pára-raios está em um ponto de aterramento de
baixa impedância ou quando o pára-raios e o
transformador estão no mesmo ponto de aterramento. O transformador TR#5 apresentou maior nível de sobretensão, fato este que se justifica devido à maior distância em que o referido transformador se encontra do pára-raios.
Em todos os casos até aqui mostrados, não houve situações em que as sobretensões, tanto no lado AT (primário) quanto no lado BT (secundário, cujo NBI é 110 kV) superassem o NBI dos transformadores.
IV – SIMULAÇÕES DE SURTOS ATMOSFÉRICOS NO RAMAL DE 13,8 kV (SECUNDÁRIO)
Os estudos sobre os efeitos da descarga atmosférica no ramal secundário, em 13,8 kV, tomaram como referência o transformador TR#1, uma vez que todos os transformadores possuem o mesmo NBI para o enrolamento do secundário e também ter sido este o transformador que apresentou problemas de isolação anteriormente. Tal como para os estudos de descargas do lado de AT (88kV), para esta simulação, a descarga é aplicada em uma das fases da linha de distribuição. O local da aplicação da descarga está situado a 50m de distância da junção do cabo subterrâneo com a linha aérea, conforme ilustrado na figura 3. Tal cabo foi simulado nos comprimentos de 117m e 90 m. Foi também assumido que a linha de distribuição não apresenta reflexão na extremidade oposta à conectada na saída da ETD.
Os casos simulados referem-se às mesmas situações de impedância de aterramento indicadas na Tabela 2.
Figura 3: Configuração simplificada da ETD e o local da descarga atmosférica no ramal de 13,8 kV.
A. Configuração original da ETD
De acordo com a configuração original da ETD em análise, o ramal de saída possui apenas um conjunto de pára-raios (PR#1), o qual encontra-se localizado na conexão do cabo subterrâneo e a linha de distribuição, como mostra a figura 3.
A figura 4 ilustra as tensões nas fases A, B e C do transformador TR#1, após a aplicação da descarga atmosférica de 20 kA, na condição correspondente ao Caso 1 da Tabela 2, sendo o cabo subterrâneo de comprimento de 117 m.
O valor máximo de tensão obtido foi de 93,60 kV, exatamente na fase onde o surto foi aplicado.
(f ile VTa.pl4; x-v ar t) v :TR1BTA-v :PONTO1 v :TR1BTB-v :PONTO1 v :TR1BTC-v :PONTO1
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 [ms] 0,30 -50 -25 0 25 50 75 100 [kV]
Figura 4: Tensões nas fases A, B e C do transformador TR#1, para o caso 1, quando o comprimento do cabo é de 117 m.
A Tabela 4 mostra os valores de tensões obtidas, na fase em que foi aplicada a descarga atmosférica, para cada caso, nas simulações aqui propostas. São ilustrados resultados para os dois comprimentos de cabos. As maiores
sobretensões ocorreram para as hipóteses em que os cabos eram de comprimento maior (117 m). Particularmente nos casos 5, 6, 7 e 8 ocorreram sobretensões em que o NBI do lado secundário do transformador, que é de 110 kV, foi ultrapassado. Estes números estão destacados nesta tabela, em negrito.
O motivo do rompimento no NBI em tais casos está no fato de que o pára-raios (PR#1) está aterrado em um ponto da malha de terra que possui uma alta impedância de aterramento para surtos atmosféricos (vide Tabela 1). Em decorrência dessa alta impedância, o transformador fica submetido a um grande potencial elétrico durante o surto.
Tabela 4: Máxima sobretensão no transformador TR#1 em cada um dos casos estudados.
TR#1 (NBI = 110 kV) Casos 117m - (kV) 90m - (kV) 1 93,605 87,842 2 104,64 93,265 3 107,77 93,138 4 97,599 89,926 5 117,45 107,06 6 140,37 135,42 7 182,82 183,36 8 179,98 154,15
B. Nova configuração de pára-raios proposta para a
ETD
Tendo em vista a dificuldade prática de se aterrar o pára-raios e o transformador em um mesmo ponto (na ETD simulada, o pára-raios se encontra a aproximadamente 100m do transformador), um novo estudo foi realizado, considerando-se, agora, um
segundo conjunto de pára-raios (PR#2), agora
conectado imediatamente na saída secundária do transformador e aterrado no mesmo ponto que este. A figura 5 mostra esta configuração.
Para esta configuração, novamente foram simulados os casos anteriormente mais críticos (casos 5, 6, 7 e 8).
Figura 5: Nova configuração simplificada da ETD e o local da descarga atmosférica no ramal de 13,8 kV.
A figura 6 mostra a forma de onda típica obtida em tais estudos. Como exemplo é mostrada a forma de onda das tensões das fases A, B e C do transformador TR#1 para o caso 5. Repare que a maior sobretensão é da ordem de apenas 32 kV enquanto que, na hipótese anterior, sem o Pára-raios PR#2, as correspondentes tensões (caso 5) foram superiores a 100 kV.
(f ile VTa.pl4; x-v ar t) v :TR1BTA-v :PONTO1 v :TR1BTB-v :PONTO1 v :TR1BTC-v :PONTO1
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 [ms] 0,30 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 [kV]
Figura 6: Tensões nas fases A, B e C do transformador TR#1, para o caso 5.
A tabela 5 ilustra os resultados obtidos para todos os casos simulados. Conforme pode ser observado, em todos os casos novamente simulados, as sobretensões sempre foram bem abaixo do NBI do transformador já que este segundo pára-raios corta a tensão no valor esperado, que é, para a classe de tensão de 13,8 kV, em torno de 35 kV.
Tabela 5: Máximas sobretensões no transformador TR#1 com a presença do pára-raios PR#2. TR#1 (NBI = 110 KV) Casos 117 m - (kV) 90 m - (kV) 5 32,773 --- 6 33,099 33,343 7 33,306 33,555 8 33,227 33,437 V – EFEITO DA IMPEDÂNCIA DE ATERRAMENTO
DO PR#1 NA TENSÃO QUE ATINGE O TR#1 A fim de comprovar a eficiência da instalação deste segundo pára-raios (PR#2) na saída do transformador TR#1, fez-se um estudo do comportamento da tensão no secundário deste transformador em função do valor da impedância de aterramento do pára-raios PR#1 (aquele da junção cabo/linha de distribuição). As demais condições são as mesmas anteriores. Isto é, uma descarga atmosférica é aplicada em uma das fases e o pára-raios PR#2 está aterrado no mesmo ponto do transformador TR#1.
Como resultado, tem-se, na figura 7, o comportamento da tensão no secundário do transformador TR#1 em função da variação do aterramento do pára-raios da junção (PR#1). Desta figura pode-se perceber que, mesmo com a impedância de aterramento do pára-raios PR#1 possuindo grandes valores, garante-se que o NBI do transformador não é atingido.
Figura 7: Comportamento da tensão no secundário do transformador TR#1 (com o pára-raios PR#2 aterrado no mesmo ponto deste) em função da variação do local do aterramento do pára-raios da junção (PR#1).
Embora, os resultados apresentados se refiram ao transformador TR#1, outros casos foram simulados, mostrando que o acréscimo do Pára-raios PR#2 junto ao transformador se aplicam a todos os demais. Os resultados não foram apresentados neste trabalho devido à falta de espaço.
VI – CONCLUSÕES
1) Na maioria das vezes, os aterramentos em ETD’s são representados em estudos de descargas atmosféricas por um único valor de resistência. Esta representação não é a mais conveniente neste tipo de estudo, conforme os resultados mostrados neste artigo comprovaram. Isto acontece porque a impedância de aterramento da malha é dependente da freqüência e, no caso de surtos atmosféricos, essa impedância pode assumir valores bem maiores do que aqueles medidos em corrente contínua ou em 60 Hz. Além disso, também é sabido que o valor da impedância de aterramento não é o mesmo para toda a extensão da malha. Este valor pode assumir números mais elevados em alguns pontos onde a concentração de hastes de aterramento na redondeza é menor.
2) Nas simulações de descargas atmosféricas no ramal de entrada (88 kV) verificou-se que o transformador TR#5 apresentou os maiores níveis de sobretensões, fato este que se justifica devido à maior distância em que o referido transformador se encontra do pára-raios. Entretanto, estrategicamente, nesta ETD, os transformadores mais afastados do pára-raios possuem maiores NBI’s, (550 kV para o TR#5 e 650 kV para o TR#4) e em nenhum dos casos simulados o nível de sobretensão comprometeu a isolação dos transformadores.
3) Neste artigo verificou-se também que o nível de sobretensão que passa para os enrolamentos do secundário via capacitâncias entre enrolamentos é muito menor do que o NBI (110 kV) do enrolamento. Estes resultados levam a concluir que a proteção feita pelo pára-raios na entrada da ETD é satisfatória em casos de descargas atmosféricas no ramal de entrada. 4) Por outro lado, nas simulações de descargas nos ramais de saída em 13,8 kV, verificou-se em algumas situações que o nível de sobretensão poderá comprometer o isolamento do transformador. Desta forma, recomendou-se a utilização de um pára-raios na saída do transformador e aterrado no mesmo ponto onde se encontra o aterramento do transformador. Tal recomendação é feita, uma vez que o pára-raios da junção cabo subterrâneo / linha de distribuição nem sempre poderá ser aterrado em um ponto de baixa impedância da malha de terra da ETD. Isso pode acontecer devido às distâncias do mesmo à região de impedâncias de menor valor da malha de terra (neste caso próximo dos 100 m). Vale a pena ressaltar que este pára-raios da junção deve sempre constar de uma ETD, uma vez que este serve para proteger o cabo subterrâneo.
VII – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] KINDERMANN, G., CAMPAGNOLO, J. M., “Aterramento Elétrico”. Editora Sagra Luzzatto, 4ª edição, 1998.
[2] MATTOS, M. A., “Transitórios em Malhas de Terra”. XVII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Uberlândia, Outubro de 2003.
[3] NORMA ABNT NBR 6939- Coordenação de Isolamento, Novembro de 2000.
[4] NORMA ABNT NBR 8186 Guia de Aplicação de Coordenação de Isolamento, Setembro de 1983.
[5] HILEMAN, A. R., “Insulation Coordination for Power Systems, CRC Press, Boca Raton, Florida, 1999.
VIII - DADOS BIOGRÁFICOS
Elise Saraiva nasceu em Uberlândia (MG), em 19 de
novembro de 1976. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela UFU em 2001 e o mestrado na mesma instituição em 2004. Atualmente é aluna de doutorado pela Universidade Federal de Uberlândia.
Hélder de Paula, nascido em 12/1975, graduou-se em
Engenharia Elétrica, com ênfase em Sistemas de Potência, em 1998, na Universidade Federal de Uberlândia. Obteve os títulos de mestrado e doutorado pela mesma instituição, em 2001 e 2005, respectivamente. Atualmente é professor adjunto do Departamento de Engenharia Elétrica da UFMG.
Dr. José Wilson Resende. Graduação em Engenharia
Elétrica pela Universidade Federal de Uberlândia (1975). Mestrado em Engenharia Elétrica pela antiga EFEI (hoje, Universidade Federal de Itajubá), em 1979. Ph.D pela
University of Aberdeen, Escócia (1986). É professor da
Faculdade de Engenharia Elétrica da UFU desde que se graduou. Principais áreas de pesquisas: Qualidade da Energia Elétrica, com especial interesse em análise harmônica e compensação reativa de sistemas elétricos.
Marcelo Lynce Ribeiro Chaves nasceu em Ituiutaba (MG)
03 de outubro de 1951. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela UFU em 1975. Mestre pela UFU em 1985 e doutor pela UNICAMP em 1995. Atuamente é professor titular na Faculdade de Engenharia Elétrica da UFU.
Milton Itsuo Samesima Graduou-se em Engenharia
Elétrica na Universidade Federal de Uberlândia UFU, em 1977. Concluiu a especialização (1980), o Mestrado (1984) e o Doutorado (1990) em Engenharia Elétrica, na Escola Politécnica da Universidade de São Paulo - EPUSP. Atualmente é professor titular da Faculdade de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Uberlândia.
José de Melo Camargo nasceu em São Paulo em 24 de
outubro de 1959. Graduou-se em engenharia elétrica pela UMC em 1984. Atualmente é engenheiro da AES Eletroplaulo.
Alexandre Shozo Onuki nasceu em Santos (SP), em 20 de
julho de 1967. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Santa Cecília em 1999. Especializou-se em 2001. Atualmente é professor da Universidade Santa Cecília.
Alexandre Rocco nasceu em São Paulo (SP) em 1954.
Graduou-se em Engenharia Elétrica pela Poli/USP. Fez mestrado na UNICAMP e doutorado Poli/USP. Atualmente é professor na Universidade de Santa Cecília.
