Religamento monopolar em linhas de meio comprimento de onda

(1)

UNIVERSIDADE ESTADUAL DE CAMPINAS

Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação

OZENIR FARAH DA ROCHA DIAS

RELIGAMENTO MONOPOLAR EM LINHAS DE MEIO COMPRIMENTO DE

ONDA

CAMPINAS

2018

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RELIGAMENTO MONOPOLAR EM LINHAS DE MEIO COMPRIMENTO DE

ONDA

Tese apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Doutor em Engenharia Elétrica, na Área de Energia Elétrica.

Orientadora PROFA. DRA. MARIA CRISTINA DIAS TAVARES Coorientador: PROF. DR. FABIANO GUSTAVO SILVEIRA MAGRIN

ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA TESE DEFENDIDA PELO ALUNO OZENIR FARAH DA ROCHA DIAS, E ORIENTADO PELA

PROFA. DRA. MARIA CRISTINA

DIAS TAVARES, E COORIENTADO PELO PROF. DR. FABIANO GUSTAVO SILVEIRA MAGRIN

CAMPINAS

2018

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Agência(s) de fomento e nº(s) de processo(s): FAPEAM, 002/2015 ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8839-336

Ficha catalográfica

Universidade Estadual de Campinas Biblioteca da Área de Engenharia e Arquitetura

Luciana Pietrosanto Milla - CRB 8/8129

Dias, Ozenir Farah da Rocha,

D543r DiaReligamento monopolar em linhas de meio comprimento de onda / Ozenir Farah da Rocha Dias. – Campinas, SP : [s.n.], 2018.

DiaOrientador: Maria Cristina Dias Tavares.

DiaCoorientador: Fabiano Gustavo Silveira Magrin.

DiaTese (doutorado) – Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação.

Dia1. Linhas elétricas aéreas. 2. Transitórios (Eletricidade). 3. Arco elétrico. I. Tavares, Maria Cristina Dias, 1962-. II. Magrin, Fabiano Gustavo Silveira, 1978-. III. Universidade Estadual de Campinas. Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação. IV. Título.

Informações para Biblioteca Digital

Título em outro idioma: Single-phase reclosing in half-wavelength transmission lines Palavras-chave em inglês:

Electrical airlines Transient (Electricity) Electrical arc

Área de concentração: Energia Elétrica Titulação: Doutor em Engenharia Elétrica Banca examinadora:

Maria Cristina Dias Tavares [Orientador] Fernando Augusto Moreira

José Carlos de Melo Vieira Junior Carlos Alberto de Castro Junior Ernesto Ruppert Filho

Data de defesa: 15-01-2018

Programa de Pós-Graduação: Engenharia Elétrica

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Candidato: Ozenir Farah da Rocha Dias RA: 144461 Data da Defesa: 15 de Janeiro de 2018

Título da Tese: Religamento Monopolar em Linhas de Meio Comprimento de Onda.

Banca: Profa. Dra. Maria Cristina Dias Tavares (Presidente, FEEC/UNICAMP) Prof. Dr. Fernando Augusto Moreira (DEE/UFBA)

Prof. Dr. José Carlos de Melo Vieira Júnior (EESC/USP-São Carlos) Prof. Dr. Carlos Alberto de Castro Junior (FEEC/UNICAMP) Prof. Dr. Ernesto Ruppert Filho (FEEC/UNICAMP)

A ata de defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encontra-se no processo de vida acadêmica do aluno.

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Dedicatória

Dedico este trabalho aos meus pais, Ozane Dias e Maria Rosenir. A minha esposa Geyse Vilela, a minha irmã Rosane Dias e aos meus sobrinhos Maria Eduarda e João Pedro.

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Agradeço aos meus pais, Ozane Dias e Maria Rosenir, por toda educação e instrução que me foi dada.

Agradeço à minha esposa, Geyse Vilela, por sempre acreditar e vibrar com as minhas conquistas.

Agradeço à professora Maria Cristina Tavares e ao Professor e Amigo Fabiano Magrin, por todos os conselhos, dicas e sugestões tanto na orientação deste trabalho como na minha formação profissional.

Agradeço à FAPEAM pelo apoio financeiro concedido para a realização deste trabalho.

Agradeço à UNICAMP, por todo o suporte técnico necessário para elaboração deste trabalho.

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Resumo

Este trabalho apresenta o comportamento das grandezas elétricas envolvidas na manobra de religamento monopolar em linhas de meio comprimento de onda (MCO) e são propostas duas soluções para a execução com sucesso desta manobra. Portanto, o objetivo principal deste trabalho é avaliar e propor soluções para que esta manobra seja executada com sucesso em linhas MCO.

Inicialmente foram realizados testes utilizando duas linhas convencionais, uma linha curta e outra longa, para apresentar o comportamento das grandezas elétricas relacionadas com manobra monopolar e os critérios utilizados em estudos pré-operacionais para definir se a manobra seria executada com sucesso.

Em seguida, foram realizados testes utilizando uma linha de transmissão de meio comprimento de onda, com um comprimento de 2600 km. Foi analisado o comportamento das grandezas elétricas durante a manobra monopolar, posteriormente foram apresentadas duas soluções para que o religamento seja executado com sucesso. A primeira solução propõe a inserção de um esquema de aterramento nos neutros dos transformadores da linha MCO através de uma Bobina de Petersen e, a outra solução, necessita de um disjuntor nos neutros dos transformadores para que eles sejam isolados durante a manobra.

Os testes foram realizados no Simulador Digital em Tempo Real (RTDS). As faltas monofásicas transitórias foram simuladas utilizando o modelo de arco do próprio RTDS. Já para faltas permanentes, utilizou-se uma resistência de 1Ω.

Os resultados mostram que o comportamento das grandezas elétricas relacionadas com a manobra de religamento monopolar em linhas de meio comprimento de onda são muito diferentes das obtidas para as linhas convencionais e, de acordo com os critérios utilizados para linha convencionais, a manobra não seria executada com sucesso. Esses valores aproximam-se dos valores de linhas convencionais quando as técnicas de mitigação propostas neste trabalho são implementadas. O arco secundário teria uma alta probabilidade de auto extinguir durante o tempo morto regular, permitindo o uso do religamento monopolar em linhas MCO.

Palavras-chaves: 1. Linhas de transmissão de meio comprimento de onda, 2. falta monofásica, 3. arco secundário, 4. religamento monopolar.

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This work presents the behavior of the electric quantities involved in the single-phase reclosing switching in half-wavelength transmission lines (HWL) and two solutions are proposed for the successful execution of this switching. Therefore, the main objective of this work is to evaluate and propose solutions for the single-phase reclosing switching to be successfully performed in HWL.

Initially tests were performed using two conventional lines, a short and a long line, to analyze the behavior of the electrical quantities related to the single-phase reclosing switching in HWL, considering the criteria used in pre-operational studies, to determine if the reclosing will be performed successfully.

Then, tests were performed using a half-wavelength transmission line, with a length of 2600 km. The behavior of electrical quantities related to the single-phase reclosing switching was presented, subsequently two solutions were proposed for the reclosing to be executed successfully. The first solution uses the insertion of a grounding scheme in the neutral of the transformers of the HWL through a Petersen coil, and the other solution requires a breaker in the neutral of the transformers that will isolate the neutral during the reclosing.

The tests were performed in the Real-Time Digital Simulator (RTDS). To represent the transient single-phase fault it was used the RTDS arc model. The permanent fault was modeled with a resistance of 1Ω.

The results show that the behavior of electrical quantities related to the single-phase reclosing maneuver in such very long line is very different when compared to conventional lines and, according to the criteria used for conventional lines, the switching would not be executed successfully. These values approach conventional lines values when the proposed mitigation techniques are implemented. The secondary arc would have a high probability of self extinguishing during the regular dead time, allowing the use in the single-phase reclosing switching in HWL.

Keywords: 1. Half-wavelength transmission line. 2. single-phase fault, 3. secondary arc, 4. single-phase reclosing.

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Lista de ilustrações

2.1.1. Perfil de tensão ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com

fonte equivalente fraca e forte – Linha de 2600 km. . . 29

2.1.2. Perfil de corrente ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 2600 km. . . 29

2.3.1. Representação esquemática do sistema de proteção (Sato (2007)). . . . 35

3.1.1. Corrente de falta em linhas convencionais. . . 40

3.1.2. Circuito equivalente em uma manobra monopolar (Zevallos (2007)). . . 41

3.1.3. Esquema simplificado de religamento monopolar (Montanari (2009)). . 41

3.2.1. Reator de fase e de neutro, ou “Reator de 4 pernas”.. . . 42

3.2.2. Sistema trifásico com chaves de aterramento rápido nas barras inicial e final da linha. . . 44

3.2.3. Fase sob falta durante o religamento monopolar e operação da chave de aterramento (HSGS). . . 44

4.1.1. Sistema teste de um LT curta, 190 km. . . 50

4.1.2. Sistema teste de um LT longa, 350 km. . . 50

4.1.3. Sistema teste de um LT de meio comprimento de onda, 2600 km. . . . 50

4.1.4. Silhueta da torre de 500 kV, linhas de 190 e 350 km. . . 51

4.1.5. Modelo π-hiperbólico para linhas longas. . . 52

4.1.6. Silhueta da torre de 800 kV, Linha de 2600 km. . . 53

4.2.1. Transposição real no RTDS, linha de 190 km. . . 57

4.2.2. Transposição real no RTDS, linha de 350 km. . . 57

4.2.3. Ciclo de transposição real no RTDS, linha de 2600 km. . . 57

5.1.1. Pontos de falta para a linha de 190 km.. . . 60

5.1.2. Pontos de falta para a linha de 350 km.. . . 61

5.1.3. Pontos de falta para a linha de 2600 km. . . 61

5.1.4. Pontos de medições para todos os casos analisados. . . 62

5.2.1. Perfil de tensão ao longo da linha em regime permanente para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 190 km. . . 62

5.2.2. Perfil de corrente ao longo da linha em regime permanente para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 190 km. . . 63

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1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 190 km. . . . 64 5.2.4. Perfil de corrente ao longo da linha com a fase A aberta sem falta para

1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 190 km. . . . 64 5.2.5. Tensões ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1Ω para o

ponto de falta em 95 km – Linha de 190 km. . . 65 5.2.6. Correntes ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1Ω para

o ponto de falta em 95 km – Linha de 190 km. . . 66 5.2.7. InS e InR para faltas ao longo da linha com resistência de 1Ω–Linha

de 190 km. . . 67 5.2.8. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1Ω – Linha

de 190 km. . . 67 5.2.9. TRT para os casos analisados – Linha de 190 km. . . 68 5.2.10. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 190 km. . . 68 5.3.1. Perfil de tensão ao longo da linha em regime permanente para 1 e 0,1

SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 350 km. . . 69 5.3.2. Perfil de corrente ao longo da linha em regime permanente para 1 e 0,1

SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 350 km. . . 69 5.3.3. Perfil de tensão ao longo da linha com a fase A aberta sem falta para

1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 350 km. . . . 70 5.3.4. Perfil de corrente ao longo da linha com a fase A aberta sem falta para

1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 350 km. . . 71 5.3.5. Tensões ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

o ponto de falta em 175 km – Linha de 350 km. . . 72 5.3.6. Correntes ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

o ponto de falta em 175 km – Linha de 350 km. . . 72 5.3.7. InS e InR para faltas ao longo da linha com resistência de 1 Ω – Linha

de 350 km. . . 73 5.3.8. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1 Ω –

Linha de 350 km. . . 73 5.3.9. TRT para os casos analisados – Linha de 350 km. . . 74 5.3.10. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 350 km. . . 74 5.3.11. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1Ω – Linha

de 350 km com reator de neutro. . . 75 5.3.12. TRT para os casos analisados – Linha de 350 km com reator de neutro. 76 5.3.13. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 350 km com reator de

neutro.. . . 76 5.4.1. Perfil de tensão ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com

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5.4.2. Perfil de corrente ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 2600 km. . . 77 5.4.3. Tensões ao longo da linha com a fase A aberta sem falta para 1 e 0,1

SIL – Linha de 2600 km. . . 78 5.4.4. Correntes ao longo da linha com a fase A aberta sem falta para 1 e 0,1

SIL – Linha de 2600 km. . . 78 5.4.5. Tensões ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

o ponto de falta em 1300 km – Linha de 2600 km. . . 79 5.4.6. Correntes ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

o ponto de falta em 1300 km – Linha de 2600 km. . . 80 5.4.7. InS e InR para faltas ao longo da linha com resistência de 1Ω - Linha

de 2600 km. . . 85 5.4.8. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1Ω – Linha

de 2600 km. . . 85 5.4.9. TRT para os casos analisados – Linha de 2600 km. . . 86 5.4.10. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 2600 km. . . 86 6.1.1. Conexão da Bobina de Petersen no neutro do transformador (Roberts

et al. (2013). . . 87 6.1.2. Diagrama fasorial do sistema utilizando Bobina de Petersen durante o

defeito monofásico na fase C (Teixeira (2012)).. . . 88 6.1.3. Conexão da Bobina de Petersen no sistema teste. . . 90 6.1.4. Tensões ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para o

ponto de falta em 1300 km – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. 91 6.1.5. Correntes ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

o ponto de falta em 1300 km – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. 92 6.1.6. InS e InR para faltas ao longo da linha com resistência de 1 Ω – Linha

de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 92 6.1.7. VnS e VnR para faltas ao longo da linha com resistência de 1Ω – Linha

de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 96 6.1.8. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1Ω – Linha

de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 96 6.1.9. TRT para os casos analisados – Linha de 2600 km com Bobina de

Petersen. . . 97 6.1.10. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 2600 km com Bobina

de Petersen. . . 97 6.2.1. Conexão dos disjuntores de interrupção das correntes nos neutros dos

transformadores da barra S e R. . . 99 6.2.2. Tensões ao longo LT para falta na fase A com resistência de 1 Ω para

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o ponto de falta em 1300 km – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. 101 6.2.4. VnS e VnR para faltas ao longo da linha com resistência de 1Ω–Linha

de 2600 km com Neutro Isolado.. . . 102 6.2.5. Isec para faltas ao longo da linha com resistência de falta de 1Ω – Linha

de 2600 km com Neutro Isolado.. . . 102 6.2.6. TRT para os casos analisados – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. 106 6.2.7. TRT x Isec para os casos analisados – Linha de 2600 km com Neutro

Isolado. . . 106 7.1.1. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A – Linha de 2600 km. . . 110 7.1.2. Corrente e tensão de falta e correntes nos neutros para o defeito

monofásico na fase A – Linha de 2600 km. . . 110 7.1.3. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 112 7.1.4. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A – Linha

de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 112 7.1.5. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A –

Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 113 7.1.6. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 114 7.1.7. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A – Linha

de 2600 km com Neutro Isolado.. . . 114 7.1.8. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A –

Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 115 7.2.1. Tensão x corrente no modelo de arco do RTDS (Johns et al. (1994)). . 116 7.2.2. Componente do modelo de arco do RTDS. . . 117 7.2.3. Esquema de religamento monopolar para linhas MCO com Bobina de

Petersen. . . 119 7.2.4. Esquema de religamento monopolar para linhas MCO com Neutro

Isolado. . . 119 7.2.5. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A de 50 A – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 120 7.2.6. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A de 50 A

– Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 120 7.2.7. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A de

50 A – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 121 7.2.8. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

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7.2.9. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A de 80 A – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 122 7.2.10. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A de

80 A – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. . . 123 7.2.11. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A de 50 A – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 124 7.2.12. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A de 50 A

– Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 124 7.2.13. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A de

50 A – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 125 7.2.14. Tensões e correntes no início e fim da linha para o defeito monofásico

na fase A de 80 A – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 126 7.2.15. Corrente e tensão de falta para o defeito monofásico na fase A de 80 A

– Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . 126 7.2.16. Correntes e tensões nos neutros para o defeito monofásico na fase A de

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2.2.1. Percentagem de faltas no sitema elétrico (Kindermann (1997)). . . 32

2.2.2. Percentagem de tipos de faltas no sistema elétrico (Kindermann (1997)). 33 2.2.3. Percentagem de tipos de faltas no Sistema Interligado Nacional (SIN) (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)). . . 33

3.3.1. Critério alternativo para extinção de arco secundário (Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) (2004)). . . 48

4.1.1. Cabos para-raios e cabos de fase, 500 kV - Linhas de 190 e 350 km. . . 51

4.1.2. Parâmetros elétricos da linha de 500 kV - Linha de 190 e 350 km. . . . 51

4.1.3. Parâmetros dos reatores de fase em derivação, 500 kV - Linha de 350 km. . . 52

4.1.4. Cabos para-raios e cabos de fase, 800 kV - Linha de 2600 km. . . 53

4.1.5. Parâmetros elétricos da linha de 800 kV - Linha de 2600 km. . . 53

4.1.6. Dados dos geradores utilizados, 500 kV - Linhas de 190 km e 350 km. . 54

4.1.7. Dados dos geradores utilizados, 800 kV - Linha de 2600 km. . . 54

4.1.8. Dados dos Transformadores do sistema de 500 kV. . . 55

4.1.9. Dados dos Transformadores do sistema de 800 kV. . . 55

4.1.10. Curva de magnetização dos transformadores - 500 kV e 800 kV. . . 55

4.2.1. Dados do gerador utilizado, 500 kV - Linhas de 190 e 350 km. . . 57

4.2.2. Dados do gerador utilizado, 800 kV - Linha de 2600 km. . . 58

4.2.3. Dados dos transformadores utilizados, 500 kV - Linhas de 190 e 350 km. 58 4.2.4. Dados dos transformadores utilizados, 800 kV - Linha de 2600 km. . . 58

4.2.5. Dados de entrada no RTDS da saturação dos transformares dos sistemas testes. . . 58

4.2.6. Dados do sistema equivalente em 500 kV. . . 59

4.2.7. Dados da fonte equivalente, 500 kV - Linhas de 190 e 350 km. . . 59

4.2.8. Dados da fonte equivalente, 800 kV - Linha de 2600 km. . . 59

5.2.1. Correntes nos neutros para fase A aberta – Linha de 190 km. . . 65

5.3.1. Correntes nos neutros para fase A aberta – Linha de 350 km. . . 71

5.3.2. Parâmetros básicos dos reatores de neutro. . . 75

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5.4.2. Nível de tensão na fase A ao longo da linha para falta monofásica na fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km. . . 81 5.4.3. Nível de tensão na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km. . . 82 5.4.4. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km. . . 83 6.1.1. Nível de tensão na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. 93 6.1.2. Nível de tensão na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. 94 6.1.3. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen. 95 6.2.1. Nível de tensão na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . . 103 6.2.2. Nível de tensão na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . . 104 6.2.3. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Neutro Isolado. . . . 105 7.2.1. Parâmetros do modelo de arco do RTDS.. . . 118 A.0.1. Nível de tensão na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 139 A.0.2. Nível de tensão na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 140 A.0.3. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 141 A.0.4. Nível de corrente na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 142 A.0.5. Nível de corrente na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 143 A.0.6. Nível de corrente na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 190 km e 500 kV.. . . 144 A.0.7. Nível de tensão na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 350 km e 500 kV.. . . 145 A.0.8. Nível de tensão na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 350 km e 500 kV.. . . 146 A.0.9. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

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fase A ao longo da linha – Linha de 350 km e 500 kV.. . . 149 A.0.12. Nível de corrente na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km e 800 kV. . . 151 A.0.14. Nível de corrente na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km e 800 kV. . . 152 A.0.15. Nível de corrente na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km e 800 kV. . . 153 A.0.16. Nível de corrente na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen e 800 kV. . . 154 A.0.17. Nível de corrente na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen e 800 kV. . . 155 A.0.18. Nível de tensão na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com Bobina de Petersen e 800 kV. . . 156 A.0.19. Nível de corrente na fase A ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com neutro isolado e 800 kV.. . . 157 A.0.20. Nível de corrente na fase B ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com neutro isolado e 800 kV.. . . 158 A.0.21. Nível de corrente na fase C ao longo da linha para falta monofásica na

fase A ao longo da linha – Linha de 2600 km com neutro isolado e 800 kV.. . . 159

(17)

Sumário

Lista de ilustrações . . . 9

Lista de tabelas . . . 14

Sumário . . . 17

1 INTRODUÇÃO . . . 20

1.1. Relevância e Motivação da Pesquisa . . . 20

1.2. Objetivo Geral . . . 22

1.2.1. Objetivos Específicos . . . 22

1.3. Contribuições Para a Área de Pesquisa . . . 23

1.4. Estrutura do Trabalho . . . 23 1.5. Trabalhos Publicados . . . 24 1.5.1. Patentes . . . 24 1.5.2. Artigos em Revistas. . . 24 1.5.3. Artigos em Congressos . . . 25 2 REVISÃO DA LITERATURA . . . 26

2.1. Transmissão em Meio Comprimento de Onda (MCO) . . . 26

2.1.1. Características Básicas de Linhas MCO . . . 26

2.1.2. Principais Pesquisas Relacionadas a Linha MCO . . . 30

2.2. Faltas no Sistema de Potência . . . 32

2.2.1. Faltas . . . 32

2.2.2. Faltas Monofásicas Transitórias . . . 34

2.3. Proteção no Sistema Elétrico de Potência . . . 35

2.4. Religamento Automático . . . 36

2.4.1. Religamento Tripolar . . . 37

2.4.2. Religamento Monopolar . . . 37

3 RELIGAMENTO MONOPOLAR. . . 39

3.1. Características da Manobra Monopolar. . . 39

3.2. Soluções Para Minimizar a Corrente de Arco Secundário . . . 42

3.2.1. Reator de Neutro . . . 42

3.2.2. Chaves de Aterramento Rápido (HSGS) . . . 43

(18)

ANALISADO . . . 49

4.1. Descrição dos Sistemas Elétricos . . . 49

4.1.1. Linha de Transmissão . . . 50

4.1.1.1. Linha de 500 kV . . . 50

4.1.1.2. Linha de 800 kV . . . 52

4.1.2. Geradores . . . 54

4.1.2.1. Gerador Para as Linhas Convencionais (190 km e 350 km) . . . 54

4.1.2.2. Gerador Para a Linha MCO (2600 km). . . 54

4.1.3. Transformadores . . . 54

4.1.4. Fonte Equivalente. . . 55

4.2. Modelagem do Sistema Elétrico . . . 56

4.2.1. Linha de Transmissão . . . 56

4.2.2. Geradores . . . 57

4.2.3. Transformadores . . . 58

4.2.4. Fonte Equivalente. . . 59

5 RELIGAMENTO MONOPOLAR EM LINHAS CONVENCIONAIS E EM LINHAS MCO . . . 60

5.1. Descrição dos Testes . . . 60

5.2. Linha Curta (190 km) . . . 62

5.2.1. Comportamento em regime permanente . . . 62

5.2.2. Comportamento Frente à Abertura Monopolar Sem Defeito . . . 63

5.2.3. Comportamento Frente a Abertura Monopolar com Defeito Monofásico . . 65

5.3. Linha Longa (350 km) . . . 68

5.3.1. Comportamento em Regime Permanente. . . 69

5.3.2. Comportamento Frente a Abertura Monopolar Sem Defeito . . . 70

5.4. Linha MCO (2600 km) . . . 76

5.4.1. Comportamento em Regime Permanente. . . 77

5.4.2. Comportamento Frente a Abertura Monopolar Sem Defeito . . . 78

6 SOLUÇÕES PARA O RELIGAMENTO MONOPOLAR EM LINHAS MCO . . . 87

6.1. Bobina de Petersen . . . 87

6.1.1. Testes Utilizando a Bobina de Petersen . . . 91

6.2. Neutro Isolado . . . 99

6.2.1. Testes Utilizando o Neutro Isolado . . . 100

(19)

7 RESPOSTA TRANSITÓRIA EM LINHAS MCO . . . 109

7.1. Análise Transitória Através de Defeito Permanente . . . 109

7.1.1. Testes na Linha MCO sem o Método de Mitigação . . . 109

7.1.2. Testes da Linha MCO com Bobina de Petersen . . . 111

7.1.3. Testes da Linha MCO com Neutro Isolado . . . 113

7.2. Análise Transitória Modelando o Arco Elétrico . . . 115

7.2.1. Modelo de Arco do RTDS . . . 116

7.2.2. Testes da Linha MCO com Bobina de Petersen . . . 119

7.2.2.1. Caso 1: Corrente de Arco Secundário de 50 A . . . 119

7.2.3. Testes da Linha MCO com Neutro Isolado . . . 123

8 CONCLUSÕES E SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS 128 8.1. Conclusões . . . 128

8.2. Trabalhos Futuros . . . 130

REFERÊNCIAS. . . 132

(20)

Capítulo 1

Introdução

1.1. Relevância e Motivação da Pesquisa

Em países com extensões continentais como Brasil, China e Rússia há uma grande necessidade de transportar grandes blocos de energia por distâncias próximas de 2000 a 3000 km (Portela et al.(2007)). Isso ocorre devido aos grandes centros de geração estarem distantes dos centros de carga. Atualmente, as soluções empregadas para transmitir blocos de energia em tais distâncias são as que utilizam a tecnologia de alta tensão em corrente contínua ou HVDC (High Voltage Direct Current). Interligações formadas por linhas convencionais de comprimento de poucas centenas de quilômetros, acima de 400 km, necessitariam de uma grande quantidade de compensação série e em derivação para manter o nível de tensão e estabilidade aceitáveis, além de várias subestações intermediárias, sendo descartadas para tais distâncias em função do elevado custo. No entanto, se uma alternativa em corrente alternada (CA) fosse viável permitiria a integração de toda a região no curso da transmissão, o que não ocorre com a transmisão em HVDC.

No sistema elétrico brasileiro, o sistema HVDC parece ser a solução natural para transportar grandes blocos de energia por longas distâncias devido à evolução da eletrônica de potência e por tal tecnologia ser bastante empregada no cenário mundial. Atualmente há duas linhas que operam em corrente contínua, a linha de transmissão de Itaipu com dois bipolos em ± 600 kV com 780 km de extensão, que transportam em torno de 3000 MW cada e a linha de transmissão Porto Velho-Araraquara com 2375 km de extensão e com dois bipolos em ± 600 kV, que escoa energia produzida pelas hidrelétricas do Complexo do Madeira em torno de 3150 MW cada. Também está em construção o sistema de transmissão da usina de Belo Monte, no Pará, em ± 800 kV com um bipolo com extensão de 2100 km e um outro bipolo com 2550 km, transmitindo em torno de 4000 MW por bipolo.

Outra forma de transportar tais energias seria através das chamadas linhas de transmissão de meio comprimento de onda (MCO), as quais, para 60 Hz, correspondem a

(21)

Capítulo 1. Introdução 21

linhas de aproximadamente 2500 km. Tais linhas apresentam um comportamento próximo ao de uma linha curta em termos de operação em regime permanente. Como em linhas curtas, não é necessária a utilização de reatores em derivação para compensar o efeito Ferranti durante a operação em carga leve ou quando a linha estiver em vazio. Da mesma forma, não é necessário o uso de capacitores série, resultando numa transmissão ponto a ponto sem subestações intermediárias (Portela et al. (2007), Hubert e Gent (1965), Prabhakara et al. (1969a), Portela et al. (2003), Dias et al. (2011), Gomes e Tavares (2011)). Estudos preliminares estimam que o custo por unidade de comprimento da linha de meio comprimento de onda é menor do que o de uma linha de transmissão em corrente contínua, sendo que a redução do custo alcança 25% (Portela et al.(2009)) para transmissão de potências equivalentes.

As linhas de transmissão em geral, mas principalmente as grandes interligações que transportam grandes blocos de energia, necessitam operar ininterruptamente, apresentando baixa taxa de indisponibilidade. Contudo, essas interligações estão constantemente expostas a várias contingências, devidas a por exemplo: descargas atmosféricas, incêndios e queimadas e, também, vegetação próxima à linha.

Em relação aos tipos de defeitos que mais ocorrem em linhas de transmissão, em (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)) é apresentada a quantidade de todos os tipos de faltas ocorridas no Sistema Interligado Nacional (SIN) no ano de 2014. A falta monofásica responde por 80,6 % para linhas de 500 kV. Já para linhas de 750 kV o valor chega a 88,2 %. Pela disposição dos condutores, os defeitos entre fases ocorrem com menos frequência, já os defeitos monofásicos são os mais comuns.

Quando ocorre uma falta, o sistema de proteção deve intervir e eliminar rapidamente a falta com intuito de manter a estabilidade do sistema, não deixar o problema atingir mais elementos e restabelecer o fornecimento de energia o mais rapidamente possível. O processo de eliminação do defeito é realizado através de uma manobra automática que pode ser monopolar ou tripolar. A utilização de um ou outro método depende de vários aspectos, como o desempenho dinâmico do sistema, características dos equipamentos de proteção, dos disjuntores e do tipo de falta.

A utilização da manobra monopolar é mais adequada para casos de faltas monofásicas, já que, durante a manobra as demais fases continuam a transmitir energia, possibilitando um fluxo em torno de 54% da potência total no caso de linhas simples e até 75% nas linhas com circuitos duplos (Kimbark (1976)). Também é possível melhorar a estabilidade e a confiabilidade do sistema e reduzir os impactos torcionais sobre os rotores de turbogeradores nesta manobra (Gonzalez et al. (1984)), uma vez que o sistema continua interligado durante o defeito, apesar de operar em condições de desequilíbrio. Adicionalmente é preciso ressaltar que as perturbações decorrentes do religamento monopolar são muito menos severas do que quando a manobra tripolar é

(22)

executada.

O sucesso desta manobra depende principalmente da extinção do defeito antes do religamento da fase aberta ser efetuado. Para linhas MCO, o religamento apresenta um comportamento bastante diferente. Alguns trabalhos (Xiang et al.(2010),Gatta e Iliceto (1992)) apresentam o comportamento da corrente de arco secundário para faltas ao longo da linha. É mostrado que a magnitude da corrente é bastante alta, sendo necessário primeiramente reduzir tais correntes.

Neste trabalho serão analisados os comportamentos das grandezas elétricas relacionados com a manobra monopolar em linhas MCO e serão apresentadas propostas para aplicação da manobra com sucesso. Duas soluções serão apresentadas: A primeira solução propõe a inserção de um esquema de aterramento nos neutros dos transformadores da linha MCO através de uma Bobina de Petersen (Dias e Tavares (2017)), e a outra solução necessita de um disjuntor nos neutros dos transformadores de modo a isolar os neutros durante a manobra. Inicialmente os testes serão feitos utilizando linhas convencionais para exemplificar o comportamento das grandezas relacionadas com a manobra de religamento monopolar e os critérios estabelecidos para determinar a extinção do defeito em estudos pré-operacional. Em seguida, serão apresentados os testes para uma linha MCO. Por último, serão apresentadas as soluções propostas neste trabalho. Todos os testes foram realizados no simulador digital em tempo real (RTDS).

1.2. Objetivo Geral

O presente trabalho de pesquisa tem como objetivo avaliar e propor soluções para viabilizar a aplicação da manobra de religamento monopolar em linhas MCO.

1.2.1. Objetivos Específicos

Para se chegar ao objetivo principal, definiram-se alguns objetivos específicos tais como:

-Definição de um sistema de energia com dados reais da linha de transmissão e outros equipamentos como: gerador, transformador elevador e abaixador, condições de carregamento e etc;

-Modelagem do sistema elétrico em estudo no software RSCAD;

-Estudar o comportamento das grandezas elétricas relacionadas ao religamento monopolar em linhas MCO;

-Propor solução para aplicação com sucesso da manobra de religamento monopolar; -Montar o esquema de religamento utilizando a proposta de solução;

(23)

- Avaliar o esquema elaborado e propor melhorias.

1.3. Contribuições Para a Área de Pesquisa

A seguir são apresentas as principais contribuições para a linha de pesquisa: - Ao longo da pesquisa foi caracterizado o comportamento das grandezas elétricas de tensão e corrente em uma linha MCO durante a manobra de religamento monopolar, sendo que tais resultados são pouco ou quase nada explorados na literatura. A partir desses resultados, outros estudos podem ser considerados, como a utilização do religamento monopolar adaptativo em linhas MCO;

- A análise da linha MCO durante a manobra monopolar para diferentes condições de carga e variando a força dos sistemas terminais é inédita;

- A análise da linha MCO sob condições de fase aberta, com e sem defeito, é inédita e possibilitou a identificação da solução que permitiu a redução da corrente de arco e respeitando as condições sistêmicas das demais fases. Estes resultados são essenciais para a proposição de um método de mitigação viável e;

- As duas técnicas apresentadas para minimizar o valor da corrente de arco secundário apresentaram respostas satisfatórias. A primeira solução propõe a inserção de um esquema de aterramento nos neutros dos transformadores da linha através de uma Bobina de Petersen, e a outra solução necessita de um disjuntor nos neutros dos transformadores de modo a isolar os neutros durante a manobra. Os valores de corrente de arco secundário, após o uso das técnicas propostas, são aderentes aos critérios adotados na literatura para linhas convencionais, podendo ser afirmado que a manobra de religamento monopolar pode ser aplicada à linha MCO com alta probabilidade de sucesso.

1.4. Estrutura do Trabalho

A presente tese é apresentada em 8 capítulos, conforme descrito a seguir.

No capítulo 1 é apresentada a introdução da tese contendo a motivação, a relevância, objetivos da pesquisa e as contribuições para a área.

No capítulo 2, a revisão teórica é apresentada, contendo os tópicos que dão uma base sólida para pesquisa. Também são descritos alguns trabalhos sobre as linhas MCO. No capítulo 3 é descrito um breve resumo sobre as características de religamento monopolar, sobre as técnicas de compensação da corrente de arco secundário tradicionais e critérios de avaliação da manobra monopolar.

(24)

principais componentes do sistema elétrico.

No capítulo 5 são feitas as simulações referentes às linhas convencionais e para a linha MCO pura, ou seja, sem nenhuma técnica de compensação da corrente de arco secundário.

No capítulo 6 são apresentadas as técnicas propostas neste trabalho para minimizar a corrente de arco secundário, assim como as simulações e os resultados.

No capítulo 7 são apresentadas as simulações em regime transitório utilizando as soluções empregadas para que a manobra monopolar seja realizada com sucesso.

No capítulo 8 são apresentadas as conclusões obtidas com a realização do presente trabalho e algumas sugestões para trabalhos futuros.

1.5. Trabalhos Publicados

Durante o período de realização desta tese foram geradas publicações diretamente envolvidas no tema da pesquisa de doutorado [2]. Outras publicações foram geradas através de trabalhos realizados em paralelo com a elaboração desta tese [1-9] e são apresentadas a seguir.

1.5.1. Patentes

Tavares, M. C., Dias, O. F., Magrin, “Método De Religamento Monopolar E Tripolar Adaptativo Rápido Em Linhas De Transmissão”. 2015. Pedido de patente depositado no INPI em 24/08/2015 sob número BR1020150203527 [1].

1.5.2. Artigos em Revistas

O. Dias and M. C. Tavares, “Single-phase auto reclosing mitigation procedure for half wavelength transmission line,” IET Generation, Transmission & Distribution, vol. 11, no. 17, pp. 4324-4331, 2017, DOI: 10.1049/iet-gtd.2017.0099 [2].

O. Dias, F. Magrin and M. C. Tavares, “Comparison of secondary arcs for reclosing applications,” in IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, vol. 24, no. 3, pp. 1592-1599, 2017. Doi: 10.1109/TDEI.2017.006188 [3].

O. Dias and M. C. Tavares, “Implementation and performance evaluation of a harmonic filter for use in adaptive single-phase reclosing,” in IET Generation, Transmission & Distribution, vol. 11, no. 9, pp. 2261-2268, 2017. Doi: 10.1049/iet-gtd.2016.1630 [4]

O. Dias and M. C. Tavares, “Comparison between traditional single-phase auto reclosing and adaptive technique based on harmonic content measurement,” in IET

(25)

Generation, Transmission & Distribution, vol. 11, no. 4, pp. 905-914, 2016. Doi: 10.1049/iet-gtd.2016.0849 [5]

1.5.3. Artigos em Congressos

O. Dias, F. Magrin, M.C. Tavares. “Teste de Um Algoritmo de Religamento Adaptativo Rápido Para Linhas de Transmissão Utilizando Relé de Proteção”, Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (XXIV SNPTEE), Outubro/2017, Curitiba-PR-Brasil [6].

O. Dias, M.C. Tavares. “Comparação entre o Religamento Monopolar Tradicional e a Técnica Adaptativa Baseada na Medição do Conteúdo Harmônico”, Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos (SBSE2016), Maio/2016, Natal-RN-Brasil [7].

F. Magrin, O. Dias, M.C. Tavares. “Modulação de Grandezas Harmônicas no RTDS para Aplicação em Relé de Proteção de Linha de Transmissão”, Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos (SBSE2016), Maio/2016, Natal-RN-Brasil [8].

O. Dias, M.C. Tavares. “Implementation of Fast Adaptive Single-Phase Reclosing Based on Measurement of Harmonic Content in the Real-Time Digital Simulator (RTDS)”, Proc of International Conference on Power Systems Transients. Cavtat, Croácia, IPST, Junho/2015. v. 1. p. 1-6 [9].

(26)

Capítulo 2

Revisão da Literatura

Inicialmente, este capítulo apresenta, de forma simplificada, uma revisão sobre os conceitos de maior relevância para a pesquisa, os quais se destacam: características da transmissão em meio comprimento de onda e suas principais pesquisas anteriores, faltas e proteção no sistema elétrico de potência e manobras de religamento automático.

2.1. Transmissão em Meio Comprimento de Onda (MCO)

Nesta primeira seção é apresentado um resumo sobre as características básicas da linha MCO e os estudos já elaborados sobre esta tecnologia de transmissão.

2.1.1. Características Básicas de Linhas MCO

Linhas MCO possuem esta denominação devido à relação entre a velocidade de propagação e a frequência fundamental de operação do sistema, conforme pode ser visto pela Equação 2.1 levando em consideração uma linha ideal:

λ = v f = 300.000 60 = 5.000 2 = λ 2 = 2.500 km (2.1) onde: λ -- comprimento de onda [km]; v -- velocidade de propagação [km/s]; f -- frequência da rede, Brasil: 60 Hz.

Através das equações gerais para linhas de transmissão, utilizando o modelo de parâmetros distribuídos, pode ser verificado o comportamento em regime permanente de uma linha MCO. O quadripolo (Ortega(2015)) equivalente de sequência positiva de uma

(27)

Capítulo 2. Revisão da Literatura 27

linha de transmissão de comprimento l em regime permanente, que relaciona as tensões e correntes das extremidades da linha é apresentado na Equação 2.2:

" ˙ Ve ˙ Ie # = " cosh (¯γl) Z¯Csenh(¯γl) 1 ¯ ZCsenh(¯γl) cosh (¯γl) # . " ˙ Vr ˙ Ir # (2.2) onde: ˙

Ve e ˙Ie -- fasor de tensão e corrente na barra inicial da linha;

˙

Vr e ˙Ir -- fasor de tensão e corrente na barra final da linha;

¯

γ -- constante de propagação da linha, ¯γ =p ¯Zl· ¯Yl = α + jβ;

¯

Zl -- impedância série da linha de transmissão por unidade de comprimento;

¯

Yl -- admitância transversal da linha de transmissão por unidade de comprimento;

α -- constante de atenuação; β -- constante de fase, β = 2π_λ ;

¯

ZC -- impedância característica da linha;

l -- comprimento da linha, l = λ₂ para linhas MCO;

Para uma linha ideal, sem perdas, a constante de atenuação é nula. Com isso a constante de propagação da linha dependerá apenas da constante de fase, ou seja: ¯γ= jβ= j2π_λ. O quadripolo pode ser reescrito como apresentado na Equação 2.3:

" ˙ Ve ˙ Ie # = " cosh (jπ) Z¯Csenh(jπ) 1 ¯ ZCsenh(jπ) cosh (jπ) # . " ˙ Vr ˙ Ir # (2.3) Utilizando a Equação 2.3 é possível fazer algumas suposições sobre o comportamento das grandezas elétricas em condições de operações diversas, como por exemplo, para a linha em vazio. Neste caso, ˙Ir= 0 e se for substituído na Equação 2.3

chega-se à Equação 2.4: ˙ Vr ˙ Ve = 1 cosh (jπ) = 1 cosh (jπ) = −1, 0 (2.4)

Pela Equação 2.4 é possível verificar que a relação entre a tensão de entrada e a de saída é igual a −1, 0, ou seja, os fasores terão os mesmos módulos, porém com uma defasagem angular de 180°. Tais linhas apresentam naturalmente, em regime permanente, valores nominais de tensão em suas extremidades, portanto, não ocorrerá a elevação de tensão no terminal remoto, denominado de Efeito Ferranti, dispensando-se o uso de compensação reativa, independentemente do carregamento da linha.

(28)

Outra análise que pode ser feita é sobre o comportamento das tensões e correntes no meio da linha. Utilizando a Equação 2.3 para o meio da linha (l = λ

4) e considerando

uma linha ideal, teremos a Equação 2.5: " ˙ Vml ˙ Iml # = " cosh jπ₂ Z¯Csenh(jπ₂) 1 ¯ ZCsenh(jπ₂) cosh j π 2 # . " ˙ Vr ˙ Ir # (2.5) ˙

Vml -- fasor de tensão no meio da linha;

˙

Iml -- fasor de corrente no meio da linha.

Sabendo que cosh(jπ) = cos(π) e senh(jπ) = jsen(π) e substituindo essas igualdades na Equação 2.5 teremos a Equação 2.6:

" ˙ Vml ˙ Iml # = " cos π₂ −j ¯ZCsen(π₂) −j ¯ ZCsen(π2) cos π₂ # . " ˙ Vr ˙ Ir # (2.6) Resolvendo a multiplicação de matriz da Equação 2.6, chega-se às seguintes relações: ˙ |Vml| = | ¯ZC· ˙Ir| (2.7) ˙ |Iml| = | ˙ Vr ¯ ZC | (2.8)

Com a Equação 2.7 é possível verificar que a tensão no meio da linha ( ˙Vml)

é dependente apenas da corrente no final da linha ( ˙Ir), uma vez que a impedância

característica ( ¯ZC) é uma grandeza da linha, derivada da relação entre a onda de

propagação de tensão e a onda de propagação de corrente na linha. Sabendo que a tensão na barra final da linha ( ˙Vr) possui valor próximo de 1,0 pu, então a corrente será

proporcional ao carregamento da linha. Logo, a tensão no meio da linha depende apenas da potência transmitida pela linha MCO (do carregamento da linha).

Em relação à corrente no meio da linha ( ˙Iml), a Equação 2.8 mostra que ela é

diretamente proporcional à tensão no final da linha ( ˙Vr). Sabendo que para qualquer

condição de carga a tensão na barra final é mantida próxima de 1,0 pu, teremos uma corrente no meio da linha próxima de 1,0 pu, uma vez que este valor se refere à razão entre a potência característica da linha e a tensão nominal. Para exemplificar o comportamento relatado acima é apresentado na Figura 2.1.1 o perfil de tensão ao longo da linha MCO para duas condições de carga, 1,0 pu e 0,1 pu. Na Figura 2.1.2 é apresentado o perfil da corrente ao longo da linha.

(29)

Figura 2.1.1 – Perfil de tensão ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 2600 km.

Figura 2.1.2 – Perfil de corrente ao longo da linha de meia onda para 1 e 0,1 SIL com fonte equivalente fraca e forte – Linha de 2600 km.

Outra análise necessária é sobre a estabilidade da linha. É verificado que para MCO, 2500 km, tem-se um ponto de singularidade, o que pode tornar a linha instável para pequenas variações de carga (Vidigal (2010)) ou pequenas perturbações. Variações na carga causam desvios na frequência do sistema, gerando alterações no comprimento

(30)

elétrico da linha. A MCO exata de 180° elétricos poderia operar no segundo quadrante no caso da variação da frequência de operação e entrar numa região de instabilidade.

Geralmente a defasagem angular das tensões nos terminais de uma linha de transmissão situa-se próxima a 30° elétricos, o que resulta numa operação no primeiro quadrante e garante uma margem suficiente de segurança no que diz respeito à estabilidade (Gomes (2012)).

Linha longas acima de 400 km possuem comprimento elétrico superior a 30°. Nestes casos é necessária a instalação de compensação reativa série para corrigir esta defasagem, o que eleva os custos por unidade de comprimento de uma linha. Para uma linha com um pouco mais de meio comprimento de onda (MCO+, 2600 km), a defasagem entre as tensões possui valor próximo dos 190° elétricos, sendo seu desempenho próximo ao de uma linha curta, próxima de 150 km, com defasagem de 10° (190° - 180°) elétricos, situando-se no terceiro quadrante onde, também, apresenta um comportamento estável. Uma defasagem acima de 180° à 210° possui uma margem segura para linhas cujo comprimento elétrico se localiza no terceiro quadrante. Linhas MCO devem operar com comprimento elétrico próximo de 190°, ou seja, em torno de 2600 km para aproveitar as caracteristícas das linhas curtas, próximo de 150 km, em termos de operação em regime permanente.

2.1.2. Principais Pesquisas Relacionadas a Linha MCO

As primeiras pesquisas relatadas na literatura sobre linhas MCO são referentes aos trabalhos desenvolvidos pelos pesquisadores (Hubert e Gent (1965)), que analisaram a operação de uma linha de 1450 km que foi sintonizada através de compensação em derivação e em série por diferentes métodos para se chegar a um comprimento elétrico próximo de uma linha MCO natural, 2500 km. No trabalho são identificadas algumas vantagens como as seguintes: as tensões nas extremidades da linha possuírem valores próximos do nominal, não precisando de compensações adicionais para corrigir o efeito Ferranti ou, se necessário, demandam compensações mínimas. Também foi observado que o custo por unidade de comprimento em linhas maiores do que 1450 km se tornavam menor em relação a linhas que utilizam compensação convencional (encurtando o comprimento elétrico). Há também desvantagens como altos níveis de tensão no meio da linha para sobrecargas.

As pesquisas (Prabhakara et al. (1969a), Prabhakara et al.(1969b)) demonstram que tais linhas devem operar com fator de potência unitário e com nível de carga maior que 0,5 SIL. Desta forma as perdas serão mínimas, e se a linha operar com no máximo 1,0 SIL serão evitadas sobretensões relatadas em trabalhos anteriores.

O comportamento destas linhas frente a faltas foi relatado também nestes trabalhos. Nos trabalhos (Hubert e Gent (1965), Prabhakara et al. (1969a), Prabhakara

(31)

et al. (1969b)) foram relatados que os níveis de tensões durante algumas condições de defeito podem atingir valores elevados se comparados com os níveis obtidos nas linhas convencionais. Em (Iliceto e Cinieri(1988)) descreve-se que tais problemas são devidos à ressonância na frequência da rede que ocorre durante o defeito.

Em (Vidigal(2010)) é apresentada uma metodologia de análise de uma linha MCO na frequência fundamental com o objetivo de avaliar os pontos mais críticos de aplicação de faltas que produzem os maiores níveis de sobretensão ao longo da linha.

Outros trabalhos na literatura apresentam propostas para reduzir as sobretensões nas linhas de transmissão para condições de falta utilizando para-raios de óxido de zinco (ZnO) ou alterando a configuração geométrica dos condutores da linha. Em (Gatta e Iliceto(1992)) é utilizada a técnica com os para-raios e chegou-se a resultados satisfatórios, porém, foi necessária uma grande quantidade destes equipamentos ao longo da linha. No trabalho de (Wang e Cui (2011)) é apresentada a técnica de mudança da estrutura da torre (configuração geométrica dos condutores) ao longo do traçado da linha para reduzir as sobretensões, tendo-se obtido reduções moderadas.

No trabalho (Xiang et al. (2010)) é avaliado o nível máximo de sobretensão ao longo de uma linha MCO para falta monofásica. Os testes foram realizados utilizando duas configurações geométricas dos condutores, horizontal e triangular. Os resultados mostraram poucas diferenças nos níveis de sobretensões.

No que diz respeito à análise transitória em manobras típicas de chaveamento como energização em vazio, rejeição de carga e religamento tripolar, é apresentado em (Tavares et al. (2011)) o comportamento da linha MCO submetida a tais manobras. É verificado que as sobretensões transitórias são menores quando comparadas com as apresentadas em linhas convencionais, uma vez que há atenuação significativa das ondas viajantes numa linha MCO.

Estudos para avaliar a energização de uma linha MCO formada por linhas de transmissão convencionais com características similares foram realizados por (Gomes et al. (2011)), e estudos para avaliar a manobra de energização considerando a ocorrência de faltas monofásicas foram feitas por (Paz e Tavares(2013)). Foi verificado que para os casos de faltas monofásicas os níveis de sobretensões transitórias de manobra podem ficar abaixo de 2,0 pu.

Para o caso das faltas trifásicas foi proposto por (Gertrudes et al. (2013)) aplicar a técnica denominada Distância de Isolamento Reduzida (DIR) que permite remover a condição de quase ressonância, no caso de ocorrer uma falta trifásica, e diminuir os níveis de sobretensões críticos para o valor 2,0 pu.

Em relação ao sistema de proteção da linha, alguns trabalhos (Shiwu et al.(2011), Fabián et al. (2013), Fabián e Tavares (2013)) verificaram que a proteção convencional

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não atende a todos os casos de defeitos que podem ocorrer. Outros trabalham publicados apresentam soluções para a proteção de distância (Gomes et al. (2013),Fabián e Tavares (2015), Fabián (2015)) e outros apresentam solução para a localização da falta (Lopes et al. (2014), Lopes et al.(2016)).

Já para a manobra de religamento monopolar, que é o foco deste trabalho, são poucos os trabalhos disponíveis (Xiang et al. (2010), Gatta e Iliceto (1992)). Foi identificado um comportamento bastante diferente da corrente de arco secundário, se comparado com linhas convencionais. É mostrado que a amplitude da corrente é bastante alta, sendo necessário primeiramente reduzir tais correntes. Em (Gatta e Iliceto (1992), Zhang et al. (2017), Gomes (2017)) são apresentados alguns métodos para reduzir esta corrente, porém as soluções são distintas da desenvolvida na presente pesquisa. As diferenças entre as metodologias serão propriamente identificadas no capítulo 6.

A manobra monopolar somente pode ser utilizada durante a ocorrência de defeitos que envolvam somente uma das fases da linha. Entretanto, como será apresentado no próximo tópico, tais faltas são as mais frequentes no sistema elétrico.

2.2. Faltas no Sistema de Potência

2.2.1. Faltas

Sistemas elétricos de potência são projetados com o objetivo de fornecer energia ininterruptamente com qualidade e confiabilidade. Entretanto, os diversos equipamentos, incluindo as linhas de transmissão, são constantemente expostos às várias perturbações que podem ser causadas por: descargas atmosféricas, queimadas, falhas na operação, falhas em equipamentos, entre outros. Tais perturbações podem ocasionar defeitos em uma parte do sistema elétrico e prejudicar todo o restante, sendo necessário o isolamento da parte afetada com o intuito de minimizar seus efeitos e manter a maior parte possível do sistema em funcionamento. Em relação à ocorrência de defeitos no sistema elétrico, a Tabela 2.2.1, retirada de (Kindermann (1997)), apresenta a percentagem de faltas nos equipamentos que compõem o sistema elétrico de potência. Estes dados foram obtidos através do levantamento histórico de defeitos em concessionárias de energia.

Tabela 2.2.1 – Percentagem de faltas no sitema elétrico (Kindermann(1997)). Setor do sistema elétrico Ocorrências (%)

Geração 6,0

Subestação 5,0

Linhas de transmissão 89,0

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estendem-se por grandes distâncias, passando por diversos locais, com terrenos e climas distintos, e seus elementos ficam expostos a descargas elétricas, fenômenos da natureza, entre outros.

Faltas ocorridas no sistema elétrico podem ser classificadas quanto ao número de fases afetadas e por envolver ou não a terra. Faltas entre uma fase e a terra são conhecidas como faltas monofásicas (1φ−t). Já faltas ocorridas entre duas fases são conhecidas como faltas bifásicas (2φ) com ou sem terra. Faltas ocorridas entre as três fases são chamadas de faltas trifásicas (3φ) com ou sem o envolvimento da terra.

Em relação à frequência de ocorrência dos tipos de faltas no sistema elétrico, em (Kindermann (1997)) é apresentada a Tabela 2.2.2 com tais dados. Pela disposição dos condutores as faltas trifásicas são menos frequentes, e ocorrem normalmente quando há queda de torre, já as faltas monofásicas são as mais comuns.

Tabela 2.2.2 – Percentagem de tipos de faltas no sistema elétrico (Kindermann(1997)). Tipos de falta Ocorrências (%)

Trifásica (3φ) 6,0 Bifásica (2φ) 15,0 Bifásica (2φ − t) 16,0 Monofásica (1φ − t) 63,0

A Tabela 2.2.3, retirada de (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)), apresenta um levantamento de todos os tipos de faltas ocorridas no Sistema Interligado Nacional (SIN) no ano de 2014. A falta monofásica responde por 79,5% do total das faltas em linhas de 138 kV, para linhas de 500 kV este tipo de falta chegou a 80,6% do total e para linhas de 750 kV chegou a 88,2% do total das faltas.

Tabela 2.2.3 – Percentagem de tipos de faltas no Sistema Interligado Nacional (SIN) (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)).

Tensão (kV) 1φ − t (%) 2φ(%) 3φ(%) 2φ − t(%) 3φ − t(%) Outros 750 88,2 0,0 0,0 0,0 0,0 11,8 500 80,6 12,1 0,3 1,6 0,0 5,4 440 89,1 6,5 0,0 1,1 0,0 3,3 345 93,1 2,8 0,0 0,0 0,5 3,7 230 82,0 7,1 1,1 3,7 0,3 4,4 138 79,5 6,4 4,5 5,1 0,0 3,2 Total 82,8 7,9 1,0 2,6 0,2 4,3

Outro tipo de classificação feita para faltas é quanto ao tempo de duração. Existem dois tipos: permanentes ou transitórias. As faltas permanentes, como o nome já indica, são tipos de faltas que não se extinguem espontaneamente, necessitando de uma equipe de

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manutenção para restabelecer a operação do sistema. Tais faltas ocorrem, por exemplo, devido à queda de uma árvore sobre um ou mais condutores da linha de transmissão, rompimento do condutor de fase, vandalismo, queda de um cabo para-raios sobre a fase, queda das torres de transmissão, dentre outros fatores. Já as faltas temporárias ou transitórias são aquelas que são extintas espontaneamente, resultam da ocorrência de um arco elétrico, apresentando duração normalmente inferior a um segundo. O estudo deste tipo de falta é muito importante, já que provoca mudanças rápidas na tensão e na corrente, levando a sérias consequências nos equipamentos do sistema. Para este tipo de falta, após atuação da proteção, o sistema volta a operar normalmente.

2.2.2. Faltas Monofásicas Transitórias

De acordo com as estatísticas apresentadas sobre os cenários brasileiro (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)) e mundial (Group - IEEE Power System Relaying Commmittee Working (1992)), a grande maioria das faltas que ocorrem em linhas de transmissão são do tipo monofásica e de natureza transitória. Este tipo de falta tem como principais causas as descargas atmosféricas, os incêndios e queimadas, e também a vegetação próxima da linha, conforme os relatórios divulgados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) (Operador Nacional do Sistema (ONS) (2015)).

Na ocorrência de uma descarga atmosférica haverá o rompimento da rigidez dielétrica do ar entre nuvens ou entre nuvens e o solo, carregados eletricamente com polaridade opostas. A descarga pode atingir a linha de transmissão diretamente nas fases, conhecido como descarga direta (flashover), ou os cabos para-raios ou o solo próximo da linha, num fenômeno conhecido como descarga indireta (backflashover), causando uma sobretensão no sistema de transmissão. Caso o valor da sobretensão ultrapasse a suportabilidade de isolação, acarretará na formação de um arco elétrico, sendo este mantido pela energia em transmissão na linha, provocando a operação do sistema de proteção para a eliminação da falta.

O mesmo fenômeno pode ser causado por uma elevada sobretensão de manobra transitória que culmina por ultrapassar a rigidez dielétrica do ar, produzindo um arco elétrico entre a fase e a torre.

Em casos de queimadas e incêndios, haverá o aquecimento do ar, reduzindo a sua rigidez dielétrica e aumentando a probabilidade de curto-circuito. O ar quente da fumaça pode causar também o superaquecimento dos cabos, diminuindo a sua resistência mecânica e aproximando os condutores. As queimadas próximas às bases das torres podem levá-las ao aquecimento, prejudicando as estruturas de sustentação.

Outra causa de falta monofásica são os cabos das linhas se aproximarem de alguma árvore situada próxima da faixa de servidão, provocada, por exemplo, pelas ocorrências

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de ventos fortes, normalmente associados a temporais.

2.3. Proteção no Sistema Elétrico de Potência

A proteção de qualquer sistema elétrico é feita com o objetivo de diminuir ou evitar o risco à vida e os danos aos equipamentos quando submetidos a situações anormais durante a operação dos mesmos. Geralmente, os sistemas elétricos são protegidos contra sobrecorrentes (curtos-circuitos) e sobretensões (internas e descargas atmosféricas).

A proteção contra curtos-circuitos é feita, basicamente, empregando-se relés que acionam disjuntores. A Figura2.3.1apresenta um esquema básico do sistema de proteção. As grandezas do sistema de potência são medidas pelos transformadores de corrente e de potencial (tensão), já o controle do disjuntor é feito pelo relé, comparando os valores medidos com os valores ajustados.

Figura 2.3.1 – Representação esquemática do sistema de proteção (Sato (2007)). O sistema de proteção tem como componente principal o relé, que tem a função de identificar, enviar comandos para abertura do disjuntor do sistema protegido, localizar o local do defeito e informar o operador sobre existência do defeito no sistema. Para a operação segura do sistema de proteção, o relé deve operar garantindo os seguintes requisitos básicos: sensibilidade, seletividade, rapidez, confiabilidade, robustez, vida útil, estabilidade, operacionalidade e funcionalidade.

Este equipamento pode ser classificado de acordo com sua construção: eletromecânico, eletrônico ou estático e digital. Os relés eletromecânicos foram os primeiros a serem fabricados e projetados para operar na proteção do sistema de potência. Já com o avanço dos transistores, surgiram os relés eletrônicos. Porém, com o passar dos anos e com a expansão do sistema de potência, exigiu-se um sistema de proteção com alto desempenho e características mais sofisticadas, o que foi possível com os relés digitais (Sato (2007)).

Todo relé de proteção, seja ele eletromecânico, eletrônico ou digital, possui funções de proteção implementadas, tais como: sobrecorrente, direcional de corrente, distância,

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sobretensão, subtensão, diferencial, religamento, dentre outras. No caso dos relés digitais estas funções são disponíveis num único relé, conhecido como relé multifuncional. De acordo com a norma ANSI estas funções possuem códigos utilizados normalmente em sistema de proteção, como por exemplo:

21 -- distância; 67 -- sobrecorrente direcional; 50/51 -- sobrecorrente instantânea/temporizada; 87 -- diferencial; 79 -- religamento automático; 59 -- sobretensão; 27 -- subtensão.

Para proteção de linhas de transmissão é recomendada a utilização de relés de distância (21). Este tipo de relé opera observando o parâmetro de impedância da linha de transmissão até o ponto do curto-circuito ou da carga. É feita a comparação entre uma corrente e uma tensão medidas na mesma extremidade do elemento protegido.

O quociente entre a tensão e a corrente resulta numa impedância, sendo a distância desde o ponto onde o equipamento está instalado até o local onde ocorreu o defeito proporcional a impedância da linha.

Tais relés são mais rápidos, seletivos e menos afetados pela variação da capacidade de geração do que os relés de sobrecorrente. A operação do relé também é menos afetada por variação da carga.

Em relação à proteção de MCO, é verificado em (Fabián et al.(2013)) que os relés de distância convencionais não protegem totalmente a linha, ou seja, em alguns pontos de falta o relé pode atuar indevidamente. Em (Fabián e Tavares (2015)) é apresentada uma nova proposta de relé de distância para linhas MCO, sendo apresentados resultados satisfatórios para operação em linhas MCO.

2.4. Religamento Automático

Após a ocorrência de uma falta monofásica na linha de transmissão a proteção deverá atuar com intuito de eliminar o defeito. Transcorrido o tempo morto (tempo de ajuste do relé), o sistema de proteção realizará o religamento automático. Para a eliminação deste tipo de defeito existem duas manobras conhecidas: tripolar e monopolar. A utilização de um ou outro método depende de vários aspectos como o desempenho dinâmico do sistema, características dos equipamentos de proteção e

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disjuntores, frequência de ocorrência de defeitos monofásicos (Valero (2011)), dentre outros.

2.4.1. Religamento Tripolar

Neste tipo de religamento a eliminação do defeito é efetuada através da abertura das três fases da linha de transmissão, isolando a linha em seus dois extremos e acarretando na interrupção do fluxo de potência nas fases sãs e na fase sob falta, ou seja, interrompendo o fornecimento de energia através da linha de transmissão. Após um período pré-estabelecido, denominado tempo morto, a manobra de religamento tripolar é efetuada, energizando novamente a linha de transmissão.

No caso de grandes interligações existem dois problemas que podem dificultar a aplicação do religamento trifásico (Zevallos (2007)):

- Possível perda da estabilidade eletromecânica e/ou estabilidade de tensão, mesmo que a falta tenha sido extinta durante a abertura tripolar, e/ou por ser necessário um tempo de abertura longo para evitar sobretensões elevadas na manobra de religamento.

- Risco de propagação do defeito através de efeito cascata, no caso do defeito não ter sido extinto durante o tempo morto (religamento sem sucesso).

2.4.2. Religamento Monopolar

Neste tipo de religamento a eliminação do defeito é feita abrindo somente a fase sob falta (abertura monopolar ou monofásica). Para a conclusão da manobra, depois de passado o tempo morto, é feito o religamento da fase que foi desligada. Durante todo o período de manobra (abertura da fase faltosa + tempo morto + religamento), as outras duas fases sãs da linha de transmissão permanecem transmitindo potência, sendo uma das principais vantagens desta técnica.

Esta técnica possibilita que durante o tempo morto seja mantido um fluxo de potência em torno de 54% da potência total para linhas simples e até 75% para linhas de circuitos duplos (Kimbark (1976)). Porém, para viabilizar esta aplicação, é necessário que o esquema de proteção possa identificar a fase com falta e os disjuntores da linha de transmissão sejam preparados para abertura e fechamento individual de seus polos.

O estudo da manobra monopolar é de suma importância para o sistema de transmissão, já que a maioria das faltas nas linhas de transmissão são monofásicas. Este tipo de manobra possibilita a transmissão de potência pelas fases sãs, além de ocasionar menor impacto na rede devido às menores sobretensões de religamento quando comparado com a manobra tripolar, se executado com sucesso.

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que tais linhas devem trabalhar com níveis de tensões superiores a 750 kV, o que acarreta em um maior espaçamento entre fases, ou seja, aumentando ainda mais a probabilidade do defeito, se ocorrido, seja do tipo monofásico. Outro fator importante é o montante de potência transmitida. A linha MCO é projetada para transmitir grandes blocos de energia e a utilização da manobra tripolar causaria a indisponibilidade de um montante de potência significativo, mesmo que por tempo relativamente pequeno, o que pode comprometer a segurança do sistema.

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Capítulo 3

Religamento Monopolar

Neste capítulo é apresentada uma breve revisão bibliográfica sobre religamento monopolar relativa às características da manobra, equipamentos utilizados para minimizar a corrente de arco secundário e critérios para avaliar se a manobra pode ser aplicada com sucesso.

3.1. Características da Manobra Monopolar

A manobra monopolar consiste na abertura e, após ultrapassado um tempo pré-determinado conhecido como tempo morto, no religamento apenas do polo do disjuntor da fase sob falta, em ambas as extremidades da linha de transmissão. Durante a manobra as demais fases continuam a transmitir energia, possibilitando um fluxo de potência em torno de 54% da potência total no caso de linhas simples e até 75% nas linhas com circuitos duplos (Kimbark (1976)), como já relatado no capítulo anterior. Também é possível melhorar a estabilidade e a confiabilidade do sistema e reduzir os impactos torcionais sobre os rotores de turbogeradores (Gonzalez et al. (1984)).

Porém, para viabilizar essa aplicação é necessário que o esquema de proteção possa identificar a fase com falta, e os disjuntores da linha de transmissão sejam preparados para abertura e fechamento individual de seus polos.

Quando ocorre uma falta monofásica, a corrente de curto-circuito é chamada de corrente de arco primário. Esta corrente existe desde a formação do arco até o instante de abertura do polo do disjuntor da fase sob falta e possui um valor elevado, na ordem de kA.

Já com a abertura dos disjuntores nos dois extremos da fase sob falta, o arco continua existindo por um certo período, sendo nesta nova fase denominado de arco elétrico secundário. Esse arco é mantido através do acoplamento capacitivo e indutivo das outras fases sãs que se encontram energizadas e transmitindo potência. O valor da corrente, agora chamada de corrente de arco secundário, é reduzido a centenas ou dezenas

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de ampères para linhas convencionais, como pode ser verificado na Figura 3.1.1.

Na Figura 3.1.2 é apresentado um exemplo simples de um circuito equivalente de uma linha de transmissão em uma manobra monopolar (Zevallos (2007)). Sendo Cab a capacitância mútua entre a fase A e a fase B, Cca a capacitância mútua entre a fase C e a fase A, Cbc a capacitância mútua entre a fase B e C, BRK1A, BRK1B e BRAK1C os polos do disjuntor no ínício da linha e BRK2A, BRK2B e BRK2C do final da linha.

Com o defeito ocorrido na fase C, os polos dos disjutores (BRK1C e BRK2C) são abertos e a corrente que flui pela falta decai e passa a ser alimentada somente pelo acoplamento com as fases sãs, sendo a corrente senoidal de frequência igual à do sistema, Figura 3.1.1. Vale destacar que as correntes das fases A e B continuam fluindo, sem que haja a interrupção do fluxo de potência da linha, como já comentando.