Metodologia para Análise da Exposição dos Elementos das Torres Altas de Linhas de Transmissão aos Raios na Amazônia

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Resumo—Este

trabalho apresenta um procedimento metodológico para analisar a exposição dos elementos constituintes das torres altas não convencionais de linhas de transmissão (LT), que estão sendo projetadas e implantadas na Região Amazônica, às descargas atmosféricas. Ele propõe o conceito de faixas de incidência e utiliza a probabilidade dos ângulos de incidência dos raios para determinar a quantidade estimada de descargas sobre os elementos das LT. Aplicou-se a metodologia para duas proposições com equações diferentes de raio de atração (tradicional e alternativa). Os resultados demonstraram a utilidade da metodologia e revelaram que para qualquer tipo de equação usada na obtenção da distância de atração a quantidade estimada de raios incidentes sobre a estrutura da torre é elevada, sendo praticamente igual à quantidade estimada sobre os cabos guarda para a equação alternativa, fato que gera questionamentos sobre a eficiência da blindagem para este tipo de LT não convencional.

Palavras-chave—Amazônia,

descargas atmosféricas, distância de atração, linhas de transmissão, torre alta não convencional.

I. I

expansão das linhas de transmissão (LT) e subestações do Sistema Interligado Nacional (SIN) deve ser planejada e executada de forma robusta para garantir um ambiente competitivo na geração e comercialização de energia elétrica [1]. A transmissão de energia elétrica desempenha um papel fundamental para o setor energético nacional devido permitir o processo de compartilhamento da energia e a redução dos estrangulamentos regionais (submercados), possibilitando despachos ótimos no parque gerador. De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE 2020, o sistema de transmissão interligado, que no ano de 2010 contava com uma extensão de

J. A. S. Sá, Universidade Federal do Pará, Belém, Brasil (e-mail:

jalbertosa@ufpa.br).

B. R. P. Rocha, Universidade Federal do Pará, Belém, Brasil (e-mail:

brigida@ufpa.br).

W. M. Frota, Universidade Estadual de Campinas, Campinas, Brasil (e-mail:

wmfrota@gmail.com).

A. C. Almeida, Universidade Federal do Pará, Castanhal, Brasil (e-mail:

arthur@ufpa.br).

J. R. S. Souza, Universidade Federal do Pará, Belém, Brasil (e-mail:

jricardo@ufpa.br)

J. Pissolato Filho, Universidade Estadual de Campinas, Campinas, Brasil (e-mail: pisso@dsce.fee.unicamp.br).

aproximadamente 100.000 km de linhas instaladas, deverá atingir até o ano de 2020 a ordem de 142.000 km, representando um aumento de 42% da atual rede nacional.

Este plano caracteriza-se por sua elevada taxa de crescimento nos próximos dez anos, sendo que grande parte da expansão resultará das interligações com usinas da Região Norte.

Para este período estima-se um total de investimentos de R$ 46,4 bilhões, sendo R$ 30 bilhões em linhas de transmissão e R$ 16,4 bilhões em subestações [1].

A Região Norte será uma das mais impactadas com a construção de novas linhas de transmissão e subestações associadas. Os impactos tornam-se mais evidentes quando se analisa as principais expansões ou antecipações das interligações do SIN. Exemplos de destaque são: o início das

operações da linha de transmissão Tucuruí-Macapá-Manaus;

os esforços de integração ao SIN da Usina Hidroelétrica de Belo Monte; instalações para a otimização do escoamento da energia do Rio Madeira e Belo Monte, dentre outras ações.

Em todas estas interligações a transmissão desempenha um papel crítico sendo que a sua própria proteção, em termos de garantia de sua operação, também se constitui em um importante fator. Dentre todos os cuidados no planejamento das linhas de transmissão para o seu bom funcionamento, a proteção contra descargas atmosféricas vem recebendo destaque, principalmente quando se tratam de novas instalações em regiões cujos parâmetros de interesse para o planejamento da proteção das linhas são pouco conhecidos ou até mesmo inexistentes. Dentre as regiões brasileiras, aquela que se configura atualmente como o maior desafio para a expansão do SIN é a Região Amazônica.

Para esta região estão sendo instaladas torres altas não convencionais na expansão das linhas de transmissão [2], em alguns casos com alturas de aproximadamente 300 m. Porém, a questão-chave é: como estas estruturas altas foram analisadas quanto à exposição aos raios? Basicamente, o modelo de análise de incidência de descargas atmosféricas em linhas de transmissão é o modelo eletrogeométrico. Ele é fundamentado na distância de atração entre a descarga piloto (descarga descendente) e a estrutura terrestre (origem do canal ascendente). Este permite admitir-se a existência de trechos de incidência de descargas sobre os elementos fundamentais das torres de transmissão que são os condutores.

Metodologia para Análise da Exposição dos Elementos das Torres Altas de Linhas de

Transmissão aos Raios na Amazônia

José Alberto S. Sá, Brígida R. P. Rocha, Willamy M. Frota, Arthur C. Almeida, José Ricardo S. Souza, José Pissolato Filho

A

Porém, outros elementos precisam ser analisados além dos cuidados na blindagem das fases, pois a considerar a não convencionalidade das torres altas que estão sendo construídas na Região Amazônica, raios podem surpreender os operadores do sistema interligado com incidências que prejudiquem a qualidade da energia.

Fig. 1. Torre alta não convencional de LT, de 500 kV, instalada no trecho entre a subestação Oriximiná (PA) e a subestação Lechuga (AM), da interligação Tucuruí-Macapá-Manaus.

Este trabalho propõe uma metodologia para a análise da exposição dos elementos constituintes das torres altas das linhas de transmissão (cabos pára-raios, cabos fase e torre) às descargas atmosféricas na Amazônia, no intuito de avaliar os possíveis impactos produzidos pela introdução de estruturas não convencionais no Sistema Interligado Nacional (SIN).

II. M

Para a análise da exposição dos elementos de torres altas de linhas de transmissão (cabos pára-raios, cabos fase e a torre) às descargas atmosféricas foi idealizada uma metodologia, baseada no modelo eletrogeométrico, que permite avaliar os percentuais das faixas de incidência e da quantidade estimada de descargas atmosféricas nos componentes da linha, em função do ângulo de incidência do raio, da corrente de pico, da altura da torre e da expressão aplicada para estimar o raio de atração das descargas atmosféricas.

A. Segmentos de Exposição dos Elementos das Torres Altas das Linhas de Transmissão

A Figura 2 mostra os segmentos a que estão expostos os elementos de torres altas não convencionais das linhas de transmissão. Para o exemplo, utilizou-se uma torre de 350 m de altura, corrente de pico de 30 kA e distância de atração (r

) dada pela equação r

=10I

, expressão usualmente utilizada nos sistemas de proteção de linhas de transmissão [3].

Nota-se que para esta configuração os segmentos T1C e ET2 representam os trechos de exposição dos cabos fase A e C, os segmentos CD e DE representam os trechos de exposição dos cabos pára-raios e os segmentos BT1 e T2F são os trechos de exposição da torre (em vermelho). Percebe-se que neste esquema os segmentos de exposição da torre apresentam tamanhos significativos em comparação aos segmentos dos cabos pára-raios.

Fig. 2. Segmentos de exposição de uma torre alta não convencional de LT.

Nas análises de torres altas não convencionais foram utilizados os parâmetros geométricos da Tabela I [2].

TABELAI

PARÂMETROS GEOMÉTRICOS DE TORRES NÃO CONVENCIONAIS

Parâmetros Valores

Altura dos cabos fase inferiores FA e FC (yA) 305,00 m Altura do cabo fase superior FB (yB) 330,00 m Altura dos cabos pára-raios G1 e G2 (y1) 350,00 m Distância entre cabos fase inferiores A e C 24,00 m

Distância entre cabos pára-raios G1 e G2 12,00 m Observação: O cabo fase superior FB fica no eixo da torre alta da LT.

B. Ângulos de Incidência dos Raios

Porém a incidência dos raios sobre uma estrutura está associada a outro fator: o ângulo de incidência das descargas atmosféricas. A Tabela II mostra as probabilidades de ocorrência de raios em função de intervalos de ângulos de incidência [4].

TABELAII

PROBABILIDADE DE OCORRÊNCIA DE RAIOS EM FUNÇÃO DE INTERVALOS DE ÂNGULOS DE INCIDÊNCIA

Intervalos de ângulos de incidência (i) (em Graus)

Probabilidade de ocorrência (Pi) (em %)

0 a 10 25

10 a 20 20

20 a 30 17

30 a 40 13

40 a 50 10

50 a 60 8

60 a 70 5

Superior a 70 2

C. Faixas de Incidência e Quantidades Estimadas de Raios Considerando o fato da inclinação dos raios, propõem-se o conceito de faixas de incidência, que variam seu tamanho em função da inclinação das descargas atmosféricas, conforme pode ser observado na Figura 3 (situação de ângulo de incidência 30º com a vertical).

Fig. 3. Faixas de incidência sobre os cabos pára-raios, cabos fase e torre para descargas atmosféricas com ângulo de incidência igual a 30º.

Observando a Figura 3, percebe-se a existência de uma faixa de exposição à torre que tende a elevar-se com o aumento do ângulo de incidência dos raios. Nesta figura, os segmentos IJ, JK e KL representam as faixas de exposição dos cabos pára-raios, cabos fase e torre, respectivamente.

Neste esquema, em termos percentuais, a faixa de exposição dos cabos pára-raios (cabos guarda) representa 58,84% de toda a faixa de exposição do conjunto (cabos guarda, cabos fase e torre) às descargas atmosféricas cujo ângulo de incidência seja igual a 30º, sendo o percentual de 7,25% atribuído à faixa de exposição dos cabos fase e 33,91%

relativo à faixa de exposição da torre. Assim, para se determinar a quantidade esperada de raios sobre os elementos da linha de transmissão foram utilizadas as seguintes equações:

Ip i i

i

P Fgm Q

Qg  (1)

Ip i i

i

P Fcm Q

Qc  (2)

Ip i i

i

P Ftm Q

Qt  (3)

Onde:

i = Índice do intervalo de ângulos de incidência;

Qg

= Quantidade estimada de raios de corrente de pico I

sobre os cabos pára-raios (cabos guarda) para o intervalo de ângulos de incidência i;

Qc

= Quantidade estimada de raios de corrente de pico I

sobre os cabos fase (cabos condutores) para o intervalo de ângulos de incidência i;

Qt

= Quantidade estimada de raios de corrente de pico I

sobre a torre para o intervalo de ângulos de incidência i;

P

= Probabilidade de ocorrência de descargas atmosféricas no intervalo i;

Fgm

= Média dos percentuais, limites do intervalo de ângulos de incidência i, da faixa de incidência de raios sobre os cabos pára-raios;

Fcm

= Média dos percentuais, limites do intervalo de ângulos de incidência i, da faixa de incidência de raios sobre os cabos fase;

Ftm

= Média dos percentuais, limites do intervalo de ângulos de incidência i, da faixa de incidência de raios sobre a torre;

Q

= Quantidade de raios que incidem sobre a zona de exposição com uma corrente de pico I

.

A metodologia proposta limita-se a analisar o comportamento dos percentuais das faixas de incidência e da quantidade estimada de descargas atmosféricas incidentes nos componentes da linha (cabos pára-raios, cabos fase e torre) que estejam em um plano perpendicular à linha de transmissão, não sendo analisados os vãos da LT. No plano em questão, as análises limitam-se aos raios com ângulo de incidência entre 0° e 70° (zona de exposição analisada), em relação à vertical.

Com esta metodologia torna-se possível fazer uma análise

da exposição dos elementos das torres altas de linhas de

transmissão aos raios. Na seção seguinte são apresentados

resultados da aplicação desta metodologia.

III. R

Os resultados da análise de exposição dos elementos das linhas de transmissão às descargas atmosféricas são apresentados, conforme a metodologia descrita na seção anterior, para duas proposições. Ambas são compostas por uma torre alta não convencional exposta aos raios com corrente de pico igual a 30 kA, porém as proposições diferenciam-se quanto à equação utilizada para a determinação da distância de atração (r

). A primeira usa a equação tradicional r

=10I

[5] na determinação do raio de atração, enquanto que a segunda utiliza a equação alternativa r

=1,9I

[6], proposta por Cooray, Rakov e Theethayi.

A. Primeira Proposição ( I

=30 kA e r

=10I

)

Para esta primeira análise utiliza-se os parâmetros geométricos constantes na Tabela I e a equação r

=10I

[5].

A Figura 4 mostra que os percentuais da faixa de incidência dos cabos pára-raios e da torre variam de forma considerável em função do ângulo de incidência das descargas atmosféricas, não sendo o mesmo percebido para a faixa de incidência dos cabos fase.

Fig. 4. Percentual das faixas de incidência (cabos guarda, cabos condutores e torre) para Ip=30 kA e rs=10Ip0,65

.

Para esta configuração ocorre um ponto de interseção próximo a 50º indicando que para descargas com ângulos superiores a este valor, a faixa de exposição da torre torna-se superior a faixa de exposição dos cabos pára-raios, o que infere em uma maior probabilidade de incidência sobre a torre da linha em relação à probabilidade de incidência sobre os cabos pára-raios.

A Figura 5 mostra o percentual da quantidade de descargas atmosféricas nos cabos pára-raios, cabos fase e torre em função do intervalo do ângulo de incidência para a corrente de pico igual a 30 kA. Ela expõe que aproximadamente 22%

de todos os raios de valor igual a 30 kA (0,22Q

) serão capturados pelos cabos guarda (cabos pára-raios), 1%

(0,01Q

) pelos cabos fase e 2% (0,02Q

) pela torre, quando são analisadas as descargas atmosféricas com ângulos de incidência de 0º até 10º. Entretanto, a diferença percentual entre os raios incidentes nos cabos pára-raios e na torre sofre significativa redução quando são analisadas as descargas atmosféricas com ângulos de incidência maiores.

Os percentuais das quantidades estimadas para atingir os cabos guarda e a torre, no intervalo de 30º a 40º, são aproximadamente 7% (0,07Q

) e 5% (0,05Q

), respectivamente. Nota-se que para os raios que estejam entre 50º e 60º, a maior quantidade atingirá a torre e não os cabos pára-raios, sendo esta diferença percentual ampliada para o intervalo de 60º a 70º.

Em relação às quantidades totais estimadas para atingir os elementos da linha de transmissão, na zona de exposição, têm-se: 64,74% para incidência nos cabos pára-raios, 6,62%

para os condutores fase e 26,64% para a torre. Estima-se que 2% dos raios ocorrem com inclinação superior a 70º, porém estes não foram considerados no modelo.

Fig. 5. Percentual da quantidade de descargas atmosféricas nos cabos pára-raios, cabos fase e torre em função do intervalo do ângulo de incidência para Ip=30 kA e rs=10Ip0,65

.

B. Segunda Proposição ( I

=30 kA e r

=1,9I

)

Para esta proposição foram utilizados os mesmos parâmetros geométricos constantes na Tabela I, porém agora sendo considerada a equação r

=1,9I

na determinação do raio de atração [6]. A Figura 6 mostra que nesta configuração o ponto de interseção, no qual o percentual da faixa de exposição da torre torna-se maior que o percentual de exposição dos cabos guarda, passa a ser de aproximadamente 20º.

Fig. 6. Percentual das Faixas de Incidência (cabos guarda, cabos condutores e torre) para Ip=30 kA e rs=1,9Ip0,90

.

A consequência é uma elevação considerável no percentual

da quantidade de descargas atmosféricas sobre a torre a partir

desta inclinação, como pode ser observado na Figura 7. Por

exemplo, os percentuais das quantidades estimadas para

atingir os cabos guarda e a torre, no intervalo de 20º a 30º,

são aproximadamente 7% dos raios (0,07Q

) e 8% dos

raios (0,08Q

), respectivamente.

Já para o intervalo de 30º a 40º a diferença aumenta para três pontos percentuais, sendo de aproximadamente 4% de raios (0,04Q

) para os cabos guarda e 7% dos raios (0,07Q

) para a torre.

Em relação às quantidades totais estimadas, ocorre considerável elevação de incidência em relação à torre, sendo na zona de exposição: 47,02% para incidência nos cabos pára-raios, 8,98% para os cabos fase e 42,00% para a torre (2% dos raios ocorrem com inclinação superior a 70º e não foram considerados na análise).

Fig. 7. Percentual da quantidade de descargas atmosféricas nos cabos pára-raios, cabos fase e torre em função do intervalo do ângulo de incidência para Ip=30 kA e rs=1,9Ip0,90

.

C. Comparação entre Proposições Analisadas

A Figura 8 mostra o percentual total da quantidade estimada de raios de correntes de pico igual a 30 kA incidentes nos elementos analisados. Nota-se que a configuração mais desfavorável em relação à proteção da torre da linha de transmissão foi aquela que utiliza a equação r

=1,9I

na determinação do raio de atração. Percebe-se que nesta proposição a quantidade estimada de raios incidentes sobre a torre e praticamente igual à quantidade estimada sobre os cabos guarda, o que gera um questionamento quanto a sua eficiência da blindagem da LT.

Fig. 8. Quantidades totais estimadas nos cabos guarda, cabos condutores e torre por configuração analisada.

Percebe-se que a significativa quantidade esperada de raios sobre a torre, para ambas as configurações, pode produzir efeitos indesejáveis pelo fenômeno backflashover, devido à sobretensão fase/terra gerada [7].

IV. C

Diante do exposto e analisado conclui-se que a metodologia proposta utiliza faixas de incidência e ângulos de incidência de raios para determinar a quantidade estimada de descargas atmosféricas sobre os elementos das torres altas de linha de transmissão (cabos pára-raios, cabos fase e a estrutura da torre).

Os resultados para uma amplitude de corrente igual a 30 kA indicaram existir um ponto de interseção entre os percentuais F

(faixa de incidência dos cabos pára-raios) e F

(faixa de incidência da torre), que representa a inversão dos maiores percentuais das faixas de incidência de raios.

Em termos das quantidades totais estimadas para atingir os elementos constituintes das torres altas das linhas de transmissão, os resultados indicaram percentuais equiparados entre cabos guarda e torre quanto utilizada a equação r

=1,9I

para a determinação da distancia de atração, sendo também elevada a quantidade estimada incidente na torre para a equação r

=10I

tradicionalmente usada para os projetos de proteção de linhas de transmissão.

A metodologia proposta demonstrou ser aplicável para a análise da exposição dos elementos de torres altas de linhas de transmissão podendo fornecer subsídios ao planejamento da proteção das linhas de transmissão que estão sendo projetadas e implantadas na Amazônia.

V. R

[1] BRASIL. Ministério de Minas e Energia (Empresa de Pesquisa Energética). Plano decenal de expansão de energia 2020. Brasília:

MME/EPE, 2011.

[2] A. J. G. Pinto, E. C. M. Costa, S. Kurokawa, and J. Pissolato Filho,

"Introduction of a Non-Conventional Solution for Amazon Transmission System: Analysis of the Electric Aspects," in Proc. 2011 IEEE Power and Energy Society General Meeting, ISSN: 1944-9925, July 2011.

[3] V. A. Rakov, "Lightning discharge and fundamentals of lightning protection," in Proc. X International Symposium on Lightning Protection, Curitiba, 2009.

[4] C. S. Fonseca, "Sobretensões atmosféricas," in Transitórios elétricos e coordenação de isolamento: aplicação em sistemas elétricos de alta tensão, FURNAS/UFF, 1987.

[5] E. R. Love, "Improvements on lightning stroke modeling and applications to the design of EHV and UHV transmission lines," M.Sc. Thesis, University of Colorado, 1973.

[6] V. Cooray, V. A. Rakov, and N. Theethayi, "The lightning striking distance-Revisited," Journal of Electrostatics, vol. 65, Issues 5-6, pp. 296- 306, ISSN 0304-3886, doi: 10.1016/j.elstat.2006.09.008, May. 2007.

[7] A. E. A. Araújo and W. L. A. Neves, Transitórios Eletromagnéticos em Sistemas de Energia, Editora da UFMG, 2005.

VI. B

José Alberto Silva de Sá possui graduação em Engenharia Civil pela Universidade da Amazônia (1991), mestrado em Engenharia Civil pela Universidade Federal do Pará (2004) e doutorado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Pará (2011). É professor da Universidade do Estado do Pará (UEPA) e professor da Universidade da Amazônia (UNAMA). Desenvolve pesquisas nas áreas: proteção contra descargas atmosféricas, planejamento energético e inteligência computacional aplicada.

Brígida Ramati Pereira da Rocha possui graduação em Engenharia Elétrica (1976), mestrado em Geofísica (1979) e doutorado em Geofísica (1995) pela Universidade Federal do Pará. È professora associada da Universidade Federal do Pará. Tem experiência na área de Engenharia Elétrica, atuando, entre outras áreas, em Planejamento Energético Regional.

Willamy Moreira Frota possui graduação em Engenharia Elétrica pela Universidade de Brasília (1981), mestrado em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Universidade Estadual de Campinas (2004) e doutorado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Pará (2009). Atualmente é gerente da Regional de Produção da Eletronorte no Estado do Amazonas e Pesquisador Colaborador da Universidade Estadual de Campinas. Tem experiência na área de energia, atuando principalmente nos seguintes temas: manutenção e operação de sistemas de geração e transmissão, estudos de linhas de transmissão e planejamento energético.

Arthur da Costa Almeida é bacharel e mestre em Matemática e doutor em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Pará. Trabalhou durante vários anos na área de informática de uma concessionária de energia elétrica, e desde 1998 atua como professor na Universidade Federal do Pará, Campus de Castanhal, onde desenvolve pesquisas na área de inteligência computacional aplicada a Engenharia Elétrica.

José Ricardo Santos de Souza possui Bacharelado em Física pela Universidade de São Paulo (1966), mestrado em Astro Geophysics - University of Colorado (1973), mestrado em Geomagnetismo pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (1969) e doutorado em Meteorologia - University of Colorado (1979). Atualmente é Professor Associado 2 da Universidade Federal do Pará. Tem atuado principalmente nos seguintes temas: amazônia, temperatura e umidade em solos, geotermia, microclima, eletricidade atmosférica e raios.

José Pissolato Filho possui graduação em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Uberlândia (1977), mestrado em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual de Campinas (1982) e doutorado em Engenharia Elétrica - Universite de Toulouse III (Paul Sabatier) (1986). Atualmente é professor titular da Universidade Estadual de Campinas. Tem experiência na área de Engenharia Elétrica, atuando principalmente nos seguintes temas:

linhas de transmissão, modelagem de linhas de transmissão, ATP-EMTP, linhas de transmissão e circuito trifásico duplo.