CENTELHADOR SÉRIE EXTERNO: EXTENSÃO DA VIDA ÚTIL DO PARA-RAIOS
E REDUÇÃO DAS TENSÕES RESIDUAIS SOBRE OS TRANSFORMADORES EM
REDES RESSONANTES
E. T. Wanderley Neto*
A. A. Nunes*
G. P. Lopes*
M. L. B. Martinez*
E. Gosenheimer**
*Universidade Federal de Itajubá – MG - Brasil
**AES Sul – Distribuidora Gaúcha de Energia - Brasil
RESUMO
Este trabalho vincula os resultados de dois estudos realizadas em parceria com a AES Sul: a primeira, um estudo visando adaptações na coordenação de isolamento para a implantação do sistema ressonante em redes solidamente aterradas. A segunda, um estudo de falhas no isolamento de transformadores de distribuição com a aplicação de impulsos atmosféricos escalonados. Para a adaptação de um sistema de distribuição solidamente aterrado para ressonante, faz-se necessário o redimensionamento da coordenação de isolamento, o que inclui a substituição dos para-raios por unidades de maior tensão nominal. Isto pode, por outro lado, resultar em maiores tensões residuais nos terminais do transformador, contibuindo para possíveis falhas em sua isolação. O trabalho apresenta um estudo de falhas em transformadores e uma possível opção para evitar a troca dos para-raios por unidades maiores. Como resultado, surge a utilização de centelhadores séries como uma opção técnica e economicamente viável para instalação em redes ressonantes e mesmo em redes solidamente aterradas. No caso dos para-raios, esta solução mantém o bom desempenho da rede, além de estender a sua vida útil, sendo uma adaptação quem vem sido recomendada em sistemas com aterramento convencional e prevista, recentemente, em normas internacionais. No caso dos transformadores, limitam-se os níveis de tensão residual, reduzindo o risco de falhas de isolamento. Obviamente, neste último caso, tem-se uma solução paliativa, já que o problema principal é o nível crítico de falhas dos transformadores.
PALAVRAS-CHAVE
Neutro ressonante, para-raios, transformador, centelhador, coordenação de isolamento, descargas atmosféricas.
1.
INTRODUÇÃO
Sistemas de aterramento ressonante para redes de distribuição, utilizando bobinas de Petersen, têm sido amplamente difundidos em alguns países da Europa e Oceania, tais como Suécia, Alemanha, Nova Zelândia e Escócia. Estes sistemas apresentam duas vantagens principais, considerando-se faltas
monofásicas á terra: a redução do nível das correntes de falta e manutenção da operação da rede, mesmo durante a falta.
Isto é particularmente interessante ao se considerar que cerca de 80% das faltas em sistemas de distribuição primária é resultado de problemas intermitentes, como o contato com galhos de árvores devido ao vento. Dessa forma, o sistema ressonante impede desligamentos desnecessários, melhorando os índices de qualidade da empresa. Outro aspecto interessante refere-se à ocorrência de faltas permanentes, em locais de difícil acesso ou durante condições ambientais adversas. Neste caso, o sistema continua operando sema necessidade de disponibilizar equipes de urgência e sem que haja riscos associados às elevadas correntes de falta de um sistema convencional [1].
Por outro lado, assim como os sistemas isolados, redes com aterramento ressonante estão sujeitas à sobretensões sustentadas, fase-terra, de até 1,73 pu da tensão normal de operação fase-terra durante as faltas monofásicas. Neste caso, toda a coordenação de isolamento da rede deve ser corretamente dimensionada para suportar estas sobretensões durante o tempo máximo especificado pela concessionária para manutenção da rede em operação durante a falta, normalmente, oito horas.
No Brasil, os sistemas ressonantes em redes de distribuição têm sido implantados pela AES Sul desde 2009. Inicialmente, considerando a adaptação de subestações já com o sistema solidamente aterrado. Isto requer um elevado investimento extra para que elementos da coordenação de isolamento sejam substituídos, considerando a operação plena do sistema ressonante. A necessidade deste investimento extra levou ao desenvolvimento de estudos de adequação da rede solidamente aterrada, considerando, principalmente, para-raios, isoladores, transformadores de medição, transformadores de potência e cabos isolados, em busca de alternativas que possam reduzir os custos de modificação da rede, mantendo o seu bom desempenho e segurança.
O estudo descrito neste artigo tem como foco os para-raios de distribuição e os efeitos de sua substituição ou adaptação sobre os transformadores que devem proteger. Para isto serão consideradas simulações da rede, dados de campo e ensaios em laboratório, assim como limites de suportabilidades exigidos por norma para os transformadores e para-raios.
2.
O PARA-RAIOS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
No sistema de distribuição, o para-raios tem a função de proteger os transformadores contra surtos de tensão que se propagam pela rede, limitando-os a níveis seguros, abaixo do nível básico de isolamento (NBI) do transformador. Para isto, de maenira simplificada, o para-raios faz uso das propriedades eletrotérmicas dos varistores à óxido metálico, os quais se constituem de uma alta impedância para baixos níveis de tensão e uma baixa impedância para sobretensões.Com a ocorrência dos surtos de tensão, o para-raios, que em condições normais, conduz correntes da ordem de microampères, passa a conduzir correntes da ordem de quiloampères, dissipando, dentro dos seus limites de estabilidade térmica, a energia associada ao surto. Quando ultrapassados os limites de estabilidade, o para-raios envelhece ou entra em processo de avalanche térmica, o qual culmina com a sua destruição [2].
Os principais parâmetros elétricos que caracterizam um para-raios e são utilizados no seu dimensionamento são a corrente de descarga nominal, a tensão nominal, a tensão máxima de operação contínua e a tensão residual. A corrente de descarga nominal representa a máxima corrente impulsiva que o para-raios deve conduzir se que sejam comprometidas a sua integridade ou características de proteção. Para redes de distribuição, normalmente são padronizadas em 5 kA ou 10 kA. Estes mesmos para-raios devem suportar, sem falhar, pelo menos dois impulsos de 40, 65 ou 100 kA. Entretanto, para estes valores de corrente de descarga, não há garantias de seu desempenho como equipamento de proteção, principalmente devido aos elevados vaores de tensão residual possíveis de serem alcançados.
A tensão nominal, a despeito do que o nome parece indicar, representa um valor de sobretensão que o para-raios suporta por alguns segundos sem aquecimento excessivo. Normalmente este valor está associado à tensão que promove a passagem da corrente de referência do para-raios, 1 mA. Já a máxima tensão de operação contínua representa a tensão que pode ser aplicada ao para-raios continuamente, ao longo de sua vida útili, sem provocar degradação ou aquecimento excessivos. Este valor, normalmente está 80% valor da tensão nominal e deve, por questões de segurança, ser superior ao valor da tensão fase-terra da rede na qual será instalada o para-raios.
O valor de tensão residual tem implicação direta sobre a integridade do transformador a ser protegido. Esta é a diferença de potencial que aparece entre os terminais do para-raios durante a passagem de uma corrente impulsiva e, portanto, é aplicada também aos terminais de alta tensão dos transformadores. Esta característica está relacionada à tensão nominal do para-raios e a sua corrente de descarga bominal. Equipamentos que utilizam varistores de boa qualidade normalmente apresentam valores mais baixos de tensão residual, quando comparados a equipamentos de baixa qualidade. Isto é o mais adequado, pois dessa forma, pode-se dizer que o para-raios atua de maneira eficaz, evitando valores elevados de tensão residual sobre o transformador.
Os níveis máximos de tensão impulsiva que devem ser suportados pelo transformador e, portanto, estão relacionados aos níveis de tensão residual, são normalmente definidos por normas, como a IEC 60071-1 [3], através do Nível Básico de Isolamento (NBI). A escolha do para-raios deve ser feita de modo a garantir que, para valores de até duas vezes a corrente nominal, a tensão residual seja inferior ao NBI dos transformadores.
2.1
Para-raios em redes ressonantes
Os sistemas de aterramento por bobina de Petersen da AES Sul começaram a operar no chamado modo temporário. Neste modo, adequado para evitar o desligamento durante faltas monofásicas temporárias, o sistema ressonante opera apenas durante 15 segundos. Após este intervalo de tempo, caso a falta não tenha sido eliminada, o sistema solidamente aterrado é reestabelecido para que a proteção convencional promova o desligamento da rede.
Neste caso, o sistema não é aproveitado em sua plenitude, já que não permite a operação por longos períodos relacionados à faltas permanentes. Entretanto, como às sobretensões associadas tem duração máxima de apenas 15 segundos, as preocupações com a coordenação de isolamento são minimizadas, já que, a maioria dos equipamentos, por norma, é ensaiada para sobretensões suportáveis com duração de 1 minuto.
Para a operação plena do aterramento por bobina de Petersen devem ser previstas sobretensões por até 8 horas. Neste caso, inevitavelmente, a coordenação de isolamento deve ser revista. No caso dos para-raios, a opção mais lógica é a sua substituição por unidades de maior tensão nomina. Para as redes da AES Sul, tensão nominal de 23 kV, as unidades em uso, de 18, 21 e 23 kV deveriam ser substituídas por unidades de 27 kV. Esta opção, entretanto, representa um custo significativo para a aquisição de novas unidades (em média, 2 mil unidades por rede) e mobilização para substituição das mesmas.
2.2
O uso de centelhadores externos
A utilização de centelhadores para proteção de equipamentos não é novidade, sendo estes os primeiros dispositivos de proteção contra surtos no sistema elétrico, antes da invenção dos para-raios. Por muito tempo, figuraram como parte da estrutura interna dos para-raios a carboneto de silício, sendo eliminados com o advento dos para-raios a óxido metálico e utilizados apenas como proteção de retaguarda. Nos antigos para-raios a carboneto de silício, os centelhadores internos eram uma das principais fontes de problema, gerando ruído e se degradando facilmente com a entrada de umidade. No caso de centelhadores externos, a grande preocupação é a aleatoriedade da tensão de ruptura,
dependente de fatores como as condições ambientais [4]. Atualmente, o uso de centelhadores externos têm sido recomendado para algumas situações em particular, como o uso de para-raios em paralelo com cadeias de isoladores e prevista pela IEC 60099-8 [5].
No caso deste estudo, a proposta é acrescentar centelhadores adequadamente dimensionados aos para-raios já existentes nas redes que estão sendo convertidas para o sistema ressonante pleno. Neste caso, o centelhador promove o isolamento do para-raios, evitando o aquecimento excessivo e degradação durante a atuação da bobina ressonante. A operação do para-raios só deverá ocorrer quando a sobretensão ultrapassar um limiar específico, associado às sobretensões impulsivas. Este valor pode ser obtido com base nas normas de coordenação de isolamento e de para-raios a carboneto de silício com gap.
Obviamente, existem controvérsias a este respeito. A primeira delas, como dito anteriormente, refere-se à aleatoriedade da tensão de ruptura. Neste caso, o problema é contornado com o dimentsionamento adequado do gap do centelhador considerando as condições mais severas (sob chuva) e o limite máximo de tensão, a seco, para o qual não haja ruptura. Isto pode ser obtido com a curva tensão tempo do para-raios em série com o centelhador e dos valores de tensão impulsiva suportável sob chuva. Para isto, foram realizados ensaios considerandos diferentes gaps para os centelhadores e diferentes fabricantes de para-raios de 18, 21 e 23 kV, atualmente em uso na AES Sul. Exemplos das curvas tensão x tempo levantadas estão na Figura 1.
(a) (b)
Figura 2. Curvas tensão tempo para o sistema para-raios e centelhador série. Polaridade positiva (a) e polaridade negativa (b).
Outro ponto em questão é o desempenho do sistema, quando comparado os sistemas com e sem gap. Para isto, foi realizada uma série de simulações com o auxílio de programas do tipo EMTP, considerando uma configuração de rede com características semelhantes às redes da AES Sul (Figura 3), uma descarga direta sobre a rede e as sobretensões obtidas em diferentes pontos de interesse, e resultados mostrados na Figura 2. As simulações consideraram um para-raios de 27 kV e gaps com distância para 80 kV de ruptura, os quais podem ser dimensionados para menores valores.
Conforme observado nos resultados, não há comprometimento da proteção, de modo que os níveis de sobretensão são até menores com a utilização do gap. O ponto passível de críticas é a caracterização do corte no impulso de tensão o que, dependendo da taxa de variação de tensão, pode vir a se tornar prejudicial.
Um ponto positivo e de grande valia refere-se a vida útil do raios. O envelhecimento do para-raios pode se dar por diversas razões, sendo as principais a atuação freqüente diante de sobretensões, a entrada de umidade e a degradação natural resultante da corrente de fuga. No caso da corrente de fuga e sobretensões, o efeito da degradação é eliminado com o uso dos centelhadores externos, isto porque só haverá condução de corrente quando da atuação do centelhador. Reduzem-se então os custos de
gestão de ativos, relacionados a manutenção de estoque e a logística para substituição de unidades em falha.
(file Sistema_CND_Full_Caso_01.pl4; x-var t) v:TR-1A v:TR-1B v:TR-1C
0,00 0,04 0,08 0,12 0,16 [ms] 0,20 -50 -28 -6 16 38 60 [kV]
(file Sistema_CND_Full_Caso_01.pl4; x-var t) v:TR-1A v:TR-1B v:TR-1C
0,00 0,04 0,08 0,12 0,16 [ms] 0,20 -50 -30 -10 10 30 50 70 90 [kV]
Figura 2. Tensão nos terminais de um transformador , considerando um surto de 175 kV na fase vermelha de uma rede de distribuição: com para-raios de 27 kV e com centelhador série, gap para 80 kV, respectivamente.
3.
SUPORTABILIDADE DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
Os transformadores de distribuição são o principal foco da proteção dos para-raios em redes de média tensão. No caso de descargas atmosféricas, ou tensões impulsivas em geral, os transformadores devem suportar níveis de tensão especificados pela IEC 60071, sem apresentar evidências de falhas em seu isolamento, as quais podem ser: ruptura extrena na bucha de alta tensão, curto-circuito entre espiras, curto-circuito entre enrolamentos, curto-circuito para a carcaça.
Para isto, ensaios de tensão impulsiva, por amostragem, devem ser realizados em laboratório, garantindo o desempenho do lote contra surtos. Estes ensaios consistem de uma sequência de impulsos, no valor do NBI do transformador, plenos e cortados, assim como impulsos de valor reduzido para comparação. Diferenças entre os oscilogramas de tensão e corrente, para impulsos plenos e reduzidos podem ser interpretados como falhas do isolamento, resultando na reprovação da amostra.
Na rede da AES Sul, assim como em outras concessionárias consultadas, tem sido preocupante o número de falhas em transformadores da rede de distribuição, em torno de 7% para a AES Sul, cuja área de concessão encontrasse em uma região com elevado índice ceráunico. Da mesma forma, o alto índice de reprovação para alguns fabricantes, em ensaios realizados no LAT-EFEI – Laboratório de Alte Tensão da Universidade Federal de Itajubá, tem suscitado discussões em torno do critério de avaliação dos transformadores, assim como o controle de qualidade na produção e remanufatura.
Na tentativa de elucidar os motivos para este elevado índice de falhas, foi proposta uma análise da suportabilidade de transformadores usando uma técnica batizada de Ensaio de Impulso Escalonado. Esta técnica consiste na aplicação de um impulso inicial com valor de crista de 30% do NBI do transformador, seguido de impulsos com incremento de 10% no valor de crista, até que seja atingido 80% do NBI do equipamento. Isto permite detectar a ocorrência crítica de falhas para baixos níveis de tensão impulsiva, assim como acompanhar a evolução das mesmas.
Nesta análise foram ensaiados 30 transformadores cedidos pela AES Sul, sendo: 19 novos e 11 reformados, 20 trifásicos e 10 monofásicos, 06 de 10 kVA, 04 de 25 kVA, 04 de 30 kVA, 06 de 45 kVA e 10 de 75 kVA. Os defeitos observados foram classificados em 4 tipos:
Tipo 1: os oscilogramas de tensão e corrente não possuem indicações de falha no isolamento.
Tipo 2: os oscilogramas de corrente apresentam sinais de descargas acima de um determinado nível de tensão ou modificações na frequência de oscilação.
Tipo 3: os oscilogramas de corrente apresentam sinais descargas severas ou curtos-circuitos entre camadas ou espiras, com modificações no oscilograma de tensão.
Tipo 4: os oscilogramas de tensão e corrente indicam curto-circuito entre o enrolamento ensaiado(s) e um ponto de terra (núcleo ou tanque).
Apenas 6,7 % dos transformadores com enrolamentos novos suportaram o ensaio de impulso escalonado sem a ocorrência de falhas dos tipos 2, 3 ou 4. As falhas do tipo 3, consideradas mais severas devido à alteração no oscilograma de tensão, ocorrem com maior frequência quando comparadas com as falhas do tipo 2. Tem-se que 36,7 % dos transformadores novos e 26,7 % dos transformadores reparados apresentaram falhas do tipo 3, contra 20,0 % e 10,0 % para as falhas do tipo 2. Não foram observadas falhas do tipo 4, que constituem em curto-circuito direto entre alguma parte do enrolamento e o tanque. Este fato se deve principalmente ao nível de tensão reduzido aplicado durante os ensaios (até 80 % do NBI). Um resumo dos resultados obtidos pode ser visto na Tabela 1.
Tabela 1 – Tensão média de falha no ensaio de impulso escalonado [6]. Condição dos
Enrolamentos
NBI de Projeto [kV]
Tensão Média de Falha [kV] Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4
Novos 95/110 60 70* -
125/150 79 71 -
Reparados 95/110 77* - -
125/150 60* 78 -
(*) resultado de apenas 01 valor.
As primeiras evidências para as falhas do tipo 3 surgem a partir de 71 kV, resultando em 57 % do NBI para transformadores com projeto de 125 kV e 47% para transformadores com projeto de 150 kV. Considerando os transformadores com NBI de projeto de 95/110 kV, tem-se que apenas 01 unidade apresentou a falha do tipo 3 (vide Tabela 4 do Anexo 2 para maiores detalhes). As evidências para as falhas do tipo 2 (menos severas) iniciam-se em 60 kV, resultando em 63 % do NBI para transformadores com projeto de 95 kV e 55 % para transformadores com projeto de 110 kV. É importante observar que, em valores individuais, foram observadas, para algumas unidades, indícios de falhas para tensões de 30% do NBI.
Como resultado, é possível afirmar que os transformadores ensaiados através do método dos impulsos escalonados apresentaram resultados insatisfatórios com relação à suportabilidade do isolamento frente impulsos atmosféricos. As tensões médias de falhas, principalmente para falha do tipo 3,
constituem um resultado inesperado, indicando possíveis problemas com relação à qualidade do isolamento para os transformadores novos e reformados.
Nos equipamentos em operação nas redes, a expectativa é de um resultado ainda pior, principalemnte considerando-se os transformadores trifásicos. Neste caso, uma das fases normalmente está sobrecarregada, facilitando a degradação da isolação e o surgimento de falhas.
Uma consequência direta do baixo nível de tensão para a ocorrência das falhas em transformadores é o fato de que a proteção por meio de para-raios se torna ineficiente, pois os níveis de tensão residual em um para-raios durante descargas elevadas podem facilmente ultrapassar 50% do valor normalizado para a suportabilidade frente a impulsos dos transformadores. Este nível de solicitação, como visto, foi suficiente para causar falha em parte das amostras ensaiadas. Uma solução direta seria aplicar para-raios com menor nível de tensão residual, entretanto, no caso dos para-para-raios a óxido metálico sem centelhadores, isto se torna inadequado devido à elevada corrente de fuga em regime permanente. Uma possível solução seria a aplicação de para-raios com baixa tensão residual e centelhador série, adequadamente projetados para possuírem baixo valor de tensão disruptiva sob impulso atmosférico, evitando a circulação de corrente de fuga em regime permanente. Entretanto é importante destacar que esta solução não resolveria o problema principal, a baixa qualidade da isolação dos transformadores; além de a avaliação de desempenho dos transformadores durante o corte de tensão provocado pela operação dos centelhadores.
4.
A PROTEÇÃO DOS TRANSFORMADORES EM REDES RESSONANTES
O problema observado nos transformadores passa por uma série de considerações a respeito da qualidade da matéria prima e linha de montagem. Assim como dos próprios critérios utilizados durante ensaios de impulso realizados em laboratórios diversos. Entretanto, o problema do elevado índice de falhas é um problema que já existe para os transformadores que se encontram na rede e nos estoques nas concessionárias. Passando dessa forma a ser um problema de gestão de ativos. Portanto, resta buscar soluções paliativas, que evitem, na medida do possível, a falha prematura destes equipamentos. Conforme citado anteriormente, os para-raios são os principais responsáveis pela proteção dos transformadores de distribuição contra surtos, evitando, se possível, que os valores de sobretensão associados a estes surtos ultrapassem o NBI da rede. Entretando, de acordo com resultados de ensaios de impulso escalonado e análise de falhas de concessionárias, o índice de queima de transformadores por sobretensão, ou falhas em laboratório, tem sido bastante elevado e injustificado.
Como resultado da adaptação de um sistema solidamente aterrado para um sistema ressonante, considerando-se os para-raios, a medida direta seria realizar a troca das unidades por outras de maior tensão nominal. Entretanto, a implicação direta disso, é a elevação dos níveis de tensão residual quando da ocorrência de surtos. Níveis de tensão que podem, facilmente, chegar a valores próximos do NBI do transformador. Considerando os resultados obtidos para os níveis de tensão de falhas em transformadores, até que ponto essa situação seria adequada?
Analisando os resultados obtidos pelas simulações, o uso do centelhador externo pode ser uma solução adequada para estes casos, desde que se faça o seu dimensionamento para que a ruptura ocorra para um nível máximo de tensão, o qual não seja considerado prejudicial ao transformador. As oscilações, comuns em sistemas de centelhadores seriam amortecidas pelo uso do para-raios. O centelhador externo seria um acessório de baixo custo (cerca de 20%) do valor do para-raios e seu posicionamento permite a observação da sua degradação por simples inspeção visual.
A longo prazo, ou para redes particularmente projetadas com o sistema ressonante, a utilização do para-raios de maior tensão nominal seria, a princpipio a solução mais adequada, desde que seja recomendada a utilização de transformadores com maior NBI. Entretanto, a utilização dos centelhadores externos poderia ser mantida mesmo neste caso, considerando o efeito benéfico do prolongamento da vida útil do para-raios assim como a limitação das sobretenções devido a sua atuação.
5.
CONCLUSÕES
Este artigo procurou mostrar uma solução técnica e economicamente viável para o problema de substituição de para-raios durante a adaptação de uma rede solidamente aterrada para uma rede ressonante. Para isto são consideradas as opções de substituição do para-raios por uma unidade de maior tensão nominal, adequada para as sobretensões associadas à operação do sistema ressonante ou a utilização de centelhadores série nas unidades existentes.
As duas opções foram analizadas tendo como foco a proteção dos transformadores de distribuição, cujo número elevado de falhas tem sido associada a sobretensões abaixo do NBI destes equipamentos. Dessa formam a opção de substituição dos para-raios por unidades de maior sobretensão, apesar de, tecnicamente, ser a mais indicada, eleva o risco de falha do transformador. A utilização de centelhadores, por sua vez, permite postergar a substituição dos para-raios, repesentando um custo inferior e resulta em menores valores de tensão residual.
O desempenho desta solução, obtido por meio de simulações, poderá ser averiguado na prática, a partir de um projeto de adaptação do sistema de distribuição da AES Sul. Para isto, foram projetados, ensaiados e fabricados centelhadores externos em conjunto com um fabricante de isoladores para produção e avaliação na rede.
Uma constatação procupante refere-se ao desempenho dos transformadores de distribuição frente a surtos. Isto requer uma atenção especial por patre das concessionárias, assim como dos laboratórios de ensaio, de modo a garantir critérios mínimos mna qualidade da linha de produção.
BIBLIOGRAFIA
[1] WILLHELM, R.; WATERS, M.; RÜDENBERG, R.: Neutral Grounding in
High-Voltage Transmission. Elsevier Publishing Company, 1956.
[2] HINRICHSEN, V.: “Metal-Oxide Surge Arresters Fundamentals”. 1st Edition. Siemens – Power
Transmission and Distribution Power Voltage Division, Berlin, 2001.
[3] IEC 60071-1 – Insulation co-ordination Part 1: Definitions, principles and rules.
International Electrotechnical Comission. Oitava edição. Suiça, 2006.
