arranjos de subestaÇoes de 230 kv e acima

CONPROVE ENGENHARIA

2012

Prof. Luiz Fernando Willcox de Souza

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INDICEPáginas

1) Arranjos de subestações de 230 kV e acima 3Exemplos de manobras. Definições e designações dos equipamentos de manobra. Diagramas ilustrativos para arranjos com barramentos simples, múltiplos e em anel, com disjuntores únicos e múltiplos por circuito. Facilidades para manutenção e seus efeitos sobre a confiabilidade dos arranjos.2) Sistemas com fluxos de potência controláveis–“FACTS”: 36

Capacitores e reatores – aplicados a tensão ≥ 230 kVCompensação série e compensação derivação: compensação ideal. Dispositivos FACTS: compensador estático reativo e compensador série fixo, e compensador controlado por tiristor; capacitor série controlado por tiristor; compensador síncrono estático. 3) Equipamentos em subestações com tensão ≥ 230 kV 49

Equipamentos de manobra: disjuntores e chaves seccionadoras; transformadores para instrumentos (medição e proteção): TC’s, TP’s e TPC’s (transformadores de potencial capacitivo); equipamentos para proteção dos isolamentos: para-raios. Aterramento dos sistemas elétricos de potência.4) Sistemas de transmissão em corrente contínua-Subestações 64 HVDCConfigurações básicas: sistemas unipolar, bipolar e back-to-back. Circuito equivalente e diagramas unifilares. Equipamentos principais: filtros, transformador conversor, conversor, reator de alisamento, e para-raios. Chaveamento. Eletrodos de terra. Arranjo físico.

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ARRANJOS DE SUBESTAÇOES DE 230 KVE ACIMA

2011


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ARRANJOS (ESQUEMAS DE MANOBRA) DE SUBESTAÇOES DE 230 KV E

ACIMA, E EQUIPAMENTOS USADOS. EXEMPLOS DE MANOBRAS.

O sistema elétrico de potência é constituído de usinas geradoras, linhas de transmissão, subtransmissão e subestações, e a escolha dos arranjos (esquemas de manobra) é um fator importante para o desempenho do sistema, baseando-se a mesma em um conjunto de critérios universalmente aceitos, mas que têm tido ponderações diferentes nos países mais avançados.

No entanto, tem sido modal nos últimos anos a tendência de levar em conta a quantificação dos riscos oferecidos à segurança do sistema pelos diversos esquemas de manobra empregados, devendo-se pois examinar os requisitos que devem ser satisfeitos na escolha dos arranjos, ao mesmo tempo em que as vantagens e desvantagens de cada um devem ser avaliadas de forma comparativa.

Os principais requisitos referentes são:

- segurança do sistema, medida pela confiabilidade final do mesmo,

- efeito da manutenção nesta confiabilidade, e

- custo dos diferentes arranjos.

A avaliação de custos fica sempre prejudicada pela pouca disponibilidade de dados relativos a custos de equipamentos e de construção, com os poucos dados efetivamente disponíveis não merecendo confiança devido à inexistência de um sistema eficiente de coleta de dados e de manuseio das informações.

Os custos de equipamentos e de construção sofrem influências significativas no país, principalmente devido a componentes de custo não convencionais, e, portanto, acabam mascarando os valores reais devidos às componentes exclusivas de mercado, ou seja, matéria-prima, mão-de-obra, transporte, controle de qualidade, etc, podendo então modificar de modo substancial o valor esperado dos resultados de comparações.

Ademais, os requisitos dos sistemas de proteção variam de país para país, e num mesmo país, de empresa para empresa, acarretando um forte efeito no custo de equipamentos de potência diretamente associados (transformadores de instrumentos), o que exigiria que uma comparação de custo devesse ser feita, neste aspecto, com base nas especificações e requisitos próprios de cada país/empresa individualmente.

DEFINIÇÕES

Equipamentos de Manobra

Compreendem os disjuntores (símbolo: 52), chaves seccionadoras (símbolo: 89), e lâminas de terra (símbolo: 57).

Disjuntores são equipamentos de manobra capazes de interromper correntes de carga e de falta (ou curto-circuito), podendo serem operados voluntária ou automaticamente, neste último caso atuados por dispositivos de proteção sensíveis às faltas (relés).

Chaves seccionadoras são equipamentos de manobra capazes de interromper apenas correntes de pequena intensidade, correspondentes a fenômenos de magnetização e dispersão, devendo ser operadas apenas voluntariamente, seja por mecanismo manual ou motorizado.

Lâminas de terra são lâminas associadas a chaves seccionadoras, localizadas em posições que permitam o aterramento dos circuitos para manutenção.

Barramentos

Barramentos, ou ainda barras, compreendem zonas limitadas pelos seguintes itens:

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-condutores propriamente ditos, seus isoladores, e as conexões entre eles,

-chaves seccionadoras a eles ligadas,

-ligações entre as chaves mencionadas e os disjuntores,

-disjuntores que normalmente operem fechados, e outros equipamentos eventualmente a

eles conectados.

Os barramentos podem ser classificados em:

- de operação (ou principal), correspondendo ao(s) barramento(s) normalmente em operação para permitir a conexão dos circuitos em serviço,

- e de transferência (ou manutenção), correspondendo a um barramento auxiliar usado para permitir a substituição de um disjuntor durante manutenção.

Os arranjos podem combinar um barramento de operação (legenda: BO), com ou sem barramento de transferência (legenda: BT), dois de operação, com ou sem transferência, e três de operação, com ou sem transferência, sendo este último caso de aplicação restrita a subestações não convencionais ou blindadas.

Designação dos Equipamentos de Manobra

Disjuntores de circuito (Símbolo: 52-C) servem para o chaveamento de qualquer circuito especificamente.

Disjuntor de transferência (Símbolo: 52-T) serve para substituir qualquer disjuntor de circuito em caso de manutenção, atuando como reserva ou auxiliar.

Disjuntor de acoplamento (Símbolo: 52-A) serve para permitir a associação (ou acoplamento) de barramentos de operação diferentes.

Disjuntor de seccionamento ou interligação (Símbolo: 52-S) serve para chavear um mesmo barramento de operação, permitindo a criação de seções de barramentos.

Já as chaves seccionadoras podem assumir as seguintes funções:

Chave isoladora de disjuntor serve para promover a isolação das zonas adjacentes ao disjuntor, de modo que sua manutenção ser efetuada de forma segura (Símbolo: 89-I).

Chave de desvio serve para oferecer uma rota alternativa à corrente elétrica, permitindo assim a substituição do disjuntor do circuito (Símbolo: 89-D).

Chave seletora de barramento serve para selecionar a barra à qual será conectado um circuito, sendo empregada apenas em esquemas que usem barramentos múltiplos de operação (Símbolo: 89-SB).

Chave de seccionamento (interligação de barramento) serve para chavear um mesmo barramento de operação, permitindo a criação de seções de barramentos (Símbolo:89-S).

Chave isoladora de circuito serve para isolar um circuito das demais aparelhagens associadas ao esquema (Símbolo: 89-C).

Correntes de Falta

São correntes muito elevadas (em geral) devidas a curto-circuitos (contato entre condutores vivos, ou entre estes e a terra) e que produzem efeitos destrutivos aos equipamentos, se não forem rapidamente eliminadas pela operação dos disjuntores.

Faltas (ou curto-circuitos) podem ocorrer em linhas de transmissão (mais comuns), equipamentos (principalmente transformadores) e barramentos (menos freqüentes).

Manutenção

Serviço preventivo ou de emergência que visa ou manter as condições normais de serviço de um elemento, ou corrigir anormalidades ocorridas no mesmo, após sua exposição a condições igualmente anormais de serviço.

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Para que a manutenção possa ser efetuada segundo as condições de segurança requeridas, deve-se:

- no caso de disjuntores, promover a sua total isolação, através da sua abertura e, em seguida, pela abertura das chaves seccionadoras isoladoras associadas;

- no caso de barramentos, promover igualmente a sua total isolação, abrindo-se primeiramente todos os disjuntores a eles conectados, e posteriormente as chaves seccionadoras a eles diretamente conectadas (requisito mínimo);

- no caso de chaves seccionadoras, também promover a sua completa isolação, abrindo-se todos os disjuntores que favoreçam a desenergização de ambos os seus lados.

Pelos conceitos antes emitidos, ratifica-se que os disjuntores podem ser operados em carga enquanto as chaves seccionadoras não, o que significa que, em caso de abertura, os disjuntores são primeiramente abertos (para remoção da carga) e em seguida o são as chaves isoladoras, e em caso de fechamento, as chaves são primeiramente fechadas (operação sem carga) para, em seguida, e por último, serem fechados os disjuntores.

Disjuntores Múltiplos

Grande parte dos esquemas emprega um disjuntor associado a cada circuito, ou seja, a operação de apenas um disjuntor permite a isolação do elemento em qualquer caso; no entanto, há arranjos que prevêem disjuntores múltiplos por circuito, segundo as seguintes alternativas:

- disjuntor duplo por circuito, onde cada circuito é isolado pela operação dos dois disjuntores simultaneamente, sendo conveniente destacar que ambos os disjuntores trabalham normalmente fechados;

- disjuntor e meio por circuito, onde cada circuito é atendido por dois disjuntores, mas não de forma exclusiva, havendo a previsão de três disjuntores para dois circuitos, com um deles sendo compartilhado por dois circuitos;

- disjuntor e um terço por circuito, onde cada circuito é atendido por dois disjuntores mas não de forma exclusiva, havendo a previsão de quatro disjuntores para três circuitos, com o segundo e o terceiro da seqüência sendo compartilhados por dois circuitos; e

- barramentos em anel, quando os disjuntores são ligados segundo uma poligonal fechada, e sendo cada circuito atendido por dois disjuntores, mas com cada disjuntor sendo compartilhado por dois circuitos.

A figura a seguir ilustra os conceitos e nomenclaturas aplicáveis aos arranjos, conforme definições anteriores.

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FIGURA 1 – DIAGRAMAS ILUSTRATIVOS DOS CONCEITOS E NOMENCLATURAS

APLICÁVEIS A ESQUEMAS DE MANOBRA

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ARRANJOS MAIS EMPREGADOS

Os arranjos mais empregados, segundo a frequência de utilização no mundo, podem se constituir de barramento único de operação, ou seja, zona comum de conexão de todos os circuitos em serviço normal, e de barramentos múltiplos (dois ou três, mais comumente) de operação, ou seja, onde múltiplas zonas comuns são proporcionadas de modo que os circuitos em serviço normal possam ser conectados indistintamente em qualquer uma delas, de acordo com as características operativas pré-estabelecidas para cada um deles, ou, mais genericamente, para cada grupo específico.

Por outro lado, os esquemas podem incluir um ou dois disjuntores por circuito, sendo que o primeiro caso se combina com as alternativas de barramentos único e múltiplos de operação, enquanto que o segundo caso se combina unicamente com a alternativa de duplo barramento de operação.

Intermediariamente, mais de um e menos de dois disjuntores podem ser previstos por circuito, isto não significando o uso de fração do disjuntor, que é indivisível, mas sim o uso compartilhado de mais de um disjuntor por circuito, com a ligação adequada em série dos mesmos (caso principalmente dos arranjos com um-e-meio e um-e-um-terço disjuntor por circuito respectivamente).

Os arranjos mais empregados de acordo com a tensão de operação são

(1) - para tensões de até 145 kV, barramento único de operação, com ou sem seccionamento;

(2) - para tensões maiores que 145 kV e menores ou iguais a 245 kV, duplos barra-mentos de operação com um disjuntor por circuito; e

(3) - para tensões maiores que 245 kV, arranjos a disjuntor e meio e anel.

Requisitos essenciais dos arranjos

Um arranjo ideal deveria contemplar a máxima economia e a máxima flexibilidade operacional, embora tais parâmetros sejam contraditórios; assim, fica desde logo implícito que a escolha do melhor ou mais adequado arranjo é sempre uma solução de compromisso entre os parâmetros economia e desempenho técnico, este último fortemente caracterizado pelo componente confiabilidade.

Requisitos gerais a serem considerados na seleção do arranjo de uma subestação (não necessariamente relacionados em ordem de mérito):

1 - influência sobre a confiabilidade do sistema,

2 - flexibilidade operacional,

3 - simplicidade dos esquemas de proteção,

4 - aptidão para limitar os níveis de curto-circuito,

5 - facilidades de manutenção,

6 - facilidades de ampliação,

7 - área total requerida para implantação, e

8 - custo

1 - Influência sobre a confiabilidade do sistema

A confiabilidade do sistema requer ou plena confiança na integridade da subestação ou uma filosofia de planejamento do sistema como um todo que admita que nenhuma subestação é 100% confiável levando em conta a possibilidade de ocorrência periódica de faltas.

Uma subestação que ofereça menor confiabilidade ao sistema é aquela na qual os circuitos são duplicados num ponto de conexão comum, controlados em geral por um disjuntor (no caso de esquemas de manobra do tipo "um disjuntor"), ou ainda por dois

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disjuntores compartilhados (no caso de um esquema de manobra em "anel ou a dis-juntores múltiplos").

Uma falta num dos circuitos agrupados invariávelmente resultará na perda de ambos, o que em certos casos pode ser aceitável, desde que o sistema seja duplicado para que sejam admitidas interrupções para manutenção (ou seja, entre o lado fonte e o lado carga haja caminhos alternativos).

2 - Flexibilidade operacional

Para um carregamento eficiente dos circuitos considerados "fonte" é necessário o controle tanto da carga ativa como da carga reativa para todas as condições operacionais do sistema.

O agrupamento dos circuitos considerados "carga" deve ser realizado de modo a permitir então a melhor regulação possível, tanto sob regime normal de carga como emergencial de carga; é, pois, difícil especificar qual o melhor arranjo a priori, mas fica evidenciado que um arranjo de barras múltiplas apresenta vantagens superiores às dos esquemas com um barramento e em anel, devido à possibilidade de agrupar circuitos "carga", com características semelhantes de regulação exigida, em barramentos espe-cíficos, por sua vez associados a circuitos "fonte", que podem então serem regulados em função dos parâmetros pré-estabelecidos para o aquele grupo de circuitos "carga".

3 - Simplicidade dos esquemas de proteção

Quanto maior o número de circuitos controlados por um mesmo disjuntor, ou mais exatamente, quanto maior for o número de disjuntores a serem disparados durante o evento de uma falta, mais complexos serão os esquemas de proteção requeridos.

Tais características de complexidade são tão mais acentuadas na medida em que for aumentado o grau de automatismo na operação da instalação, ou, ainda, se religamento for previsto.

Neste aspecto, o esquema mais vantajoso seria o de barramento único sem seccionamento.

A complexidade é incrementada na passagem para um arranjo de barramento duplo, onde os esquemas de proteção dos circuitos devem ser chaveados para prever as variantes operacionais oferecidas pelo mesmo. Arranjos em anel, e, mais especialmente, aqueles onde os disjuntores podem estar sob a ação de duas zonas de proteção, tornam-se ainda mais complexos.

4 - Aptidão para limitar os níveis de curto-circuito

Os sistemas elétricos vêm se tornando progressivamente mais interligados, objetivando uma otimização dos recursos energéticos disponíveis, e, consequentemente, os níveis de curto-circuito têm crescido de forma significativa, podendo alcançar valores que se tornem incompatíveis com os valores da suportabilidade admitidos pela indústria para o projeto econômico dos disjuntores.

Isto pode implicar na necessidade de previsão de meios para a limitação de tais níveis, o que pode ser propiciado, por exemplo, pela seleção adequada do arranjo da subestação.

Qualquer arranjo que incorpore os meios para divisão da subestação em duas seções separadas, seja completamente, seja com o emprego de reator série acoplado entre seções, é uma solução adequada para a limitação dos níveis de curto-circuito.

Arranjos que oferecem tais facilidades são, entre outros, o de barramento único de operação com seccionamento por meio de disjuntor, e os de barramento duplo, numa variante igualmente com seccionamento dos barramentos de operação por meio de disjuntores apropriados.

5 - Facilidades de manutenção

Durante o período de operação de uma subestação, há necessidade de realização de manutenção em seus componentes, a qual pode ser desenvolvida nas condições:

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- preventiva, segundo um plano global previamente estipulado, envolvendo, por exemplo, limpeza de contatos de disjuntor e de radiadores do sistema de refrigeração de transformadores de potência, e lavagem de isoladores afetados por poluição, e

- de emergência, segundo as condições anormais ditadas pelas próprias situações operativas do sistema, envolvendo, por exemplo, mecanismo de operação emperrado de disjuntores (não opera quando solicitado a fazê-lo), troca de isoladores com dielétrico rompido pela ação de descarga elétrica, e tratamento do óleo isolante de transformadores afetado por alguma descarga superficial interna não prevista.

A importância deste aspecto tem a ver fundamentalmente com a filosofia de planejamento do sistema e do conhecimento prévio da confiabilidade dos equipamentos componentes.

O desempenho dos esquemas de manobra durante manutenção depende também do sistema de proteção adotado, e igualmente dos riscos que o usuário admite correr.

6 - Facilidades de ampliação

A maior parte dos arranjos é adequada para permitir as extensões físicas exigidas para a ampliação do número de circuitos, desde que estes sigam as características esquemáticas já estabelecidas.

Entretanto, quando o sistema se expande, pode haver a necessidade de modificação do arranjo inicial, uma vez que a subestação pode passar a ser um ponto importante de convergência de múltiplos circuitos, exigindo assim um arranjo mais sofisticado.

Assim, é comum ter-se um arranjo com barramento único de operação ser convertido para um com barramento duplo, ou um arranjo em anel ser convertido para um a disjuntor e meio, ou mesmo disjuntor duplo, mas isto sempre requer uma judiciosa previsão na etapa inicial, acarretando, muitas vezes, um dispêndio excessivo de equipamentos nessa etapa, sacrificando a simplicidade operacional.

Esta medida, no entanto, se torna imperiosa diante das facilidades de ampliação então requeridas para a conversão prevista, possibilitando, conseqüentemente, a minimização dos desligamentos exigidos para a execução das ampliações, e, com isso, assegurando uma maior continuidade de serviço.

7 - Área total requerida para implantação

A disponibilidade de uma área com configuração geométrica definida pode ser um dos aspectos mais importantes e determinantes da escolha do arranjo de uma nova subestação, impondo, às vezes, a seleção de um arranjo menos flexível do que se poderia desejar, face às dimensões disponíveis (usualmente, as subestações com arranjos mais simples, e que usam um menor número de disjuntores, ocupam uma área menor).

8 - Custos

Como já se mencionou, este é o requisito de maior dificuldade de avaliação. Um melhor planejamento, em geral, é alcançado quando um menor dispêndio monetário é oferecido por um projeto.

No entanto, o custo de uma subestação é composto pelo valor inicial de implantação, mais a parcela marginal resultante da incapacidade de suprir consumidores continuamente, ou, ainda, da incapacidade de fazer uso eficiente da geração disponível ao longo de toda a vida útil da instalação.

Qualquer decisão envolvendo a escolha de um determinado arranjo é muito mais baseada em aspectos de ordem técnica, admitindo-se que a economia associada com a escolha seja razoável, e qualquer economia, com o objetivo único de redução do custo inicial, será vista como uma decisão infeliz no futuro, tendo em vista as conseqüências que podem advir.

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FACILIDADES DE MANUTENÇÃO E SEUS EFEITOS SOBRE A CONFIABILIDADE DOS ARRANJOS

Apresenta-se, a seguir, uma síntese das facilidades de manutenção propiciadas pelos diversos arranjos mais empregados, indicando-se os seus efeitos sobre a confiabilidade dos mesmos, em termos de circuitos perdidos em cada contingência admitida.

Para melhor compreensão, associa-se a cada arranjoa sua representação diagramática para uma configuração de uma subestação típica de 6 (seis) circuitos, envolvendo:

- 4 (quatro) circuitos "linha” (L), e

- e 2 (dois) circuitos "transformador” (T),

configuração essa adotada por ser uma das mais freqüentemente verificadas nos sistemas elétricos de potência.

1. Arranjo: Barramento único de operação

- Efeitos de manutenção de

(1) DISJUNTOR:

(1.1) Normal - perda do circuito

(1.2) Falta no circuito - XXX

(1.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos a ele conectados

(2) BARRAMENTO:

(2.1) Normal - perda de todos os circuitos

(2.2) Falta num circuito - XXX

(2.3) Falta no barramento - XXX

(3) CHAVE SECCIONADORA

(3.1) Normal - se no lado do circuito, perda do circuito; se no lado da barra, perda de todos os circuitos.


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos, se a chave sob manutenção for do lado do circuito

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2. Arranjo: Barramento único de operação com seccionamento


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - perda do circuito


(1.3) Falta no barramento - circuitos ligados ao trecho onde ocorreu a falta perdidos

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - circuitos ligados ao trecho sob manutenção perdidos

(2.2) Falta no circuito - perda do circuito

(2.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos


(3.1) Normal - se no lado do circuito, perda do circuito; se no lado do barramento, perda dos circuitos ligados à seção do barramento associada, isto incluindo, igualmente, a isoladora do disjuntor de seccionamento


(3.3) Falta no barramento - perda dos circuitos associados à seção de barramento sob falta, se a chave sob manutenção for do lado do circuito

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3. Arranjo: Barramento único de operação com barra de transferência


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - nenhum circuito é perdido, desde que o disjuntor de transferência esteja disponível

(1.2) Falta no circuito - perda do circuito e da barra de transferência

(1.3) Falta no barramento - se no de transferência, perda de um circuito; se no de operação, todos os circuitos são perdidos, a menos que a barra seja seccionada

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - perda de todos os circuitos, a menos que o barramento de operação seja seccionado

(2.2) Falta no circuito - perda do circuito e da barra de transferência (aplicável se a barra de operação for seccionada)

(2.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos (aplicável se a barra de operação for seccionada)


(3.1) Normal - se isoladora no lado do circuito ou de desvio, perda de um circuito; se isoladora do lado do barramento, perda de todos os circuitos, a menos que o barramento seja seccionado; se isoladora do disjuntor de transferência do lado da barra de mesmo nome, nenhum circuito.


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos, se a chave sob manutenção for uma isoladora do lado do circuito ou de desvio, ou qualquer isoladora do disjuntor de transferência.

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4. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor por circuito (sem facilidade de desvio)


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - perda do circuito (não há facilidade de desvio prevista)


(1.3) Falta no barramento - todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta são perdidos, e até que sejam reconectados à barra sã

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - nenhum circuito é perdido, e desde que o nível de corrente de falta não exceda a suportabilidade dos equipamentos no caso de operação com uma única barra



(3) CHAVES SECCIONADORAS

(3.1) Normal - se isoladora no lado do circuito, perda de um circuito; se isoladora (seletora) do lado do barramento, perda de um circuito, se for possível operar com uma barra unificada; se isoladoras do disjuntor de acoplamento, não há perda de circuito, sob a mesma condicionante acima apontada


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta se a chave sob manutenção for do lado do circuito, com possibilidade de reconexão à outra barra de operação; perda total dos circuitos se a chave sob manutenção for isoladora (seletora) do lado do barramento, ou, ainda, isoladora

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5. Arranjo: Barramento duplo de operação com barramento de transferência


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - nenhum circuito é perdido, desde que o disjuntor de transferência esteja disponível

(1.2) Falta no circuito - perda do circuito e da barra de transferência

(1.3) Falta no barramento - se no de transferência, perda de um circuito; se em um barramento de que sejam reconectados à barra sã

(2) BARRAMENTO





(3.1) Normal - se isoladora no lado do circuito ou de desvio, perda de um circuito;se isoladora (seletora) do lado do barramento, perda de um circuito, se for possível operar com uma barra unificada; se qualquer isoladora associada ao disjuntor de acoplamento e transferência, não há perda de circuito, sob a mesma condicionante apontada


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta, se a chave sob manutenção for do lado do circuito ou ainda de desvio, com possibilidade de reconexão à outra barra de operação; perda total dos circuitos se a manutenção for numa isoladora (seletora) do lado do barramento, ou ainda em qualquer chave associada ao disjuntor de acoplamento e transferência.

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6. Arranjo: Barramentos múltiplos (triplo) com um disjuntor por circuito


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal – perda do circuito (já que não há facilidade de desvio)

(1.2) Falta no circuito – XXX

(1.3) Falta no barramento – todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta são perdidos, e até que sejam reconectados à barra sã ainda disponível, podendo haver então perda de alguns circuitos para que

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal – nenhum circuito é perdido, e desde que o seccionamento para limitação do nível de corrente de falta ainda é disponível (duas barras ainda seguem em operação)

(2.2) Falta no circuito – perda do circuito

(2.3) Falta no barramento – todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta são perdidos, e até que seja mantido o nível de corrente de falta dentro dos níveis pré-estabelecidos


(3.1) Normal – se isoladora no lado do circuito, perda de um circuito; se isoladora (seletora) do lado do barramento, perda de um circuito; se isoladoras do disjuntor de acoplamento, não há perda de circuito, podendo os circuitos serem conectados às três barras de operação, de modo que os níveis de corrente de falta não sejam ultrapassados

(3.2) Falta no circuito – XXX

(3.3) Falta no barramento – perda de todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta, se a chave sob manutenção for do lado do circuito, com possibilidade de reconexão às outras barras de operação; idem, se a chave sob manutenção for isoladora (seletora) do lado do barramento, ou ainda chaves associadas ao disjuntor de acoplamento, neste caso sendo os circuitos reconectados à única barra de operação restante, desde que o nível de corrente de falta não seja então ultrapassado.

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7. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor por circuito (com facilidade de desvio)


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - não há perda de circuito

(1.2) Falta no circuito - perda de todos os circuitos conectados à barra na qual o circuito estiver ligado, a menos que o disjuntor de seccionamento seja previsto; ou perda de apenas um circuito se uma das barras de operação for usada como barra de transferência, após a reconexão de todos os circuitos nela ligados para outra barra de operação

(1.3) Falta no barramento - se na barra usada como barra de transferência, perda de um circuito; se na barra de operação, todos os circuitos nela ligados são perdidos, e até que sejam reconectados à barra sã, que não pode então ser usada como barra de transferência

(2) BARRAMENTO





(3.1) Normal - se isoladora nos dois lados do disjuntor ou de desvio, perda de um circuito; se isoladora (seletora) do lado do barramento, perda de um circuito, se for possível operar com uma barra unificada; se isoladora do disjuntor de acoplamento, não há perda de circuito sob a mesma condicionante acima apontada


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta se a chave sob manutenção for isoladora dos dois lados do disjuntor ou de desvio, com possibilidade de reconexão à outra barra de operação; perda total dos circuitos se a chave sob manutenção for isoladora (seletora) do lado do barramento, ou isoladora do disjuntor de acoplamento.

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8. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor por circuito (com facilidade de desvio, mas com barra de transferência pré-definida)


(1) DISJUNTOR


(1.2) Falta no circuito - perda do circuito e da barra pré-definida como barra de transferência

(1.3) Falta no barramento - se na barra pré-definida como barra de transferência, perda de um circuito; se na barra de operação, todos os circuitos nela ligados são perdidos, e até que sejam reconectados à barra sã, não podendo, em qualquer caso, haver transferência de circuitos

(2) BARRAMENTO





(3.1) Normal - se isoladora do lado do circuito, perda de um circuito; se de desvio, perda de um circuito, se for possível operar com uma barra unificada, havendo em adição a perda da função de transferência; se isoladora (seletora) do lado do barramento, perda de um circuito, se for possível operar com uma barra unificada; se isoladora do disjuntor de acoplamento, não há perda de circuito, sob a mesma condicionante acima apontada


(3.3) Falta no barramento - perda de todos os circuitos conectados à barra onde ocorreu a falta se a chave sob manutenção for isoladora do lado do circuito, com possibilidade de reconexão à outra barra de operação; perda total dos circuitos se a chave sob manutenção for de desvio, isoladora (seletora) do lado do barramento, ou isoladora do disjuntor de acoplamento

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9. Arranjo: Barramentos em anel


(1) DISJUNTOR

(1.1) Normal - não há perda de circuito, mas o anel é rompido

(1.2) Falta no circuito - perda do circuito, com um segundo podendo ficar isolado (embora em condições sãs), dependendo da posição do circuito onde a falta ocorra

(1.3) Falta no barramento - não há aqui a configuração de um barramento convencional, e nesse caso a hipótese não seria aplicável; no entanto, se for admitido como barramento o segmento que une dois disjuntores adjacentes, há a perda de um circuito, com possibilidade de um segundo ficar isolado, dependendo da posição onde haja a falta

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - considerando a conceituação acima, ou a hipótese não é aplicável ou há perda de um circuito


(2.3) Falta no barramento - considerando a conceituação anterior, ou a hipótese não é aplicável, ou há perda de mais um circuito, com possibilidade de um ou mais circuitos ficarem isolados, dependendo da posição relativa dos eventos


(3.1) Normal - perda de um circuito, qualquer que seja a posição da chave, havendo rompimento do anel


(3.3) Falta no barramento - considerando a conceituação anterior para barramento, ou a hipótese não é aplicável, ou há a perda de um circuito adicional, podendo algum circuito ficar ainda isolado

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10. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor e meio por circuito


(1) DISJUNTOR



(1.3) Falta no barramento - não há perda de circuito, muito embora possa haver dificuldade no controle de carga e de reativos; se o disjuntor central está sob manutenção, um circuito adjacente ao mesmo é isolado

(2) BARRAMENTO


(2.2) Falta no circuito - perda do circuito, podendo ainda um circuito ficar isolado

(2.3) Falta no barramento - não há perda de circuitos embora o sistema fique dividido em grupos individuais


(3.1) Normal - não há perda de circuito se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado barra; há perda de um circuito se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado do circuito, ou qualquer isoladora do disjuntor central, ou uma isoladora de circuito

(3.2) Falta no circuito - não aplicável, exceto se a falta ocorrer em um circuito associado a um disjuntor de barra cuja isoladora do lado barra estiver sob manutenção, quando então haverá perda de um circuito

(3.3) Falta no barramento - se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado barra (o que implica em que a barra associada deve ser retirada de serviço), não há perda de circuito, embora o sistema fique dividido em grupos individuais; se a chave sob manutenção for qualquer outra, há a perda de um circuito, podendo ainda outro circuito ficar isolado, dependendo da posição relativa da chave sob manutenção em relação à barra onde houve a falta

24

11. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor e meio por circuito, mas com transformadores ligados diretamente às barras de operação


(1) DISJUNTOR



(1.3) Falta no barramento - perda de um circuito de transformador, podendo ainda haver dificuldades no controle de carga e de reativos; se o disjuntor central está sob manutenção, um circuito adjacente ao mesmo é isolado

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - perda de um circuito de transformador

(2.2) Falta no circuito - perda do circuito, podendo ainda um circuito ficar isolado

(2.3) Falta no barramento - perda de um transformador, havendo ainda a divisão do sistema em grupos individuais


(3.1) Normal - há perda de um circuito de transformador se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado barra; há perda de um circuito se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado do circuito, ou qualquer isoladora do disjuntor central, ou uma isoladora de circuito; perda de um circuito de transformador, se a manutenção for na chave isoladora associada ao mesmo


(3.3) Falta no barramento - se a chave sob manutenção for uma isoladora do disjuntor de barra do lado barra (o que implica em que a barra associada deve ser retirada de serviço), há perda de mais um circuito de transformador, ficando o sistema dividido em grupos individuais; se a chave sob manutenção for qualquer outra, há perda de um circuito e de um transformador, podendo ainda outro circuito ficar isolado, dependendo da posição relativa da chave sob manutenção em relação à barra onde ocorreu a falta

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12. Arranjo: Barramento duplo de operação com um disjuntor e um terço por circuito


(1) DISJUNTOR



(1.3) Falta no barramento - não há perda de circuito, muito embora possa haver dificuldade no controle de carga e de reativos; se um dos dois disjuntores centrais está em manutenção, ou um circuito adjacente ao mesmo fica isolado, ou dois circuitos ficam isolados numa operação com o sistema dividido

(2) BARRAMENTO


(2.2) Falta no circuito - perda do circuito, podendo ainda dois circuitos ficarem isolados numa operação com o sistema dividido

(2.3) Falta no barramento - não há perda de circuito, embora o sistema fique dividido em grupos de circuitos individuais


(3.1) Normal - não há perda de circuito se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado barra; há perda de um circuito se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado do circuito, ou qualquer isoladora de disjuntor central, ou uma isoladora de circuito


(3.3) Falta no barramento - se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor de barra do lado barra (o que implica em que a barra associada deve ser retirada de

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serviço), não há perda de circuito, embora o sistema fique dividido em grupos individuais; se a chave sob manutenção for qualquer outra, há a perda de um circuito, podendo ou um circuito ficar isolado, ou dois circuitos operarem de forma dividida isoladamente do restante do sistema, dependendo da posição relativa da chave sob manutenção em relação à barra onde ocorreu a falta

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13. Arranjo: Barramento duplo de operação com dois disjuntores por circuito


(1) DISJUNTOR



(1.3) Falta no barramento - não há perda de circuito se a falta ocorrer na barra na qual estiver conectado o disjuntor em manutenção; há perda de um circuito, se a falta ocorrer na barra onde o circuito, cujo disjuntor foi retirado para manutenção, estiver ligado através de um disjuntor único

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - não há perda de circuito, desde que o nível de corrente de falta não exceda a suportabilidade dos equipamentos


(2.3) Falta no barramento - há perda de todos os circuitos


(3.1) Normal - não há perda de circuito, se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado do barramento; há perda de um circuito, se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado do circuito

(3.2) Falta no circuito - não aplicável, exceto se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado da barra, quando haverá perda de um circuito

(3.3) Falta no barramento - se a chave sob manutenção for isoladora de disjuntor do lado do circuito, uma falta em qualquer barra não acarreta a perda de novos circuitos; se a chave sob manutenção for isoladora de disjuntor do lado da barra (o que implica em que a barra associada está fora de serviço), há a perda de todos os circuitos.

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14. Arranjo: Barramento duplo de operação com dois disjuntores por circuito, mas com transformadores ligados diretamente às barras de operação


(1) DISJUNTORES



(1.3) Falta no barramento - perda de um circuito de transformador se a falta ocorrer na barra à qual estiver conectado o disjuntor em manutenção; há adicionalmente a perda de um circuito se a falta ocorrer na barra onde o circuito, cujo disjuntor foi retirado para manutenção, estiver ligado através de um disjuntor único

(2) BARRAMENTO

(2.1) Normal - perda de um circuito de transformador




(3.1) Normal - há perda de um circuito de transformador, se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado do barramento, ou ainda isoladora do transformador; há perda de um circuito, se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado do circuito

(3.2) Falta no circuito - não aplicável, exceto se a chave sob manutenção for uma isoladora de disjuntor do lado da barra, quando haverá a perda adicional de um circuito

(3.3) Falta no barramento - se a chave sob manutenção for isoladora de disjuntor do lado do circuito, uma falta em qualquer barra acarretará a perda de um transformador; se a chave sob manutenção for isoladora de disjuntor do lado da barra (o que implica em que a barra associada está fora de serviço, e portanto com um transformador perdido), há a perda de todos os circuitos.

Para a melhor compreensão situações decorrentes das diversas hipóteses admitidas, é mostrado a seguir o desenvolvimento dos diagramas correspondentes ao arranjo com barramentos em anel, analisado no Caso 9 anteriormente abordado, com a indicação, em cada situação lá admitida, dos equipamentos de manobra e/ou barramentos em manutenção, e ainda mais com a indicação dos circuitos perdidos e/ou isolados (ver figuras 3.3.1 a 3.3.13 a seguir).

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SISTEMAS COM FLUXOS DE POTÊNCIACONTROLÁVEIS – “FACTS”

2011


37

SISTEMAS COM FLUXOS DE POTÊNCIA CONTROLÁVEIS – “FACTS”

(“FLEXIBLE AC TRANSMISSION SYSTEMS”)

O conceito de Sistemas com fluxos de potência controláveis - “Flexible AC Transmission Systems” (FACTS) tem merecido muita atenção recentemente, resultando na concepção de vários novos dispositivos para o controle dos fluxos nos sistemas de energia elétrica, os quais têm sido pesquisados visando principalmente:

(a) o aumento da capacidade de transmissão dos mesmos, e

(b) o controle direto do fluxo de potência em rotas específicas de transmissão.

O fluxo de potência num sistema de transmissão está limitado por um ou mais dos seguintes fatores:

- estabilidade;

- limites de tensão;

- limites térmicos de linhas de transmissão ou equipamentos, e

- fluxos paralelos ou fluxos de malha.

Fluxos paralelos são fluxos que, mesmo fazendo parte da transmissão normal de potência entre duas empresas, afetam regiões indesejáveis do sistema interconectado. Já os fluxos de malha são aqueles que se formam entre dois sistemas interconectados por uma malha fechada, mesmo que cada sistema seja capaz de suprir sua própria carga.

Do ponto de vista técnico, limitações na transferência de potência podem ser sempre eliminadas pela adição de novas linhas de transmissão e/ou de capacidade geradora.

No entanto, FACTS são projetados para eliminar tais limitações, alcançando as metas de operação dos sistemas, sem a necessidade de tais adições, e, dadas as características dos equipamentos de eletrônica de potência, o uso dos mesmos se justificará toda vez que sejam requeridos um ou mais dos seguintes atributos:

- rápida resposta;

- variação de frequência na saída, e

- ajuste fino na saída.

O termo “FACTS” aplica-se então a todos os sistemas baseados em eletrônica de potência empregados nos sistemas elétricos de potência, sendo os mais importantes:

- compensador estático de reativo (SVC),

- capacitor série fixo (SC) e capacitor série controlado por reator (TCSC), e

- compensador síncrono estático (STATCOM).

NOMENCLATURAS

As seguintes nomenclaturas são usualmente encontradas na literatura técnica disponível.

- Compensação série

1. Compensador série avançado (Static Series, Synchronous Condenser-SSSC),

2. Capacitor série controlado por tiristor (Thyristor Controlled Series Capacitor-

TCSC),

3. Capacitor série continuamente controlado (Continuously Controlled Series Capacitor

- GCSC),

http://pt.wikipedia.org/wiki/Tiristor

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4. Reator série controlado por tiristor (Thyristor Controlled Series Reactor-TCSR),

5. Capacitor série chaveado por tiristor (Thyristor Switched Series Capacitor-TSSC), e

6. Reator série chaveado por tiristor (Thyristor Switched Series Reactor-TSSR).

- Compensação derivação (shunt)

1. Compensador síncrono estático (Static Synchronous Compensator-STATCOM) ou

Condensador estático (Static Condenser-STATCON), e

2. Compensador estático de reativo (Static var compensator-SVC), onde:

a. Reator controlado por tiristor (Thyristor Controlled Reactor-TCR),

b. Reator chaveado por tiristor (Thyristor Switched Reactor-TSR),

c. Capacitor chaveado por tiristor (Thyristor Switched Capacitor-TSC), e

d. Capacitor com chaveamento mecânico (Mechanically Switched Capacitor-MSC).

COMPENSAÇÃO DERIVAÇÃO IDEAL

A figura 1 mostra um modelo ideal de um compensador derivação ligado ao ponto médio de uma linha de transmissão AC. Nesta figura, a fonte de tensão VS é continuamente controlada de modo a que seja controlado o fluxo de potência através da linha. Na análise a seguir, as tensões VS e VR são admitidas como tendo o mesmo módulo, porém defasadas de um ângulo .

A figura 2 mostra o diagrama fasorial correspondente ao caso em que a tensão de compensação VM tem o mesmo módulo que as tensões terminais VS e VR; neste caso, a potência ativa transferida do terminal VS para o lado da carga VR é dada por:

PS = [VS.VM/(XL/2)].sen (2) + [VM.VR/(XL/2)].sen (2)

Como VS = VR = VM, vem:

PS = (2V2/XL).sen (2),

onde V = Vs = VR.

Se não houver compensação, a potência transferida é dada pela expressão:

PS = (V2/XL).sen ()

Comparando as duas expressões, nota-se que a compensação reativa derivação aumenta a capacidade de transmissão de potência ativa pela linha CA, em especial se > 30o.

Da figura 2 é possível também concluir que, como a corrente de compensação IM está em quadratura com a tensão VM, não há potência ativa fluindo através do compensador, ou seja, apenas potência reativa flui pela fonte VM.

Figura 1- Compensador derivação ideal ligado ao ponto médio de uma LT

39

Figura 2 - Diagrama fasorial do sistema com compensação de potência reativa

COMPENSAÇÃO SÉRIE IDEAL

A figura 3 mostra um compensador série ideal, representado por uma fonte de tensão controlada VC, ligado ao ponto médio de uma linha de transmissão curta. Pode-se demonstrar que a corrente que circula pela linha é dada por:

IL = ([VS - VR] - VC) / jXL = (VSR - VC) / jXL

Figura 3 - Compensador série ideal ligado ao ponto médio de uma LT curta

Se a tensão VC está em quadratura em relação à corrente de linha IL, o compensador série não participará de qualquer intercâmbio de potência ativa, ou seja, a potência nos terminais da fonte de tensão VC será apenas reativa; neste caso, tal fonte pode ser vista, a partir de seus terminais, como uma reatância equivalente capacitiva ou indutiva.

O fluxo de potência ativa pela linha de transmissão é dado por:

PS = (VS.VR /[XL – XC]).sen () = (VS.VR /[XL – s.XL]).sen ()

PS = (VS.VR /[XL(1- s)]).sen ()

sendo s a taxa de compensação série (-1 < s < 1), XL a reatância da LT e XC a reatância do capacitor.

A equação acima mostra que a potência ativa transmitida pela linha de transmissão pode ser aumentada significativamente pela variação da taxa de compensação série entre os limites 0 < s < 1.

A figura 4 mostra o diagrama fasorial do sistema de compensação série proposto, admitindo-se que a fonte de tensão VC está fornecendo uma potência reativa capacitiva; em tal caso, o fasor da corrente de linha IL está adiantado de 90° em relação ao fasor da tensão VC.

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Figura 4 - Diagrama fasorial do sistema com compensação capacitiva série

DISPOSITIVOS FACTS

Compensador estático de reativo - SVC

Os compensadores estáticos de reativos encontrados nos sistema elétricos de potência correspondem usualmente às configurações mostradas na figura 5.

Figura 5 – Configurações usadas em compensadores estáticos de reativos

a – configuração TSR-TSC; b - configuração TCR-TSC; c - configuração TCR-MSC

(Q net – fluxo de potência reativo líquido para o sistema)

A maior parte dos compensadores estáticos de reativos apresenta elementos controláveis bastante semelhantes, incluindo-se entre eles:

- reator controlado por tiristor – TCR;

- reator chaveado por tiristor – TSR;

- capacitor chaveado por tiristor – TSC; e

- capacitor com chaveamento mecânico - MSC.

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Princípio de operação

Um TCR é constituído de um reator fixo (em geral com núcleo de ar) que é ligado em série com uma válvula tiristora bidirecional, cujo controle de fase varia a corrente à frequência fundamental.

Um TSC compreende um capacitor em série com uma válvula tiristora bidirecional e um reator de amortecimento, sendo a função do tiristor apenas de chaveamento do capacitor, conectando ou desconectando o mesmo para um número inteiro de meios-ciclos da tensão aplicada.

O capacitor não é, pois, controlado (controle de fase), e o reator no circuito do TSC serve para limitar a corrente sob condições anormais, e também para a sintonia do circuito na frequência desejada.

Um TSR é um TCR sem o controle de fase da corrente, ou seja, é apenas chaveado para conexão ou desconexão, semelhantemente a um TSC; a vantagem do mesmo sobre um TCR é que não há geração de correntes harmônicas.

Um MSC é um braço para sintonia, compreendendo um capacitor e um reator, o conjunto projetado para ser chaveado apenas algumas vezes num dia, com o chaveamento realizado por meio de disjuntores. A finalidade de um MSC é atender os requisitos de demanda de potência reativa em regime permanente.

Os compensadores estáticos de reativos–SVC, são empregados para realizar as seguintes funções:

- estabilização dinâmica da tensão: capacidade de transferência de potência aumentada, variação de tensão reduzida;

- melhoria das condições de estabilidade: aumento da estabilidade transitória, melhoria do amortecimento do sistema de potência;

- balanceamento dinâmico da carga; e

- suporte da tensão em regime permanente.

As localizações mais comuns, e indicadas, para os SVCs são:

- # 1: próximos a centros de carga importantes (ou em terminais de linhas radiais ou em sistemas malhados), com o intuito de minimizar os efeitos de distúrbios (curto-circuitos e/ou perda de linhas importantes) diante de cargas sensíveis;

- # 2: em barramentos críticos da malha, instalados normalmente para prevenir tensões baixas durante oscilações de potência, e também para evitar sobre ou subtensões decorrentes da perda de linhas de transmissão ou de estações geradoras; e

- # 3: junto a cargas pesadas em indústrias e em serviços de tração, onde eles atuam de modo a evitar a deterioração das condições do suprimento para os demais consumidores ligados à rede.

Compensador série fixo e controlado por tiristor - TCSC

A compensação de uma linha de transmissão pode ser conseguida através do emprego de capacitores fixos em série ou de capacitores série controlados por tiristores, estes oferecendo maior versatilidade.

A figura 6 mostra esquemas típicos para os dois casos.

42

Figura 6 - Configurações usadas em capacitores série fixos e controlados por tiristores (TCSC)

Legenda:

C - capacitor série

L – indutor em paralelo

IC – corrente no capacitor

IV– corrente na válvula

IL – corrente na linha

VC – tensão no capacitor

Capacitores série fixos

Os capacitores série fixos são empregados para introduzir uma tensão capacitiva que compense a queda de tensão reativa indutiva da linha de transmissão, ou seja, eles reduzem a reatância efetiva da linha.


A tensão inserida pelo capacitor é proporcional, e em quadratura com, à corrente na linha, ou seja:

VC IC = IL

VC = jXC .IC = j XC .IL

A potência reativa gerada pelo capacitor é proporcional ao quadrado da corrente, ou seja:

QC IC2 = XC .IC

2

Nota-se, pois, que o capacitor série tem uma ação auto-reguladora, ou seja, quando a carga do sistema aumenta, a potência reativa gerada pelo capacitor também aumenta.

O impacto do emprego de compensação série em sistemas de potência se manifesta através de:

- regulação da tensão em regime permanente e prevenção do colapso de tensão,

- melhoria da estabilidade transitória dos geradores síncronos, o que, como se sabe, é verificado pelo critério de áres iguais, sendo o aumento da margem de estabilidade evidenciado no gráfico da figura 7, e

- controle do fluxo de potência em regime permanente das linhas de transmissão, possibilitando o aumento do carregamento das mesmas, caso a capacidade térmica dos seus condutores permita, o que permite o alívio de eventuais sobrecargas em linhas paralelas.

43

Figura 7 – Aumento da margem de estabilidade transitória proporcionada pelo uso de compensação série

Legenda:

A acc – energia de aceleração

A dec – energia de desaceleração ou retardo

δ – ângulo de potência do gerador

δ 0 – ângulo de potência do gerador na condição de pré-falta

δ C – ângulo de potência do gerador na condição de eliminação da falta

P e – potência elétrica do gerador (saída)

P m – potência mecânica para o gerador (entrada)

XC – reatância do capacitor série

XL – reatância da linha

IS – barra infinita

SC – capacitor série

G – gerador

A figura 8 mostra um diagrama unifilar típico para uma instalação de capacitor série fixo.

No caso de faltas no sistema de transmissão, a proteção do capacitor série é alcançada por meio de varistores de óxido de zinco (MOVs) em paralelo com o mesmo, os quais descarregam a energia produzida; no caso de faltas internas, isto é, faltas que ocorram internamente ao trecho de linha compensada, então o capacitor série é bypassado pelo fechamento da chave de bypass.

Depois da eliminação da falta, ele é reinserido no sistema pela abertura da referida chave.

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Figura 8 – Diagrama unifilar de um capacitor série

Legenda:

1 - Chave seccionadora

2 - Capacitor série

3 - Varistor de óxido de zinco

4 - Reator de amortecimento

5 - Chave de bypass

Capacitor série controlado por tiristor - TCSC


Um TCSC é constituído de reatores (com núcleo de ar) controlados por tiristores em paralelo com seções de um banco de capacitores, combinação que permite um controle fino da reatância capacitiva à frequência fundamental, num largo espectro.

A figura 6, anteriormante mostrada, ilustra a constituição do TCSC.

O banco de capacitores de cada fase é montado numa plataforma elevada de modo que fique assegurado isolamento pleno para terra.

A válvula conpreende uma cadeia de tiristores de alta potência ligados em série, e a proteção dos capacitores contra sobretensões é obtida com o emprego de varistores de óxido metálico através dos mesmos.

A característica do circuito principal do TCSC depende das reatâncias do banco de capacitores (XC = 1/ω0.C) e do braço do tiristor (XL = 1/ω0.L), onde ω0 é a velocidade angular para a frequência fundamental, e o TCSC pode operar em vários modos diferentes, com valores variáveis de reatância aparente XC.

O TCSC opera no modo bloqueado quando o tiristor não é disparado e seus elementos permanecem não conduzindo; então, as correntes de linha passam apenas pelo banco de capacitores, e o resultado é idêntico ao proporcionado por um capacitor série fixo.

O TCSC opera no modo bypass quando o tiristor é disparado continuamente, e seus elementos permanecem conduzindo todo o tempo; então, o TCSC se comportará como uma ligação em paralelo do banco de capacitores série com o braço reator - válvula.

Neste modo, a tensão no capacitor a uma determinada corrente será muito menor do que no modo anterior, sendo usado para aliviar as solicitações nos capacitores durante as faltas.

No modo capacitivo, se um pulso de disparo é fornecido ao tiristor com a tensão adiantada antes que a tensão do capacitor atinja zero, um pulso de corrente de descarga do capacitor circulará pelo braço indutivo paralelo.

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Tal pulso é adicionado à corrente da linha através do capacitor, acarretando uma tensão no mesmo, a qual, por sua vez, é adicionada à tensão causada pela corrente de linha.

Assim, a tensão de crista do capacitor será aumentada proporcionalmente à carga que passa pelo braço do tiristor, e a tensão fundamental também aumenta quase na mesma proporção da referida variação.

O TCSC tem desta forma os meios para controlar o ângulo de condução bem como sincronizar o disparo dos tiristores em função da corrente de linha.

Compensador síncrono estático – STATCOM

O STATCOM é baseado numa fonte de tensão síncrona em estado sólido, constituída por inversores, que são conjuntos de comutadores com capacidade de corte e condução controlados, fonte esta análoga a um gerador síncrono e que produz um conjunto de tensões trifásicas senoidais à frequência fundamental, a partir da tensão de corrente contínua de uma fonte CC.

O STATCOM apresenta um controle de amplitude e de ângulo de fase, sem qualquer inércia.

Os comutadores normalmente utilizados na composição dos inversores são:

- os GTO’s (Gate Turn Off Thyristors),

- os IGBT’s (Insulated Gate Bipolar Transistors),

- os IGCT’s (Integrated Gate Commutated Thyristors),

- os HiGT’s (High-Conductivity IGBT), e

- os IEGT’s (Injection-Enhancement IGBT).


O compensador síncrono estático–STATCOM, consiste de uma fonte conversora (inversora) de tensão (VSC), um transformador de acoplamento (T) ao sistema elétrico, e um conjunto de controles de sincronismo e de reativos, como mostrado na figura 9.

No caso presente, a fonte de tensão contínua para o conversor (inversor) é um capacitor de corrente contínua (VDC), o qual serve também de acumulador temporário de energia, permitindo o intercâmbio de potência em regime permanente entre o STATCOM e o sistema CA. Este intercâmbio pode ser de natureza apenas reativa, dependendo do ajuste de fase proporcionado pelos controles do STATCOM.

Os fluxos de potência ativa e reativa entre as duas fontes de tensão, em regime perma-nente, podem ser descritos pelas equações seguintes:

PS = (V t.V i/XL).sen δQS = V t

2/XL - (V t.V i/XL).sen δonde PS é a potência ativa, QS é a potência reativa, Vt é a tensão terminal do sistema CA, Vi é a tensão de saída do conversor, XL é a reatância equivalente do sistema e do trans-formador de acoplamento do STATCOM, e δ é o ângulo de fase entre as tensões do sis-tema CA e de saída do conversor.

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Figura 9 – Esquema típico de um STATCOM

Considerando as equações anteriores, há as seguintes situações possíveis:

a. tensão V t adiantada em relação a V i , 90º < δ < 0º, existirá um fluxo transitório de potência ativa na direção do STATCOM;

b. tensão V t atrasada em relação a V i , - 90º < δ < 0º, existirá um fluxo transitório de potência ativa na direção do sistema CA;

c. tensão V t em fase com V i , δ = 0, e se |V t | = |V i |, não existirá corrente no circuito e, portanto, não existirá nem fluxo de potência ativa nem reativa entre o sistema CA e o STATCOM;

d. tensão V t em fase com V i , δ = 0, e se |V t | > |V i |, não existirá fluxo de potência ativa entre o sistema e o STATCOM, e o compensador suprirá potência reativa ao sistema (indutiva, QS > 0); e

e. tensão V t em fase com V i , δ = 0, e se |V t | < |V i |, não existirá fluxo de potência ativa entre o sistema e o STATCOM, e o compensador absorverá potência reativa do sistema (capacitiva, QS < 0).

Assim sendo, vê-se que uma fonte de tensão com propriedades de controle de fase pode direcionar o fluxo de potência ativa, e com o controle de amplitude, pode controlar a potência reativa naquele ponto do sistema.

As situações descritas anteriormente mostram como um STATCOM opera em relação ao sistema elétrico ao qual está conectado. Desta forma, e se as tensões do sistema e do STATCOM estiverem sincronizadas e em fase (δ = 0º), não haverá fluxo de potência ativa em nenhum sentido, mas, se as amplitudes das tensões forem diferentes, haverá um fluxo de potência reactiva entre os dois sistemas.

Assim, considerando que a tensão do sistema é constante, se a tensão no STATCOM puder ser variada continuamente, porém com amplitude menor que a tensão do sistema, o STATCOM passa a operar como um banco trifásico de indutores variáveis, gerando correntes atrasadas de 90º em relação à tensão do sistema V t. Por outro lado, se a tensão for variada continuamente, porém com amplitude maior que a do sistema, pode-se obter potência reactiva capacitiva, passando o STATCOM a

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operar como um banco trifásico de capacitores trifásicos variáveis, gerando correntes adiantadas de 90º em relação à tensão do sistema V t.Num caso ideal, o STATCOM está ligado a uma fonte de tensão CC com tensão variável. A fonte de tensão ideal permite ao STATCOM compensar potência ativa e reativa; porém, no caso real, o ele controla apenas potência reativa, e a fonte de tensão é então substituída por um capacitor.

As aplicações de um STATCOM são principalmente as abaixo listadas, todas levando a uma melhor qualidade da potência suprida pelo soistema CA

- estabilização da tensão dinâmica: capacidade de potência transferida aumentada, variações de tensão reduzidas,

- melhoria da estabilidade transitória e do amortecimento das oscilações de potência do sistema,

- balanceamento dinâmico da carga, e

- suporte da tensão em regime permanente.

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Referências:

[1] AREVA, FACTS, 2010

[2] ABB, FACTS, ABB Review 2/2003

[3] Tecnologia FACTS – Tutorial – Watanabe, E. H., e outros - SBA Controle &

Automação Vol. 9 no. 1 / Jan., Fev., Mar. e Abril de 1998

49

EQUIPAMENTOS: DISJUNTORES, CHAVESSECCIONADORAS, TC’s, TPC’s E PÁRA-RAIOS

2011


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ESPECIFICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS

O diagrama unifilar que se segue é a base para a solução das questões propostas.

- Condições de carga (MVA)

LADO DE MÁXIMA MÍNIMA

230 kV ( 76 + j 7 ) ( 20 - j 8 )

138 kV ( 76 + j 25 ) ( 20 + j 7 )

- Dados de consumo dos aparelhos (W/Var):

RELÉ OU BOBINA DE MOTOR DO CONJUNTO

INSTRUMENTO CORRENTE TENSÃO DE DEMANDA MÁXIMA

51 2,5 / 8,0 NA NA

51N 2,5 /8,0 NA NA

59 NA 20 / 40 NA

27 NA 20 / 40 NA

A 1,5 / 1,5 NA NA

W 0,5 / 1,0 3,0 /1,0 NA

VAr 0,5 / 1,0 3,0 / 1,0 NA

V NA 5,0 / 0,5 NA

Wh 1,0 / 1,0 2,0 / 6,0 2,0 / 2,0

- Serviço de medição apenas para fins de controle operacional.

- Instrumentos e relés alojados em painel de controle distante 2 x 50 = 100 m da caixa de terminais secundários dos transformadores de instrumentos; cabo de controle a ser usado: em cobre, seção de 4 mm2, condutividade elétrica igual a 57 m / .mm2 .

52

V 59

27

51

51N

A

W

V A r

W

h

PR TCTPC

52

Barra de 138 kV

DADOS DO TRANSFORMADOR:230 - 13,8 - 13,8 kV; 60 Hz;80 MVA (ONAN); z = 10 %;ligação trifásica: Yn yn0 d1

Terciário (13,8 kV)

51

- Tempos de

- atuação da proteção: tR = 0,5 ciclo (8,3 ms para 60 Hz)

- separação dos contatos do disjuntor: tABD = 2 ciclos

- interrupção do disjuntor: tD = 3 ciclos

- Valores de impedância vista pelo disjuntor de AT - 230 kV (base: @ 80 MVA)

- X1 = X2 = 0,023 º/1; X0 = 0,035 º/1; R1 = R2 = 0,0004 º/1; R0 = 0,0003 º/1

- Orientação (Hint):

a - Para cálculo do item 4.2, considerar o expoente t igual a (tR + tABD) .

b - Para cálculo do item 4.3, considerar o expoente t igual a 0,5 ciclo (8,3 ms

para 60 Hz), ou seja, o tempo de atuação da proteção, que corresponde apro-

ximadamente ao primeiro pico de corrente na envoltória da corrente de falta.

Especificar, segundo as normas ABNT:

1 - A designação do TC, lado AT, para medição, em termos de exatidão e carga

nominal.

2 - A designação do TC, lado AT, para proteção, em termos de exatidão e carga nominal.

3 - A designação do TP, lado AT, em termos de exatidão e carga nominal.

4 - Os seguintes parâmetros do disjuntor, lado AT

4.1- Valor eficaz da componente alternada da corrente de falta (kA ef);

4.2- Componente de corrente contínua da corrente de falta no instante de

separação dos contatos, em termos de valor percentual e constante de tempo;

4.3- Capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito (kA pico) .

5 - Os seguintes parâmetros da chave seccionadora, lado AT

5.1- Corrente suportável nominal de curta-duração (kA ef);

5.2- Valor de crista da corrente suportável nominal de curta duração (kA pico).

6 - Para o TC, lado AT, os valores mínimos de corrente térmica nominal e corrente

dinâmica nominal, respectivamente em kA ef e kA pico.

7 - Os níveis de isolamento normalizados para a isolação dos equipamentos do lado

AT e buchas de AT do transformador de potência, considerando que os pára-raios

disponíveis, de tensão nominal igual a 192 kV ef, oferecem os seguintes níveis de

proteção:

(i) - Para impulsos atmosféricos: 452 kV pico (máximo);

(ii)- Para sobretensões a frequência industrial (60 Hz, 10 s): 211 kV ef (mínimo).

A margem de segurança adotada para impulsos atmosféricos é de 30 %, e a solução

apresentada deve ser justificada.

8 - A potência do equipamento de compensação de reativos requerido em função das

condições de carga fornecidas.

52

Solução:

1 - Cálculo das cargas, considerando o consumo das bobinas de corrente dos instrumentos:

INSTRUMENTO W VAr

A 1,5 1,5

W 0,5 1,0

VAr 0,5 1,0

Wh 1,0 1,0

Subtotal 3,5 4,5

Circuito: (100/4) x (1/57) = 11 W

Total 14,5 W 4,5 VAr

Carga em VA = 14 5 4 52 2, , = 15,2 VA

Consultando a tabela de cargas nominais da norma ABNT, inicia-se a verificação para

a carga C25 (25 VA); tem-se:

W = 25 x 0,5 = 12,5 W (<14,5 W como calculado, e, portanto, não atende)

VAr = 25 x 0,867 = 21,6 VAr (>4,5 VAr como calculado, satisfazendo portanto).

Repete-se agora a verificação para a classe imediatamente superior, ou seja, C50;

tem-se:

W = 50 x 0,5 = 25,0 W (>14,5 W como calculado, e, portanto, atendendo)

VAr = 50 x 0,867 = 43,2 VAr ( >4,5 VAr como calculado, satisfazendo portanto).

Logo, deve ser escolhida a carga nominal normalizada de C50, selecionando-se o erro de 0,6 % já que a medição é apenas para fins operacionais. Assim, a exatidão especificada corresponde a 0,6C50.

2 - Cálculo das cargas, considerando o consumo das bobinas de corrente dos relés:

RELÉ W VAr

51 2,5 8,0

51N 2,5 8,0

Subtotal 5,0 16,0

Circuito: (100/4) x (1/57) = 11 W

Total 16,0 W 16,0 VAr

53

Carga em VA = 16 0 16 02 2, , = 22,7 VA


a carga C25 (25 VA); tem-se:

W = 25 x 0,5 = 12,5 W (<16,0 W como calculado, e, portanto, não atende)


Repete-se agora a verificação para a classe imediatamente superior, ou seja, C50; tem-se:

W = 50 x 0,5 = 25,0 W (>16,0 W como calculado, e, portanto, atendendo)


Cálculo da impedância Z: Z = 50 / 52 = 2 ohm

Tensão secundária: Z x (20 x IN) = 2 x (20 x 5) = 200 V

Logo, a exatidão será 5B200 ou 10B200, dependendo do erro de relação escolhido, respectivamente, 5 % ou 10 %.

3 - Cálculo das cargas, considerando o consumo das bobinas de corrente e tensão dos instrumentos e relés:

INSTRUMENTO OU RELÉ W VAr

W 3,0 1,5

VAr 3,0 1,0

V 5,0 0,5

Wh 2,0 6,0

Motor (Wh) 2,0 2,0

59 20,0 40,0

27 40,0 40,0

Total 55,0 90,5

Carga em VA = 55 0 90 52 2, , = 105,9 VA


a carga P200 (200 VA); tem-se:

W = 200 x 0,85 = 170,0 W (> 55,0 W como calculado, e, portanto, atende)

VAr = 200 x 0,53 = 105,5 VAr (> 90,5 VAr como calculado, satisfazendo portanto).

Logo, é ser escolhida a carga nominal normalizada de P200, selecionando-se o erro de

0,6 %, já que a medição é apenas para fins operacionais.

Assim, a exatidão especificada corresponde a 0,6P200.

As figuras 1, 2 e 3, que se seguem, mostram silhuetas típicas de transformadores de

Corrente (tipo hair pin e núcleo no topo) e de potencial capacitivo, respecticamente.

54

Figura 1 - Transformador de corrente (hair pin)

55

Figura 2 - Transformador de corrente (núcleo no topo)

56

Figura 3 - Transformador de potencial capacitivo

4 - Cálculo dos parâmetros do disjuntor: é necessário que sejam calculadas as

correntes de falta trifásicas e monofásicas, a partir dos dados de impedância forneci-

dos, na base @ 80 MVA, como se segue.

- X1 = X2 = 0,023 º/1; X0 = 0,035 º/1;

- R1 = R2 = 0,0004 º/1; R0 = 0,0003 º/1

Cálculo das correntes de falta

- trifásica:

IF3Ø = E / Z ≈ E / X = 1 / 0,023 = 43,1 º/1, donde: IF3Ø = 43,5 x (80/√3.230) = 8,74 kA ef

- monofásica para terra:

IF1Ø = 3E/(Z1 + Z2 + Z0) ≈ 3E/(X1 + X2 + X0) = 3 E/(2X1 + X0), e

57

IF1Ø = 3/(2 x 0,023 +0,035) = 37,0 º/1

IF1Ø = 37,0 x (80/√3.230) = 7,43 kA ef

Cálculo da relação X/R:

X / R = 0,023 / 0,0004 = 57,5 º/1

(2X1 + X0) / (2R1 + R0) = (2 x 0,023 +0,035) / (2 x 0,0004 + 0,0003) = 73,63 º/1

Como a corrente trifásica é maior que a corrente de falta monofásica para a terra, será

usado o valor da primeira delas, ou seja, 8,74 kA ef.

4.1 - Valor eficaz da componente de corrente alternada da corrente de falta (ou

valor da componente periódica) - kA ef

IF CA 1,25 x IF 3Ø (ou IF1Ø), adotando-se uma margem de segurança de 25 %.

No caso, IF 3Ø é maior que IF 1Ø, e, portanto:

IF CA 1,25 x 8,74 = 10,93 kA ef

Adota-se, então, o valor normalizado imediatamente superior ao valor acima, conforme

padronização da ABNT, ou seja, 12,5 kA ef (Os valores padronizados são: 12,5 / 16

/20 / 31,5 / 40 / 50 / 63 kA).

4.2 - Componente de corrente contínua da corrente de falta (ou porcentagem da

componente aperiódica) - %

Icc (%) = 100 e ( - t / )

sendo:

t = tempo mínimo de abertura dos contatos, contado a partir da atuação da proteção (ms)

= constante de tempo do circuito vista dos terminais do disjuntor (ms)

Para um disjuntor com tempo de interrupção de 3 ciclos (dado), o tempo de separação

dos contatos é de 2 ciclos (também dado). Assim, tem-se:

t = tABD min + tR =2,0 + 0,5 = 2,5 ciclos = 41,67 ms

= (1 / 2.π.f).(X/R).1000

Para curto-circuito trifásico:

= (1 / 2.π.60).(X/R).1000 = 152,5 ms

Logo

Icc (%) = 100 e ( - 41,67 / 152,5) = 76,1 %

Icc (%) = ICC / √2. IFCA

Logo: Icc = Icc (%) x √2. IFCA = 76,1 % 2 10,93 = 11,76 kA pico

Assim, especifica-se Icc (%) = 76,1 %, com = 152,5 ms (para X / R = 57,5).

4.3 - Capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito (calculada para o

primeiro pico de corrente e, portanto, com t igual ao tempo de atuação da

proteção) – kA pico

IF max = 2 x IFCA x (1 + Icc %) = 2 x IFCA x (1 + e[ - t / ], sendo: 2 x (1 + e [ - t / ] = f

Logo:

58

IF max = IFCA x f = 10,93 x [ 2 (1 + e{ - 8,33 / 152,5 } )] = 10,93 x 2,753 = 30,1 kA pico

Como o fator usualmente normalizado (f’ = 2,5), é menor que o fator f calculado, adota-

se o valor da capacidade de estabelecimento nominal em curto-circuito de

I’Fmax = IFmax = 30,1 kA pico.

Assim, o disjuntor selecionado segundo a norma ABNT tem os seguintes parâmetros:

IF CA = 12,5 kA ef, Icc (%) = 76,1 %, e IF max = 2,753 x 10,93 = 30,1 kA pico.

A figura 4 a seguir ilustra a silhueta típica de um disjuntor a hexafluoreto de enxofre

(SF6), o qual corresponde à mais moderna tecnologia para tais equipamentos.

Figura 4 – Disjuntor a SF6 (vista lateral de um polo)

59

LEGENDA:

1. Câmara de interrupção

2. Isolador suporte

3. Estrutura suporte

4. Mecanismo de operação

5. Mecanismo de disparo

6. Supervisão de gás (atrás)

7. Haste de acoplamento dos pólos com proteção (não mostrado)

8. Indicador de posição

9. Capacitor equalizador de potencial (se requerido)

10. Resistor de pré-inserção (se requerido)

11. Anéis equalizadores

5 - Cálculo dos parâmetros das chaves seccionadoras de AT:

5.1 - Corrente suportável nominal de curta-duração (1 s) – kA ef

Esta corrente é usualmente igual ao valor eficaz da componente de corrente alternada

da corrente de falta, ou seja

INOM 1s = IFCA disj = 10,93 kA ef, sendo adotado o valor normalizado de 12,5 kA ef.

5.2 - Valor de crista da corrente suportável nominal de curta duração - kA pico

O valor desta corrente, em kA pico, é igual ao produto do fator f, anteriormente

determinado no cálculo dos parâmetros do disjuntor, pelo valor eficaz da componente

de corrente alternada da corrente de falta, ou seja

INOM crista = f x IFCA = 2,753 x 10,93 = 30,1 kA pico

Como o fator f ’ = 2,5 é menor que o fator calculado - 2,753, tem-se:

I’ NOM crista = I NOM crista = 30,1 kA pico

Assim, a chave especificada segundo a norma ABNT tem os seguintes parâmetros:

I NOM 1s = 12,5 kA ef, e I NOM crista = 30,1 kA pico

A figura 5, a seguir, ilustra, sob a forma de diagramas, os diversos tipos construtivos de

chaves seccionadoras usualmente empregados nas subestações de alta e extra alta

tensão, os quais são caracterizados, sobretudo, pelo método de abertura das suas

lâminas.

60

Figura 5 – Silhuetas de chaves seccionadoras

6 - Dimensionamento térmico e dinâmico dos TC’s de AT:

6.1 - Cálculo da corrente térmica nominal – kA ef

Esta corrente é igual ao valor eficaz da componente de corrente alternada da corrente

de falta, ou seja

IT NOM = IFCA disj = 10,93 kA ef, sendo adotado o valor normalizado de 12,5 kA ef (1 s).

6.2 - Cálculo da corrente dinâmica nominal – kA pico

O valor desta corrente, em kA pico, é igual ao produto do fator f, anteriormente determi-

nado no cálculo dos parâmetros do disjuntor, pela corrente térmica nominal do TC, ou

seja

I DIN NOM = f x IT NOM = 2,753 x 10,93 = 30,1 kA pico

61

Nota:

O tempo de permanência da falta corresponde à soma do tempo de interrupção do

disjuntor mais o tempo de atuação da proteção, ou seja, para o caso presente:

t = t D + t R = 3,0 + 0,5 = 3,5 ciclos = 58,33 ms < 1 s

Pelo princípio de conservação de energia, tem-se que I2.t = constante, ou ainda

I. t = constante; logo, a corrente térmica para 1 s seria:

I T = I FCA x 58 33 10 3, = 12,5 x 58 33 10 3, = 3,02 kA ef

A corrente dinâmica do TC então seria igual a:

I DIN = 2,5 x IT = 2,5 x 3,02 = 7,6 kA pico

Mas a corrente dinâmica do sistema é igual a:

ID I N sist = IF C A assim = 2,5 x IF C A s i m = 2,5 x 2,5 = 31,3 kA pico, > ID I N = 3,8 kA pico.

Portanto para t < 1s, o TC deve ser dimensionado para uma corrente dinâmica igual à

corrente dinâmica do sistema, ou seja:

I DINTC = IF C A a s s i m = 31,3 kA pico, e sendo

I T TC = I FCA sim = 12,5 kA ef

Desta forma, apenas para t > 1s prevalece a relação I DIN = f x IT, ou segundo as

normas, I DIN = 2,5 x IT.

7 - Níveis de isolamento normalizados para a isolação dos equipamentos de AT e

buchas de AT do transformador de potência, ou seja, para a sua isolação auto-

recuperante.

O valor mínimo da tensão suportável nominal de impulso atmosférico da isolação não

autorecuperante (isolação interna dos transformadores de potência, ou seja, isolação

das bobinas e afins) deve ser maior ou igual a 130 % do nível de proteção oferecido

pelos pára-raios para tal impulso, ou:

TSNIA min 130 % x 452 = 588 kV pico

O valor normalizado imediatamente superior, segundo as normas ABNT, é de 650

kV pico, sendo a margem de segurança real de

[(650 / 452) - 1] x 100 = 43,8 %,

superior ao valor de 30 % admitido previamente.

Admitindo-se a presença de efeitos de poluição, os valores da suportabilidade da

isolação externa das buchas e demais equipamentos (invólucro de disjuntores, TC’s,

TP’s, colunas de isoladores de chaves, etc) de AT, devem corresponder, no mínimo, e

como medida de segurança, à tensão suportável nominal de impulso atmosférico de

uma classe de isolamento acima, ou seja:

TSNIA = 750 kV pico

A figura 6, a seguir, ilustra um pára-raios de EAT com invólucro em resina de silicone

62

.

Figura 6 - Pára-raios de óxido de zinco

8 - Especificação da potência do equipamento de compensação de reativos

requerido, em função das condições de carga fornecidas

Condições de carga (MVA):

LADO DE MÁXIMA MÍNIMA

230 kV (76 + j 7) (20 - j 8)

138 kV (76 + j 25) ( 20 + j 7)

63

Diagrama esquemático do transformador:

X

H

Y

Convenção: fasores representados em negrito e itálico.

QH = QX + QY

Em condições de carga máxima:

QY = (+ j 7) - (+ j 25) = - j 18 MVAr (CAPACITOR)

Em condições de carga mínima:

QY = (+ j 7) - (- j 8) = + j 15 MVAr (REATOR DERIVAÇÃO)

Caso seja usado um compensador estático, a sua potência deverá ser de - 18 MVAr

como capacitor a + 33 MVAr como reator.

Nesse caso, os capacitores são permanentemente ligados ao sistema, sem disposi-

tivos de chaveamento, com potência de 18 MVAr capacitiva, e os reatores são ligados

através de um tiristor controlável, com potência variando de 0 a 33 MVAr indutiva, o

que possibilita a obtenção da faixa de potência especificada (-18 MVAr a +15 MVAr).

O procedimento em questão, com os capacitores fixos, é adotado para evitar os surtos

transitórios produzidos pelas manobras de capacitores.

Se os capacitores forem previstos para conexão no lado de 138 kV, e admitindo que a

ligação trifásica seja a dupla estrela aterrada (mais usual), o seu dimensionamento

será como segue.

- Potência total trifásica = 18 MVAr = 18.000 kVAr

- Potência por fase = 18.000 / 3 = 6.000 kVar

- Potência por fase e por perna da estrela = 6.000 / 2 = 3.000 kVAr

Considere-se o emprego de capacitores unitários de 100 kVar, 13,8 kV.

- Número de colunas de capacitores em série por fase = (230 / √3) / 13,8 = 9,6 ≈ 10

O número de capacitores em paralelo por coluna é igual ao quociente da potência por

fase e por perna (3.000 kVAr), pelo número de colunas de capacitores em série por

fase (10), resultando em 3 capacitores em paralelo por coluna.

64

Logo, a quantidade total de capacitores requeridos é igual a:

(6 pernas x 10 colunas por perna x 3 capacitores em paralelo por coluna) = 180,

correspondendo a uma potência trifásica total de 180 x 100 = 18.000 kVAr = 18 MVAr.

A figura 7, que se segue, mostra a configuração típica de um compensador estático,

notando-se que ele é constituído de um transformador abaixador de 330–17,5 kV, 200

MVA, e mais os seguintes braços:

- um com um reator controlado a tiristor (TCR) de 150 MVAr;

- um com um banco de capacitores controlado a tiristor (TSC) de 150 MVAr; e

- um com um grupo de filtros harmônicos de 50 MVAr.

A faixa de operação requerida é obtida pelo controle dos três braços; o TSC e os filtros

juntos geram 200 MVAr, e o TCR, após a compensação da potência dos filtros (50

MVAr), consome 150 – 50 = 100 MVAr.

Figura 7 - Configuração típica de um compensador estático

65

SISTEMAS DE TRANSMISSÃO EMCORRENTE CONTÍNUA

2011


66

SISTEMAS DE TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA

INTRODUÇÃO

O emprego de sistemas de transmissão em corrente contínua ocorre quando uma ou mais das características abaixo se apresenta:

- transmissão de um alto volume de potência, quando a transmissão em CA se torna antieconômica, impraticável ou, ainda, quando está sujeita a restrições ambientais;

- interconexão entre sistemas de freqüências diferentes, ou entre sistemas não sincronizados ou isolados, que embora de mesma freqüência nominal, não podem ser operados de modo confiável em sincronismo;

- adição de potência de alimentação sem aumentar de modo significativo o nível de curto-circuito do sistema receptor em CA; e

- melhoria do desempenho do sistema CA devido ao sistema de controle mais preciso e veloz da potência ativa do sistema de transmissão em corrente contínua.

Os parâmetros indutivos e capacitivos não limitam a capacidade de transmissão do sistema nem o comprimento das linhas de transmissão, e a seção transversal dos condutores pode ser plenamente utilizada, já que não há efeito pelicular.

Considerações econômicas impõem sempre uma avaliação comparativa entre os sistemas CA e CC, incluindo-se custos de LT, estações terminais e perdas, salientando-se que, nas longas distâncias de transmissão, há que ser computado o elevado custo dos equipamentos de compensação reativa intermediários.

No que se refere aos aspectos ambientais, uma linha de transmissão CC requer uma faixa de passagem mais estreita do que uma em CA, economizando áreas para novos projetos, como ilustrado pela silhueta da figura 1, e trazendo uma redução do impacto visual.

Há, no entanto alguns aspectos ambientais que devem ser considerados para as estações conversoras, destacando-se:

- impacto visual;

- ruído audível;

- compatibilidade eletromagnética; e

- uso do passo de retorno via terra ou mar no caso de operação unipolar.

Figura 1 – Silhuetas de LT

67

CONFIGURAÇÕES EM HVDC

Sistemas unipolares

Sistema unipolar com retorno pela terra consiste de um ou mais conversores de 6 pulsos em série ou paralelo em cada terminal, um condutor singelo e retorno através da terra ou do mar, como mostrado na figura 2.

É uma solução econômica para um sistema HVDC, ou ainda para o estágio inicial de um sistema bipolar; requer em cada terminal uma linha de eletrodo e um eletrodo de terra para operação contínua.

Figura 2.1 – Sistema unipolar com retorno pela terra

Sistema unipolar com passo metálico de retorno pela terra consiste de um condutor de alta tensão e outro de média tensão, sistema usado quando há restrições ao uso de eletrodos, seja por motivos ambientais seja por impedimento devido às instalações existentes, mesmo considerando custo e perdas maiores.

Figura 2.2 – Sistema unipolar com passo metálico de retorno pela terra

Sistemas bipolares

Um sistema bipolar compreende 2 polos, cada um incluindo uma ou mais unidades conversoras de 12 pulsos, ligadas em série ou paralelo; há dois condutores, um com polaridade positiva e outro negativa para terra, para o fluxo de potência em uma direção (para fluxo de potência na direção inversa,a polaridade é invertida).

Um sistema bipolar usualmente é a combinação de dois sistemas unipolares, (figura 3), apresentando as seguintes características operacionais:

- se há a interrupção de um pólo, o outro pode operar com retorno pela terra;

- durante a manutenção de eletrodos de terra ou linhas de eletrodos, a operação é possível, com a conexão de neutros à malha de aterramento dos terminais, com o desequilíbrio de correntes entre os dois polos mantido num valor mínimo;

- quando um polo não pode operar com corrente nominal de carga, os dois polos podem operar com correntes diferentes, desde que os eletrodos de terra estejam em serviço;

- se houver um dano parcial na isolação da linha CC, um ou os dois polos podem operar com tensão reduzida; e

68

- um terceiro condutor entre terminais pode ser previsto em lugar do retorno pela terra (tal condutor conduz correntes desequilibradas na operação bipolar, servindo como passo de retorno para a terra quando um polo estiver fora de serviço).

Figura 3 – Sistema bipolar

Sistema back-to-back (retificador e inversor na mesma estação)

São casos especiais de interligações unipolares, com os retificadores e inversores localizados na mesma estação, e sem que haja uma LT.

Por economia, os conversores são de 12 pulsos, e suas válvulas tiristoras são localizadas numa sala de válvulas, com seus sistemas de controle, de refrigeração e de serviços auxiliares sendo integrados em configurações comuns a ambos.

Não são requeridos filtros, eletrodos ou linhas de eletrodos, e a conexão do neutro é feita dentro da casa de válvulas. A figura 4 mostra duas configurações típicas para este sistema, as quais diferem pelo ponto de ligação à terra.

Figura 4 – Sistema back-to-back

69

A figura 5 mostra um sistema back-to-back correspondendo a uma estação conversora de potência igual a 500 MW,

Figura 5 - Estação conversora back-to-back – 500 MW

CIRCUITO EQUIVALENTE

A figura 6.1 mostra representação simplificada do circuito equivalente de um elo de transmissão em HVDC.

Figura 6.1 – Circuito equivalente para um elo de transmissão em HVDC

A potência CA flui do lado gerador através de um conversor funcionando como retificador, e a saída deste é uma potência CC, que é independente da freqüência e do número de fases do suprimento em CA.

70

A potência CC é transmitida através de um meio condutor que pode ser uma linha aérea, um circuito em cabos ou mesmo um curto barramento, alcançando um segundo conversor.

Este segundo conversor opera como inversor, permitindo, assim, que a potência CC seja transferida para o sistema receptor em CA.

A figura 6.2 mostra uma vista do pátio dos transformadores conversores de uma estação de alta tensão (400 kV, 380 MVA), notando-se, em primeiro plano, o lado de AT dos mesmos, e seus para-raios de proteção da isolação. Lateralmente, vêem-se os radiadores do sistema de ventilação forçada dos transformadores, além dos conservadores de óleo.

Ao fundo, vê-se a Casa de Válvulas contendo os conversores da estação.

Figura 6.2 - Transformador conversor de AT – 400 kV, 380 MVA

71

DIAGRAMA UNIFILAR DE UMA ESTAÇÃO CONVERSORA BIPOLAR

A figura 7 mostra o diagrama unifilar simplificado de um terminal de uma estação conversora bipolar.

A “barra de conversão” (representada à esquerda na figura) é o meio de ligação entre o sistema CA e a estação conversora em HVDC, ou seja, ela é simplesmente a barra CA à qual o conversor é conectado.

As conexões em CA e CC, as dos filtros harmônicos CA, e outras possíveis (serviços auxiliares, equipamento de compensação reativa, e outros) podem ser previstas segundo arranjos convencionais de subestações CA, como os mostrados nas figuras que se seguem, os quais são selecionados em função de requisitos de redundância e confiabilidade, de sistemas de proteção e medição, e do número de conversores chaveados independentes, além da consideração da prática da empresa.

Figura 7 – Diagrama unifilar de uma estação conversora

72

A figura 8.1 mostra o diagrama unifilar para o aranjo com um único barramento de operação, onde as conexões para o sistema CA e para os filtros são chaveadas (operadas por disjuntor), o que implica em que os filtros não podem ser empregados para suporte de compensação de reativos do sistema CA sem que o conversor esteja energizado.

Figura 8.1 – Diagrama barramento singelo de operação

Já o diagrama da figura 8.2 mostra um arranjo para dois conversores, sendo introduzido um disjuntor para o circuito dos mesmos; ele se torna mais flexível graças ao chaveamento independente dos conversores, e agora é possível usar os filtros para suporte de reativos do sistema CA.

Figura 8.2 – Diagrama para barramento singelo de operação - com

disjuntor para o conversor

Os dois casos anteriores (figuras 8.1 e 8.2) prevêem apenas um barramento de operação, e, portanto, na ocorrência de uma falta no barramento, toda a estação conversora terá sua operação interrompida.

Uma redundância é alcançada com a previsão de um segundo barramento. Assim, se uma barra apresenta-se sob falta, as cargas ligadas à mesma serão interrompidas, podendo ser retomadas se forem transferidas, via rearranjo das chaves seccionadoras, numa operação de curta duração (cerca de 10 s), para a barra “sã”. A figura 8.3 ilustra tal arranjo.

73

Figura 8.3 – Diagrama para barramento duplo de operação – com um

disjuntor por circuito

Há situações, entretanto, em que a interrupção do serviço proporcionada pela transferência das cargas para a barra “sã”, prevista no arranjo anterior e de duração estimada em cerca de 10 s, não é aceitável.

Em tais casos, um segundo disjuntor é previsto em cada circuito, resultando num arranjo com duplo barramento e com dois disjuntores por circuito, o que possibilita uma rápida desconexão e reconexão na contingência de falta no barramento (tipicamente cerca de 300 ms).

A figura 8.4 mostra o esquema para o arranjo com duplo barramento de operação e dois disjuntores por circuito acima definido.

Obviamente, uma desvantagem salta à vista em tal arranjo: o elevado número de disjuntores CA requerido.

Então, uma solução de compromisso surge, qual seja a redução do número de disjuntores CA, com a ligação de cada dois circuitos de carga entre os dois barramentos trifásicos por meio de três disjuntores.

Tem origem, então, o arranjo mostrado na figura 8.5 a seguir, correspondendo ao arranjo a disjuntor-e-meio.

74

Figura 8.4 – Diagrama para barramento duplo de operação, 2 disjuntores por

circuito

75

Figura 8.5 – Diagrama para barramento duplo de operação, disjuntor-e-meio por

circuito

Equipamentos principais

Filtros harmônicos CA

A operação dos conversores resulta em:

- geração de correntes harmônicas, as quais precisam ser absorvidas para reduzir o impacto nos sistemas CA, tais como distorsão na tensão Ca e interferência telefônica, e

- e suprimento de potência reativa para compensar a demanda requerida pela estação conversora.

Para minimizar o impacto destes fenômenos são usados filtros CA, constituídos tipicamente de um banco de capacitores de AT em série com um conjunto de equipamentos de média tensão, compreendendo reatores com núcleo de ar, capacitores e resistores ligados em paralelo, todo o conjunto então conectado ao barramento por meio de disjuntores/chaves seccionadoras.

Filtros de alta frequência

A operação dos conversores resulta na geração de altas frequências que se propagam para o sistema CA, o que pode resultar em complicações se tal sistema for dotado de sistema de ondas portadoras (carrier).

Assim, pode ser requerida a previsão de um filtro constituído tipicamente de um banco de capacitores de AT em série com um reator de núcleo de ar, e com um conjunto de equipamentos de média tensão, compreendendo reatores com núcleo de ar, capacitores e resistores ligados em paralelo, todo o conjunto então conectado ao barramento por meio de disjuntores/chaves seccionadoras.

Tal filtro tem a função básica de sintonia (tuning).

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Transformador conversor

O transformador conversor é a interface entre o sistema CA e as válvulas tiristoras, estando sujeitos a solicitações combinadas na isolação, devidas a tensões CC e a tensões CA, esta usualmente presentes nos transformadores de potência.

Estas solicitações são diversas: as solicitações por tensão CA ocorrem predominantemente sobre o óleo isolante, dependendo da permissividade e da geometria dos materiais, enquanto as solicitações por tensão CC são governadas pela resistividade dos materiais, que, por sua vez, dependem das condições de operação.

Além do mais, eles devem ser termicamente projetados para suportar cargas à frequência fundamental e as correntes harmônicas em CA (harmônicos de ordem ímpar–5, 7, 11, 13, 17,...) que fluem do conversor, através do transformador conversor, para os filtros de harmônicos em CA. Tais harmônicos acarretam perdas adicionais nos enrolamentos e outras partes estruturais do transformador.

Em geral, os transformadores conversores são equipados com comutadores em carga (OLTC) para correção da tensão das válvulas, e apresentam a ligação trifásica YNy0d1 ou YNy0d5, com o enrolamento em estrela com neutro aterrado ligado ao sistema CA; tal ligação permite atender o requisito imposto pelo uso de conversores de 12 pulsos, que exigem dois sistemas trifásicos defasados de 30 ou 150 graus elétricos.

Conversores

O conversor permite a transformação de CA em CC (retificador) e de CC em Ca (inversor) e o elemento constituinte básico é a ponte de 6 pulsos; no entanto, a maioria dos conversores HVDC é conectada como uma ponte de 12 pulsos, cada uma composta de 12 válvulas, cada uma com múltiplos tiristores ligados em série, para que seja alcançada nominal do sistema HVDC.

Num sistema de transmissão HVDC, as válvulas são alojadas numa edificação denominada “Casa de Válvulas”; para estações “back-to-back”, onde os terminais gerador e receptor estão localizados no mesmo pátio, normalmente as válvulas de ambos os terminais são alojadas na mesma casa.

Reator de alisamento CC

O reator de alisamento CC tem as seguintes funções:

- prevenção de correntes intermitentes devidas ao “ripple” da corrente,

- limitação de correntes de falta em CC,

- prevenção de ressonância em circuitos de CC (nas frequências baixas, de 100 a

150 Hz), e

- redução de correntes harmônicas, já que o reator age como uma impedância em série, incluindo limitação de interferência telefônica.

Os reatores de alisamento CC são usados, em geral, apenas em sistemas de transmissão HVDC, e muito pouco em estações “back-to-back”, e são normalmente do tipo de núcleo a ar, isolados a ar, embora alguns fornecedores admitam também o emprego de reatores isolados em óleo.

São normalmente localizados no lado de alta tensão do terminal HVDC para os casos de tensões CC menores ou iguais a 500 KV CC; acima deste valor, o reator é dividido entre o terminal referido e o terminal de neutro.

Filtro CC

A operação do conversor resulta em harmônicos na tensão gerada nos terminais CC do conversor, significando que componentes harmônicas senoidais CA são superpostas à tensão terminal CC.

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Estas componentes harmônicas de tensão resultam em um fluxo de corrente nos circuitos CC e o campo gerado pelas mesmas envolverá condutores adjacentes, tais como sistemas de comunicação, e induz um fluxo de corrente harmônica nos mesmos.

Num sistema “back-to-back”, estes harmônicos são confinados dentro da casa de válvulas com uma blindagem apropriada, nas no caso de um sistema de transmissão CC pode ser necessário prever filtros CC que limitem o valor das correntes harmônicas fluindo no lado CC.

Os filtros CC são constituídos tipicamente, assim como os filtros CA, de um banco de capacitores de AT em série com um conjunto de equipamentos de média tensão, compreendendo reatores com núcleo de ar, capacitores e resistores ligados em paralelo, todo o conjunto então conectado ao barramento CC (em paralelo com os pólos da estação) por meio de chaves seccionadoras, propiciando, assim, a sintonia e o amortecimento requeridos.

Para-raios

Os para-raios têm a função de proteger os equipamentos contra os efeitos das sobretensões, sejam de origem atmosférica sejam de manobra. São equipados com resistores não lineares dotados de propriedades para preencher os seguintes requisitos:

- baixa resistência durante surtos, de modo que sobretensões sejam limitadas,

- alta resistência durante operação normal do sistema, de modo a evitar efeitos prejudiciais ao mesmo, e

- capacidade suficiente de absorção de energia para uma operação estável.

Os para-raios são constituídos de pastilhas em óxido metálico (em geral, zinco), que oferecem a alta capacidade de absorção de energia e o baixo nível de proteção contra sobretensões exigidos; tais pastilhas são empilhadas e alojadas no interior de invólucros em porcelana ou, mais modernamente, em polímero (borracha silicônica).

A figura 9 mostra um diagrama unifilar onde são representados os para-raios previstos na instalação focalizada, sendo as funções de cada um destacadas a seguir, considerando as designações dos mesmos no esquema.

Figura 9 – Localização de para-raios numa estação conversora (típico)

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- para-raios “A” na barra CA, localizados próximos das buchas do transformador conversor (lado linha), com a função de limitar as sobretensões nos lados primário e secundário do mesmo;

- para-raios “V” junto aos elementos de comutação de 3 pulsos, considerados os surtos de manobra oriundos do sistema CA, através do transformador conversor, e a corrente de falta para terra entre a válvula e a bucha de AT do transformador conversor, durante uma operação do retificador, diante da corrente de descarga dos para-raios e da sua capacidade de energia;

- para-raios “C” junto ao grupo conversor de 12 pulsos, com a função de proteção contra sobretensões dos lados de AC e CC;

- para-raios “D” junto ao reator de alisamento CC (AT) e às linhas CC, com a função de proteção do reator e do pátio de manobras da conversora (lado CC) contra sobretensões oriundas do lado CC;

- para-raios “E” junto à barra de neutro CC, com a função de proteger o terminal de BT do conversor de 12 pulsos e os equipamentos da barra de neutro;

- para-raios “Aa” na barra dos filtros CA, com a função de protegê-los contra surtos atmosféricos;

- para-raios “Fac1” na barra dos filtros CA, com a função de protegê-los contra sobretensões transitórias decorrentes de faltas; e

- para-raios “Fdc1” na barra dos filtros CC, com a função de protegê-los contra solicitações transitórias decorrentes de faltas entre a barra CC e a terra.

Chaveamento no pátio das conversoras em CC

O chaveamento previsto nos esquemas de operação do pátio de das conversoras em CC compreende funções de isolação e aterramento de modo a permitir reconfigurações de esquema e operações de manutenção, da mesma forma que nas subestações CA.

Os equipamentos são caracterizados como chaves de capacidades de comutação em CC comumente designadas como “chaves CC de alta velocidade”; usualmente, disjuntores a SF6 são capazes de atender os requisitos de tais chaves.

Na figura 7 anteriormente mostrada, são designadas as “chaves CC de alta velocidade” empregadas no esquema focalizado – NBGS, NBS, GRTS e MRTB, cujas funções são apresentadas em seguida.

- NBGS (Neutral Bus Ground Switch) – Normalmente está na posição aberta, mas, quando fechada, permite a conexão do neutro da estação conversora à sua malha de aterramento, caso o passo pelo eletrodo de terra permaneça isolado.

- NBS (Neutral Bus Switch) – É ligada em série com a conexão do neutro de cada polo, e no advento de uma falta entre polo e terra, bloqueia o mesmo, com o polo remanescente continuando a alimentar a falta através da conexão comum do neutro; a chave em questão é então usada para comutar a corrente CC do polo bloqueado para terra.

- GRTS (Ground Return Transfer Switch) – A conexão entre o condutor HVDC e o ponto neutro inclui uma chave de AT e uma chave CC de alta velocidade (designada GRTS), e é usada como parte da operação de chaveamento para configurar o arranjo HVDC ou como unipolar com retorno pela terra ou com retorno metálico.

A chave é mantida aberta se o condutor de AT é energizado, de modo a isolar a chave de MT (GRTS) do circuito de AT, e ela é fechada, em seguida ao fechamento do seccionador de AT, para colocar o condutor de AT em paralelo com o passo de terra.

Esta chave é também usada para comutar a corrente de carga do condutor de AT, transferindo o seu passo para a terra (ou retorno pela terra). Tão logo for detetada a interrupção do fluxo de corrente no condutor de AT, a chave poderá ser aberta, e o condutor de AT reenergizado em AT.

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- MRTB (Metallic Return Transfer Breaker) – É empregado junto com a chave GRTS para comutar a carga em CC entre os modos para terra e paralelo (retorno metálico).

Ele é fechado para colocar o passo de retorno pela terra (baixa impedância) em paralelo com o passo de retorno metálico, e deve ser capaz de abrir, ocasionando o fluxo de corrente retornando para terra, para comutá-la para o passo de retorno metálico de impedância muito mais elevada.

Eletrodos de terra

Os eletrodos de terra são componentes essenciais para os sistemas de transmissão em HVDC do tipo unipolares, uma vez que eles conduzem continuamente a corrente nominal de carga.

Em geral, os custos envolvidos na previsão de um segundo condutor (correspondendo à metade da tensão nominal) são muito mais elevados do que os envolvidos com os eletrodos de terra, mesmo que para distâncias curtas de transmissão. Tais eletrodos fazem parte também dos sistemas bipolares.

Como em todo sistema de AT, o circuito elétrico de um sistema de transmissão HVDC requer um ponto de referência para a definição da sua tensão, como base para a coordenação do isolamento e para a proteção contra sobretensões (seleção de para-raios).

Num sistema bipolar, é possível admitir que se possa conectar o neutro da estação conversora à sua malha de terra, à qual também estão ligados os neutros dos enrolamentos em estrela da AT dos transformadores conversores.

Mas, como as correntes CC dos dois polos do sistema HVDC nunca são absolutamente iguais, embora seja previsto o controle do seu balanceamento, uma corrente diferencial sempre fluirá do ponto neutro da estação conversora para terra.

A prática mais usual é localizar o aterramento do ponto neutro da estação conversora algo afastado da mesma (entre 10 e 50 km), empregando-se para tal finalidade eletrodos de terra.

Isto se deve à necessidade de proteger os sistemas de aterramento das estações conversoras dos efeitos de corrosão e, ainda, para prevenir os transformadores aterrados da estação de uma magnetização em CC.

Assim, a linha entre os eletrodos e a estação conversora – chamada linha de eletrodos, é a única ligação galvânica dos circuitos CC ao potencial de terra, e sua confiabilidade é da mais absoluta importância, mesmo para um sistema bipolar, no qual a referida linha não conduz praticamente nenhuma corrente (é recomendável que sejam empregados dois condutores isolados para a linha de eletrodos).

Há vários arranjos possíveis para os eletrodos de terra, destacando-se os modelos horizonta e vertical, este último com sua configuração típica mostrada na figura 10 a seguir.

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Figura 10 – Silhueta de um eletrodo vertical

ARRANJO FÍSICO DE UMA ESTAÇÃO CONVERSORA

Uma estação conversora pode compreender, no seu pátio de CA, uma multiplicidade de circuitos, com suas torres associadas, reatores de linha, transformadores elevadores/abaixadores, etc; já a estação conversora, localizada nas proximidades do referido pátio, pode compreender um ou dois terminais o longo do equipamento conversor.

Alguns componentes associados com os conversores CC, tais como filtros CA, são localizados no pátio CA, compreendendo equipamentos montados no nível do solo e instalados em áreas cercadas, sendo o acesso aos mesmos possível apenas com os filtros isolados e aterrados.

Os demais componentes, tais como filtros de alta freqüência, com seus para-raios, disjuntores, chaves seccionadoras e de aterramento em CA, são usualmente montados em estruturas com altura suficiente para possibilitar o acesso sob os mesmos, com os equipamentos energizados.

A “ilha da conversora” é a denominação dada à área que incorpora a Casa de Válvulas, as edificações de controle e de serviços auxiliares, os transformadores conversores e o pátio de manobras em CC.

A figura 11 mostra o layout de uma estação conversora, incluindo o pátio CA e a Casa de Válvulas.

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Figura 11 - Pátio de estação conversora – 380 MW – Interconexão DC

PONTE RETIFICADORA DE 12 PULSOS

Devido aos elevados valores de potência associados aos sistemas de transmissão HVDC, é imprescindível reduzir os harmônicos de corrente gerados no lado de CA e, também, o “ripple” da tensão produzida no lado de CC.

Isto pode ser obtido com uma configuração que inclua a conexão de dois circuitos ponte de 6 pulsos em série no lado de CC / paralelo no lado de CA, de modo a formar, então, uma configuração de um circuito ponte de 12 pulsos.

A figura 12 mostra tal configuração, notando-se que cada uma das pontes é conectada à rede CA por meio de um banco trifásico (composto de três unidades monofásicas); um dos enrolamentos que alimentam a ponte é ligado em Yy (deslocamento angular de 0°), e o outro em Yd (deslocamento angular de 30°), de modo que as pontes tenham uma diferença de fase de 30° na alimentação em CA.

Fisicamente, as pontes podem ser agrupadas em três pilhas paralelas, cada uma delas contendo quatro válvulas conectadas em série.

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Figura 12 – Circuito ponte (conversor) de 12 pulsos

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Figura 13 – Vista da conversora “HVDC Station Auchencrosh” (Siemens)

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Referências:

[1] AREVA, HVDC for beginners and beyond, 2009

[2] SIEMENS, HVDC transmission, Erlangen,Germany, 2009

[3] E. Uhlmann, Power transmission by direct current , Springer-Verlag, Berlin, 1975

arranjos de subestaÇoes de 230 kv e acima

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