Coordenação de Isolamentos em Subestações

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Coordenação de isolamentos em subestações Carlos Filipe Ribeiro Queirós Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Dr. António Carlos Sepúlveda Machado e Moura Julho de 2013 c Carlos Queirós, 2013 Resumo Com a presente dissertação pretende-se efetuar uma análise sobre a coordenação de isolamento em subestações, com especial atenção para aquelas que se situam nos níveis de tensão de transporte, acima dos 60 kV. Numa primeira etapa será efetuada uma revisão bibliográfica onde se descreve uma subestação e se dá a conhecer os seus principais componentes. Posteriormente, apresentar-se-á uma visão geral sobre a coordenação de isolamento, onde se faz uma introdução ao tema e se expõem os diferentes equipamentos relacionados com a mesma. Serão ainda dadas a conhecer as diferentes solicitações a que estes equipamentos podem ser sujeitos sobre condições de serviço. Finalmente serão relatados procedimentos para a coordenação de isolamento. Seguidamente expõem-se uma síntese da norma internacional IEC (International Electrotechnical Commission) para coordenação de isolamento, IEC 60071. Esta é composta por duas partes, sendo que a primeira apresenta definições, princípios e regras e a segunda constitui um guia de aplicação. Finalmente será efectuada uma análise comparativa entre a norma internacional e o Guia de Coordenação e Isolamento seguido pela empresa portuguesa responsável pela concessão da rede de transporte de eletricidade em Portugal. A partir desta análise serão apresentadas sugestões de alteração ao guia em causa e ainda aplicação destas alterações a um caso de estudo. i ii Abstract The aim of this dissertation is to perform an analysis about insulation coordination in substations, with special emphasis to those situated in transport levels, above 60 kV. First of all will be performed a literature review where, at first, a substation is described and its main components are presented. Later on, an overview of the insulation coordination will be shown, an introduction to the subject is made and the different equipment related to insulation coordination are presented. The different dielectric stresses that those devices may be exposed under service conditions will be exhibited. Finally, procedures for insulation coordination will be presented. Then a synthesis of the international standard IEC (International Electrotechnical Commission) for Insulation Coordination, IEC 60071, will be exposed. It is composed by two parts, the first one provides definitions, principles and rules, and the second is an application guide. Finally will be performed a comparative analysis between the international standard and the Guide for Insulation Coordination followed by the Portuguese company responsible for the electricity transmission network in Portugal. Based on that analysis, suggestions for changes to the actual guide will be presented and its application to a case study. iii iv Agradecimentos Em primeiro lugar quero agradecer ao meu orientador, Professor António Machado e Moura, pelo acompanhamento e conselhos que permitiram que esta dissertação se tornasse uma realidade. Ao Vitor Almeida pela ajuda e esclarecimentos prestados na elaboração da dissertação. A todos os meus amigos, em especial ao José Pedro Queirós, Ricardo Ferreira, Nuno Soares, Luís Pereira e Ricardo Mourão Ferreira pelo apoio e companheirismo prestado que permitiram atenuar as dificuldades encontradas durante este trajecto. Agradeço em especial aos meus pais pelo incentivo e por tudo o que fizeram por mim ao longo dos anos, sem eles nada disto seria possível. A todos aqueles que, de uma maneira ou outra, me auxiliaram nesta caminhada. A todos vós, Muito Obrigado. Carlos Queirós v vi “Simplicity is the ultimate form of sophistication.” Leonardo da Vinci vii xiv LISTA DE TABELAS 4.18 Distâncias adotadas pelo Guia de Coordenação de Isolamento vs IEC, gama I [3] 77 4.19 Distâncias adotadas pelo Guia de Coordenação de Isolamento vs IEC, gama II fase-terra[3] .................................... 77 4.20 Distâncias adotadas pelo Guia de Coordenação de Isolamento vs IEC, gama II fase-fase[3]..................................... 78 5.1 Níveis de isolamento nominal para transformadores de medição . . . . . . . . . 88 5.2 Níveis de isolamento nominal para aparelhagem de corte e manobra para 60 kV e 150kV ....................................... 89 5.3 Níveis de isolamento nominal para aparelhagem de corte e manobra para 400 kV 89 5.4 Níveis de isolamento nominal para transformadores, autotransformadores de potênciaereactânciashunt .............................. 90 5.5 Distâncias mínimas de isolamento e proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 5.6 Características das cadeias isolantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 5.7 Propostas de redução das distâncias de isolamento fase-fase . . . . . . . . . . . 93 Abreviaturas e Símbolos Lista de abreviaturas AC Alternate current AT Alta tensão BT Baixa tensão DC Direct current DST Descarregador de sobretensões EDP Energias de Portugal FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto FFO Fast tront overvoltage GCI Guia de Coordenação de Isolamento GIS Gas Insulated Switchgear IEC International Electrotechnical Commission MAT Muito alta tensão MT Média tensão p.u. Por unidade REE Red Eléctrica de España REN Rede Energética Nacional SFO Slow front overvoltage TOV Temporary overvoltage VFFO Very fast tront overvoltage Lista de símbolos a1(m) Comprimento da ligação do DST à linha a2(m) Comprimento da ligação do DST à rede de terra a3(m) Comprimento do condutor de fase entre o DST e o equipamento a proteger a4(m) Comprimento da parte ativa do DST c(m/µs) Velocidade da luz f(Hz) Frequência K(-) Fator de defeito à terra K1(-) Fator de correção de densidade do ar K1(-) Fator de correção de humidade Ka(-) Fator de correção de altitude Kc(-) Fator de coordenação Kcd (-) Fator de coordenação determinístico Kco (µ/kVm) Constante de amortecimento do efeito de coroa Kcs (-) Fator de coordenação estatístico KS(-) Fator de segurança xv xvi ABREVIATURAS E SÍMBOLOS Kt(-) Fator de correção atmosférica Ktc (-) Fator de conversão de ensaio L(m) Distância entre o DST e o equipamento a proteger m(-) Expoente da expressão de correção atmosférica para isolamento externo n(-) Número de linhas aéreas conetadas a uma subestação na avaliação da amplitude da sobretensão à entrada destas P(%) Probabilidade de disrupção de isolamento auto regenerativo P W(%) Probabilidade de não contornamento/suportabilidade R(-) Risco de falha S(kV/µs) Declive de uma sobretensão de origem atmosférica à entrada de uma subestação U(kV) Amplitude de uma tensão ou sobretensão U0(kV) Tensão abaixo da qual não existe possibilidade de disrupção do dielétrico U10 (kV) Tensão para a qual o dielétrico apresenta 10 % de probabilidade de disrupção U16 (kV) Tensão para a qual o dielétrico apresenta 16 % de probabilidade de disrupção U50 (kV) Tensão para a qual o dielétrico apresenta 50 % de probabilidade de disrupção U10 (kV) Tensão para a qual o dielétrico apresenta 10 % de probabilidade de disrupção Uaw (kV) Tensão suportável de um equipamento ou configuração de isolamento Ucw (kV) Tensão suportável de coordenação Ue(kV) Amplitude da sobretensão fase-terra Ue2(kV) Tensão fase-terra cuja probabilidade de ser excedida é de 2 % Ue50 (kV) Valor de 50 % da distribuição acumulada de sobretensões fase-terra Uet (kV) Valor de truncatura da distribuição acumulada de sobretensões fase-terra Um(kV) Tensão mais elevada para equipamento UN(kV) Tensão nominal do sistema Upl (kV) Nível de proteção ao choque atmosférico de um DST Ups (kV) Nível de proteção ao choque de manobra de um DST Upt (kV) Valor de truncatura da distribuição acumulada de sobretensões fase-fase Urp (kV) Tensão/sobretensão representativa Urw (kV) Tensão suportável requerida US(kV) Tensão mais elevada de um sistema Uw(kV) Tensão suportável estipulada normalizada T(µs) Tempo de viagem do impulso de descarga atmosférica T1(µs) Tempo de frente T2(µs) Tempo de meio valor de uma tensão decrescente Tp(µs) Tempo até ao pico Z(kV) Desvio convencional que representa a variabilidade da tensão de contornamento Zg(Ω) Impedância de terra Capítulo 1 Introdução A fiabilidade do sistema elétrico, e, por sua vez, a qualidade de serviço prestada aos clientes, depende diretamente das interrupções. Estas serão tanto piores, no que diz respeito à qualidade de serviço, quanto maior a duração e a frequência. Entre muitas das causas das interrupções está o escorvamento dos isolamentos, que mais não é do que a sua rutura. Deste modo torna-se essencial uma rigorosa seleção dos equipamentos de proteção e de isolamento com vista ao bom funcionamento do sistema elétrico. Assim, com a coordenação de isolamentos procura-se obter a melhor relação técnico-económica com vista à garantia de proteção do equipamento contra as solicitações dielétricas existentes no sistema. Se o isolamento fosse apenas sujeito às solicitações causado pelas tensões sobre condições normais de operação, este problema seria facilmente resolvido, bastando para esse efeito que fosse selecionado um nível de isolamento que suportasse tais solicitações. Contudo o isolamento é sujeito a inúmeros surtos (sobretensões), com várias formas, magnitudes e durações, que colocam em causa a capacidade de o equipamento os suportar. Como as circunstâncias de ocorrência destes surtos não é conhecida, torna-se economicamente inviável o dimensionamento de todo o equipamento por forma a garantir que não há disrupção. Portanto, é aceite uma determinada probabilidade de falha no dimensionamento do sistema. Por outro lado, visto que é impossível evitar todos os contornamentos, estes devem ser confinados a locais onde os danos causados tenham menor impacto na operação do sistema. Para uma correta coordenação de isolamentos é necessário conhecer as sobretensões possíveis de surgir no sistema, usar equipamento de proteção contra sobretensões quando necessário, escolher as corretas tensões suportáveis para os diferentes componentes do sistema a par das tensões de isolamento de acordo com as restrições particulares. Posto o já referido, a coordenação de isolamentos pode definir-se, de acordo com IEC 600711, como a seleção da rigidez dielétrica do equipamento de acordo com a tensão de operação e sobretensões que podem surgir no sistema, no qual o equipamento se insere, e tendo em conta o ambiente de serviço e as características disponíveis do equipamento de proteção. 1 2Introdução 1.1 Motivação O sistema elétrico de energia é um sistema vasto e complexo essencial ao abastecimento de eletricidade aos diferentes consumidores da sociedade, desde particulares a empresas/indústria. Pela sua natureza está sujeito a diversos fenómenos transitórios (sobretensões), de origem interna como externa, e que podem levar à saída de serviço de equipamento crucial à continuidade de abastecimento dos consumidores, como por exemplo transformadores de potência localizados em subestações. As subestações de potência, que são um subsistema de importância capital dentro do sistema elétrico, são particularmente afetadas por estes fenómenos, e como tal requerem uma atenção especial na sua conceção, com vista a uma fiabilidade elevada. Um dos aspetos da conceção que garante fiabilidade ao sistema é o isolamento. O sistema de isolamento compreende diversos meios e equipamentos, e, como tal, é necessário uma coordenação destes de forma a cooperarem para o objetivo comum, a proteção do sistema, relativamente às diferentes solicitações. Contudo, pretende-se simultaneamente garantir um bom isolamento com o menor custo possível. No entanto, os guias de coordenação de isolamento seguidos pelas empresas responsáveis pelo sistema elétrico podem revelar-se antiquados e de certa forma conservadores relativamente às normas internacionais atuais, e portanto existe a possibilidade de melhoria desses mesmos guias. Pretende-se desta forma efetuar um estudo sobre a coordenação de isolamentos em geral, assim como efetuar uma análise do guia seguido em Portugal em comparação com as normas internacionais do IEC (Internetional Electrotechnical Commission) com vista a eventuais propostas de melhoria do mesmo, tendo por objetivo a redução de custos com instalações ou até melhoria da qualidade de serviço. 1.2 Objetivos A presente dissertação tem como principal objetivo efetuar uma análise comparativa entre o Guia de Coordenação de Isolamento para a rede PTI-EDP 1e o documento normativo IEC 60071 para a coordenação de isolamento. A partir desta análise pretende-se efetuar propostas de alteração com vista a uma melhoria da qualidade de serviço e redução de custos em instalações projetadas com base no guia referido. Pretende-se ainda dar uma visão geral sobre coordenação de isolamentos, desde solicitações dielétricas, equipamentos a proteger e equipamentos de proteção, bem como métodos de coordenação de isolamento e processo para a sua realização. 1Este documento remete para o período em que a empresa concessionária da rede de transporte era a EDP. O termo PTI refere-se a uma rede com neutro à terra. Atualmente a empresa concessionária é a REN sendo que o termo PTI não é mais utilizado, e a rede é atualmente descrita como RNT. Contudo, o documento em causa é ainda a referência para a coordenação de isolamento. No decorrer da presente dissertação a referência ao documento em causa será realizada apenas como Guia de Coordenação de Isolamento ou através da sigla respetiva. Note-se ainda que a REN se encontra a rever este guia. 1.3 Estrutura da Dissertação 3 Constitui ainda um objetivo aplicar as propostas de alteração a um caso prático. Este caso prático será uma subestação de transmissão com três níveis de tensão, 400, 150 e 60 kV. 1.3 Estrutura da Dissertação O presente documento é composto por seis capítulos, incluindo introdução e conclusões. No capítulo 2 apresenta-se uma revisão bibliográfica sobre o tema, onde se dá a conhecer uma visão geral sobre a coordenação de isolamento em subestações. No capítulo 3 expõe-se uma síntese do documento normativo da International Electrotechnical Commission. No capítulo 4 apresenta-se de forma resumida o Guia de Coordenação de Isolamento assim como uma análise comparativa entre este e norma internacional. No capítulo 5 expõem-se propostas de alteração sugeridas ao Guia de Coordenação de Isolamento assim como a um caso de estudo. Por último, no capítulo 6, são apresentadas as conclusões e possíveis trabalhos futuros. 4Introdução Capítulo 2 Revisão Bibliográfica Neste capítulo faz-se uma abordagem geral ao tema, apresentando o papel das subestações no sistema elétrico de energia e seus equipamentos integrantes, o conceito de coordenação de isolamento e factores que levam à sua realização, assim como os fenómenos que afectam os equipamentos das subestações, o comportamento dos isolamento sujeitos a estes fenómenos e meios de proteção. Por último apresentam-se métodos de coordenação de isolamento. 2.1 Subestações 2.1.1 Propósito A energia elétrica é, ainda nos dias de hoje, produzida essencialmente de forma centralizada, em locais que podem distar centenas ou milhares de quilómetros dos centros de consumo. Assim existe a necessidade de transportar grandes quantidades desta forma de energia, através de grandes distâncias. Posto isto, as empresas responsáveis pelo transporte vêem-se obrigadas a cumprir determinados critérios de qualidade ao menor custo possível. Podem definir-se assim os três principais objetivos destas empresas [1] •Alta fiabilidade do sistema elétrico; •Baixo custo de energia; •Elevados níveis de qualidade de energia; O sistema elétrico reparte-se em três grupos essenciais: produção; transporte/distribuição; consumo. No diagrama da figura 2.1 apresenta-se a forma como o sistema em Portugal se encontra estruturado. Embora o diagrama estabeleça uma estrutura vertical do sistema, atualmente enquadra-se também, ao nível de distribuição e consumo, a mini e micro produção de eletricidade por parte de consumidores. Na figura 2.1, a seta indica o sentido do fluxo de energia de um sistema clássico verticalizado. As principais funções das subestações no sistema elétrico de energia são: 5 6Revisão Bibliográfica Figura 2.1: Constituição do sistema elétrico. •aumentar ou reduzir o nível de tensão, conforme a sua localização no sistema; •estabelecer as conexões produção-transporte e transporte-distribuição, aumentando a eficiência do sistema. 2.1.2 Transformação do nível de tensão O transporte tem custos associados, sendo o mais relevante as perdas energéticas, das quais se salientam as perdas caloríficas, também chamas perdas de Joule. As perdas são diretamente proporcionais à potência transmitida. Contudo podem ser reduzidas através da alteração das suas características. A potência transmitida numa linha de transporte é dada pela expressão 2.1 [1]. S=V·I∗(2.1) Onde: •Sé a potência complexa transmitida, expressa em Volt-Ampère (VA); •Vé a tensão aos terminais da linha, expressa em Volt (V); •Ié a intensidade de corrente que percorre a linha, expressa em Ampère (A). Matematicamente é percetível a possibilidade de transmitir a mesma potência variando proporcionalmente, de forma inversa, os parâmetros VeI. Uma vez que as perdas com maior peso, 2.1 Subestações 7 isto é, as perdas de Joule, são diretamente proporcionais ao quadrado da intensidade de corrente, conforme se verifica pela expressão 2.2, uma forma de reduzir as perdas será diminuir a corrente elevando na mesma proporção a tensão [1]. pJ=Rl·I2(2.2) Onde: •pJé a potência perdas de Joule, expressa em Watt (W); •Rlé a resistência elétrica total da linha, empressa em Ohm (Ω); •Ié o módulo da intensidade de corrente que percorre a linha, exressa em Ampère (A). O equipamento que permite esta transformação são os transformadores de potência instalados precisamente nas subestações, que por sua vez se localizam no início e fim das linhas de transporte. Outra vantagem relacionada com a transformação mencionada detém-se com a garantia de qualidade da energia, mais precisamente com o nível de tensão que deve ser garantido ao consumidor final. Como ao longo das linhas se verifica uma queda de tensão, a qualidade da onda, relativamente à sua amplitude, pode não satisfazer os requisitos pré-estabelecidos no ponto de entrega ao consumidor. Esta queda de tensão é também proporcional à intensidade de corrente, conforme descreve a expressão 2.3. ∆V=Rl·I(2.3) Onde: •∆Vé a queda de tensão, expressa em Volt (V); •Rlé a resistência elétrica total da linha, expressa em Ohm (Ω); •Ié o módulo da intensidade de corrente que percorre a linha, expressa em Ampère (A). 2.1.3 Constituição Uma subestação incorpora inumeros equipamentos, desde o equipamento de potência, ao de proteção, controlo e monotorização. Seguidamente listam-se os componentes típicos de uma subestação [1]. •Transformador de potência; •Disjuntor; •Seccionador; •Comutadores; 14 Revisão Bibliográfica férica incida directamente sobre a linha provocando a sobretensão. O cabo de guarda é instalado no extremo do apoio, acima dos condutores de fase. Desta forma a descarga incidirá no cabo de guarda em vez dos cabos de linha. O cabo de guarda encontra-se eletricamente ligado aos apoios, pelo que a resistência de terra destes é de elevada importância para o escoamento da descarga. A resistência de terra deve ser o mais baixa possível, pois quanto maior esta for, maior será a possibilidade de se estabelecer um arco de retorno do apoio para a linha. Apesar de a utilização de cabos de guarda se manifestar como uma mais-valia para a redução de sobretensões de origem atmosférica, estas não deixam de existir pelo facto de a incidência de uma descarga atmosférica no cabo de guarda induzir uma sobretensão na linha, contudo esta será menor do que se a incidência fosse directa. 2.2.3.4 Explosores Os explosores, figura 2.5, são equipamentos de proteção activa contra sobretensões, efectuando uma descarga para a terra quando uma sobretensão, superior ao seu nível de proteção, se estabelece aos seus terminais. São equipamentos extremamente simples, sendo compostos por dois elétrodos espaçados no ar, sendo que um deles é ligado eletricamente à linha e o outro directamente à terra. Trata-se de um dispositivo facilmente regulável conforme o nível de proteção pretendido. Os explosores podem tomar diversas configurações, no que diz respeito aos elétrodos, destacando-se os seguintes [7]: •Duas simples varas colocadas uma em frente à outra. Estes constituem uma proteção de reserva de forma que o seu funcionamento só é previsto no caso de os dispositivos de proteção mais elaborados não atuarem; •explosores de antenas. São constituídos por duas antenas destinadas a provocar o alongamento do arco elétrico; •dispositivos mais complexos incorporando, além dos elétrodos de descarga, anéis destinados a eliminar os eflúvios de efeito de coroa 1. Os explosores, pelo seu baixo custo e facilidade de ajuste, de acordo com a altura a que se encontram instalados ou com a função que lhes é atribuída, foram largamente utilizados. Contudo, estes equipamentos apresentam inúmeras desvantagens que impedem a sua utilização como principais dispositivos de proteção. Também derivado da sua simplicidade, os explosores apresentam as seguintes desvantagens: dificuldade de extinção autónoma da descarga; o seu funcionamento provoca um elevado gradiente de frente que pode causar problemas a equipamentos bobinados, e.g. transformadores; atraso na resposta, podendo a tensão ultrapassar o nível de proteção do explosor, o que pode por em causa o isolador; o nível de tensão a que se efectua a descarga varia com as condições atmosféricas. 1O efeito de coroa consiste na ionização de um fluido, ar no caso das linhas de transporte, quando sujeito a um campo elétrico intenso, sendo que a intensidade visual (arco) e sonoro (zumbido) depende da intensidade desse campo [8]. 2.2 Coordenação de isolamentos 15 Figura 2.5: Exemplo de descarga entre hastes de um explosor na extremidade de uma cadeia de isoladores 2.2.3.5 Descarregadores de sobretensões Os descarregadores de sobretensões (DST), por vezes chamados de pára-raios, são também, à semelhança dos explosores, dispositivos de proteção activa contra sobretensões e são os principais equipamentos na dissipação destas. Os DST destinam-se essencialmente a proteger os equipamentos das subestações de potência, ou apenas transformadores aéreos, instalados em apoios de distribuição [9]. Estes equipamentos surgiram posteriormente aos explosores com o objetivo de evitar os inconvenientes dos destes últimos. Os DST funcionam de forma semelhante aos explosores, escoando uma corrente para a terra quando aos seus terminais surge uma sobretensão de determinado valor, superior àquele que o DST deve suportar. Contudo, estes limitam a amplitude e duração da corrente, escoada para a terra, evitando, em grande parte, que a intensidade seja de tal forma elevada que provoque o disparo das proteções (disjuntores) [7]. As características de proteção devem-se essencialmente à utilização de resistência não lineares, que permitem a condução de eletricidade a partir de um determinado nível de tensão mantendo um fluxo controlado (ver característica de tensão versus corrente na figura 2.6) de corrente e ainda a extinção deste fluxo após a dissipação da sobretensão. As resistências não lineares, actualmente utilizadas na construção de DST, são constituídas por dois tipos de elementos: carboneto de silício e óxido de zinco [9]. A construção tradicional dos DST baseia-se na colocação de resistências não lineares em série com um centelhador formado por vários gaps (explosores), conforme se observa na figura 2.7 [9]. Actualmente existem DST de óxido de zinco (ZnO), figura 2.8, cuja construção não inclui o chamado centelhador. Este tipo de aparelho apresenta melhor característica tensão/corrente no que diz respeito à dissipação de sobretensões, comparativamente com os tradicionais de carboneto de silício. Conforme se comprova pela figura 2.6, os equipamentos de óxido de zinco apresentam uma corrente residual, sob a tensão nominal, bastante reduzida, na ordem dos microampère (µA). Esta caraterística dos elementos não lineares de óxido de zinco permitem a não introdução de explosores tornando a construção mais simples. Contudo, os elementos não lineares ficam expostos a todas as solicitações do sistema, podendo causar envelhecimento precoce [10]. 16 Revisão Bibliográfica Figura 2.6: Característica de tensão versus corrente de DST de Óxido de zinco e Carboneto de sílicio [9] Figura 2.7: Detalhes construtivos de DST de carboneto de sílicio [9] 2.2 Coordenação de isolamentos 17 Figura 2.8: Detalhes construtivos de DST de óxido de zinco [6] 2.2.4 Características de rigidez dielétrica do isolamento Relativamente à capacidade de condução de corrente elétrica, os materiais podem definir-se como condutores e não condutores, sendo que os últimos apresentam resistências elétricas elevadas, ao contrário dos primeiros. Sob condições normais de funcionamento é o que acontece, contudo sob condições inesperadas, como na sequência das sobretensões definidas anteriormente, onde as solicitações dielétricas são elevadas, os não condutores podem de facto tornar-se condutores. Veja-se por exemplo a disrupção do isolamento na sequência de uma descarga atmosférica sobre uma linha de transmissão. Isto acontece quando as solicitações dielétricas sobre um isolante, isto é, a intensidade do campo elétrico, aumenta até um ponto suficientemente elevado, de tal forma que a resistência de um caminho através do isolante diminui até um ponto comparável à resistência de um condutor. A este fenómeno dá-se o nome de disrupção [11]. A rigidez dielétrica é afetada por diversos factores, como por exemplo [11] •A amplitude, forma, duração e polaridade da tensão aplicada; •A distribuição do campo elétrico no isolador; •O tipo de isolamento: liquido, sólido, gasoso ou combinação destes. A impureza contida afecta particularmente a rigidez dielétrica; •O estado físico do isolamento: temperatura, pressão e outras condições ambientais, esforços mecânicos, entre outros; •A deformação do isolamento devido a solicitações dielétricas, efeitos químicos, etc. A disrupção pelo ar é extremamente afetada pela configuração dos espaçamentos e pela polaridade e forma de onda de tensão aplicada. Em isolamento no exterior, aspectos ambientais como humidade, chuva e poluição das superfícies são factores de importância crucial. Para componentes GIS (Gas Insulated Switchgear), aspectos como pressão interna e temperatura, assim como falta de homogeneidade do gás e impurezas tomam um papel importante. Em isolamento líquido, impurezas, bolhas de ar causadas por efeitos químicos e físicos ou por descargas locais (interior do 18 Revisão Bibliográfica transformador por exemplo) podem reduzir drasticamente a rigidez dielétrica. Outro aspecto relevante é a degradação das características isolantes ao longo do tempo de vida. Esta característica é também aplicável aos isolantes sólidos [11]. Uma propriedade relevante relativamente à disrupção de um isolante é o seu carácter estatístico, e, portanto, deve ser tomado em consideração. Graças à característica auto regenerativa de determinados isolantes, por exemplo o ar, é possível obter a resposta estatística aos esforços dielétricos com recurso a testes específicos. Assim, o isolamento auto regenerativo é usualmente descrito pela tensão suportável estatística, que corresponde a uma probabilidade de suportar uma solicitação dielétrica igual a 90%. Quanto ao isolamento não auto regenerativo, como a sua natureza estatística não pode ser encontrada através da realização de testes, a tensão suportável assumida corresponde a 100% de probabilidade de suportar o stress [11]. 2.2.4.1 Influência da polaridade e forma de sobretensões Nas aplicações em alta tensão, para a maioria dos casos, o condutor energizado (carregado eletricamente) é normalmente sujeito a maior stress do que o condutor ligado à terra. Desta forma, no que diz respeito a isolamento a ar, a rigidez dielétrica é afetada pela polaridade das sobretensões, isto é, um condutor estará sujeito a um maior esforço dielétrico se estiver carregado positivamente do que se estiver carregado negativamente. Dessa forma, a tensão que dá origem à disrupção através do espaço no ar será menor para um condutor com carga positiva do que para um com carga negativa [11]. No caso em que ambos os elétrodos estão aproximadamente sujeitos ao mesmo stress, dois processos de descarga estarão envolvidos, com características positiva e negativa. Portanto, se for claro qual a polaridade mais severa, a configuração dos espaços deve ser baseada nessa polaridade, senão devem ser consideradas ambas as possibilidades [11]. A rigidez dielétrica é também afetada pela forma de onda da sobretensão. Para impulsos de frente lenta, o isolamento externo depende mais do impulso de frente do que da cauda. Esta tornase mais significativa no caso de poluição da superfície do isolamento externo. A rigidez dielétrica do isolamento interno depende essencialmente do valor de pico [11]. Para isolamento externo, normalmente existe para cada espaçamento no ar, um impulso cujo tempo até ao pico (impulse time-to-peak) conduz a uma tensão de ruptura (disrupção) menor. Este é considerado o tempo até ao pico crítico (critical time to peak). Normalmente, o mínimo encontra-se na gama de valores de tempo até ao pico para sobretensões de frente lenta, e quanto maior o espaçamento, mais pronunciado será este mínimo. Para distâncias na gama de valores I encontrados na tabela 3.4 presente em IEC 60071-1, que se referem a distâncias de isolamento considerando sobretensões de origem atmosférica, logo de frente rápida, o seu efeito pode ser ignorado [11]. Para espaçamentos usados na gama de valores II, que se refere a sobretensões de manobra, logo frentes mais lentas, a mínima tensão de disrupção corresponde ao tempo até ao pico normalizado de 250 µs. Esta consideração pode representar distâncias mínimas conservativas [11]. 2.2 Coordenação de isolamentos 19 A tensão de disrupção para isolamento externo sobre esforços causados por uma sobretensão de origem atmosférica diminui com o aumento da duração da cauda da onda. No entanto, para tensões suportáveis esta diminuição não é considerada e a tensão de disrupção assume-se ser igual à de impulso normalizado 1,2/50 µs. Ainda assim, existe a possibilidade de redução da dimensão das estruturas, por exemplo subestações isoladas a ar, quando protegidas por descarregadores de sobretensões [11]. 2.2.4.2 Influência das condições climatéricas no isolamento Condições climatéricas como a densidade e composição do ar influenciam as tensões de disrupção no isolamento externo. A rigidez dielétrica do isolamento aumenta com a a humidade absoluta. No entanto, isto só acontece até ao ponto em que a superfície do isolador se torne molhada devido à condensação. A rigidez dielétrica do isolamento é diminuida com a redução da densidade do ar. Contudo, deve ser tido em consideração que determinadas condições adversas não ocorrem simultaneamente, isto é, baixa pressão, baixa humidade absoluta e alta temperatura [11]. 2.2.4.3 Probabilidade de descarga disruptiva do isolamento Para isolamento do tipo não auto-regenerativo não existe um método para a determinação do seu risco de cedência perante uma sobretensão. No entanto, no que diz respeito a isolamento do tipo auto-regenerativo considera-se que a probabilidade de suportar uma sobretensão varia entre 0% e 100%. Antes de mais é necessário perceber a possibilidade de ocorrência de uma sobretensão, ou da ocorrência de um nível de tensão superior a um determinado valor ou interior a um intervalo. Assim, pode dizer-se que a possibilidade de ocorrência de uma sobretensão aos terminais de um equipamento pode ser expressa por uma função que indica a sua densidade de probabilidade p, ou pela função de probabilidade acumulada P. Portanto, dada uma distribuição de valores de tensão U, defina-se função densidade de probabilidade po(U0), como a probabilidade de ocorrência de U0, conforme se apresenta na figura 2.9, sendo assim possível a determinação da probabilidade de ocorrência de uma sobretensão contida num intervalo de valores, por exemplo [U0;U0+∂U]. Uma vez descrita a probabilidade de ocorrência de uma sobretensão, é necessário definirse o comportamento dielétrico de um isolamento, isto é, a probabilidade de cedência perante uma sobretensão. Tal comportamento traduz-se pela função de probabilidade acumulada PT(U), quando sujeito a uma sobretensão de valor U, conforme se apresenta na figura 2.10. Tendo definida a probabilidade de ocorrência de uma sobretensão e a probabilidade de cedência de um isolamento quando sujeito a uma determinada sobretensão, pode agora definir-se o risco de cedência de um isolamento. Este resulta do produto da função densidade de probabilidade de ocorrência da sobretensão, pela probabilidade de cedência do isolamento perante essa mesma sobretensão. 20 Revisão Bibliográfica Figura 2.9: Função densidade de probabilidade de ocorrência de U[5] Figura 2.10: Probabilidade acumulada de descarga disruptiva do isolamento [5] 2.2 Coordenação de isolamentos 21 E portanto, para qualquer valor de sobretensão, U, o risco de cedência de um isolamento, R, é dado pela expressão 2.4: R=Z∞ 0p0(U)·PT(U)∂U(2.4) Graficamente o risco de cedência de um isolamento é apresentado na figura 2.11. Figura 2.11: Risco de cedência de um isolamento [5] O conhecimento do risco de cedência dos isolamentos é de elevada importância para a coordenação de isolamentos em sistema de alta e muito alta tensão, pois este constitui uma base para a seleção dos níveis de isolamento dos equipamentos, permitindo ainda realizar análises de sensibilidade, isto é, avaliar o comportamento do isolamento perante a variação da severidade das sobretensões. O conhecimento do risco de cedência constitui uma base para a seleção dos níveis de isolamento uma vez que, não sendo possível a seleção do isolamento de forma a suportar todos os esforços que possam surgir, é possível a seleção do isolamento que garanta um risco de falha aceitável, isto é, superior a 0%, mas certamente baixo. 2.2.5 Critério de desempenho De acordo com a norma IEC 71-1, o critério de desempenho de um isolamento em serviço é o seu risco de falha aceitável. Ou seja, conforme descrito em 2.2.4.3, como não é possível garantir 100% de eficácia, no que diz respeito à suportabilidade de sobretensões, o desempenho de um isolamento terá de ter em conta o seu número de falhas em funcionamento. Portanto, quanto mais exigente o critério de desempenho, menor o número de falhas aceitáveis num período de tempo. 22 Revisão Bibliográfica No entanto, a severidade de um defeito na sequência de uma falha do isolamento devido a uma sobretensão varia de ponto para ponto da rede. Desta forma, diferentes níveis aceitáveis de falhas podem ser considerados para diferentes pontos da rede [11]. 2.2.6 Procedimento de coordenação de isolamento A coordenação de isolamento visa a seleção da rigidez dielétrica do equipamento relativamente às diferentes solicitações. Esta seleção consiste na determinação das mais baixas tensões suportáveis que respeitam o critério de desempenho, considerando as sobretensões representativas sobre condições de serviço. Relativamente a solicitações transitórias, existem dois métodos para a coordenação de isolamentos. O primeiro consiste numa abordagem determinística, o segundo numa abordagem estatística. Contudo, uma conjugação de ambos os métodos pode ser aplicada [11]. 2.2.6.1 Método determinístico Este método é aplicado quando resultados estatísticos, obtidos através de ensaios, relativamente à possibilidade de falha em serviço não são conhecidos. E portanto, o método é utilizado quando o isolamento é caracterizado pela sua tensão suportável convencional assumida, isto é, a probabilidade de suportar uma solicitação é de 100%. A tensão suportável de coordenação é obtida multiplicando o máximo assumido da sobretensão representativa por uma fator Kc (ver 3.1.1.25). Este fator pressupõe compensar as incertezas das tensões representativas e tensão suportável assumida. O método também se aplica quando, para isolamento externo, o isolamento é caracterizado pela tensão suportável estatística, onde a probabilidade de não cedência é igual a 90%. Neste caso Kc deve ter em conta a diferença entre a tensão suportável estatística e a tensão suportável assumida [11]. 2.2.6.2 Método estatístico O método estatístico é baseado na frequência de ocorrência de fenómenos de uma determinada origem (sobretensões de origem atmosférica, sobretensões de manobra, etc.), na densidade de ocorrência de sobretensões relativa a essa origem e na probabilidade de disrupção do isolamento. O risco de falha pode ser determinado combinando a probabilidade de sobretensões com a probabilidade de disrupção do isolamento (ver secção 2.2.4.3). Aplicando repetidamente cálculos para diferentes tipos de isolamento a para estados da rede, a taxa de falha do sistema devido a falha de isolamento pode ser obtida [11]. Desta forma, a utilização do método estatístico possibilita a estimação da frequência de falhas do sistema como função do design do sistema. Teoricamente a optimização do isolamento seria possível se os custos da saída de serviço do sistema pudessem ser relacionados com os diferentes tipos de defeitos. No entanto isto é na verdade difícil o que leva a que, usualmente, seja melhor um ligeiro sobredimensionamento do que uma optimização, e portanto, o sistema de isolamento é seleccionado com base na comparação dos riscos das diferentes alternativas (de design). Capítulo 3 Documento normativo IEC 60071 Neste capítulo apresenta-se a documentação normativa da Comissão Electrotécnica internacional (IEC-International Electrotechnical Commission) relativa à coordenação de isolamento. Este documento normativo é actualmente composto por duas partes. A primeira, IEC 60071-1, estabelece definições, princípios e regras de coordenação de isolamento, enquanto a segunda, IEC 60071-2, constitui um guia de aplicação. Veja-se que, a informação presente no capítulo reporta ao documento IEC 60071, partes 1 e 2. 3.1 IEC 60071-1: Coordenação de isolamento - Parte 1 3.1.1 Termos e definições 3.1.1.1 Coordenação de isolamento Seleção da rigidez dielétrica do equipamento relativamente à tensão de operação e sobretensões a que os equipamentos podem ser expostos tendo em conta o ambiente de serviço e características dos dispositivos de proteção; 3.1.1.2 Isolamento externo Distância no ar, e da superfície do equipamento sólido em contacto com o ar que está sujeita a solicitações dielétricas e condições ambientais do local, como poluição, humidade, etc. 3.1.1.3 Isolamento interno Distância do isolamento sólido, líquido ou gasoso do equipamento que está protegido dos efeitos atmosféricos; 3.1.1.4 Isolamento auto-regenerativo Isolamento que, após um curto período de tempo, recupera totalmente as propriedades dielétricas no seguimento de um contornamento durante um ensaio; 23 30 Documento normativo IEC 60071 Figura 3.1: Procedimento para coordenação de isolamento [12] 3.1 IEC 60071-1: Coordenação de isolamento - Parte 1 31 localização dos dispositivos de proteção de sobretensões. Para cada classe de tensões e sobretensões, a análise deve determinar a tensão e sobretensão representativa, considerando as características do isolamento, atendendo aos diferentes comportamentos relativamente às formas de tensão e sobretensão do sistema assim como às formas de tensão normalizadas aplicadas nos ensaios de tensão suportável, conforme apresentado na figura 3.2. Figura 3.2: Tensões e sobretensões representativas [12] 3.1.2.3 Determinação de tensão suportável de coordenação Ucw A sua determinação consiste na seleção do mais baixo valor de tensão suportável do isolamento que garante o critério de desempenho, quando sujeito à sobretensão representativa sobre condições de serviço. Tem a mesma forma da sobretensão representativa, e é obtido multiplicando a última pelo fator de coordenação. Este depende da precisão da avaliação das sobretensões representativas e na avaliação da distribuição das mesmas. 32 Documento normativo IEC 60071 A tensão suportável de coordenação pode ser considerada convencional ou estatística, dependendo do tipo de método utilizado (ver secção 3.2.2.3). 3.1.2.4 Determinação da tensão suportável requerida Urw Consiste na conversão da tensão suportável de coordenação para as condições de ensaio normalizadas apropriadas. Isto é cumprido multiplicando a tensão suportável de coordenação por fatores que compensam as diferenças entre condições de serviço do isolamento e as dos ensaios de tensão suportável normalizados. Os fatores a aplicar devem compensar condições atmosféricas, Kt, e mais uma série de efeitos unidos num fator de segurança, Ks. Os efeitos considerados pelo fator de segurança Kssão: •Diferenças na assemblagem do equipamento; •Dispersão na qualidade dos produtos; •Qualidade da instalação; •Envelhecimento do isolamento durante o seu período de vida expectável; •Outras influências. Se estes efeitos não puderem ser avaliados individualmente, um fator de segurança global, derivado da experiência deve ser utilizado (ver secção 3.2.3.3). O fator de correção atmosférica Kté aplicado apenas para isolamento exterior, e o fator de correção de altitude, Kaque considera apenas a pressão média do ar relativamente à altitude, deve ser aplicado qualquer que seja a altitude. 3.1.2.5 Seleção do nível de isolamento estipulado Consiste na seleção do conjunto mais económico de tensões suportáveis estipuladas normalizadas (Uw) do isolamento, suficiente para provar que todas as tensões suportáveis requeridas são satisfeitas. A seleção da tensão mais elevada para o equipamento é o próximo valor normalizado de Um e deve ser igual ou maior que a tensão mais elevada para o sistema na qual o equipamento se enquadra. Para equipamento a ser instalado sobre condições ambientais normais relevantes a este, Umdeve ser pelo menos igual aUs. Para equipamento a ser instalado fora das condições ambientais normais relevantes a este, Umdeve ser maior do que o próximo valor normalizado de Umigual ou maior do que Usde acordo com as necessidades especiais envolvidas. O valor da tensão suportável requerida é selecionado a partir da lista de tensões suportáveis especificadas normalizadas apresentadas em 3.1.2.6 e 3.1.2.7, como o próximo valor igual ou maior que: a tensão suportável requerida no caso de ter a mesma forma; a tensão suportável requerida multiplicada por um fator de conversão. 3.1 IEC 60071-1: Coordenação de isolamento - Parte 1 33 Para equipamento a ser usado em condições ambientais normais, o nível de isolamento estipulado deve, preferencialmente, ser selecionado a partir da tabela 3.1 e tabela 3.2, correspondendo às tensões mais elevadas aplicadas aos equipamentos. 3.1.2.6 Lista de tensões suportáveis de curta duração à frequência industrial estipuladas normalizadas Os valores eficazes listados, expressos em kV, são valores normalizados de tensões suportáveis: 10, 20, 28, 38, 50, 70, 95, 115, 140, 185, 230, 275, 325, 360, 395, 460. Os valores eficazes listados, expressos em kV, são valores recomendados de tensões suportáveis: 510, 570, 630,680. 3.1.2.7 Lista de tensões de impulso suportáveis estipuladas normalizadas Os valores listados representam valores de pico, expressos em kV: 20, 40, 60, 75, 95, 125, 145, 170, 200, 250, 325, 380, 450, 550, 650, 750, 850, 950, 1050, 1175, 1300, 1425, 1550, 1675, 1800, 1950, 2100, 2250, 2400. 3.1.2.8 Gama de tensões mais elevadas para o equipamento As tensões mais elevadas para o equipamento são divididas em duas gamas de valores: Gama I: Entre 1kV e 245kV inclusive (figura 3.1). Esta gama cobre tanto sistemas de distribuição como de transmissão. Os diferentes aspetos de operação devem ser tidos em consideração na seleção do nível de isolamento estipulado para o equipamento. Gama II: Acima de 245kV (figura 3.2). Esta gama cobre, essencialmente, sistemas de transmissão. 3.1.2.9 Condições ambientais As condições atmosféricas normais, com base nas quais as tensões suportáveis podem ser seleccionadas a partir das tabelas 3.1 e 3.2 da presente norma são as seguintes: •A temperatura do ar não excede os 40◦C, e o seu valor médio num período de 24h não exceda os 35◦C. As temperaturas mínimas não devem ser menores que: -10◦C, -25◦C e -40◦C conforme as classes “-10◦C exterior”, “-25◦C exterior”,“-40◦C exterior” respectivamente; •A altitude não exceda os 1000 m acima do nível do mar; •A poluição não exceda o nível de poluição médio, de acordo com a tabela 3.3; •A presença de chuva ou condensação é comum. As condições atmosféricas de referência para as quais as tensões suportáveis normalizadas se aplicam são: •Temperatura: to= 20◦C 34 Documento normativo IEC 60071 Tabela 3.1: Níveis de isolamento normalizado para gama I [12]. 3.1 IEC 60071-1: Coordenação de isolamento - Parte 1 35 Tabela 3.2: Níveis de isolamento normalizado para gama II [12]. 36 Documento normativo IEC 60071 Tabela 3.3: Distâncias de linha de fuga recomendadas de acordo com o nível de poluição do local [11] 3.1 IEC 60071-1: Coordenação de isolamento - Parte 1 37 •Pressão: bo= 101,3 kPa (1013 mbar) •Humidade absoluta: ho= 11 g/m3 3.1.2.10 Seleção do nível de isolamento normalizado As tensões suportáveis estipuladas normalizadas estão associadas com as tensões mais elevadas para o equipamento de acordo com a tabela 3.1 para a gama I e tabela 3.2 para a gama II. Estas tensões suportáveis são válidas para condições ambientais normais e são ajustadas para as condições atmosféricas de referência normalizadas. As associações obtidas entre as tensões suportáveis de todas as colunas, sem cruzar as linhas horizontais, são definidas como níveis de isolamento normalizado. Para isolamento fase-fase e longitudinal, as seguintes associações são normalizadas: •Para isolamento fase-fase, na gama I, as tensões suportáveis à frequência industrial de curta duração e de impulso por descarga atmosférica são iguais às tensões suportáveis fase-terra. •Para isolamento fase-fase, na gama II, as tensões suportáveis a impulso de descargas atmosféricas são iguais a tensões suportáveis fase-terra. •Para isolamento longitudinal, na gama I, as tensões suportáveis de curta duração à frequência industrial e a impulsos de descarga atmosférica são iguais às fase-terra relativas. •Para isolamento longitudinal, na gama II, a componente de impulso de manobra da tensão suportável combinada é dado na tabela 3.2, enquanto o valor de pico da componente à frequência industrial de polaridade oposta é Um×√2/√3. •Para isolamento longitudinal na gama II, a componente de impulso a descargas atmosféricas da tensão suportável combinada é igual à tensão suportável fase-terra relativa, enquanto o valor de pico da componente à frequência industrial de polaridade oposta é 0,7×Um× √2/√3. Para a maioria das tensões mais elevadas para o equipamento estão previstas mais do que uma combinação, permitindo desta forma a aplicação a diferentes critérios de desempenho. São necessárias apenas combinações de duas tensões suportáveis para definir o nível de isolamento do equipamento. Para equipamento na gama I: a tensão suportável a impulso de origem atmosférica; a tensão suportável de curta-duração à frequência industrial. Para equipamento na gama II: a tensão suportável a impulso de origem atmosférica; a tensão suportável a impulso de manobra. Se técnica e economicamente se justificar, outras associações podem ser adotadas. Em todo o caso, as recomendações sugeridas de 3.1.2.1 a 3.1.2.8 devem ser seguidas. O conjunto de tensões suportáveis estipuladas normalizadas resultante deve ser denominado por nível de isolamento estipulado. 38 Documento normativo IEC 60071 Por exemplo, para isolamento exterior, para níveis elevados de Umna gama I, pode tornar-se mais económico especificar uma tensão suportável a impulso de manobra em vez de uma de curta duração à frequência industrial. 3.1.2.11 Níveis de isolamento A seleção do nível de isolamento normalizado deve basear-se no procedimento descrito pela publicação IEC 60071-2 e deve considerar as características de isolamento de determinado equipamento. Na gama I, a tensão suportável de curtas duração à frequência industrial ou a impulsos de descargas atmosféricas deve cobrir as tensões suportáveis requeridas fase-terra e fase-fase a impulsos de manobra, assim como a tensão suportável requerida longitudinal. Na gama II, a tensão suportável a impulso de manobra deve cobrir a tensão suportável de curta duração à frequência industrial requerida se nenhum valor for especificado pelo fabricante. Uma vez que os ensaios reproduzidos em laboratório não permitem simular exatamente as solicitações dielétricas em serviço, as tensões suportáveis requeridas devem ser convertidas, por meio de um fator, para as formas de onda cujas tensões suportáveis estipuladas normalizadas são especificadas. 3.1.3 Distâncias no ar para assegurar uma determinada tensão suportável a impulsos de uma instalação 3.1.3.1 Generalidades Em instalações completas, como por exemplo, uma subestação, que não pode ser testada como um todo, é necessário assegurar que a rigidez dielétrica é suficiente. As tensões suportáveis a impulsos de manobra e descargas atmosféricas no ar, em condições atmosféricas de referência normalizadas, devem ser iguais, ou maiores do que as tensões suportáveis a impulsos de manobra e descargas atmosféricas estipuladas especificadas na publicação IEC 60071-1. Seguindo este princípio, espaçamentos mínimos foram determinados para diferentes configurações de elétrodos. Estes espaçamentos são determinados com uma abordagem conservativa, tendo em conta a experiência prática. As tabelas 3.4, 3.5 e 3.6 apresentam espaçamentos mínimos relacionados com as tensões suportáveis estipuladas normalizadas e para diferentes configurações dos elétrodos. As tabelas são adequadas para aplicações comuns, uma vez que promovem espaçamentos mínimos que garantem o nível de isolamento especificado. Os espaçamentos podem ser menores se for provado por ensaios, em situações similares, que as tensões suportáveis a impulsos normalizadas são satisfeitas, tendo em conta todas as condições ambientais suscetíveis de criar irregularidades na superfície dos elétrodos. Os espaçamentos podem ainda ser menores quando for confirmado por experiência de operação que as sobretensões são menores do que o esperado na seleção da tensão suportável estipulada normalizada, ou a configuração do espaçamento é mais favorável do que o assumido para os espaçamentos recomendados. 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 39 A tabela 3.4 relaciona as distâncias mínimas no ar com a tensão suportável a impulsos de descargas atmosféricas estipulada para configurações de elétrodos “ponta-estrutura” e “condutorestrutura”, neste caso para a gama II. As distâncias tanto se aplicam a configurações fase-terra como fase-fase. A tabela 3.5 relaciona as distâncias mínimas no ar para configurações do tipo “condutorestrutura” e “ponta-estrutura” com a tensão suportável fase-terra estipulada contra impulsos de manobra. A tabela 3.6 relaciona as distâncias mínimas no ar para configurações de elétrodos “condutorcondutor” e “ponta-condutor” com a tensão suportável fase-fase estipulada contra impulsos de manobra. A assimetria da configuração “haste-condutor” é a configuração mais desfavorável encontrada em serviço. A configuração “condutor-condutor” cobre todas as configurações simétricas com formas de elétrodos similares entre duas fases. 3.1.3.2 Gama I As distâncias no ar para configurações fase-terra e fase-fase são determinadas a partir da tabela 3.4 para tensões suportáveis a impulsos de manobra estipuladas. A tensão suportável estipulada de curta duração à frequência industrial normalizada pode ser desconsiderada quando a razão entre a tensão suportável a impulsos de descarga atmosférica estipulada normalizada e a tensão suportável de curta duração à frequência industrial estipulada normalizada for maior que 1,7. 3.1.3.3 Gama II Enquanto a tabela 3.4 relaciona as distâncias mínimas com a tensão suportável a impulsos de descargas atmosféricas, a tabela 3.5 relaciona com a tensão suportável a impulsos de manobra. As distâncias mínimas para configurações fase-fase é o maior valor das distâncias determinadas para configurações “ponta-estrutura”, a partir da tabela 3.4 para tensões suportáveis a impulsos de descargas atmosféricas e a partir da tabela 3.6 para tensões suportáveis a impulsos de manobra. As distâncias necessárias para suportar a tensão suportável a impulsos de descargas atmosféricas estipulada normalizada para isolamento longitudinal na gama II pode ser obtida adicionando 0,7 vezes o maior pico de tensão fase-terra do sistema (Us) ao valor da tensão suportável a impulsos de descargas atmosféricas estipulada normalizada e dividindo a soma por 500 kV/m. 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 3.2.1 Tensões de stress representativas 3.2.1.1 Origem e classificação das tensões de stress Contínua frequência industrial Originada pelo sistema sobre condições normais de funcionamento. 46 Documento normativo IEC 60071 •da amplitude e forma da sobretensão; •das características de proteção do descarregador de sobretensão; •da amplitude e forma da corrente descarregada através do descarregador de sobretensão; •da impedância de onda e/ou capacidade do equipamento a proteger; •da distancia entre o equipamento de proteção e aquele a ser protegido, incluindo as ligações à terra; •do número de linhas conectadas e das suas impedâncias de onda. Para proteção contra sobretensões de descargas atmosféricas, aplicam-se, normalmente, as seguintes correntes nominais para descarregadores de sobretensões: •para sistemas com Umna gama I: 5 kA ou 10 kA; •para sistemas com Umna gama II: 10 kA ou 20 kA. Quando se espera que corrente através do descarregador de sobretensões seja maior do que a corrente nominal deve verificar-se que a tensão residual continua a garantir a devida limitação de sobretensão. As características de proteção de um descarregador de sobretensões só são válidas no local onde se encontra instalado. A limitação da sobretensão correspondente aos terminais do equipamento a proteger deve considerar a distância entre este e o descarregador de sobretensões. Quanto maior for a distância entre ambos, menor a eficiência de proteção. Na realidade, a sobretensão aplicada ao equipamento a proteger aumenta acima do nível de proteção do equipamento de proteção com o aumento da distância entre eles. Uma forma simplificada de estimar a sobretensão representativa aos terminais do equipamento a proteger pode ser realizada a partir da expressão 3.1. Contudo, quando o equipamento a proteger se trata de um transformador, esta expressão deve ser usada cuidadosamente uma vez que uma capacidade superior a 100 pico Farads pode resultar em sobretensões mais elevadas. Urp =Upl +2ST;Upl ≥2ST (3.1) Urp =2Upl;Upl <2S(3.2) Onde Upl é o nível de proteção do descarregador de sobretensões contra impulsos de descargas atmosféricas; Sé o declive da sobretensão determinado por: S=1/(nKcoX)(kV/µs), sendo no número de linhas conetadas em serviço, Kco é a constante atenuante do efeito de coroa e X é a distância entre o local de descarga e a subestação; 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 47 Té o tempo de viagem do impulso de descarga atmosférica determinado por: T=L/c Onde cé a velocidade da luz (300 m/ µs); L=a1+a2+a3+a4(m) (figura 3.3). Figura 3.3: Diagrama de ligação de descarregador de sobretensões ao equipamento a proteger [11] Os valores do declive devem ser selecionados de acordo com a performance a descargas atmosféricas das linhas aéreas conectadas à subestação e no risco de falha adotado da mesma. Mais informação pode ser encontrada no Anexo F da publicação IEC 60071-2. Na determinação da distribuição probabilística da amplitude das sobretensões de origem atmosférica, deve considerar-se a performance das linhas aéreas, o comportamento das ondas viajantes nas linhas aéreas e dentro da subestação e a performance do isolamento e dos descarregadores de sobretensões. Sobretensões de frente muito rápida 48 Documento normativo IEC 60071 As sobretensões de frente muito rápida surgem normalmente na sequência de operação de manobra ou defeitos dentro de subestações isoladas a gás (GIS). A amplitude deste tipo de sobretensões é rapidamente atenuada à saída da subestação. Também podem surgir na média tensão quando os transformadores são do tipo seco e em que as ligações ao equipamento de manobra são muito curtas. A forma de onda da sobretensão caracteriza-se por um forte crescimento perto do seu valor de pico, resultando em tempos de frente abaixo de 0,1 µs. A duração da sobretensão normalmente não ultrapassa os 3 ms, mas pode ocorrer várias vezes. A sua amplitude depende da construção do desconector e da configuração da subestação. Na sequência de defeitos dentro de uma subestação isolada a gás, o equipamento é sujeito a esforços dielétricos devido às sobretensões. A amplitude e forma destas dependem do tipo de ligação ao equipamento e da localização onde ocorreu o defeito. A amplitude pode chegar até 1,6 vezes a tensão de contornamento e conter frequências até 20 Mhz dentro da subestação. 3.2.2 Tensão suportável de coordenação A presente secção foi já previamente abordada nas secções 2.2.4, 2.2.5 e 2.2.6 com base na presente norma, tendo por objetivo dar a conhecer uma visão geral sobre o tema. Contudo, entende-se que alguns aspetos devem agora ser devidamente dissecados. 3.2.2.1 Características de rigidez dielétric do isolamento As características de rigidez dielétrica do isolamento podem ser consultadas em 2.2.4. Probabilidade de descarga disruptiva do isolamento Não existe atualmente nenhum método que permita a determinação da probabilidade de descarga disruptiva de um isolamento não auto regenerativo. Portanto, assume-se que a probabilidade de suportabilidade varia entre 0 % e 100 % para o valor que define a tensão suportável. Para isolamento auto regenerativo, a capacidade de suportar esforços dielétricos causados pela aplicação de um impulso com uma determinada forma pode ser descrita estatisticamente. Para um dado isolamento, e para impulsos de uma dada forma e diferentes valores de pico U, uma probabilidade de disrupção Ppode ser associada a cada valor de U, estabelecendo assim a relação P=P(U). A curva resultante pode ser definida pelos seguintes parâmetros: •U50: corresponde ao valor sobre o qual a probabilidade de suportar uma solicitação dielétrica é de 50 %; •Z: desvio convencional que representa a variabilidade da tensão de contornamento. Este é definido como a diferença entre as tensões correspondentes a uma probabilidade de suportabilidade de 50 % e 16 % respetivamente. Z=U50 −U16 •U0: tensão de truncatura. Define a tensão abaixo da qual não se verificam contornamentos. Normalmente a função Pé descrita por uma função matemática que é completamente descrita pelos parâmetros mencionados. 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 49 Na aplicação do método estatístico para coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta, o uso da distribuição de probabilidade acumulada modificada de Weibull apresenta vantagens relativamente à distribuição Gaussiana. A equação 3.3 representa a função acumulada de Weibull com os parâmetros selecionados de forma a coincidir com a função de probabilidade acumulada Gaussiana nos pontos de 50 % e 16 % de probabilidade de contornamento e de forma a truncar a função a U50 −NZ. P(U) = 1−0,5(1+x N)γ(3.3) Onde x= (U−U50)/Z x sendo o número de desvios convencionais correspondentes a U, e N sendo o número de desvios convencionais correspondentes à tensão de truncatura U0para a qual P(U0) = 0. A distribuição de Weibull proposta pela norma IEC 60071-2 é descrita pela equação 3.4. P(U) = 1−0,5(1+x 4)5(3.4) Os cálculos estatísticos para determinação da performance em campo devem usar informação obtida de ensaios laboratoriais ou de campo. Contudo, se esta não for conhecida, os seguintes valores para o desvio convencional resultantes de uma vasta número de resultados de ensaios são recomendados para cálculos estatísticos: •para impulsos de origem atmosférica: Z=0,03U50 (kV), e •para impulsos de manobra: Z=0,06U50 (kV). O parâmetro U10 (obtido a partir da equação 3.3) correspondente a uma probabilidade de suportabilidade de 90 %, e é usado para descrever a distribuição de probabilidade de suportabilidade juntamente com o desvio: U10 =U50 −1,3Z 3.2.2.2 Critério de desempenho O critério de desempenho pode ser consultado em 2.2.5. 3.2.2.3 Procedimento para coordenação de isolamento A determinação da tensão suportável de coordenação consiste na obtenção do mais baixo valor de tensão suportável do isolamento cumprindo o critério de desempenho quando sujeito a tensões representativas sobre condições de serviço. Existem dois métodos usados para coordenação de isolamento: estatístico e determinístico (ver secção 2.2.6). No entanto, muitas vezes a conjugação de ambos é aplicada. 50 Documento normativo IEC 60071 Procedimento de coordenação de isolamento para tensão permanente à frequência industrial e sobretensões temporárias A tensão suportável para tensão constante à frequência industrial é igual à tensão mais elevada do sistema para isolamento fase-fase e dividida por √3 para isolamento fase-terra, com uma duração igual ao período de vida. Com o método determinístico, a tensão suportável de coordenação de curta duração é igual à sobretensão temporária representativa. Quando o método estatístico é adotado, e a sobretensão temporária representativa é caracterizada por uma característica amplitude/duração, o isolamento que cumpre o critério de desempenho deve ser selecionado, e a amplitude da tensão suportável de coordenação deve ser igual àquela que corresponde à duração de 1 min da característica de tensão suportável amplitude/ duração do isolamento. A coordenação de isolamento deve considerar a presença de poluição. A resposta do isolamento externo à frequência industrial perante a presença de poluição é enfraquecida. Contornamentos do isolamento normalmente ocorrem quando a superfície está contaminada e se torna molhada devido a chuva, nevoeiro, orvalho. Desta forma quatro níveis de poluição são especificados com uma respetiva distância de linha de fuga mínima. Os níveis de poluição são: ligeiro; médio; forte; muito forte,e as respetivas linhas de fuga são: 16; 20; 25; 31 mm/kV. A tabela 3.3 apresenta para cada nível de poluição uma descrição de alguns ambientes correspondentes. Os isoladores devem suportar a tensão mais elevada do sistema em condições de poluição continuamente com um risco de falha aceitável. Deve ainda considerar-se que diferentes tipos de isoladores podem acumular diferentes níveis de poluição perante o mesmo ambiente, assim a severidade da poluição deve ser determinada para cada tipo de isolador a usar. Procedimento para coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta Método determinístico O método determinístico envolve a determinação da máxima tensão causando esforços dielétricos no equipamento e a seleção da mínima rigidez dielétrica do equipamento com uma margem que cobre as incertezas inerentes à determinação desses valores. A tensão suportável de coordenação obtém-se multiplicando o valor máximo assumido da sobretensão representativa pelo fator de coordenação Kcd. Para equipamento protegido por descarregadores de sobretensões o máximo assumido da sobretensão é igual ao nível de proteção contra impulso de manobra do descarregador de sobretensões Ups. No entanto, nesta situação pode verificar-se um forte desvio relativamente à distribuição estatística das sobretensões. Este desvio será tanto maior quanto mais baixo for o nível de proteção comparado com as sobretensões de frente lenta expectáveis, de maneira que pequenas variações na rigidez do isolamento pode ter um grande impacto no risco de falha. Para contrariar este efeito, propõe-se avaliar o fator de coordenação em função da relação entre o nível de proteção a impulsos de manobra dos descarregadores de sobretensões e o valor de 2 % da sobretensão fase-terra esperada Ue2. Ver figura 3.4. 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 51 Figura 3.4: Fator de coordenação determinístico Kcd[11]. Para equipamento não protegido por descarregadores de sobretensões, a sobretensão máxima assumida será igual ao valor de truncatura (Uet ou Upt) e o fator de coordenação determinístico será igual a 1. Método estatístico e correspondente risco de falha O risco de falha fornece a probabilidade de falha do isolamento. Este é expresso em função do número médio de falhas expectáveis do isolamento provocadas pelas solicitações causadas pelas sobretensões. O método estatístico recomendado na presente norma baseia-se nos valores de pico das sobretensões. A distribuição de sobretensões fase-terra de uma determinada origem é determinada a partir das seguintes considerações: •para cada forma de onda de sobretensão, apenas o maior pico de tensão é considerada; •a forma de onda do pico de tensão mais elevado é considerada igual à forma de onda do impulso de manobra; •os maiores picos de sobretensão são da mesma polaridade. Uma vez conhecida a distribuição de sobretensões, f(U), e a correspondente probabilidade de disrupção do isolamento, P(U), o risco de falha do isolamento entre fase e terra é obtido a partir da equação 3.5. R=ZUt U50−4Z f(U)×P(U)dU (3.5) Onde 52 Documento normativo IEC 60071 f(U)é a densidade de probabilidade de ocorrência de sobretensões descrita por uma função Gaussiana truncada ou uma função de Weibull; P(U) é a probabilidade de disrupção do isolamento descrita pela função modificada de Weibull; Uté o valor de truncatura da distribuição de probabilidade de sobretensões; U50 −4Zé o valor de truncatura da distribuição de probabilidade de disrupção. Graficamente o risco de falha pode ser observado na figura 3.5. Figura 3.5: Risco de falha de um isolamento [11]. Se ocorrerem vários picos independentes, o risco total pode ser calculado considerando o risco de falha para todos os picos. Por exemplo, se uma sobretensão de manobra numa determinada fase compreende três picos positivos correspondendo a riscos de falha R1,R2eR3, o risco de falha faseterra é: R=1−(1−R1)(1−R2)(1−R3)(3.6) Se a distribuição de sobretensões é baseada no método phase-peak (no método phase-peak, por cada manobra são incluídos três maiores picos de tensão, um por cada fase), e se o isolamento nas três fases é o mesmo, o risco total de falha é: Rtotal =1−(1−R)3(3.7) 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 53 Se for usado o método case-peak (onde, por cada manobra só é escolhido para a distribuição de sobretensões o maior pico observado nas três fases), o risco total é: Rtotal =R Método estatístico simplificado para sobretensões de frente lenta O método estatístico pode ser simplificado se se assumir que as distribuições de sobretensões e de rigidez de isolamento podem ser definidas por um ponto de cada uma das curvas. A distribuição de sobretensões é identificada pela sobretensão estatística, que é o valor cuja probabilidade de ser excedida é de 2 %. A distribuição de rigidez do isolamento é identificada pela tensão suportável estatística, que é a tensão cuja probabilidade de suportabilidade é de 90 %. E o fator de coordenação estatístico, Kcs, resulta da razão entre a tensão suportável estatística e a sobretensão estatística. Na figura 3.6 é possível observar exemplos de relação entre o factor de coordenação e o risco de falha. Figura 3.6: Risco de falha de isolamento externo em função do fator de coordenação estatístico Kcs [11]. Procedimento para coordenação de isolamento para sobretensões de frente rápida Método determinístico 54 Documento normativo IEC 60071 Para sobretensões de frente rápida de origem atmosférica, o fator de coordenação determinístico Kcd =1 é aplicado ao máximo valor assumido da sobretensão. Isto porque a sobretensão representativa já considera efeitos probabilísticos. Para sobretensões de frente rápida de origem em manobras, aplica-se a mesma relação que se aplica para sobretensões de frente lenta. Método estatístico O método estatístico é baseado na distribuição de probabilidade das sobretensões de origem atmosférica representativas. Como a distribuição de frequência de sobretensões é obtida dividindo a taxa de retorno pelo número total de sobretensões e a densidade de probabilidade f(U)é derivada desse resultado, o risco de falha é calculado pelo mesmo procedimento descrito em 3.2.2.3 para sobretensões de frente lenta. A taxa de cedência do isolamento é igual ao risco de falha multiplicado pelo numero total de sobretensões de origem atmosférica. Para isolamento interno a tensão suportável assumida tem uma probabilidade de não cedência de 100 %. A probabilidade de não cedência a tensões mais elevadas assume-se ser de 0 %. Isto significa que a tensão suportável de coordenação é igual à amplitude da sobretensão de origem atmosférica representativa a uma taxa de retorno igual à taxa de falha adotada aceitável. Para isolamento externo o desvio convencional da probabilidade de descarga é normalmente pequeno comparado com a dispersão das sobretensões. Como simplificação, isso pode ser desconsiderado e a mesma formula que se aplica para isolamento interno pode ser aplicada. 3.2.3 Tensão suportável requerida 3.2.3.1 Generalidades A tensão suportável requerida é determinada tendo em conta fatores suscetíveis de reduzir o isolamento em serviço, para que a tensão suportável de coordenação seja satisfeita no local do equipamento durante o seu período de vida. Os dois principais fatores de correção aplicados são: •fatores de correção associados a condições atmosféricas; •fatores de correção que consideram as diferenças entre as condições de ensaio normalizadas e aquelas encontradas em serviço (fatores de segurança). 3.2.3.2 Correção atmosférica Para isolamento interno assume-se que as condições atmosféricas do ar não afetam as propriedades de isolamento. Para isolamento externo as regras para correção atmosférica das tensões suportáveis são baseadas em medidas de altitudes até 2000 m. Correção atmosférica para espaçamentos no ar (conforme IEC 60060-1) A descarga disruptiva do isolamento externo depende das condições atmosféricas. Normalmente, a tensão de descarga disruptiva para um dado caminho no ar aumenta com o aumento tanto da densidade do ar como da humidade. Contudo, quando a humidade relativa ultrapassa os 80 %, 3.2 IEC 60071-2: Guia de aplicação 55 a tensão de descarga disruptiva torna-se irregular especialmente quando ocorre condensação sobre a superfície de um isolador. A tensão de descarga disruptiva é proporcional ao fator de correção atmosférica Ktque resulta do produto dos fatores de correção de densidade do ar (que depende diretamente da altitude), K1, e humidade, K2. A discriminação destes fatores pode ser encontrada em [13]. Kt=K1×K2(3.8) Para coordenação de isolamento as seguintes recomendações são aplicadas: •para espaçamento no ar e isoladores limpos a correção deve ser efetuada para tensões suportáveis a impulsos de manobra e de origem atmosférica. •para a determinação dos fatores de correção atmosférica, deve assumir-se que os efeitos de temperatura ambiente e humidade tendem a cancelar-se. No entanto, para coordenação de isolamento, apenas a pressão do ar correspondendo à altitude do local necessita de ser considerada para isolamentos secos e molhados. Correção de altitude O fator de correção pode ser calculado a partir da seguinte equação: Ka=em(H 8150 )(3.9) Onde Hé a altitude acima do nível do mar; m=1,0 para tensão suportável de coordenação a impulsos de origem atmosférica; mde acordo com a figura 3.7 para tensão suportável de coordenação a impulsos de manobra; m= 1,0 para tensão suportável de curta duração à frequência industrial de distancias no ar e isoladores limpos. 3.2.3.3 Fatores de segurança Existem diversos fatores relacionados como o modo de operação que influenciam os isolamento elétricos. Estes fatores correspondem às seguintes solicitações causadas durante o funcionamento: •Solicitações térmicas; •Solicitações elétricas; •Solicitações ambientais; •Solicitações mecânicas. Os fatores a ser aplicados compensam os seguintes aspetos: 62 Documento normativo IEC 60071 Para equipamento nesta gama de tensões, IEC 60071-1 especifica tensões suportáveis de curta duração à frequência industrial e a impulsos de descargas atmosféricas normalizadas. Pode considerar-se que, na gama de tensões I, a tensão suportável a impulsos de manobra requerida fase-terra é coberta pela tensão suportável de curta duração à frequência industrial normalizada. As tensões suportáveis a impulsos de manobra requeridas fase-fase devem, contudo, ser consideradas na seleção da tensão suportável a impulsos de descargas atmosféricas ou da tensão suportável de curta duração à frequência industrial normalizada para equipamento à entrada da subestação. Para a seleção da tensão suportável a impulsos de origem atmosférica, muitas considerações tomadas para subestações de distribuição se aplicam às subestações de transmissão na gama I. Contudo, à medida que o equipamento e os locais não são favoráveis, é recomendado que o procedimento para coordenação de isolamento seja realizado para uma série de combinações subestação-linha aérea usando o modelo simplificado descrito no anexo F presente em IEC 60071-2. Subestações em sistemas de transmissão na gama de tensões II Para equipamento nesta gama de tensões, IEC 60071-1 especifica tensões suportáveis a impulsos de manobra e descargas atmosféricas normalizadas. Nesta gama de valores, o uso do método estatístico da coordenação de isolamento deve geralmente ser aplicado. A frequência de sobretensões de manobra e de descargas atmosféricas ocorrerem em simultâneo deve ser analisada cuidadosamente considerando a localização do equipamento na subestação, por exemplo: distinção entre o equipamento na extremidade emissora e recetora da linha de transmissão. A coordenação de isolamento realizada a partir do método determinístico é baseada nas sobretensões temporárias pode resultar em tensões suportáveis demasiado conservativas e portanto, procedimentos mais precisos devem ser aplicados, que tem em conta a duração da sobretensão e a característica de suportabilidade v−tà frequência industrial do isolamento. Capítulo 4 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 Neste capítulo é efetuada uma revisão do Guia de Coordenação de Isolamento [3], orientado para as subestações, seguido pela REN. Esta secção do Guia de Coordenação de Isolamento estabelece princípios gerais sobre a coordenação de isolamento em subestações, assim como os níveis de isolamento adotados para os diversos equipamentos que constituem estas instalações. São também abordados os meios de proteção dos dispositivos. Por fim, será ainda efectuada uma análise comparativa entre este documento e o documento normativo IEC. Esta comparação tem como objetivo a deteção de diferenças entre estes para aplicação de eventuais alterações ao Guia de Coordenação de Isolamento, com vista a uma redução de custos e melhoria de qualidade de serviço. 4.1 Princípios gerais Numa subestação podem encontrar-se diversos tipos de isolamento, nomeadamente: •Distâncias no ar; •Colunas e cadeias de isoladores; •Isolamentos internos e mistos. Relativamente a subestações blindadas (GIS), estas constituem solução para locais com forte poluição, ou em que o espaço seja muito caro. Contudo, os critérios a aplicar são idênticos aos utilizáveis para isolamento interno. Convém salientar que uma falha no isolamento destas subestações é comparativamente mais grave que nas convencionais (exterior com aparelhagem de isolamento no ar). 63 64 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 A importância do equipamento e os ganhos económicos resultantes da redução de isolamento causa condicionalismos importantes à coordenação de isolamento. O transformador é o elemento vital e mais caro pelo que requer uma proteção eficaz e maior sensibilidade na redução dos níveis de isolamento (interno). Um aspeto a ter em conta é o impacto da falha de isolamento sobre a exploração da rede. Para além da componente económica, isto é, o custo do equipamento, tempo necessário para reparação, a continuidade de serviço é uma componente importante. Posto isto, e de forma a conter a diferentes níveis de isolamento no mesmo escalão de tensão, apresentam-se os seguintes critérios: •A proteção do equipamento contra sobretensões atmosféricas deve ser assegurada por DST’s. Estes devem garantir proteção total do transformador; •O equipamento mais exposto, por exemplo painéis de linha, devem ser protegidos por explosores colocados nas cadeias linhas ao pórtico de entrada. •Os pontos anteriores estabelecem proteção contra descargas atmosféricas diretas, bem como uma probabilidade baixa de contornamentos de retorno próximo da subestação. Consideramse improváveis contornamentos para aquém do 5oapoio, pelo que a resistência de terra destes apoios não deve exceder os 15 Ohm. •Recomenda-se escalonar de um degrau os níveis de isolamento entre o transformador de potência e o restante equipamento, devido à diferente exposição a solicitações dielétricas. •Uma seleção ajustada do disjuntor permite manter as sobretensões internas, provocadas pelo corte de correntes indutivas, linhas ou cabos em vazio, razoavelmente reduzidas. •O equipamento deve suportar, com um risco mínimo de contornamento, as sobretensões de manobra. A proteção pode ser efetuada pela instalação de TT’s do tipo indutivo, efetuando descargas através destes. •Sobretensões temporárias podem ser limitadas através da gestão das condições de ligação à terra (politica de neutros), da resposta em regime transitório dos grupos geradores, da existência ou não de compensação de reativa, da topologia da rede e regime de exploração, etc. •Uma limitação à redução dos níveis de isolamento é a tensão à frequência industrial. As razões são: os problemas de envelhecimento do isolamento interno, as dilatações que afetam as distâncias no ar, as oscilações devidas ao vento e razões de segurança e poluição que afeta os isoladores. •A proteção de equipamento do tipo baterias de condensadores e cabos de potência contra sobretensões atmosféricas é assegurada por DST, a não ser que a proteção aplicada aos transformadores seja suficiente. 4.2 Distâncias no ar 65 Através de ensaios de rotina ou de tipo devem ser comprovadas as tensões suportáveis, segundo a garantia do fabricante. As tensões suportáveis deverão ser maiores ou, no mínimo, iguais aos níveis de isolamento especificados. 4.2 Distâncias no ar As distâncias no ar, designadas por distâncias de isolamento, entre partes condutoras não isoladas devem ser garantidas de forma a assegurar as tensões suportáveis fase-terra e fase-fase não inferiores aos níveis de isolamento selecionados. Os níveis de isolamento são selecionados, conforme o nível de tensão mais elevada para o equipamento, a partir das tabelas 4.1 e4.2. Tabela 4.1: Níveis de isolamento interno para transformadoresde potência [3] Tabela 4.2: Níveis de isolamento externo [3] As distâncias no ar devem incluir, para além das distâncias de isolamento, distâncias de segurança que permitam a circulação de pessoas e veículos, possibilidade de execução de trabalhos num painel, mantendo os restantes componentes em serviço. Os principais tipos de distâncias de isolamento fase-terra podem agrupar-se por: 66 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 •Condutores-pórticos (tipo de condutor-estrutura); •“Partes em tensão do equipamento”-pórtico (situa-se entre condutor-estrutura e ponta-estrutura); •Condutores-solo. Quanto a distâncias de isolamento fase-fase, estas podem agrupar-se por: •Condutor-condutor; •Condutores - “partes em tensão de equipamento”; •Intervalo entre polos de equipamento (ponta-ponta). Na tabela 4.3 indicam-se os valores recomendados para as distâncias de isolamento. Tabela 4.3: Distâncias de isolamento [3] Os valores de distância de isolamento fase-fase correspondem a margens na ordem de 15 % relativas às fase-terra. As distâncias de isolamento são valores mínimos, de maneira que devem ainda considerar-se distâncias de segurança. Para além disso, a redução dessas distâncias aumenta o risco de disrupção. Contudo, uma redução é possível, sendo que isso pode tornar necessário a instalação de DST na entrada das linhas, entre fase-terra e mesmo entre fases. As distâncias de isolamento não se aplicam àquelas entre partes em tensão e à massa do equipamento, uma vez que essa segurança é responsabilidade do fabricante. Em alguns equipamentos podem subsistir dúvidas relativamente ao isolamento fase-fase, que pode apresentar dificuldade de comprovação em ensaio e devem comportar margens de segurança relativamente a alterações climáticas. Um exemplo são as travessias dos transformadores de potência nos escalões mais elevados de tensão, e que exige, normalmente, jogar com as inclinações de maneira a obter distâncias aceitáveis. Na tabela 4.4 indicam-se distâncias mínimas a partir das partes metálicas das travessias dos transformadores de potência. Para o restante equipamento o respeito pelos valores fase-fase indicados na tabela 4.3 é suficiente, a não ser que o fabricante indique valores superiores, nesse caso devem ser esses os adotados. 4.3 Colunas e cadeias de isoladores 67 Tabela 4.4: Distâncias de isolamento mínimas para travessias dos transformadores de potência [3] As distâncias indicadas na tabela 4.4 correspondem sensivelmente aos menores valores indicados na norma IEC 60071-2 (fase-terra). Os valores fase-fase correspondem a um acréscimo de 15 % relativamente aos fase-terra. Para travessias entre escalões diferentes de tensão utilizam-se os valores relativos ao escalão mais elevado. 4.3 Colunas e cadeias de isoladores Colunas de isoladores (suporte dos barramentos) e as cadeias isoladores (amarração de ligações tendidas), constituem o suporte mecânico dos intervalos de isolamento no ar entre tubos, cabos condutores e estruturas ligadas à terra. Para colunas e cadeias de isoladores é importante o nível de isolamento a choque atmosférico, que afeta a altura das colunas e distância entre acessórios de guarda da cadeia, mas é crucial o comportamento em atmosfera poluída e à frequência industrial sob chuva ou sobretensão de manobra sob chuva. A tabela 4.5 apresenta tensões suportáveis mínimas, de acordo com a tabela 4.2, e altura nominal para suportes isolantes cilíndricos com armaduras externas. Tabela 4.5: Níveis de isolamento para cadeias e colunas de isoladores [3] As tensões suportáveis para as cadeias de isoladores devem seguir requisitos semelhantes aos da tabela 4.5. Apesar da possibilidade reduzida de descargas diretas sobre equipamentos das 68 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 subestações, recomenda-se a utilização dos valores mais elevados de distância entre dispositivos de proteção previstos na tabela 4.6. Tabela 4.6: Gama de distâncias entre dispositivos de guarda [3] A seleção das características dos isoladores tem por base o comportamento, sob a frequência industrial, à poluição natural. A tabela 4.7 apresenta valores mínimos de linha de fuga e salinidade suportável esperada de acordo com o nível de poluição do local. Tabela 4.7: Níveis de poluição [3] Para equipamento das subestações da rede RNT o nível de poluição ligeira é desprezado, por uma questão de segurança e intermutabilidade com outras instalações. Uma vez que o comportamento à poluição depende de vários fatores como: diâmetro médio, distâncias entre saias, perfil, etc., uma forma mais rigorosa de seleção de isoladores será a partir de ensaios de poluição artificial em vez de uma mera indicação de linha de fuga. A tabela 4.8 estabelece distâncias mínimas entre saias, projeção mínima das saias e fator de linhas de fuga máxima conforme os níveis de poluição. É importante que o fator de linha de fuga não tome valores muito elevados, isso significaria uma aproximação das saias o que poderia levar a curto-circuitos através da chuva entre as saias. Os valores indicados na tabela 4.5 para as alturas dos isolantes cilíndricos podem não ser suficientes para níveis de tensão de 245 kV em ambientes de poluição muito forte, e para os 420 kV em ambientes de poluição forte e muito forte, pelo que pode surgir a necessidade de recurso a colunas mais altas (para um fator de fuga máximo de 3,5 e uma linha de arco de 83 % da altura da coluna). O fator de linha de fuga define-se pelo quociente entre a linha de fuga total, que é o caminho sobre a superfície do isolador, e a linha de arco no ar, que corresponde à menor distância entre as partes metálicas dos isoladores. 4.4 Aparelhagem de corte e manobra 69 Tabela 4.8: Regras relativas à qualidade da linha de fuga dos isoladores [3] 4.4 Aparelhagem de corte e manobra As tensões suportáveis mínimas para seccionadores e disjuntores são apresentadas na tabela 4.9. Tabela 4.9: Tensões suportáveis mínimas para seccionadores e disjuntores [3] Os valores entre parêntesis referem-se a seccionadores. Os disjuntores devem respeitar estes valores, ou no mínimo os relativos ao isolamento fase-terra (abaixo dos 420 kV). Nos 420 kV o segundo valor corresponde ao valor de pico a 50 Hz aplicado ao terminal oposto àquele a que é aplicado o choque. Relativamente ao comportamento à poluição, é aplicável o previsto para as colunas e cadeias de isoladores. Para o isolamento entrada saída dos disjuntores deve considerar-se no mínimo a linha de fuga específica indicada na tabela 4.7. Durante a abertura do disjuntor, ou quando este já se encontraaberto, a solicitação entrada-saída pode ser maior que a fase-terra, o que levanta algumas preocupações particularmente nos disjuntores com uma só camara de corte. 70 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 Para isolamento fase-fase, desde que a distância entre polos seja tal que a probabilidade de disrupção fase-fase seja praticamente nula, é dispensável qualquer verificação. 4.5 Transformadores de medição e condensadores de acoplamento Os níveis de isolamento nominais para este equipamento são apresentados na tabela 4.10. Tabela 4.10: Níveis de isolamento nominais para transformadores de medição e condensadores de acoplamento [3] Os transformadores de medição e condensadores de acoplamento podem considerar-se, em parte, protegidos pelos explosores das cadeias de amarração. Em especial aquando do seccionador de linha aberto. Relativamente ao comportamento sob poluição aplica-se o disposto anteriormente. 4.6 Transformadores de potência A proteção eficaz dos transformadores de potência através da utilização de DST permite a utilização de tensões suportáveis (isolamento interno) mais baixas. Nas tabelas 4.11 e 4.12 são apresentadas tensões suportáveis mínimas para enrolamentos de transformadores de potência protegidos por DST. Tabela 4.11: Tensões suportáveis mínimas para enrolamentos de transformadores de potência protegidos por DST [3] 4.6 Transformadores de potência 71 Tabela 4.12: Tensões suportáveis mínimas para enrolamentos de transformadores de potência protegidos por DST [3] A tensão suportável à frequência industrial para o neutro de transformadores, em sistemas em que este é ligado diretamente à terra, o menor valor é de 38 kV, desde que exista no mínimo um enrolamento em triângulo. Transformadores com neutro levantado em rede de neutro à terra, ou que não disponham de nenhum enrolamento em triângulo, recomenda-se uma redução do nível de isolamento, 72,5; 123; 170 kV para as tensões mais elevadas de 170; 245 e 420 kV respetivamente. Na tabela 4.13 apresentam-se tensões suportáveis mínimas para travessias do lado linha e neutro. As distâncias de isolamento mínimas aplicáveis são apresentadas na tabela 4.4. Para funcionamento sob poluição aplica-se o disposto para colunas e cadeias de isoladores. Tabela 4.13: Tensões suportáveis mínimas para travessias do lado linha e neutro [3] Para tensões mais elevadas para o equipamento, Um, inferiores a 72,5 kV podem considerarse valores comuns entre os enrolamentos e as travessias, assim como para transformadores com possibilidade de funcionar com neutro levantado. Para enrolamento terciários e de baixa tensão, reconhece-se ser boa prática a seleção de um nível acima do recomendado em IEC 60071-1. A prática utilizada pretende evitar o uso de DST, ou outros dispositivos nestes enrolamentos. 78 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 Tabela 4.20: Distâncias adotadas pelo Guia de Coordenação de Isolamento vs IEC, gama II fasefase [3] considerado. Contudo, desconsidera o nível de poluição “ligeira” por uma questão de segurança, ou seja, o nível mais baixo aplicável a subestações é o “médio”, cuja linha de fuga é de 2,0 cm/kV. As tensões suportáveis estão de acordo com a tabela 4.2 para isolamento exterior, que por sua vez são valores normalizados. Juntamente com as tensões suportáveis são apresentadas alturas nominais para suportes isolantes cilíndricos cerâmicos com armaduras metálicas externas. Contudo, estas alturas nominais podem revelar-se insuficientes relativamente à linha de fugas específica, especialmente para tensões mais elevadas de 245 kV e 420 kV. Considerando uma linha de arco de 83 % da altura e considerando um fator de linha de fuga igual a 3,5, obter-se-iam linhas de fugas especificas de: 3,1; 2,9; 2,5; 2,2 cm/kV relativamente às tensões mais elevadas de 72,5; 170; 245 e 420 kV respetivamente. Desta forma, nos escalões de 170 kV e 245 kV não seriam garantidas as linhas de fuga específicas mínimas para o nível de poluição “muito forte”, e no escalão de 420 kV não seriam garantidos os níveis mínimos para os níveis “forte” e “muito forte”. Portanto, conforme o nível de poluição do local, pode existir a necessidade de seleção de colunas com altura nominal superior àquelas apresentadas na tabela 4.5. Relativamente aos restantes escalões de tensão, em princípio estes problemas não se manifestarão, visto que as alturas nominais indicadas representam linhas de fugas específicas superiores as mínimas aconselhadas. 4.10.4 Aparelhagem de corte e manobra As tensões suportáveis mínimas para aparelhagem de corte e manobra (disjuntores e seccionadores) está de acordo com a publicação IEC 60694, e que de resto está conforme os valores apresentados para isolamento externo, relativamente a isolamento fase-terra. No que diz respeito a isolamento longitudinal (entrada-saída) verifica-se uma margem, relativamente a fase-terra, de cerca de 15 %. 4.10 Análise comparativa entre o Guia de Coordenação de Isolamento e documento normativo IEC 60071 79 4.10.5 Transformadores de potência O Guia de Coordenação de Isolamento especifica níveis de isolamento mais baixos para os enrolamentos dos transformadores comparativamente com os níveis exteriores, o que pode não ser coerente com a norma, apesar da utilização de descarregadores de sobretensão. Na realidade, a utilização deste equipamento de proteção reduz o impacto das sobretensões de descargas atmosféricas nos enrolamentos dos transformadores, ou em outro tipo de isolamento interno cujo equipamento se encontra protegido por aqueles dispositivos. Contudo, é desconsiderado o impacto das sobretensões à frequência industrial (50 Hz). Segundo a publicação IEC 60071, aplica-se um fator sobre a tensão representativa (ver secção 3.1.2.3), elevando desta forma o nível de isolamento relativamente ao isolamento externo. Esta situação aplica-se a níveis de tensão mais elevada para equipamento até 245 kV (gama I), onde o nível de isolamento é composto pela tensão suportável de curta duração à frequência industrial e impulsos de descarga atmosférica (choque atmosférico). Convém salientar que esta análise se baseia numa situação pessimista, de acordo com o Anexo H da publicação IEC 60071-2, onde a sobretensão temporária representativa fase-fase resultante do deslastre de carga atinge um valor de 1,4 p.u., o que leva a um valor de sobretensão entre fases de 343 kV, para um sistema cuja tensão mais elevada para o equipamento se cifra nos 245 kV. Apesar de tudo, o que interessa enaltecer é o facto de a seleção dos níveis de isolamento não ser rigorosa, baseando-se apenas no pressuposto que os descarregadores de sobretensões possibilitam a redução do nível de isolamento interno, o que não é de facto verdade para o nível de tensão considerado. Desta forma é descartada uma análise do sistema com vista a uma melhor descriminação das sobretensões esperadas, que poderia levar a uma seleção mais ajustada dos níveis de isolamento e por consequência maior eficiência global da subestação. No que concerne às tensões suportáveis para as travessias dos transformadores, uma vez que se trata de isolamento externo, são adotados os valores apresentados previamente para este tipo de isolamento de acordo com a tabela 4.2. 4.10.6 Proteção do equipamento do painel de linha O Guia de Coordenação de Isolamento estipula a aplicação de explosores nas cadeias de amarração das linhas ao pórtico de entrada de forma a promover a proteção do equipamento do painel de linha. Embora estes equipamentos não sejam normalizados como equipamento de proteção contra sobretensões, a norma admite a sua utilização como forma alternativa de proteção. A publicação IEC 60071-2 prevê que a utilização de outros tipos de dispositivos de proteção, que não DST, depende de fatores como a importância do equipamento a proteger e a consequência da interrupção. Neste caso, o uso de explosores assenta essencialmente na proteção do equipamento do painel de linha aquando da abertura do disjuntor ou seccionador, ou quando estes se encontram já abertos, visto que, encontrando-se estes equipamentos fechados, a proteção é também assegurada pelos descarregadores de sobretensões colocados junto ao transformador. Assim, o emprego de explosores nas cadeias de amarração das linhas ao pórtico pode representar uma mais-valia, evitando a aplicação de descarregadores de sobretensões, que representariam 80 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 um custo acrescido, e promovendo a proteção do equipamento do painel de linha enquanto os dispositivos de manobra e proteção de encontram abertos. Ainda assim, o emprego de explosores apresenta desvantagens que podem colocar em causa a proteção do equipamento a proteger e por sua vez a continuidade de serviço. Por exemplo, aquando da sua atuação estabelece-se um curto-circuito que resulta em esforços eletrodinâmicos e térmicos para o equipamento a proteger; a dificuldade de autoextinção do arco obriga a atuação do disjuntor de forma a eliminar o defeito. Desta forma prejudica-se a continuidade de serviço. Nesta situação, a utilização de DST não apresentaria tais problemas e a continuidade de serviço saía favorecida. Apesar de tudo, a probabilidade de atuação de um explosor é mais reduzida se a linha na qual se aplica for protegida por cabos de guarda, tornando eventualmente não rentável o uso de DST nas cadeias de amarração do pórtico de entrada. A proteção do transformador não é colocada em causa, perante a utilização de explosores, se este for devidamente protegido pelos descarregadores de sobretensões. 4.10.7 Proteção dos transformadores de potência Uma vez que este é o componente de maior importância dentro de uma subestação, a proteção dos transformadores de potência é realizada através de descarregadores de sobretensões. Relativamente ao uso deste equipamento deve considerar-se o seguinte, com base na publicação IEC 60099-5 [14]: Proteção contra sobretensões de frente-lenta A proteção contra sobretensões de frente lenta apenas se justifica para níveis de tensão na gama II, pois na gama I os níveis de isolamento normalizados do equipamento é normalmente elevado o suficiente de tal forma que a proteção contra sobretensões de frente lenta não é necessária. A tensão representativa dos equipamentos protegidos por DST é igual ao nível de proteção ao choque de manobra. Os DST de óxidos metálicos sem explosores são aconselháveis para proteção contra sobretensões de frente lenta em sistemas com sobretensões temporárias moderadas. Pode assumirse que estes limitam sobretensões fase-terra de aproximadamente o dobro da sua tensão estipulada. Assim, DST de óxidos metálicos são adequados para a limitação de sobretensões de frente lenta originadas pela ligação e religação de linhas, corte de corrente indutivas e capacitivas, mas não de sobretensões causadas por defeitos à terra. Proteção contra sobretensões de origem atmosférica Um fator a ter em conta é que a sobretensão é mais elevada aos terminais do equipamento a proteger do que aos terminais do DST. Assim, a distância entre estes deve ser reduzida ao mínimo. No entanto, as situações mais severas ocorrem quando as linhas conectadas não são protegidas por cabos de guarda, ou a própria subestação não é ela própria protegida. Em subestações com várias linhas conectadas protegidas por cabos de guarda, e em que existe um largo número de equipamentos, desde transformadores, equipamento de manobra e equipamento de medida, os DST não 4.10 Análise comparativa entre o Guia de Coordenação de Isolamento e documento normativo IEC 60071 81 necessitam de ser colocados exatamente aos terminais do transformador. Dessa forma promove-se também uma melhor proteção para o restante equipamento. No entanto, devem utilizar-se métodos descritos em [14], secção 4.3.2 para determinar as máximas distâncias de separação entre o DST e o transformador. 4.10.8 Proteção de baterias de condensadores Derivado da importância deste equipamento para o bom funcionamento do sistema, a sua proteção deve ser assegurada por DST, de acordo com a publicação IEC 60071-2. Embora, conforme o Guia de Coordenação de Isolamento, as sobretensões de origem atmosféricas atingem essencialmente os isoladores de suporte e não os elementos capacitivos constituintes da bateria, o que leva a ponderar a não necessidade de proteção. Fatores como a presença de outras linhas conectadas ao mesmo barramento, que reduzem o impacto da sobretensão, e a utilização de DST para proteção do transformador no mesmo nível de tensão favorecem a não utilização de proteção dos painéis das baterias de condensadores. Contudo, constitui uma boa prática a aplicação de proteção destes painéis por DST, principalmente em subestações com elevado relevo no sistema, como é uma subestação da rede de transmissão. 4.10.9 Proteção de cabos isolados de alta tensão O Guia de Coordenação de Isolamento prevê a proteção dos cabos isolados de alta tensão por DST em situações em que se prevejam penetrações de sobretensões importantes. Esta opção está de acordo com o previsto na norma, isto é, um equipamento deve ser protegido por DST se o equipamento ficar sujeito a sobretensões perigosas, principalmente se se tratar de um equipamento importante para a instalação. 82 Guia de Coordenação de Isolamento aplicado às subestações e análise comparativa com IEC 60071 Capítulo 5 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento e Caso de estudo Nesta secção serão apresentadas possíveis alterações ao Guia de coordenação de isolamento. Tais alterações visam uma melhor coordenação de isolamento em subestações tendo em vista uma redução de custos e melhoria da fiabilidade da instalação, sendo que estes objetivos não serão, em princípio, obtidos simultaneamente. Note-se que a REN se encontra a proceder à revisão do documento em causa. 5.1 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento 5.1.1 Níveis de isolamento nominal Quanto aos níveis de isolamento estipulados pelo GCI, sugere-se que estes sejam seleccionados caso a caso aplicando o algoritmo de coordenação de isolamento sugerido pelo documento normativo IEC 60071-1 (3.1). Desta forma obter-se-ão níveis de isolamento específicos de cada instalação, em vez de níveis comuns entre diferentes subestações que poderão ser sujeitas a diferentes solicitações elétricas, mesmo que se encontrem no mesmo nível de tensão. Este procedimento poderá, ainda assim, levar a níveis de isolamento, na maioria das vezes, iguais àqueles já recomendados pelo GCI, o que é compreensível visto que estes foram já seleccionados com base na experiência adquirida. Apesar de tudo, sendo as subestações instalações em que a fiabilidade é um factor de elevada importância, o rigor na seleção dos níveis de isolamento é também relevante. Associado a este rigor pode também advir uma redução de custos em determinadas situações. Outro aspecto que pode ser tomado em consideração, e que o GCI desconsidera, é a distinção entre o equipamento de entrada de linha na subestação e o restante equipamento. Isto é, nem todo o equipamento constituinte da subestação é sujeito às mesmas solicitações. Aquele que é colocado entre a cadeia de amarração de entrada e o disjuntor de corte da linha, ou seccionador, pode ser 83 84 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento e Caso de estudo exposto a diferentes solicitações, mais severas, relativamente ao restante equipamento, nomeadamente quando estes equipamentos de manobra se encontram abertos. Esta distinção pode levar a considerar a utilização de descarregadores de sobretensões na entrada das linhas na subestação, promovendo a devida proteção para o equipamento de entrada, assim como uma proteção adicional para o restante equipamento. Não se justificando o emprego de descarregadores de sobretensões, esta distinção pode representar uma redução do nível de isolamento do restante equipamento relativamente ao de entrada. Relativamente ao nível de isolamento interno, o GCI estipula um nível abaixo daquele considerado para isolamento externo. Com base no anexo H da publicação IEC 60071-2, é possível observar que o nível de isolamento interno não é propriamente menor que aquele considerado para o exterior, apesar do uso de descarregadores de sobretensões, principalmente devido às solicitações à frequência industrial. Este facto resulta aplicação de factores de segurança no processo de coordenação de isolamento, e que não são tomados em consideração pelo GCI. Desta forma, mais uma vez, recomenda-se o cumprimento do processo de coordenação de isolamento constante no documento normativo IEC. 5.1.2 Distâncias de isolamento no ar As distâncias de isolamento recomendadas pelo GCI são, em quase todos os níveis, superiores aos aconselhados pelo documento normativo IEC, embora sejam bastante próximos em alguns casos, conforme se comprova a partir das tabelas 4.18, 4.19 e 4.20. As maiores diferenças encontram-se nos níveis de tensão mais elevada para o equipamento de 170 kV e 245 kV, para isolamento fase-fase. Mais uma vez, o facto de o GCI estipular apenas um nível de isolamento externo por cada nível de tensão mais elevada para o equipamento compromete a otimização da coordenação de isolamento. O GCI especifica apenas um conjunto de distâncias de isolamento por cada nível de tensão mais elevada para o equipamento, ao passo que a norma especifica mais que um excepto para Um=72,5kV, conforme se comprova pelas tabelas 4.18, 4.19 e 4.20. Deste ponto de vista, a disparidade entre o GCI e a norma pode tornar-se ainda maior. No nível de Um=420kV as diferenças são bastante reduzidas, mas o mesmo problema relativamente à especificação de apenas um nível de isolamento também aqui se aplica. As alterações a este nível depende essencialmente dos níveis de isolamento adotados, visto que as distâncias consideradas pelo GCI, apesar de superiores, se aproximam das sugeridas pela norma. Se o nível de isolamento necessário a um equipamento fosse inferior ao adotado pelo GCI, optar por distâncias recomendadas pelo documento normativo poderia representar um impacto considerável na redução do espaço necessário. Apesar de tudo sugere-se a adoção das distâncias mínimas apontadas pelo documento normativo IEC 60071-1. 5.1 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento 85 5.1.3 Colunas e cadeias de isoladores No que diz respeito a colunas e cadeias de isoladores, chama-se a atenção, mais uma vez, para os níveis de isolamento considerados. Uma eventual redução do nível de isolamento necessário terá impacto no custo das cadeias e colunas isolantes. Contudo, no que concerne a isoladores, é crucial o funcionamento em atmosfera poluída, pelo se devem considerar linhas de fuga específicas de acordo com o nível de poluição do local. A seleção desadequada do nível de poluição, isto é, optar por um nível mais elevado do que o necessário também influenciará o custo deste equipamento. Desta forma sugere-se uma seleção adequada do nível de poluição de acordo com o local. Relativamente ao tipo de isoladores utilizados, são comummente empregues isoladores cerâmicos ou de vidro. Atualmente é reconhecido o melhor comportamento dos materiais compósitos. Estes apresentam melhor comportamento à poluição e maior rigidez mecânica [15], pelo que representam uma melhor solução que os tradicionais cerâmicos. 5.1.4 Transformadores de potência As alterações propostas, ao nível dos transformadores de potência, dependem de uma análise das solicitações que podem advir do sistema em que estes se integram. Conforme analisado em 4.10.5, assumir um nível de isolamento mais baixo para o isolamento interno pode não estar correcto, principalmente para sistemas de tensão mais elevada para o equipamento até 245 kV, onde o nível de isolamento é composto por uma tensão suportável à frequência industrial e uma a impulsos de descargas atmosféricas. Nestes níveis de tensão verifica-se que, para sobretensões temporárias, a tensão suportável para isolamento interno é maior que para isolamento externo, apesar de se verificar o inverso no que concerne a sobretensões de frente rápida. De facto, as solicitações de frente rápida sobre equipamento protegido por DST são menores para o isolamento interno. Contudo, visto que uma das tensões suportáveis que constituem o nível de isolamento é superior para isolamento interno, pode estar a cometer-se um erro considerar um nível de isolamento menor do que aquele para isolamento externo. Esta situação provém dos factores de segurança considerados (Ks=1,05 para isolamento externo e Ks=1,15 para isolamento interno) na determinação das tensões suportáveis requeridas. Para níveis de tensão superior a 245 kV, com base no exemplo H.2 da publicação IEC 600712, verifica-se que as tensões suportáveis requeridas para isolamento interno são efectivamente menores que aquelas para isolamento externo, no entanto não são suficientemente mais baixas para que se possa considerar um nível de isolamento interno inferior ao externo. Assim, a proposta de alteração ao GCI é que não se adotem níveis de isolamento interno inferiores ao externo, a não ser que seja provado que as solicitações sobre tal isolamento sejam de facto inferiores, permitindo uma redução a esse nível. A melhor forma de efectuar esta verificação é através da avaliação das solicitações espectáveis e pela aplicação dos devidos factores de coordenação, segurança e correcção de altitude. 86 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento e Caso de estudo 5.1.5 Proteção do equipamento 5.1.5.1 Painel de linha A proteção dos painéis de linha é actualmente assegurada por explosores, o que, conforme analisado em 4.10.6, se adequa quando as linhas conectadas à subestação, e a própria subestação, são devidamente protegidas por cabos de guarda. Esta proteção por cabos de guarda limita a incidência de descargas atmosféricas sobre os condutores de fase e por consequência as sobretensões de frente rápida. Ainda assim, este tipo de sobretensões não é totalmente eliminado, sendo que estas podem ainda surgir na sequência de manobras ou por contornamentos de retorno devido a descargas atmosféricas sobre os condutores de guarda. Refira-se, no entanto, que quanto mais elevada a tensão nominal do sistema, menor o impacto de descargas atmosféricas. Tendo em conta estes fatos, e considerando as desvantagens descritas em 4.10.6 relativamente aos explosores, sugere-se a aplicação de DST, em vez destes na entrada das linhas nas subestações, de acordo com o nível expectável de incidência de sobretensões de frente rápida. Assim, se se verificar uma probabilidade considerável de contornamento dos explosores, a aplicação de DST representaria uma solução mais fiável relativamente à proteção do equipamento do painel de linha e com vantagens para a qualidade de serviço. 5.1.5.2 Restante equipamento Quanto ao restante equipamento da subestação, nomeadamente transformadores de potência, baterias de condensadores e cabos de alta tensão, visto que a proteção prevista é assegurada por descarregadores de sobretensões, não se prevêem alterações a este nível. Considera-se portanto que os dispositivos utilizados para o efeito representam a melhor solução disponível. 5.2 Caso de estudo O caso de estudo, ao qual se tentarão aplicar as alterações propostas anteriormente em 5.1, trata-se da Subestação de Tavira, explorada pela REN. Esta nova subestação compreende três níveis de tensão: 400 kV, 150 kV e 60 kV. Segundo a memória descritiva do projecto da instalação em causa, o objetivo desta nova subestação é a melhoria da alimentação em termos de continuidade e qualidade de serviço, constituindo um apoio à rede de 150 kV a partir dos 400 kV. O estabelecimento da interligação com Espanha, a partir dos 400 kV, permitirá aumentar a capacidade técnica de trocas entre a REN e a REE. 5.2.1 Configuração final da subestação A configuração final da subestação inclui os painéis de linhas a seguir apresentados: 400 kV (tipologia “Disjuntor e 1/2”) •5 Módulos disjuntor e 1/2, incluindo os seguintes painéis: 5.2 Caso de estudo 87 •6 Painéis de linha; •3 Painéis autotransformador 400/150 kV (450 MVA); •1 Painel de reactância shunt. 150 kV (tipologia “dois barramentos principais e barramento de transferência”) •3 Painéis autotransformador; •8 Painéis de linha; •3 Painéis de transformador 150/60 kV (170 MVA); •1 Painel interbarras/bypass/TT/ST. 60 kV (tipologia “dois barramentos principais, com disjuntores extraíveis”) •3 Painéis de transformador; •10 Painéis de linha; •2 Painéis baterias de condensadores •1 Painel interbarras/TT/ST. 5.2.2 Disposição geral e tecnologia de construção Todos os postos (400 kV, 150 kV e 60 kV) que integram a subestação são do tipo convencional, exterior, com aparelhagem de alta tensão de isolamento no ar. Relativamente às topologias, foram adotadas as seguintes: •400 kV: Disjuntor e 1/2; •150 kV: Dois barramentos principais (BI e BII) e Barramento de transferência (BBP); •60 kV: Dois barramentos principais (BI e BII), com disjuntores extraíveis. Quanto às cotas das ligações em alta tensão, as seguintes foram adotadas: 400 kV: •Barramentos: cota 12,05 m; •Ligações AT: plano inferior, cota média de aproximadamente 7 m; plano superior, ligações tendidas à cota de 23 m. 150 kV: •Barramentos: cota 7,20 m; 94 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento e Caso de estudo tempo e portanto estes podem ainda assim apresentar-se vantajosos relativamente aos demais. Desta forma sugere-se optar também por isoladores em materiais compósitos nas cadeias de amarração. 5.2.6.4 Aparelhagem de corte e manobra Os níveis de isolamento seleccionados para o equipamento de corte e manobra, tabelas 5.2 e 5.3, estão de acordo com aqueles sugeridos pelo GCI, tabela 4.2. A este nível, a possibilidade de alteração depende do nível de isolamento exterior considerado. Conforme analisado em 4.10.1, existem níveis de tensão onde se adotaram as tensões suportáveis normalizadas máximas. Esta é uma visão pessimista, o que leva a crer que existe a possibilidade de redução de isolamento em determinadas situações. Portanto, aquilo que se sugere em relação à aparelhagem de corte e manobra, com vista a eventual redução de custos, vem na sequência do já sugerido para os níveis de isolamento, que é efectuar uma análise das sobretensões e aplicar o método de coordenação de isolamento de acordo com a IEC 60071-2 com vista à seleção das tensões suportáveis mais adequadas. 5.2.6.5 Transformadores de medição Relativamente aos transformadores de medição verifica-se a mesma situação que aquela observada para a aparelhagem de corte e manobra. Os níveis de isolamento considerados, 5.1 estão de acordo com a tabela 4.2. Portanto, as tensões suportáveis para este equipamento serão afectadas pela medida tomada para a seleção dos níveis de isolamento. 5.2.6.6 Transformadores de potência Em relação aos transformadores de potência, aplica-se também o já disposto para a aparelhagem de corte e manobra e transformadores de medição no que concerne aos níveis de isolamento. Ou seja, sugere-se que os níveis de isolamento sejam seleccionados com base no procedimento de coordenação de isolamento de acordo com IEC 60071-2. Verifica-se ainda que as tensões suportáveis para o isolamento interno, tabela 5.4, são inferiores ao isolamento externo para o restante equipamento, o que está de acordo com a tabela 4.1. Relativamente a este aspecto, sugere-se, em conformidade com o disposto em 5.1.4, optar por um nível de isolamento interno equivalente àquele considerado para o exterior. 5.2.6.7 Proteção do painel de linha A proteção dos painéis de linha é assegurada por hastes de descargas (explosores) montadas nas cadeias de amarração das linhas aos pórticos. Conforme analisado em 4.10.6, a actuação dos explosores apresenta inconvenientes para a instalação. Estes inconvenientes que resultam do estabelecimento de um curto-circuito, causando esforços electrodinâmicos sobre as cadeias onde este se estabelece e provocando o accionamento do disjuntor, necessário na dissipação do 5.2 Caso de estudo 95 curto-circuito, podem ser eliminados através da utilização de DST. Além disso, a utilização destes dispositivos na entrada das linhas na subestação pode ainda promover uma redução do nível de isolamento no restante equipamento. Desta forma, sugere-se a aplicação de DST como alternativa aos explosores. 5.2.6.8 Proteção do transformador de potência A proteção dos transformadores de potência é assegurada por meio de DST de óxidos metálicos sem explosores, conforme disposto em 5.2.5. O tipo de DST considerado representa uma tecnologia actual com melhor comportamento relativamente aos clássicos de carboneto de silício, conforme descrito em 2.2.3.4. Portanto, relativamente à proteção dos transformadores de potência observa-se uma proteção efectiva através de equipamento normalizado, pelo que não se prevêem propostas de alteração a este nível. 5.2.6.9 Proteção de baterias de condensadores Comparativamente com a proteção dos transformadores de potência, também as baterias de condensadores são protegidas contra sobretensões através de descarregadores de sobretensões. Estes são do mesmo tipo daqueles utilizados para os transformadores de potência e reactância shunt, conforme o disposto em 5.2.5. Portanto, no que diz respeito à proteção das baterias de condensadores não se prevêem propostas de alteração. 5.2.6.10 Resumo das alterações propostas As alterações propostas são as seguintes: •seleção dos níveis de isolamento para os equipamentos de acordo com o procedimento sugerido pelo guia de aplicação da publicação IEC 60071-2; •adotar niveis de isolamento interno e externo iguais; •redução das margens de distâncias de isolamento no ar em 10 %; 15 % e 16 % para os níveis de 400 kV; 150 kV e 60 kV respetivamente; •optar por cadeias e colunas de isoladores compósitos; •Substituição dos dispositivos de proteção das cadeias de amarração (haste de descarga) por descarregadores de sobretensões; 96 Propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento e Caso de estudo Capítulo 6 Conclusão e Trabalhos Futuros 6.1 Conclusão O sistema elétrico de energia apresenta-se em grande parte instalado exteriormente, sujeito a diversos agentes, como por exemplo às descargas atmosféricas ou a queda de árvores sobre as linhas de transmissão. Estes agentes externos ao sistema irão introduzir sobretensões no mesmo. No caso das descargas atmosféricas porque se trata de uma injeção de corrente elétrica que fará elevar rapidamente a tensão, e no segundo caso pode ser provocado um defeito à terra que elevará a tensão nas restantes fases. As sobretensões mencionadas são chamadas de origem externa, contudo, as sobre elevações de tensão podem ser originadas internamente ao sistema através de energização ou reenergização de uma linha em vazio, corte de correntes indutiva ou capacitavas, deslastre intempestivo de carga, curto-circuitos e condições de ressonância. As sobre elevações de tensão irão afetar os equipamentos de forma diferente, conforme a sua forma, amplitude e duração, portanto podem classificar-se como sobretensões temporárias, sobretensões de frente lenta e frente rápida. De forma a garantir uma boa qualidade de serviço aos consumidores torna-se necessário garantir o menor número de falhas possível. Para tal será crucial tomar medidas de redução de sobretensões assim como selecionar o equipamento de forma que suporte, quase na totalidade, os surtos a que é sujeito. Como é impossível prever exatamente a ocorrência das sobretensões e as suas amplitudes, torna-se, tanto económica como tecnicamente, impraticável o dimensionamento do equipamento de forma a suportar toda e qualquer sobretensão a que é sujeito. Desta forma surge a necessidade da coordenação de isolamento, que consiste em determinar a menor rigidez dielétrica do equipamento, com um risco de falha aceitável, com a melhor relação técnico-económica com vista à garantia da sua proteção contra as solicitações dielétricas existentes no sistema tendo em conta o ambiente de serviço e as características disponíveis do equipamento de proteção. O processo de coordenação de isolamento é constituído, segundo a norma internacional IEC 60071, por quatro etapas. A primeira consiste em avaliar as sobretensões representativas do sistema. Estas têm formas normalizadas e é esperado que tenham o mesmo impacto dielétrico no 97 98 Conclusão e Trabalhos Futuros isolamento que as sobretensões do sistema. Na segunda etapa são encontradas as tensões suportáveis de coordenação, que representam as tensões que satisfazem o critério de desempenho. Estas são obtidas multiplicando as tensões representativas pelo fator de coordenação. Este depende do tipo de método utilizado, determinístico ou estatístico. Na terceira etapa determinam-se as tensões suportáveis requeridas. Aqui são aplicados fatores de correção para compensar as variações do comportamento do isolamento de acordo com a altitude da instalação e ainda fatores de segurança. Este último tem por objetivo compensar diferenças na conceção dos equipamentos, qualidade da instalação, envelhecimento durante o período de vida do equipamento, entre outros. A última etapa corresponde à seleção dos níveis de isolamento normalizados. Nesta fase, dependendo do nível de tensão do sistema, pode ser necessário converter tensões suportáveis ao choque de manobra em tensões suportáveis à frequência industrial assim como ao choque atmosférico, ou converter tensões suportáveis à frequência industrial em tensões suportáveis ao choque de manobra. A seleção dos níveis de isolamento é efetuada a partir dos valores normalizados presentes em IEC 60071-1. No que respeita a subestações, os isolamentos envolvidos são as distâncias de isolamento no ar, colunas e cadeias de isoladores e ainda isolamentos internos e mistos. A análise comparativa entre o Guia de Coordenação de Isolamento e o documento normativo IEC 60071 consistiu na análise dos níveis de isolamento dos diferentes componentes, das distâncias de isolamento no ar e dos equipamentos de proteção. Após a análise comparativa verificou-se à partida que os níveis de isolamento adotados pelo GCI são valores normalizados e contantes na norma. Contudo, verificou-se também que os níveis de isolamento não são selecionados caso a caso, sendo que são adotados sempre os mesmos valores para cada patamar de tensão mais elevada do sistema. Além disso, por cada nível de tensão é apenas adotado pelo GCI um nível de isolamento (externo), enquanto a norma apresenta dois ou mais exceto para o nível de tensão mais elevada para o equipamento de 72,5 kV (note-se que os níveis em análise são: 72,5 kV, 170 kV, 245 kV e 420 kV). Observou-se ainda que os níveis de isolamento interno adotados pelo GCI se situam um patamar abaixo daquele apontado para o isolamento exterior, para o mesmo nível de tensão. Com base nos exemplos presentes no documento IEC 60071-2 esta consideração não se verifica e portanto considera-se que a mesma não é correta. A sugestão apontada no que respeita aos níveis de isolamento é que se realize uma análise das solicitações dielétricas a cada caso e que se aplique o processo de coordenação de isolamento apontado pela IEC 60071. As considerações relativas aos níveis de isolamento aplicam-se a todos os equipamentos nomeadamente colunas e cadeias de isoladores, aparelhagem de corte e manobra, transformadores de medição e potência. Assim, uma possível redução do nível de isolamento afeta todo o equipamento da subestação tendo um impacto significativo no custo da mesma. Relativamente às distâncias de isolamento mínimas adotadas pelo GCI observou-se que estas se apresentam próximas daquelas apontadas pelo documento normativo, embora um pouco superiores especialmente nas distâncias fase-fase. No entanto, o GCI indica apenas um conjunto de distâncias mínimas (este conjunto é composto 6.2 Trabalhos Futuros 99 por uma distância fase-fase e outra fase-terra) por cada patamar de tensão mais elevada para o equipamento, ao passo que a norma indica dois ou mais, excepto para o patamar de 72,5 kV. Isto deve-se ao facto de a norma considerar mais que um nível de isolamento por cada patar de tensão mais elevada para o equipamento. Comparando as distâncias mais baixas sugeridas pela norma com aquelas sugeridas pelo GCI, então a diferenças entre ambas aumenta significativamente. Contudo, as distâncias realmente utilizadas nas instalações comportam margens significativas por uma questão de segurança. A adoção das distâncias mínimas sugeridas pela IEC por si só não teria impacto relevante, mas associando a estas uma redução das margens pode ter uma impacto considerável. Em termos de proteção de equipamentos, o GCI estipula a utilização de descarregadores de sobretensões para a proteção dos transformadores de potência, baterias de condensadores e cabos de alta tensão. Estes dipositivos de proteção são os únicos efetivamente recomendados pela norma, embora se admita a utilização de outros dispositivos de proteção dependendo da importância do equipamento e das consequências da sua saída de serviço. Como os transformadores de potência e baterias de condensadores, assim como os cabos de alta tensão (dependendo da sua função), representam elementos de elevada importância no sistema, os DST constituem a melhor solução no que respeita a proteção contra sobretensões. Desta forma nenhuma sugestão a este nível foi sugerida, assumindo que as soluções adotadas são as melhores. Os painéis de linha, conforme o GCI, devem ser protegidos por hastes de descarga (explosores). Estes dispositivos de proteção contra sobretensões representam uma solução económica mas apresentam inúmeras desvantagens. Por exemplo, aquando da sua atuação estabelece-se um curto-circuito que causa esforços eletrodinâmicos nos equipamentos a proteger, apresenta dificuldade de extinção do arco o que leva à atuação do disjuntor afetando a continuidade de serviço, o estabelecimento do curto-circuito introduz outra sobretensões no sistema. Desta forma sugeriu-se a instalação de DST como dispositivo de proteção contra sobretensões dos painéis de linha. O caso de estudo analisado segue as recomendações do Guia de Coordenação de Isolamento pelo que as propostas de alteração sugeridas para o GCI aplicam-se também a este caso específico. Em termos de colunas e cadeias de isoladores observou-se que são ainda utilizados isoladores cerâmicos. Atualmente os isoladores compósitos apresentam vantagens, tanto em termos de comportamento dielétrico como mecânico, promovendo um incremento da fiabilidade, além de serem consideravelmente mais leves facilitando a sua instalação e transporte favorecendo ainda a redução de custos de instalação. 6.2 Trabalhos Futuros Durante o desenvolvimento da presente dissertação observou-se que, no projeto de uma nova subestação, não são analisadas as sobretensões à entrada da mesma, sendo que a seleção dos níveis de isolamento são adotados a partir de valores pré-estabelecidos. Desta forma, seria interessante efetuar um estudo das sobretensões afetando uma subestação atualmente em funcionamento, e 100 Conclusão e Trabalhos Futuros realizar a coordenação de isolamento, de acordo com o guia de aplicação IEC, com vista à comparação com os valores previamente adotados. Com este trabalho pretender-se-ia avaliar as mais valias do recurso ao guia de aplicação IEC. Uma das propostas de alteração ao Guia de Coordenação de Isolamento foi a substituição de das hastes de descargas, utilizadas nas cadeias de amarração, por descarregadores de sobretensões. Assim, um possível trabalho futuro seria estudar a viabilidade da utilização de descarregadores de sobretensões em alternativa aos explosores avaliando em qual dos casos o impacto para a rede seria menor. Finalmente, uma vez que começa a ser cada vez mais comum optar por subestações blindadas em vez de subestações isoladas ao ar, haveria interesse em efetuar uma análise comparativa da fiabilidade entre ambos os tipos de subestação. Referências [1] Boris Shvartsberg. Fundamentals of modern electrical substations-part 1: Mission of electrical substations and their main components, 2012. [2] W. Diesendorf. Insulation Co-ordination in High-voltage Electric Power Systems. Butterworth and Co (Publishers) Ltd., First edição, 1974. 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