Thesis - Técnico Lisboa

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Coordenação de isolamento em linhas aéreas Metodologias e Aplicação à Compactação de Linhas REN Miguel Carlos Valentim do Rosário Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco Orientadora: Profª Doutora Maria Teresa Nunes Padilha de Castro Correia de Barros Vogal: Prof. Doutor António Carlos Sepúlveda Machado e Moura Maio de 2011 2 Agradecimentos Esta dissertação foi o resultado de vários meses de trabalho e dedicação, para o qual várias pessoas contribuíram. A todas elas quero agradecer e exprimir o meu mais profundo reconhecimento pelo apoio, orientação e dedicação que prestaram e sem os quais a realização desta dissertação não teria sido possível. Em especial: À orientadora, a Professora Doutora Maria Teresa Correia de Barros, pela valiosa experiência e conhecimento que me transmitiu ao longo destes meses de trabalho, mas acima de tudo pelo apoio, disponibilidade e exigência que sempre demonstrou. Ao Dr João Tiago Sandes da REN, pelo fornecimento de documentos da biblioteca da REN que se revelaram fundamentais para a execução desta dissertação. Particularmente, pela paciência que demonstrou na digitalização dos mesmos. Aos pais, pela constante presença e acompanhamento, e em especial pela compreensão demonstrada nas várias paragens em estradas desertas para fotografar linhas eléctricas. Quero agradecer também à restante família, em especial aos avós, pela força e motivação que sempre me deram para a finalização desta etapa. À namorada Joana Palhais, pelo inesgotável carinho, dedicação e atenção que sempre demonstrou, mesmo nas alturas mais complicadas. Mas também pelas longas horas passadas em correcções, revisões e sugestões, e pelo espírito crítico que sempre ofereceu. Um especial agradecimento também à sua família pela disponibilidade e hospitalidade. 3 4 Resumo São analisadas as metodologias de coordenação de isolamento e é apresentado um programa realizado pelo autor, que executa o algoritmo de coordenação de isolamento proposto pelas normas da Comissão Electrotécnica Internacional. Também derivado desta análise, é apresentada uma metodologia que visa a compactação de configurações de apoios de linhas aéreas. Daqui resultam propostas de configurações alternativas às existentes e são estudados os benefícios que advêm deste tipo de acção. A análise da metodologia geral de coordenação de isolamento é realizada através de uma comparação das metodologias presentes nas normas internacionais (CEI e IEEE). No que diz respeito ao caso específico de linhas aéreas, é efectuada uma análise mais detalhada do método de coordenação de isolamento, entre as normas da CEI e o guia de coordenação de isolamento da REN (ex-EDP). Esta centra-se primeiramente nas solicitações dieléctricas que a linha deverá suportar, depois na suportabilidade à disrupção que os elementos isolantes asseguram às anteriores, terminando com os métodos utilizados para a conjugação destes dois factores. Centrando-se esta dissertação em linhas aéreas cujo principal componente de isolamento é o ar, é feita também uma análise das distâncias necessárias entre componentes nas várias configurações presentes numa linha. Com este objectivo, para além da atenção dada à evolução dos modelos que caracterizam a disrupção dieléctrica do ar, são também analisadas as distâncias reais implementadas nas linhas da REN. Palavras-chave: Coordenação de isolamento, Linhas aéreas, Compactação de linhas, Disrupção dieléctrica de longos intervalos de ar, Sobretensões, Normas de isolamento. 5 Abstract Insulation coordination methodologies are analyzed and a program built by the author is presented, which executes the insulation coordination algorithm proposed by the standards of the International Electrotechnical Comission (IEC). Also resulting from this analysis, a methodology for compacting transmission power lines is presented, where alternative tower configurations are proposed and the benefits of this action are analysed. The general analysis of the insulation coordination methodology is carried out by a comparison of the methodologies presented in the international standards (IEC and IEEE). In what concerns the specific case of line insulation, a more detailed analysis is made of the insulation coordination methodology presented in the IEC standards and the insulation coordination guide provided by REN (national electric grid operator, former EDP). This analysis begins to focus on the dielectric stresses that the line insulation must stand, then the strength provided by the insulation as regards the previously presented stresses, and finishes with the methods used in the conjugation of these two factors. Since this dissertation is concerned about overhead transmission lines, whose major insulation component is air, an analysis of the required distances between the variety of components that constitute a power line tower is also made. For that purpose, beyond the attention given to the evolution of the models that characterize the dielectric disruption, the real distances implemented in the transmission lines owned by REN are also analyzed. Key-words: Insulation coordination, Overhead transmission lines, Line compaction, Dielectric breakdown of long air gaps, Overvoltages, Insulation standards. 6 Índice Agradecimentos ...................................................................................................................................... 3 Resumo .................................................................................................................................................... 5 Abstract ................................................................................................................................................... 6 Lista de figuras......................................................................................................................................... 9 Lista de tabelas ...................................................................................................................................... 13 Lista de abreviaturas e símbolos ........................................................................................................... 14 1. Introdução ..................................................................................................................................... 15 2. Metodologias e normas de coordenação de isolamento .............................................................. 19 3. 2.1. Conceitos e fundamentos gerais ........................................................................................... 19 2.2. Norma CEI 60071-1 ............................................................................................................... 20 2.3. Norma IEEE Std 1313 ............................................................................................................. 22 2.4. Comparação CEI vs IEEE ........................................................................................................ 23 Coordenação de isolamento em linhas aéreas ............................................................................. 27 3.1. Solicitações dieléctricas normalizadas .................................................................................. 27 3.1.1. Regime permanente ...................................................................................................... 27 3.1.2. Sobretensões temporárias ............................................................................................ 27 3.1.3. Sobretensões de frente lenta ........................................................................................ 28 3.1.4. Sobretensões de frente rápida ...................................................................................... 29 3.2. Suportabilidade dieléctrica do ar .......................................................................................... 29 3.2.1. Distribuições de probabilidade da tensão de disrupção ............................................... 29 3.2.2. Análise do desvio padrão .............................................................................................. 30 3.2.3. Tensão de disrupção segundo CEI e REN ...................................................................... 34 3.2.4. Enquadramento das expressões da tensão de disrupção ............................................. 35 3.3. Aplicação do método de coordenação de isolamento.......................................................... 36 3.3.1. Método determinístico ................................................................................................. 36 3.3.2. Método probabilístico ................................................................................................... 37 3.3.3. Risco de falha de isolamento......................................................................................... 38 3.4. Distâncias no ar normalizadas ............................................................................................... 47 3.4.1. Procedimento geral ....................................................................................................... 47 3.4.2. Hastes de descarga ........................................................................................................ 48 3.4.3. Cadeias de isoladores .................................................................................................... 51 3.4.4. Distância entre condutores ........................................................................................... 52 7 3.4.5. Análise das distâncias entre hastes de descarga........................................................... 52 3.4.6. Comparação de factores de intervalo ........................................................................... 55 3.5. 4. Distâncias de isolamento em linhas aéreas .................................................................................. 61 4.1. 6. 7. Caracterização de intervalos de ar ........................................................................................ 61 4.1.1. Sobretensões de frente lenta ........................................................................................ 61 4.1.2. Sobretensões de frente rápida ...................................................................................... 66 4.2. 5. Análise de sensibilidade de tensões suportáveis requeridas ................................................ 55 Distâncias fase-terra .............................................................................................................. 68 4.2.1. Distância entre hastes de descarga ............................................................................... 68 4.2.2. Distância entre peças em tensão e apoio ..................................................................... 71 4.3. Distâncias fase-fase ............................................................................................................... 72 4.4. Análise de linhas REN ............................................................................................................ 75 4.4.1. Distâncias utilizadas nos apoios .................................................................................... 76 4.4.2. Factores de intervalo dos apoios................................................................................... 81 Programa CI-LINE........................................................................................................................... 85 5.1. Descrição geral ...................................................................................................................... 85 5.2. Dados iniciais, Urp, Ucw, Urw .................................................................................................... 86 5.3. Uw gama 1 .............................................................................................................................. 87 5.4. Uw gama 2 .............................................................................................................................. 88 5.5. Distâncias gama 1 .................................................................................................................. 89 5.6. Distâncias fase-terra .............................................................................................................. 90 5.7. Distâncias fase-fase ............................................................................................................... 91 5.8. Validação de resultados ........................................................................................................ 92 Compactação de linhas REN .......................................................................................................... 93 6.1. Configuração base ................................................................................................................. 93 6.2. Configuração proposta .......................................................................................................... 94 6.3. Trabalhos em tensão ............................................................................................................. 96 6.4. Análise de desempenho face a descargas atmosféricas ..................................................... 100 Conclusões e trabalhos futuros ................................................................................................... 105 Referências bibliográficas.................................................................................................................... 108 Anexos ................................................................................................................................................. 110 A.1. - Exemplo de aplicação programa ............................................................................................ 110 A.2. - Resumo RSLEAT...................................................................................................................... 119 8 Lista de figuras Figura 1 - Diagrama do procedimento geral de coordenação de isolamento da CEI (retirado de [1]) . 21 Figura 2 - Diagrama do procedimento geral de coordenação de isolamento do IEEE .......................... 22 Figura 3 - Comparação da metodologia geral de coordenação de isolamento das duas normas ........ 25 Figura 4 - Comparação dos valores das tensões de 2% para sobretensões de manobra ..................... 28 Figura 5 - Comparação de distribuições probabilísticas (retirado de [3]) ............................................. 30 Figura 6 - Relação entre distância de disrupção e desvio padrão da mesma (retirada de [14])........... 32 Figura 7 - Relação entre o desvio padrão da disrupção do intervalo e o tempo até ao valor máximo da sobretensão (retirada de [14]) .............................................................................................................. 33 Figura 8 - Comparação das tensões de disrupção ponta-plano das sobretensões de manobra .......... 34 Figura 9 - Comparação das tensões de disrupção ponta-plano das sobretensões atmosféricas ......... 35 Figura 10 - Comparação de valores de risco de falha de isolamento ................................................... 38 Figura 11 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=1 ............................... 39 Figura 12 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=2 ............................... 40 Figura 13 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=3 ............................... 40 Figura 14 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=4 ............................... 41 Figura 15 - Risco de falha de isolamento em função da tensão U50...................................................... 41 Figura 16 - Relação entre o factor estatístico e o valor U50................................................................... 42 Figura 17 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico ........................................... 42 Figura 18 - Risco de falha de isolamento em função da tensão U50...................................................... 43 Figura 19 - Relação entre factor estatístico e U50.................................................................................. 44 Figura 20 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico ........................................... 44 Figura 21 - Exemplo gráfico (mu=1,2,3; =0.8; =0.06; u=0.375) ........................................................ 45 Figura 22 - Risco de falha de isolamento em função de U50 ................................................................. 46 Figura 23 - Relação entre factor estatístico e tensão U50...................................................................... 46 Figura 24 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico ........................................... 47 Figura 25 - Diagrama de cálculo dos valores da tabela 7 ...................................................................... 49 Figura 26 - Comparação de distâncias mínimas entre peças em tensão e apoios ................................ 50 Figura 27 - Comparação de distâncias entre hastes e comprimento das cadeias de isoladores - REN 51 Figura 28 - Comparação entre distâncias condutor-condutor .............................................................. 52 Figura 29 - Comparação de valores U10 ................................................................................................. 54 Figura 30 - Comparação de valores de U10 - K+ = 1,5 ............................................................................. 55 Figura 31 - Amplitude das sobretensões de frente lenta devido a ligações e re-ligações de linhas (retirado de [3]) ..................................................................................................................................... 57 Figura 32 - Factor de coordenação de isolamento determinístico, com descarregadores de sobretensões (retirado de [3]) .............................................................................................................. 58 Figura 33 - Factor de coordenação de isolamento estatístico (retirado de [3]) ................................... 58 Figura 34 - Factor de correcção de altitude em função da altitude ...................................................... 59 Figura 35 - Variação do factor m (retirado de [3]) ................................................................................ 59 Figura 36 - Relação entre altura e factor de altitude, variando o factor m .......................................... 60 Figura 37 - Tensão U50 em função do tempo de subida do impulso (retirado de [19]) ........................ 62 Figura 38 - Comparação de expressões U50crítico(d) para sobretensões de manobra ............................ 65 9 Figura 39 - Comparação de expressões U50crítico(d), para sobretensões de manobra e uma cadeia de isoladores .............................................................................................................................................. 66 Figura 40 - Comparação de expressões U50crítico(d) para sobretensões atmosféricas ........................... 67 Figura 41 - Distância mínima entre eléctrodos de acordo com as normas da CEI ................................ 69 Figura 42 – Comparação das distâncias mínimas entre eléctrodos ...................................................... 70 Figura 43 - Comparação entre distâncias CEI, CENELEC e CIGRÉ .......................................................... 70 Figura 44 - Comparação entre as distâncias CEI e distância de segurança sem vento da REN............. 71 Figura 45 - Distâncias mínimas normalizadas entre condutores CEI .................................................... 72 Figura 46 - Comparação entre distâncias CEI, CENELEC e CIGRÉ .......................................................... 73 Figura 47 - Comparação entre distâncias CEI e distâncias segurança REN ........................................... 75 Figura 48 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 150 kV ............................ 77 Figura 49 - Comparação de distâncias entre fases, para 150 kV........................................................... 77 Figura 50 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 220 kV ............................ 78 Figura 51 - Comparação de distâncias entre fases, para 220 kV........................................................... 79 Figura 52 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 400 kV ............................ 80 Figura 53 – Comparação de distâncias entre fases, para 400 kV .......................................................... 80 Figura 54 – Diagrama usado na expressão do factor de intervalo da configuração Condutor – Apoio (retirado de [29]) ................................................................................................................................... 81 Figura 55 - Diagrama usado na expressão do factor de intervalo da configuração Condutor – Janela (retirado de [29]) ................................................................................................................................... 81 Figura 56 - Comparação entre os valores reais e estipulados para configuração Condutor - Apoio .... 83 Figura 57 - Comparação entre os valores reais e estipulados para configuração Condutor - Janela ... 84 Figura 58 - Arquitectura geral do programa ......................................................................................... 85 Figura 59 - Legenda dos diagramas de blocos....................................................................................... 85 Figura 60 - Arquitectura dos blocos Dados iniciais, Urp, Ucw, Urw ...................................................... 86 Figura 61 - Fluxograma do bloco Uw Gama 1 ....................................................................................... 88 Figura 62 - Fluxograma do bloco Uw Gama 2 ....................................................................................... 89 Figura 63 - Fluxograma do bloco Distâncias Gama 1 ............................................................................ 90 Figura 64 - Fluxograma do bloco Distâncias fase-terra ......................................................................... 91 Figura 65 - Fluxograma do bloco Distâncias fase-fase .......................................................................... 92 Figura 66 - Apoio YS de 400 kV .............................................................................................................. 93 Figura 67 - Esquema das dimensões do apoio YS da REN (retirado de [28]) ........................................ 94 Figura 68 - Comparação de distâncias reais com distâncias regulamentares ....................................... 94 Figura 69 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais.......................... 95 Figura 70 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores para ambientes poluídos96 Figura 71 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais e trabalhos em tensão até 400m.................................................................................................................................... 98 Figura 72 - Configuração proposta para 400 kV, com isoladores de poluição e trabalhos em tensão até 400m...................................................................................................................................................... 99 Figura 73 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais e trabalhos em tensão até 1500m.................................................................................................................................. 99 Figura 74 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores de poluição e trabalhos em tensão até 1500m................................................................................................................................ 100 Figura 75 - Exemplo de blindagem parcial .......................................................................................... 101 Figura 76 - Esquema de blindagem perfeita ....................................................................................... 101 10 Figura 77 - Configuração da blindagem da estrutura para trabalhos em tensão até 400 m .............. 103 Figura 78 - Configuração da blindagem da estrutura para trabalhos em tensão até 1500 m ............ 103 Figura 79 – Dados iniciais .................................................................................................................... 110 Figura 80 – Escolha do nível de poluição ............................................................................................ 110 Figura 81 – Sobretensões temporárias representativas ..................................................................... 110 Figura 82 – Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta 111 Figura 83 – Inserção da sobretensão estatística de frente lenta ........................................................ 111 Figura 84 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente rápida 111 Figura 85 – Inserção da sobretensão estatística de frente rápida ...................................................... 111 Figura 86 – Escolha do risco de falha de isolamento para frente rápida ............................................ 111 Figura 87 – Lista de configurações de eléctrodos disponíveis ............................................................ 112 Figura 88 – Escolha do valor do factor de intervalo para a configuração Condutor – Janela ............. 112 Figura 89 – Dados iniciais .................................................................................................................... 114 Figura 90 – Escolha do tipo de poluição .............................................................................................. 114 Figura 91 – Escolha dos valores das sobretensões temporárias representativas ............................... 114 Figura 92 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta . 114 Figura 93 – Escolha do valor da sobretensão estatística de frente lenta ........................................... 115 Figura 94 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente rápida 115 Figura 95 – Escolha do valor da sobretensão estatística de frente rápida ......................................... 115 Figura 96 – Inserção do valor do risco de falha de isolamento para sobretensões de frente lenta ... 115 Figura 97 - Inserção do valor do risco de falha de isolamento para sobretensões de frente rápida.. 115 Figura 98 – Escolha do valor do factor m ............................................................................................ 116 Figura 99 – Opção de utilização de nível de isolamento padrão ........................................................ 116 Figura 100 – Configuração de eléctrodos sugerida para distância fase-terra..................................... 116 Figura 101 – Lista de configurações de eléctrodos disponíveis .......................................................... 116 Figura 102 – Escolha do factor de intervalo correspondente à configuração Condutor - Apoio........ 117 Figura 103 – Inserção das características do apoio ............................................................................. 117 Figura 104 – Escolha da configuração de eléctrodos para distâncias fase-fase.................................. 117 11 12 Lista de tabelas Tabela 1 - Nomenclatura discordante nas duas normas ....................................................................... 24 Tabela 2 - Características dos descarregadores utilizadas pelas duas normas para o seu dimensionamento ................................................................................................................................. 29 Tabela 3 - Variação do desvio com as condições atmosféricas (retirada de [8]) .................................. 31 Tabela 4 - Relação entre tempo até ao ponto máximo de uma sobretensão e comprimento do intervalo (retirado de [11]).................................................................................................................... 32 Tabela 5 - Valores do factor de coordenação de isolamento determinístico ....................................... 37 Tabela 6 - Valores para "tensão suportável convencional" (retirado de [4]) ....................................... 48 Tabela 7 - Distâncias de contornamento "certo" e "impossível" (retirado de [4]) ............................... 49 Tabela 8 - Gama de distâncias entre hastes de descarga (retirado de [4]) ........................................... 49 Tabela 9 - Valores mínimos de linha de fuga específicos (retirado de [4]) ........................................... 51 Tabela 10 – Análise da probabilidade de disrupção dos valores apresentados na Tabela 8 ................ 53 Tabela 11 - Análise dos valores do quadro 15 do guia da REN ............................................................. 54 Tabela 12 - Comparação de factores de intervalo (retirado de [3] e [4]) ............................................. 56 Tabela 13 - Comparação de gama de validades das expressões U50(d) para geometria ponta –plano.64 Tabela 14 - Comparação de gamas de validade da expressões de sobretensões de frente rápida ..... 67 Tabela 15 - Distâncias mínimas entre condutores e estruturas segundo a CEI .................................... 68 Tabela 16 - Distâncias mínimas entre condutores segundo a CEI......................................................... 72 Tabela 17 - Distâncias mínimas entre condutores fornecidas pela REN, com base no RSLEAT (retirado de [4]) .................................................................................................................................................... 74 Tabela 18 - Valores de vão utilizados pela REN no cálculo das distâncias entre condutores ............... 74 Tabela 19 - Distância entre condutores utilizando valores diferentes dos utilizados pela REN ........... 75 Tabela 20 - Desempenho face a descargas atmosféricas das configurações propostas..................... 104 13 Lista de abreviaturas e símbolos BIL - Basic lightning impulse insulation level BSL - Basic switching impulse insulation level CEI / IEC – Comissão Electrotécnica Internacional / Internacional Electrotechnical Comisson CENELEC – Comité Europeu para a Normalização Electrotécnica / European Committee for Electrotechnical Standardization CIGRÉ – Conselho Internacional sobre Grandes Sistemas Eléctricos / Conseil International des Grands Réseaux Electriques CPE – Companhia Portuguesa de Electricidade DGEG – Direcção Geral de Energia e Geologia f – Flecha da catenária IEEE - Instituto dos Engenheiros Electrotécnicos e Electrónicos / Institute of Electrical and Electronics Engineers k – Factor de intervalo Ka – Factor de altitude Kc / γ – Factor de coordenação de isolamento (γ designação REN) Ks – Factor de segurança m – Constante integrante do factor de altitude, que varia com a classe de sobretensões Pcat – Parâmetro de catenária REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. U0 – Tensão abaixo do qual não existe disrupção do dieléctrico U10 – Tensão cujo dieléctrico apresenta 10% de probabilidade de disrupção U50 – Tensão cujo dieléctrico apresenta 50% de probabilidade de disrupção Ucw – Tensão suportável de coordenação de isolamento Ue2 – Valor da tensão de determinada classe de sobretensões cuja probabilidade de ser excedido é de 2% Ue50 / mu – Valor da tensão de determinada classe de sobretensões cuja probabilidade de ser excedido é de 50% (m u corresponde à designação REN) Uet – Tensão correspondente ao valor máximo estatístico admitido para o valor da sobretensão Um – Tensão máxima do equipamento Urp – Sobretensões representativas Urw – Tensão suportável requerida Us – Tensão eficaz máxima do sistema em regime nominal Uw – Valores normalizados de tensão suportável nominal  - Desvio da distribuição acumulada de probabilidade da disrupção do intervalo u – Desvio da distribuição de probabilidade das sobretensões 14 1. Introdução Um dos factores preponderantes que condiciona o funcionamento de todos os equipamentos e sistemas eléctricos é o isolamento das suas partes condutoras com o meio exterior. Para além dos riscos que as falhas de isolamento podem constituir para a integridade física de pessoas e animais, o isolamento de um equipamento eléctrico é fundamental para o seu correcto funcionamento. Este é feito através de materiais isolantes ou dieléctricos, cuja baixa condutividade permite conter a corrente eléctrica dos meios exteriores. Contudo, o isolamento de um sistema eléctrico é uma tarefa complexa, que implica a interoperabilidade de vários tipos de meios isolantes, sejam estes sólidos, líquidos ou gasosos. A esta necessidade de utilizar diversas formas de isolamento com o objectivo principal de conter a corrente eléctrica denomina-se de coordenação de isolamento, revestindo-se esta prática de especial importância quando o sistema em causa utiliza tensões elevadas, com a consequente presença de campos eléctricos intensos. Este facto deriva da não-idealidade que todos os materiais dieléctricos apresentam, cujas propriedades isolantes podem sofrer alterações quando sujeitos a campos eléctricos extremos, ou tensões elevadas derivado da sua geometria. O sistema eléctrico, com especial atenção para as suas componentes de transporte e distribuição, é obrigado pela sua função à utilização de tensões de funcionamento elevadas. Nas linhas aéreas, sendo o mais vasto componente deste sistema, o seu principal meio isolante é o ar, sendo complementado nos apoios por elementos isolantes sólidos. Porém o seu dimensionamento é crucial, na medida em que devido ao seu comportamento dieléctrico, este se torna condutor quando exposto a campos eléctricos críticos, originando falhas de isolamento que originam interrupções no fornecimento de energia eléctrica, e que contribuem para a diminuição da qualidade de serviço da rede. Neste contexto, esta dissertação propõe-se a estabelecer as metodologias de coordenação de isolamento utilizadas no dimensionamento de linhas aéreas. Esta será baseada numa análise comparativa das principais normas e regulamentos disponíveis, quer a nível normativo internacional, quer a nível nacional através das práticas utilizadas pela concessionária da rede nacional de transporte de electricidade. Desta dissertação resultarão algumas bases para uma eventual revisão do guia de coordenação de isolamento da REN, juntamente com duas concretizações práticas do mesmo. Primeiro será apresentada a arquitectura de um programa que execute o algoritmo definido pelas normas internacionais sobre coordenação de linhas aéreas. Depois, derivado das análises críticas efectuadas às metodologias instituídas, será proposta uma compactação das configurações de linhas aéreas existentes e estudados os benefícios que desta prática advêm. Desta forma, começa por se analisar a metodologia geral de coordenação de isolamento, ao definir os conceitos e fundamentos gerais que a caracterizam e ao realizar uma análise comparativa das principais normas existentes. Dado que se trata de uma primeira análise superficial deste tema, foram escolhidas para comparação as duas normas das entidades que maior impacto apresentam no 15 1 panorama actual de normalização: a Comissão Electrotécnica Internacional (CEI) e o Instituto de 2 Engenheiros Electrotécnicos e Electrónicos (IEEE) . Posteriormente, é feita uma análise aprofundada desta metodologia quando aplicada ao dimensionamento de linhas aéreas. Por conseguinte, será feita com base em dois documentos com enquadramentos diferentes, como é o caso da CEI e da REN. A CEI proporciona a visão normativa internacional, enquanto que a REN oferece a visão nacional implementada na rede nacional de muito alta tensão. Nesta análise, começa por se estudar as solicitações dieléctricas que as normas admitem como representativas do sistema em estudo. Seguidamente é estudada a suportabilidade dieléctrica que o ar oferece às solicitações normalizadas, nomeadamente as distribuições probabilísticas e os modelos que os dois guias utilizam para a descrever. Por fim, é estudada a interligação destas duas variáveis como forma de controlo do desempenho de uma linha áerea, com especial atenção para os vários métodos utilizados e para a forma como o risco de falha de isolamento as relaciona. Por fim, dado que o elemento isolante mais relevante numa linha aérea é o ar, são descritos os processos presentes nas normas que definem as distâncias de separação dos vários elementos constituintes de uma linha. Contiguamente a este, é realizada uma análise de sensibilidade às tensões suportáveis requeridas, com o objectivo de realçar os factores presentes nas normas, que apresentam maior influência no dimensionamento das distâncias características de uma linha. De seguida, dada a relevância que as distâncias no ar apresentam no dimensionamento de uma linha aérea, é realizada uma análise mais aprofundada e de forma imparcial em relação às normas vigentes. Para tal, começa por se analisar os modelos existentes para a caracterização da disrupção de intervalos de ar, com especial atenção para as suas gamas de validade e as implicações que estas têm na aplicação destes às linhas actuais. Finda esta análise, são definidas e comparadas as distâncias utilizadas pelas várias normas, para as várias configurações de elementos, como sejam as distâncias fase-terra e fase-fase. Após esta análise, é possível verificar e comparar as distâncias reais utilizadas pela REN, bem como o valor real dos factores de intervalo utilizados nos vários tipos de apoios. Como resultado deste estudo, é apresentada a arquitectura de um programa realizado pelo autor no âmbito desta dissertação, que executa o algoritmo de coordenação de isolamento proposto pela norma da CEI 60071-2. Através de uma interface gráfica, este programa fornece não só os valores tabelados de distâncias, como distâncias resultantes de um factor de intervalo específico ou calculado directamente através das dimensões circundantes do intervalo. Derivado da análise da metodologia feita anteriormente, conclui-se esta dissertação com um capítulo reservado à compactação de linhas actuais. Através de uma configuração base, são propostas configurações de apoios que reduzam as distâncias entre fases e a largura da torre, mantendo inalterada a altura dos condutores. 1 2 International Electrotechnical Commission (IEC) Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) 16 Nestas propostas de configurações compactas, são também estudados os factores que influenciam as distâncias e que não se encontram directamente relacionados com coordenação de isolamento, mas sim com a segurança de pessoas, como é o caso dos trabalhos em tensão. Por fim, é exposto o processo de dimensionamento dos cabos de guarda, e consequentemente são calculadas as variações no desempenho face a descargas atmosféricas que esta nova configuração apresenta. Daqui são retiradas conclusões sobre os possíveis benefícios que a utilização destas configurações compactas apresentam, quer em termos dos custos de produção associados, quer em termos de operação da linha. Em anexo é apresentado ainda um exemplo de aplicação do programa já referido, e é apresentado um resumo dos artigos mais relevantes do Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão, emitido pela Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG). 17 18 2. Metodologias e normas de coordenação de isolamento 2.1. Conceitos e fundamentos gerais São vários os factores que contribuem para o dimensionamento do isolamento de um sistema eléctrico. Como ponto de partida, é necessário conhecer as solicitações dieléctricas do sistema, ou seja, quantificar as sobretensões ou conhecer os eventos que proporcionam aos meios isolantes ou conjunto de materiais isolantes, os campos eléctricos que mais facilmente contribuem para a alteração das suas propriedades. Seguidamente, é necessário determinar como o conjunto de meios isolantes vai reagir às solicitações atrás mencionadas. Para este efeito, é fundamental compreender que a disrupção de um dieléctrico é um fenómeno que depende de factores dinâmicos e probabilísticos [22]. Dinâmicos porque os mecanismos que contribuem para a disrupção de um dieléctrico dependem da diferente evolução temporal das solicitações dieléctricas, e probabilísticos devido à natureza dos fenómenos envolvidos, em que duas solicitações semelhantes aplicadas a um dieléctrico podem gerar comportamentos diferentes. Desta forma, a tensão de disrupção de um intervalo não pode ser fornecida sem o conhecimento da probabilidade de disrupção que o caracteriza, sendo que a forma mais comum de o caracterizar é através da tensão que quando aplicada ao dieléctrico, apresenta uma probabilidade de 50% de o disromper, denominando-se U50. Porém, para efeitos de coordenação de isolamento, é comum utilizar-se a tensão U10, correspondente à tensão para a qual existe uma probabilidade de 10% de ocorrer disrupção do intervalo, associandose à designação de tensão suportável. É ainda utilizada a tensão U0 para definir o nível de tensão para o qual deixa de existir disrupção do intervalo, sendo este valor convencionado em relação à tensão U50 devido à maior facilidade de cálculo deste valor. De forma análoga ao comportamento probabilístico da tensão do intervalo, as sobretensões originadas no sistema são também definidas tendo em conta a sua probabilidade de ocorrência. Neste caso, a forma mais comum de caracterizar uma sobretensão é através da tensão Ue2, que corresponde à tensão a que corresponde uma probabilidade de 2% de ser excedida numa sobretensão. Contudo, é também utilizado o valor de Ue50, relativo à tensão a que corresponde uma probabilidade de 50% de ser excedida numa sobretensão, bem como o seu valor de corte Uet, correspondente ao valor máximo estatístico admitido para o valor das sobretensões naquele sistema. Os mecanismos que relacionam as solicitações dieléctricas com a suportabilidade que estes meios apresentam a estas, denominam-se de métodos de coordenação de isolamento, sendo fundamental para a definição destes, o carácter regenerativo do mesmo. Quando o principal meio dieléctrico envolvido é danificado ou destruído devido à disrupção do mesmo, é aplicado o método de coordenação de isolamento determinístico, onde a máxima solicitação do sistema é relacionada com a tensão mínima de disrupção através de uma margem de segurança cuja finalidade é impedir que estes dois níveis se interceptem. Neste contexto, as tensões envolvidas são a tensão U0 e o valor de truncatura das sobretensões, Uet. 19 Porém, derivado das dimensões que caracterizam o sistema eléctrico e do carácter probabilístico dos processos envolvidos, é economicamente impraticável dimensionar meios isolantes sem possibilidade de falhas. Desta forma, quando estes forem constituídos por dieléctricos regeneráveis, como é o caso do ar, são aplicados métodos de coordenação de isolamento probabilísticos, cuja definição é descrita na alínea 3.3.1 de forma mais aprofundada. Nestes, são relacionadas as distribuições probabilísticas das solicitações que afectam o sistema, com as distribuições probabilísticas acumuladas que caracterizam o dieléctrico em estudo. Desta relação resulta o conceito de risco de falha de isolamento, cuja finalidade assenta na definição de meios isolantes que apresentem uma taxa de falha estatisticamente controlada. Por exemplo, um risco de falha de isolamento de 0,001 corresponde a uma falha de isolamento devido a uma sobretensão de manobra, por cada 1000 sobretensões de manobra. Contudo, é frequentemente utilizada uma simplificação deste método, denominada de método probabilístico simplificado. Neste são definidos dois pontos específicos das duas distribuições de probabilidades, a tensão suportável e a sobretensão estatística, onde são relacionados com um factor de coordenação de isolamento probabilístico. Neste caso, as variáveis envolvidas são a tensão U10 que representa o meio isolante admitindo possibilidade de falhas, juntamente com a sobretensão estatística Ue2. 2.2. Norma CEI 60071-1 A visão da Comissão Electrotécnica Internacional sobre a coordenação de isolamento de instalações ou equipamentos eléctricos é expressa na norma 60071, sendo a parte 1 desse mesmo documento [1] referente aos princípios gerais, definições e regras. - Procedimento geral: O procedimento para coordenação de isolamento consiste na determinação da tensão máxima do equipamento (Um), bem como um conjunto de valores normalizados de tensão suportável nominal 3 (Uw), que caracterizam o isolamento necessário para uma aplicação. Um conjunto de valores normalizados de tensão suportável nominal (Uw) constitui um nível 4 nominal de isolamento . Se um nível nominal de isolamento estiver associado a uma tensão máxima 5 de equipamento (Um), este conjunto constitui um nível de isolamento padrão . Na Figura 1 é apresentado um diagrama do procedimento geral, apresentado na norma. - Determinação da tensão suportável de coordenação de isolamento – Ucw: A determinação da tensão suportável de coordenação de isolamento 6 (Ucw), consiste na determinação do valor mais baixo de tensão suportável pelo meio isolante, quando este cumpre os critérios de desempenho sujeito às sobretensões representativas – Urp. Deriva das sobretensões representativas através da aplicação de um factor Kc, correspondente ao método de coordenação de isolamento escolhido. 3 Standard Rated Withstand Voltage Rated Insulation Level 5 Standard Insulation Level 6 Co-ordination Withstand Voltage 4 20 Figura 1 - Diagrama do procedimento geral de coordenação de isolamento da CEI (retirado de [1]) - Determinação da tensão suportável requerida – Urw: 7 A determinação da tensão suportável requerida consiste na conversão da tensão suportável de coordenação de isolamento (Ucw) para as condições de teste normalizadas. Deriva da tensão suportável de coordenação de isolamento através da aplicação dos factores Ks e Ka, correspondentes a um factor de segurança e à variação de altitude, respectivamente. - Selecção do nível nominal de isolamento: A selecção do nível nominal de isolamento consiste na selecção do conjunto mais económico de 8 valores normalizados de tensão suportável nominal (Uw) suficiente para comprovar todas as tensões suportáveis. É escolhida a tensão máxima do equipamento (Um) maior ou igual à tensão eficaz máxima do sistema em regime nominal (Us). 7 8 Required Withstand Voltage Standard Rated Withstand Voltage 21 O valor da tensão suportável nominal de isolamento é então seleccionado a partir da lista de valores normalizados de tensão suportável nominal (Uw), a partir das tabelas 2 e 3 da norma. Para caracterizar totalmente um nível de isolamento, só são necessários os seguintes valores normalizados de tensão suportável nominal (Uw). Para equipamento na classe I - 1kV < Um < 245 kV – Distribuição e transmissão: - Sobretensão de frente rápida; - Sobretensão temporária. Para equipamento na classe II - Um > 245 kV – Transmissão: - Sobretensão de frente rápida; - Sobretensão de frente lenta. 2.3. Norma IEEE Std 1313 A norma do IEEE que apresenta os princípios, definições e regras para a coordenação de isolamento de equipamentos eléctricos é dada por [2], cujo resumo é feito de seguida. O procedimento, expresso na Figura 2, consiste na determinação das solicitações dieléctricas e na selecção do isolamento que garanta uma determinada probabilidade de contornamento. Determinação das solicitações dieléctricas do sistema Comparação das sobretensões com a suportabilidade dieléctrica Selecção de um nível de isolamento padrão e da tensão máxima do sistema Figura 2 - Diagrama do procedimento geral de coordenação de isolamento do IEEE 9 - Determinação das solicitações dieléctricas do sistema : A determinação das solicitações dieléctricas do sistema comporta a determinação da amplitude, forma e duração das mesmas. Esta análise deve fornecer as solicitações para cada uma das seguintes classes de sobretensões: - Sobretensões temporárias; - Sobretensões de manobra; - Sobretensões atmosféricas; - Sobretensões longitudinais. - Comparação das sobretensões com a suportabilidade dieléctrica: Para comparar as sobretensões com a suportabilidade dieléctrica, esta tem de ser modificada devido à forma não normalizada das sobretensões e das condições atmosféricas. 9 System Voltage Stress 22 As regras para a correcção atmosférica encontram-se em IEEE Std4-1995. Deve também ser adicionado um factor de segurança baseado em: - Natureza estatística dos testes; - Desvios na fabricação do equipamento; - Envelhecimento do equipamento; - Precisão da análise; - Outros factores desconhecidos. - Selecção de um nível de isolamento padrão: 10 A selecção de um nível de isolamento nominal , consiste na selecção de valores normalizados de tensão suportável de isolamento 11 que proporcione uma margem suficiente acima do limite da solicitação das sobretensões do sistema. O nível de isolamento básico face a impulsos atmosféricos (BIL) e o nível de isolamento básico face a impulsos de manobra (BSL) podem ser retiradas da tabela 4.6 do mesmo guia. - Classes de tensão máxima do sistema: Classe I: - Média: 1 kV < Vm < 72.5 kV - Alta: 72.5 kV < Vm < 242 kV Classe II: - Alta e muito alta: Vm > 242 kV 12 - Selecção do nível de isolamento padrão do equipamento : O nível de isolamento padrão do equipamento é geralmente dado por um conjunto de valores normalizados de tensão suportável. Para equipamentos na classe I: - Sobretensão temporária; - BIL Para equipamentos na classe II: - BSL - BIL Sendo os níveis de isolamento normalizados retirados das tabelas 1 e 2 do mesmo guia. 2.4. Comparação CEI vs IEEE Nesta alínea é feita uma comparação entre as duas normas atrás referidas. - Comparação de terminologia: Na Tabela 1 são apresentados os principais termos cujas designações diferem entre as duas normas apresentadas. 10 Rated Component Insulation Level Standard Insulation Withstand Voltage 12 Equipment standard insulation level 11 23 Tabela 1 - Nomenclatura discordante nas duas normas Definição CEI IEEE Tensão máxima aplicada ao equipamento em condições normais de funcionamento Um Highest voltage for equipment Vm Maximum system voltage Sobretensão transitória de frente lenta: 20 µs < Tsubida ≤ 5000 µs Tmeia onda < 20 ms SFO Slow-front overvoltage Switching overvoltage Sobretensão transitória de frente rápida: 0,1 µs < Tsubida ≤ 20 µs Tmeia onda < 300 µs FFO Fast-front overvoltage Lightning overvoltage Sobretensão transitória de frente muito rápida: Tsubida ≤ 100 ns VFFO Very-fast-front overvoltage Very fast front, shortduration overvoltage Tensão suportável normalizada quando aplicada uma sobretensão temporária Standard rated short-duration power-frequency withstand voltage Low-frequency, shortduration withstand voltage Tensão suportável normalizada quando aplicada uma sobretensão de manobra Standard rated switching impulse withstand voltage BSL Basic swithching impulse insulation level Tensão suportável normalizada quando aplicada uma sobretensão atmosférica Standard rated lightning impulse withstand voltage BIL Basic lightning impulse insulation level Razão entre a máxima tensão eficaz à frequência nominal de uma fase em curto circuito faseterra, com a tensão fase-terra sem qualquer tipo de falha. k earth fault factor Ground-fault factor Valores normalizados de tensão suportável de isolamento Uw Standard rated withstand voltage Standard insulation withstand voltage Classe da linha para efeitos de coordenação de isolamento Range I 1 kV < Um < 245 kV Class I 1 kV < Vm < 242 kV Classe da linha para efeitos de coordenação de isolamento Range II Um > 245 kV Class II Vm > 242 kV 24 - Comparação de metodologias: A Figura 3 representa a metodologia geral utilizada pelas duas normas. Este foi organizado por etapas, de modo a salientar que partes dos dois processos são equivalentes. Etapas CEI IEEE 1 Representative voltages and overvoltages Determination of the system voltage stress Co-ordination withstand voltages 2 Required withstand voltages 3 Standard insulation level Comparison of overvoltages and insulation strenght Selection of standard insulation level Figura 3 - Comparação da metodologia geral de coordenação de isolamento das duas normas Para uma melhor comparação, as duas metodologias podem ser divididas em três etapas essenciais, cujo procedimento é similar nas duas normas: 1. Determinação das solicitações dieléctricas do sistema: Análise do sistema e dos sistemas de protecção (descarregadores de sobretensões), com vista à obtenção das sobretensões que o meio isolante vai ter que suportar. Ambas as metodologias visam a obtenção das características (conjunto de valores de pico ou distribuições probabilísticas) das principais classes de sobretensões normalizadas:  Sobretensão temporária;  Sobretensão de frente lenta (manobra);  Sobretensão de frente rápida (atmosférica);  Sobretensão longitudinal. 2. Obtenção das tensões suportáveis de isolamento: Partindo dos resultados do ponto anterior, considerar o critério de desempenho, as condições atmosféricas não ideais, factores de segurança, determinando assim a menor tensão suportável pelo meio isolante que cumpre os requisitos do sistema; Ambas as metodologias utilizam os seguintes critérios para a obtenção das tensões suportáveis do meio isolante:  Desempenho (número admissível de falhas do isolamento);  Natureza estatística dos resultados de teste;  Dispersão na produção e instalação;  Envelhecimento em serviço; 25  Forma das sobretensões reais, diferentes das padronizadas;  Condições atmosféricas reais, diferente das padronizadas;  Exactidão da análise. 3. Resultados normalizados: Escolha das tensões normalizadas que melhor se adequam aos resultados obtidos no ponto anterior. Ambas as metodologias definem o nível de isolamento padrão com o seguinte conjunto:  Tensão máxima do sistema;  Conjunto de valores normalizados de tensão denominado como nível nominal de isolamento. 26 suportável nominal, 3. Coordenação de isolamento em linhas aéreas No seguimento da revisão sobre os conceitos gerais da metodologia de coordenação de isolamento, o presente capítulo tem como objectivo aprofundar estes princípios para a aplicação específica destes a linhas aéreas de muito alta tensão. Para tal, será feita uma análise comparativa dos dois documentos que concretizam estas noções [3] [4]. A visão normativa internacional será dada pela segunda parte do guia da CEI, através da norma 60071-2 [3]. Por outro lado, será também analisado o guia de coordenação de isolamento da REN (ex-EDP) [4], que concretiza a visão nacional destes conceitos aplicados na rede nacional de muito alta tensão. 3.1. Solicitações dieléctricas normalizadas Ambos os documentos salientam 4 classes principais de sobretensões que podem influenciar o dimensionamento dos meios isolantes: - Regime permanente (50Hz); - Sobretensões temporárias; 13 - Sobretensões de frente lenta ; 14 - Sobretensões de frente rápida . As divergências nas designações das classes de sobretensões entre a CEI e a REN devem-se fundamentalmente ao hiato temporal que separa a concepção dos dois guias. A recente e crescente utilização de subestações isoladas com SF 6 originou o aparecimento de uma nova classe de sobretensões denominada de sobretensões de frente muito rápida, que gerou uma reorganização das designações aceites pela CEI, nas quais o guia da REN se baseava. 3.1.1. Regime permanente Solicitação que constitui o limite mínimo a garantir durante toda a vida útil do equipamento, quando sujeito à tensão nominal do sistema. Apresenta análises idênticas nos dois documentos. 3.1.2. Sobretensões temporárias Para esta classe de sobretensões, ambos os documentos salientam a dificuldade existente na limitação de sobretensões e consequente protecção do sistema. A utilização de descarregadores de sobretensões é limitada a casos especiais (apenas efeitos ressonantes, após estudo térmico prévio) e a prevenção destas é feita unicamente através de critérios de planeamento e exploração da rede. Ambos destacam as seguintes fontes de sobretensões temporárias: - Defeito à terra; - Rejeição de carga (exemplo na figura 1 da pág. 5 do guia da REN); - Ferro-ressonância (exemplo na figura 3 da pág. 7 do guia da REN). Sendo que a CEI apresenta ainda sobretensões longitudinais durante sincronização. 13 14 Denominadas como sobretensões de manobra no guia da REN Denominadas como sobretensões atmosféricas no guia da REN 27 3.1.3. Sobretensões de frente lenta Para esta classe de sobretensões, ambos os documentos salientam as seguintes fontes: - Ligação e religação de linhas em vazio; - Aparecimento e eliminação de defeitos; - Rejeição de carga; - Manobras com correntes indutivas e capacitivas; Porém, as sobretensões atmosféricas de frente lenta são um caso especial de sobretensões de frente lenta que apenas são analisadas pela CEI. A limitação das sobretensões é sugerida em ambos os documentos através da utilização de 15 resistências de pré-inserção nos disjuntores . Estes dispositivos são disjuntores equipados com resistências em paralelo com a câmara de corte de corrente, e que reduzem significativamente as sobretensões de manobra que advêm do corte incompleto da corrente por parte destes [5][6]. Contudo, as ligações e religações de linhas são as fontes desta classe de sobretensões com maior expressão na operação de uma rede de muito alta tensão, sendo desta forma as que apresentam a análise mais detalhada nos dois guias. Desta forma, tanto a CEI como a REN, apresentam intervalos de valores das sobretensões de 2% (valor da tensão de determinada classe de sobretensões cuja probabilidade de ser excedido é de 2%) para as sobretensões de manobra desta fonte. Estes intervalos são dados para várias configurações de rede, para ligações e religações de linhas, sem utilização de descarregadores de sobretensões a limitar as amplitudes das sobretensões. Uma comparação destes valores é apresentada de seguida. Valores de tensão de 2% das sobretensões (p.u.) Os valores apresentados na Figura 4 estão em p.u., com base . 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 Indutiva Mista Ligação Indutiva Religação Valor máximo CEI 2,9 2,6 3,6 Valor máximo REN 2,9 2,6 3,7 Valor mínimo CEI 1,3 1,1 1,3 Valor mínimo REN 1,77 1,6 1,64 Figura 4 - Comparação dos valores das tensões de 2% para sobretensões de manobra 15 Pre-insertion resistors in circuit breakers (IEEE) ou Closing resistors on line breakers (IEC) 28 Desta comparação retiramos que os valores máximos dos intervalos são idênticos para os dois documentos. Porém, para os valores mínimos do intervalo, verificamos que a CEI apresenta um conjunto de valores consistentemente mais reduzidos que os do guia da REN. 3.1.4. Sobretensões de frente rápida Para sobretensões de frente rápida (ou atmosféricas, segundo a REN), são definidas e analisadas conjuntamente as seguintes fontes desta classe: - Contornamento directo – devido a uma descarga incidente num dos condutores de fase; - Contornamento inverso – devido a uma descarga incidente na torre ou nos cabos de guarda; Ambos os guias referem a reduzida expressão das sobretensões induzidas para as tensões normalmente utilizadas na transmissão, já que estas provocam sobretensões cuja amplitude não ultrapassa os 400kV, sendo os seus efeitos desprezados para linhas com tensão de funcionamento superior a 72,5kV. Na limitação destas sobretensões, ambos referenciam cabos de guarda para descargas directas, aumento de isolamento ou redução da impedância dos eléctrodos de terra para contornamento inverso, e descarregadores como medida de protecção dos equipamentos do sistema. Na Tabela 2, apresentam-se as várias características dos descarregadores que são tidas como base para o seu dimensionamento, segundo cada documento. Tabela 2 - Características dos descarregadores utilizadas pelas duas normas para o seu dimensionamento CEI REN - Tensão de serviço permanente; - Corrente nominal de descarga; - Tensão residual à corrente nominal; - Onda de corrente de grande amplitude; - Distância de protecção; - Tensão residual à onda de manobra; - Capacidade de dissipação energética; - Classe do limitador de tensão; - Linha de fuga específica. - Tensão disruptiva de impulso; - Tensão residual à corrente nominal de descarga; - Tensão disruptiva de frente de onda. 3.2. Suportabilidade dieléctrica do ar A suportabilidade dieléctrica refere-se à capacidade que um determinado meio dieléctrico apresenta para resistir à disrupção do mesmo. Sendo este capítulo dedicado à coordenação de isolamento de linhas aéreas, esta alínea irá centrar-se no dieléctrico que maior expressão tem neste meio, o ar. 3.2.1. Distribuições de probabilidade da tensão de disrupção Para representar a distribuição de probabilidade acumulada da disrupção de um meio isolante regenerável como é o caso de um intervalo de ar, os dois documentos divergem quanto à função a utilizar. A CEI propõe a utilização de uma função de Weibull modificada: 29 Equação 1 onde x=(U-U50)/Z; sendo Z o desvio padrão da distribuição estatística; N o número do desvio convencional correspondente ao valor de corte U0. No caso geral, N=4 , o que origina γ≈5, pelo que esta fica: Equação 2 Por outro lado, o guia de coordenação de isolamento da REN propõe a utilização de uma distribuição Gaussiana: Equação 3 onde x=(U-U50)/Z; Esta divergência é consequência da incapacidade que a distribuição Gaussiana apresenta na consideração dos extremos da tensão de disrupção. A partir de um certo valor abaixo da tensão U, deixa de existir possibilidade de disrupção, que representa o seu valor de corte U0 e que é convencionado na distribuição gaussiana com diferentes valores como U0 = U50 – 3Z ou U0 = U50 – 4Z [3]. Tendo em conta este facto, a CEI propõe uma função de Weibull modificada, já que para além de apresentar maior simplicidade, esta já incluí os valores de corte na sua definição matemática. Em termos numéricos, as duas distribuições são semelhantes, como se pode comprovar através da Tabela 5 apresentada pela CEI, sendo que a diferença entre os seus valores nunca ultrapassa os 5%. Figura 5 - Comparação de distribuições probabilísticas (retirado de [3]) 3.2.2. Análise do desvio padrã o Nesta alínea pretende-se analisar os valores do desvio padrão das expressões probabilísticas que representam a disrupção dieléctrica de longos intervalos de ar, bem como das sobretensões originadas num sistema. Esta análise centrar-se-á primeiramente nos valores sugeridos em artigos publicados pelo IEEE, pela imparcialidade e especificidade subjacentes aos valores apresentados. Por outro lado, serão também analisados dois livros, que fornecerão uma visão generalista, baseadas na experiência dos autores. 30 - Artigos IEEE: As primeiras referências ao desvio da disrupção aparecem no artigo redigido por Gordon W. Brown em 1969 [7], que apresenta um método de cálculo para a tensão U50 e para o desvio padrão das sobretensões, para linhas em Extra High Voltage (EHV: Us > 242kV). No seu artigo é apresentado um exemplo, cujo resultado para o desvio foi =4,2%. No mesmo ano, é apresentado o artigo elaborado por Suzuki et al. [8] que apresenta um estudo sobre disrupção de intervalos de ar para impulsos de manobra, com especial atenção para o domínio das baixas probabilidades, utilizando vários intervalos em paralelo. Neste artigo é sugerido que o desvio varia com a humidade e a densidade relativa do ar, apresentando a seguinte expressão que traduz esta relação. Equação 4 onde  representa o desvio padrão (percentagem); δ representa a densidade relativa do ar; 3 h representa a humidade absoluta (g/m ). Este artigo apresenta ainda na Tabela 3, os valores destes desvios para várias condições, que representam as várias estações do ano. Tabela 3 - Variação do desvio com as condições atmosféricas (retirada de [8]) 3 Desvio padrão (%) Densidade do ar (rel.) Humidade (g/m ) Primavera 6,4 0,920-0,960 13-17 Verão 7,5 0,91-0,955 14,5-21 Outono 4,5 0,955-1,005 5-11 Inverno 4,9 0,975-1,040 2-6 Outro artigo, publicado numa conferência por M. M. Morcos [9], refere um desvio para a disrupção do intervalo de =6%, juntamente com um desvio para a distribuição de sobretensões de manobra de u=20%. Kim et al., apresentaram também o artigo [10], onde é apresentado um estudo de uma rede de 765 kV com o ElectroMagnetic Transient Program (EMTP). O desvio médio da distribuição acumulada de disrupção de um intervalo torre-linha (6 condutores) determinado foi =5%. O desvio médio da mesma distribuição para um intervalo entre o feixe (bundle) de condutores e a torre (jumper linetower) é 4%. Noutro artigo, publicado por Kachler et al. [11], são apresentados os resultados de um estudo experimental em linhas de EHV e Ultra High Voltage (UHV: Us >800 kV). O desvio médio para um intervalo com 10,4 m de comprimento foi verificado ser independente da forma de sobretensão e igual a 4,6  0,5 %, aproximadamente 5%. Conclui-se com este resultado que o desvio da disrupção das linhas com intervalos de ar de UHV com U50 abaixo de 2200 kV, não é superior às linhas com intervalos de ar de EHV. 31 É também apresentada na Tabela 4 a relação entre o tempo de subida da sobretensão que origina o valor mínimo da tensão de disrupção (tempo crítico) e o tipo de intervalo. Tabela 4 - Relação entre tempo até ao ponto máximo de uma sobretensão e comprimento do intervalo (retirado de [11]) Intervalo de ar Tempo crítico (µs) 3 m – Ponta - plano ~150 6,1 m – Condutor - Janela ~220 10,4 m – Condutor - Janela ~400 Para finalizar, é ainda feita referência em [12] a um valor de desvio de =5% calculado em experiências anteriores. Através dos vários artigos, verifica-se que os desvios médios para linhas em EHV e UHV são semelhantes e a gama proposta varia entre os 4% e os 6%, valor próximo do sugerido pela CEI (6%) e ligeiramente diferente dos 8% utilizados pela REN. Esta diferença nos valores da REN pode ser explicada pela utilização deste desvio para tensões que se encontrem fora dos intervalos aqui testados, já que a variação do nível de tensão se reflecte nos valores da frente de onda da sobretensão de manobra considerada e consequentemente nos valores do desvio. Porém, pode também ser devido a diferentes condições de humidade ou pressão, já que como se pode ver na Tabela 3, os valores dos desvios recolhidos no Verão eram substancialmente maiores que os das restantes estações, aproximando-se de 8%. - Livros sobre a especialidade: No guia editado pela Rede Eléctrica de Espanha [13], é referido o desvio típico para as distribuições acumuladas de disrupção do intervalo. Para disrupção de intervalos submetidos a sobretensões atmosféricas o desvio típico varia entre 2% e 3%, sendo que quando submetidos a sobretensões atmosféricas varia entre 5% e 7%. Não é sugerido nenhum valor para o desvio das sobretensões, para além dos normalizados pela CEI. No livro da autoria de Andrew R. Hileman [14], na página 5 são referidos os valores típicos para os desvios da disrupção do intervalo. Sendo 2% a 3% para sobretensões atmosféricas e para sobretensões de manobra, 5% para meios isolantes de linhas aéreas e 6% a 7% para subestações. f /CFO – Percentagem de desvio padrão Mais adiante, na página 43 é apresentada a Figura 6. Figura 6 - Relação entre distância de disrupção e desvio padrão da mesma (retirada de [14]) 32 Daqui é concluído que o desvio tem tendência para aumentar com o aumento da distância de disrupção. Porém, refere também que estes dados ainda não foram totalmente verificados, pelo que se utiliza uma média de 5% para casos secos e húmidos. Contudo, para condições de tempo seco a média do desvio é 4,3%, e para condições de tempo húmido 4,9%. Na mesma página é ainda apresentada a Figura 7, que apresenta a variação do valor do desvio da disrupção do intervalo com o tempo até ao valor máximo da sobretensão. Figura 7 - Relação entre o desvio padrão da disrupção do intervalo e o tempo até ao valor máximo da sobretensão (retirada de [14]) Na página 103 é referido o desvio das distribuições de sobretensões de manobra, como sendo 0=0,17(E2-1) em p.u. (enquanto que a CEI determina =0,25(Ue2-1,73) e =0,17(Ue2-1,73) ). Na página 104 é referido o intervalo típico considerado para este desvio, para valores de E2 entre 1,8 e 2,8 pu: 8% a 11%, relativos a E2 e não ao valor médio da sobretensão como é habitual. Em relação aos desvios das distribuições acumuladas de disrupção do intervalo, verifica-se que ambos os livros referem os mesmos intervalos, quer para sobretensões atmosféricas, quer para manobra. Porém, Hileman vai mais longe e salienta o valor de 5% para os equipamentos dos apoios, e 6% a 7% para as subestações. Embora estes intervalos sejam consentâneos com os valores da CEI e dos artigos anteriormente apresentados, o valor de 8% da REN fica bastante longe dos utilizados em linhas. Para além das razões anteriormente apresentadas, verifica-se através do Hileman que este valor da REN poderá ser explicado através de um valor anormalmente elevado do comprimento entre eléctrodos (que poderá ser verificado no estudo das distância no ar), bem como a consideração de valores reduzidos do tempo até ao valor máximo da sobretensão de manobra. Em relação aos desvios da distribuição das sobretensões, apenas o Hileman refere uma gama de valores não normalizada. Porém, essa gama é dada através dos desvios relativos a E2 (ou Ue2 segundo a nomenclatura CEI), e não relativos ao valor médio (Ue50), como são apresentados pela REN. Para podermos compará-los directamente, precisamos de os reduzir à mesma base, através do processo seguinte. A gama de 8% a 11% representa o desvio relativo a E2: Dado que Ue2 ≈ (1+2uRm)mu. Podemos utilizar as duas expressões anteriores para retirar o valor de uRm a partir de uRE. Equação 5 33 Que origina a seguinte expressão: Equação 6 Que aplicando a gama de valores relativa a E2 à equação, gera a seguinte gama de valores relativos ao valor médio desta distribuição uRm: 9,52% a 14,1%. Verifica-se desta forma que a gama de valores sugerida neste guia é bastante diferente do valor do desvio utilizado pela REN, de 25% relativo ao valor médio. 3.2.3. Tensão de disrupção segundo CEI e REN Para o cálculo das distâncias no ar refere-se que todas as expressões empíricas se baseiam na configuração ponta positiva - plano como referência, sendo as conversões para outras configurações feitas através de um factor de intervalo. Por outro lado, é importante salientar que as Equações 7-10 se referem ao conceito de tensão crítica, especificado de forma mais pormenorizada em 3.4.3 e 3.4.4. Para as sobretensões de manobra, o guia da REN apresenta um conjunto de duas equações, consoante a gama de validade: (U50 em kV, 2m < d < 15m) Equação 7 (U50 em kV, 15m < d < 30m) Equação 8 Onde K+ representa o factor de intervalo. Para efeitos de comparação, todos os intervalos serão considerados com configuração ponta positiva - plano, a que corresponde um facto de intervalo unitário. A CEI apresenta uma única expressão para uma maior gama de valores: (U50 em kV, para d ≤ 25m) Equação 9 Porém, apresenta também uma possível simplificação desta: (U50 em kV, d em m) Equação 10 Na Figura 8 é apresentada uma comparação entre expressões dos dois guias. Tensão U50 (kV) 3150,00 2650,00 2150,00 1650,00 1150,00 650,00 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Comprimento do intervalo de ar ponta-plano (m) U50 REN U50 CEI U50 CEI Simplificado Figura 8 - Comparação das tensões de disrupção ponta-plano das sobretensões de manobra 34 24 Da Figura 8 retira-se que embora sejam utilizadas expressões diferentes, ambos os guias apresentam resultados semelhantes, sendo o erro relativo entre os dois valores sempre inferior a 2%. Salienta-se ainda que o intervalo de validade da expressão simplificada apresentada pela CEI (não apresentado no guia), se limita a distâncias até 8/9m. Para as sobretensões atmosféricas, o guia da REN apresenta as seguintes expressões: (U50 em kV, d em m) Equação 11 Equação 12 Por sua vez, a CEI apresenta a seguinte expressão: (U50 em kV, 1m < d < 10 m) Equação 13 A comparação este as expressões utilizadas pelos dois guias é feita na Figura 9. 6000 Tensão U50 (kV) 5000 4000 3000 U50 REN U50 CEI 2000 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Comprimento do intervalo de ar ponta-plano (m) Figura 9 - Comparação das tensões de disrupção ponta-plano das sobretensões atmosféricas Uma vez mais se confirma a semelhança dos resultados finais, com um erro máximo de 3,7%. 3.2.4. Enquadramento das expressões da tensão de disrupção Dada a sua importância na definição das distâncias de isolamento, nesta alínea pretende-se dar uma noção cronológica do aparecimento das expressões que relacionam a distância entre eléctrodos, com a tensão de disrupção U50 do mesmo. - 1964: T. Udo apresenta o artigo [15], onde são fornecidos valores experimentais sobre as distâncias de disrupção em função da distância do intervalo e da forma da onda de impulso - 1967: Luigi Paris, no artigo [16] apresenta pela primeira vez a definição do conceito de factor de intervalo, com a apresentação de um conjunto de valores experimentais. É fornecida a primeira 35 expressão U50(d) para sobretensões de manobra com tempo de subida de 120 µs, já aqui apresentada como Equação 10. - 1973: Através do artigo [17], elaborado pela equipa do laboratório Francês Les Renardiéres, foi proposta uma expressão U50(d) para sobretensões atmosféricas (Equação 13), utilizando o mesmo factor de intervalo utilizado para sobretensões de manobra (Equação 12). - 1975: Neste ano, é publicado mais um artigo pela equipa do laboratório Les Renardières [18], onde é apresentada uma expressão geral U50(d) (Equação 7) para intervalos de comprimentos entre 2m e 15m, para sobretensões de manobra com o tempo de subida crítico de cada configuração. - 1984: Kishizima et al. publicam no artigo [19], apresentam a Equação 9, que se caracteriza por ter intervalo de validade mais alargado que as expressões anteriores, até 25 m. - 1985: R. Cortina et al. [20] apresentam neste ano uma expressão complementar à Equação 7, para distâncias entre eléctrodos superiores a 15 m (Equação 8). - 1989: Farouk Rizk, apresenta o artigo [21], onde sugere a expressão seguinte. (com U50 em kV e d em m) Equação 14 3.3. Aplicação do método de coordenação de isolamento Nesta secção é feita uma análise comparativa da forma como as duas normas implementam os métodos de coordenação de isolamento, etapa principal no dimensionamento de um meio isolante. 3.3.1. Método determinístico Para linhas sem descarregadores de sobretensões, os dois guias apresentam factores de coordenação de isolamento determinísticos divergentes, para aplicar à sobretensão máxima convencionada. Porém, o método utilizado é idêntico, definido por: Equação 15 Onde a “tensão suportável convencional” corresponde à tensão para o qual o intervalo tem uma probabilidade de disrupção convencionada de 0% (U0 ≈ U50 (1-2,5) [4]) e a “sobretensão máxima convencional” corresponde à tensão de corte superior da função de densidade de probabilidade das sobretensões (Uet). No guia da REN, Kcd é ainda referido como γc. Na Tabela 5, apresenta-se uma comparação dos vários factores determinísticos a aplicar à sobretensão máxima convencionada, em equipamentos não protegidos por descarregadores de sobretensões. 36 Tabela 5 - Valores do factor de coordenação de isolamento determinístico CEI Manobra 1 Atmosférica 1 REN 1,2: 72kV a 245kV 1,15: 420kV 1,2: 72kV a 245kV 1,25: 420kV Verifica-se que os valores sugeridos no guia da REN apresentam sempre uma ligeira margem em relação aos propostos no guia da CEI. Esta diferença pode ser explicada por um factor de segurança, não referido explicitamente no guia da REN, e que é aplicado na CEI posteriormente. 3.3.2. Método probabilístico O método probabilístico é definido de forma idêntica para os dois casos, variando apenas a função de distribuição acumulada das sobretensões utilizada. Equação 16 onde R é o risco de falha de isolamento; f0 é a função de densidade de probabilidade das sobretensões; P(U) é a probabilidade acumulada de disrupção do intervalo de ar. Como foi já referido anteriormente, a CEI utiliza uma função de Weibull modificada, enquanto que a REN apresenta uma distribuição Gaussiana. Porém, o método mais aplicado actualmente é uma variação deste método, denominada Método Probabilístico Simplificado. Para ambos os guias, este método é definido da seguinte forma: - Sobretensão estatística, correspondente a 2% de probabilidade de ser excedida (Ue2 ou Us); - Sobretensão suportável estatística, correspondente a 10% de probabilidade de existir disrupção do dieléctrico (U10 (CEI) ou Uw (REN)). O risco de falha de isolamento pode ser correlacionado com um factor estatístico de coordenação de isolamento: Equação 17 onde Kcs corresponde ao factor estatístico de coordenação de isolamento ( no guia da REN); U10 corresponde à tensão que tem 10% de probabilidade de disromper o intervalo de ar (Uw no guia da REN); Ue2 corresponde à tensão que tem uma probabilidade de 2% de ser excedida numa sobretensão (Us no guia da REN). 37 Porém, a expressão do risco relacionada com este factor diverge nos dois documentos. Na Figura 10 é feita a comparação entre os valores da REN, e os valores da CEI, apresentados para 3 classes diferentes de amplitude de sobretensões (p.u. na base ): 1 Risco de falha de isolamento 0,8 0,9 1 1,1 0,1 REN CEI Ue2=1,5 0,01 CEI Ue2=2,5 CEI Ue2=3,5 0,001 0,0001 Factor estatístico de coordenação de isolamento Figura 10 - Comparação de valores de risco de falha de isolamento Como se pode verificar, para valores do factor estatístico de coordenação de isolamento superiores a 1, o risco associado ao método de coordenação de isolamento previsto no guia da REN apresenta a mesma ordem de grandeza que o apresentado pela CEI. Porém, para valores inferiores a 1, o mesmo valor do factor estatístico corresponde a um menor valor de risco. Uma vez mais este facto pode ser explicado pela ausência de aplicação de factor de segurança nos factores de coordenação de isolamento da CEI, devido à sua aplicação específica posterior a este factor. 3.3.3. Risco de falha de isolamento Este ponto tem como objectivo fornecer uma visão geral sobre a forma com que o risco de falha de isolamento é calculado pela CEI e REN, ao mesmo tempo que são avaliados os impactos que estas diferenças têm no resultado final. Para tal serão feitos 3 ensaios comparativos: - O primeiro terá como objectivo verificar a influência que as diferentes distribuições de probabilidade apresentam nos valores do risco de falha de isolamento; - O segundo irá centrar-se nas consequências que a variação do valor médio da função de densidade de probabilidade das sobretensões apresenta; - O terceiro incidirá sobre os resultados que a variação conjunta do valor médio e do desvio das sobretensões apresentam no valor do risco de falha de isolamento. 38 - 1º Estudo – tipos de distribuições: Este primeiro estudo visa analisar as diferenças existentes nos vários tipos de metodologias de cálculo do risco, mais concretamente na distinta utilização de distribuições de probabilidade. A REN utiliza ambas as distribuições Gaussianas, sem qualquer truncagem de valores. A CEI utiliza também uma distribuição Gaussiana nas sobretensões, mas sugere a utilização de uma distribuição de Weibull modificada para função de probabilidade acumulada da tensão de disrupção do intervalo. Por conseguinte, a truncagem de valores é inevitável para que os valores da CEI tenham significado físico. Desta forma, para além deste primeiro estudo se centrar na análise destes dois casos, será também comparado o método de cálculo da REN com uma truncagem similar à efectuada na CEI. A comparação das diferenças suscitadas pelos casos referidos anteriormente será estudada através de três diferentes gráficos. O primeiro representará a relação existente entre o risco de falha de isolamento e o valor médio (U50) da função de probabilidade acumulada da tensão de disrupção do intervalo. O segundo representará a relação entre o factor estatístico de coordenação de isolamento, novamente com o U50. O terceiro resultará da fusão dos dois primeiros gráficos, obtendo a relação entre o risco e o factor estatístico. Nas Figuras 11-14 apresenta-se uma representação gráfica do cálculo do primeiro gráfico, onde os pontos assinalados equivalem à tensão correspondente. Salienta-se que a nomenclatura utilizada corresponde à utilizada no guia de coordenação de isolamento da REN que foi também abordada na secção anterior. Recorda-se que  corresponde ao factor estatístico de coordenação de isolamento, Uw e Us correspondem a U10 e Ue2 respectivamente, sendo o valor médio e o desvio padrão da função de densidade de probabilidade das sobretensões dada por mu e u, e o valor médio e o desvio da função de probabilidade acumulada que caracteriza a disrupção do intervalo é dada por U50 e . Solicitações (mu=1,429; u=0,375) Suportabilidade (U50=1; =0,06) Solicitações x Suportabilidade (Área Risco) mu=1,429 U50=1 Uw=0.92 Us=2,5 Figura 11 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=1 39 Solicitações (mu=1,429; u=0,375) Suportabilidade (U50=2; =0,06) Solicitações x Suportabilidade (Área Risco) mu=1,429 U50 = 2 Uw=1,84 Us=2,5 Figura 12 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=2 Solicitações (mu=1,429; u=0,375) Suportabilidade (U50=3; =0,06) Solicitações x Suportabilidade (Área Risco) mu=1,429 U50 = 3 Uw=2,76 Us = 2,5 Figura 13 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=3 40 Solicitações (mu=1,429; u=0,375) Suportabilidade (U50=4; =0,06) Solicitações x Suportabilidade (Área Risco) mu=1,429 U50 = 4 Us = 2,5 Uw=3,68 Figura 14 - Representação gráfica do cálculo do risco para o caso em que U50=4 O resultado deste cálculo é apresentado na Figura 15. Figura 15 - Risco de falha de isolamento em função da tensão U50 Na Equação 18 apresenta-se a relação existente entre o factor estatístico de coordenação de isolamento e novamente o valor de U50. 41 Equação 18 Que origina a Figura 16. A fusão das Figuras 15 e 16 origina a Figura 17.  = 0,3687U50 Figura 16 - Relação entre o factor estatístico e o valor U50 Figura 17 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico 42 Através da Figura 15 podemos verificar que os valores do risco são idênticos para valores reduzidos de U50. Porém, para valores cada vez maiores de U50, começa a verificar-se uma diferença significativa entre os valores do risco utilizando a distribuição Gaussiana e os que utilizam a distribuição de Weibull ou a Gaussiana truncada. Daqui se conclui que a truncagem de valores efectuada nestes dois últimos casos é responsável por esta diferença, sendo apenas expressiva para valores elevados de U50, nos quais a área retirada pela truncagem é mais significativa. Para a gama de valores mais elevados de U50 pode ainda verificar-se uma diferença entre a Weibull e a Gaussiana com truncagem. Dado que a truncagem destas duas é feita de forma análoga, esta diferença entre valores espelha a diferença que existe entre as duas distribuições de probabilidade, devido ao facto da distribuição de Weibull modificada ter valor nulo no seu valor de corte, contrariamente à Gaussiana. Dado que a distribuição de probabilidade das sobretensões e o desvio da distribuição de probabilidade acumulada da tensão de disrupção é mantido constante, o valor do factor estatístico é idêntico para os três casos, como se pode ver na Figura 16. Desta forma, a relação entre o risco e o factor estatístico representada na Figura 17 é idêntica à da apresentada na Figura 15. - 2º Estudo – valor médio das sobretensões: Neste segundo estudo, assumindo apenas distribuições de probabilidade Gaussianas, será estudado o efeito da variação do valor médio da distribuição das sobretensões. De forma similar ao 1º estudo, na Figura 18 encontra-se a relação do risco de falha de isolamento em função da tensão U50, para três valores médios de sobretensões diferentes. Figura 18 - Risco de falha de isolamento em função da tensão U50 Na Figura 19, a relação entre o factor estatístico e os valores de U50. 43  = 0,439 U50  = 0,3687 U50  = 0,3386 U50 Figura 19 - Relação entre factor estatístico e U50 E a fusão entre estes dois gráficos, originando a Figura 20. Figura 20 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico Após observação das Figuras 18-20, verificamos que embora os valores do risco e do factor estatístico variem em função dos valores médios das sobretensões, estes desvios não se traduzem na relação final entre risco e factor estatístico. 44 Este facto é explicado através da própria definição do método probabilístico simplificado, cuja expressão se representa de seguida. Equação 19 Como podemos retirar da Equação 19, para um valor constante do factor estatístico, a relação entre U50 e mu é constante. Como consequência, para um dado factor estatístico temos imposta a posição relativa entre as duas distribuições, bem como o respectivo valor do risco. Desta forma, a uma variação de mu vai corresponder uma variação solidária das duas distribuições, mantendo sempre constante o valor do risco correspondente ao factor estatístico considerado. Na Figura 21 é apresentado um exemplo gráfico desta situação, para três valores distintos de mu (mu =1,2,3) e mantendo o factor estatístico constante (=0,8). Figura 21 - Exemplo gráfico (mu=1,2,3; =0.8; =0.06; u=0.375) Na Figura 21 as distribuições de sobretensões são apresentadas a verde, as distribuições acumuladas de disrupção do intervalo são apresentadas a azul, e a área correspondente ao risco é apresentada a vermelho. Desta forma podemos confirmar que esta última se mantém constante, derivado da posição relativa entre as duas distribuições se manter também constante. Deste segundo estudo pode concluir-se que fixando os desvios e o tipo de distribuições de probabilidade, a curva do risco de falha de isolamento em função do factor estatístico é única. - 3º Estudo – pares (mu;u): Neste terceiro estudo, assumindo uma vez mais apenas distribuições Gaussianas sem truncagem de valores, será feita a análise da variação do conjunto valor médio e desvio da distribuição de sobretensões. Este caso tem especial relevância por ser o método assumido pela CEI, 45 cujo desvio das sobretensões é definido em função do valor médio desta. A Figura 22 mostra novamente a relação entre risco e U50. Figura 22 - Risco de falha de isolamento em função de U50 De forma similar aos casos anteriores, a Figura 23 mostra novamente a relação entre o factor estatístico e a tensão U50, para os três conjuntos de valores médios e desvios considerados.  = 0,6147 U50  = 0,3687 U50  = 0,2634 U50 Figura 23 - Relação entre factor estatístico e tensão U50 46 A fusão das Figuras 22 e 23, produz a Figura 24. Figura 24 - Risco de falha de isolamento em função do factor estatístico Contrariamente ao caso representado no segundo estudo, a variação do valor médio das distribuições é acompanhada por uma variação do seu desvio. Consequentemente a razão expressa na Expressão 19 já não é constante e os fundamentos apresentados no estudo anterior deixam de ser válidos, pelo que os valores do risco em função do factor estatístico têm de ser diferentes. Verifica-se também que quanto menor for o par (mu;u), o decrescimento do valor do risco com a tensão U50 é maior, devido à menor esparsidade da distribuição das sobretensões. Da mesma forma, quanto menor este par, maiores serão os valores do factor estatístico e maior será a sua inclinação e gama de valores, para os mesmos valores de U50. Conjugando estes dois factores, quanto menor for o conjunto (mu;u), mais decrescente será a curva correspondente ao risco de falha de isolamento. 3.4. Distâncias no ar normalizadas Neste capítulo serão analisadas as distâncias no ar propostas pelas duas normas como forma de isolamento dos condutores de linhas aéreas. 3.4.1. Procedimento geral Como foi visto anteriormente, o procedimento geral de coordenação de isolamento sugerido pelos dois documentos é similar. Ambos sugerem como ponto de partida as sobretensões representativas de um sistema, que após a aplicação de vários factores, referentes aos métodos de coordenação de isolamento e a diferentes condições de teste, resultam em valores de tensões 47 suportáveis do isolamento. Porém, destes valores até à obtenção das distâncias no ar, os dois guias seguem metodologias divergentes. No guia da CEI, após a obtenção das tensões suportáveis do isolamento, estas são normalizadas juntamente com a tensão máxima do sistema através das tabelas 2 e 3 do guia CEI 60071-1. Através destes valores de isolamento normalizados, são obtidos directamente todos os tipos de distâncias no ar a partir das tabelas pertencentes ao Anexo A do documento CEI 60071-2. No guia da REN, cada tipologia de distâncias no ar tem uma metodologia de cálculo específica que será pormenorizada nos capítulos seguintes, na comparação dos vários tipos de distâncias. 3.4.2. Hastes de descarga Nesta alínea, pretende-se analisar a distância no ar que é efectivamente dimensionada através das sobretensões originárias no sistema, ou seja, distâncias entre hastes de descarga ou protecção. Esta distância não é equivalente ao comprimento das cadeias de isoladores, já que estas são dimensionadas a partir da linha de fuga de cada isolador e da poluição a que a linha está sujeita, sendo estas distâncias superiores às das hastes de descarga. No guia da REN, na altura da sua execução, não tinham ainda sido publicados valores normalizados de tensões para linhas aéreas, por parte de CEI. Desta forma, o guia da REN utiliza os valores de tensão suportável normalizados pela CEI para o choque atmosférico do painel de linha, respeitantes a toda a aparelhagem de corte e manobra das subestações, transformadores de medição, travessias, distâncias no ar, colunas de isoladores, etc. Da gama de valores normalizados, a REN utiliza valores fixos definidos pela EdF 16 para os 72,5kV e 170kV. Para os 245kV, utiliza um valor menor que os 1050kV utilizados da EdF, e para os 420kV utiliza os valores mínimos recomendados pela CEGB 17 e os valores máximos sugeridos também pela EdF. Através destes valores, utilizando as expressões que relacionam a tensão U50 com a distância de disrupção (Equação 11 e 12), bem como os valores da Tabela 6 que apresentam os valores de tensão correspondentes a 0,6% e 99,6% de probabilidade de disrupção de um intervalo de ar (valores de 0% e 100% normalizados), é apresentado a Tabela 7. Tabela 6 - Valores para "tensão suportável convencional" (retirado de [4]) “Tensão suportável Tensão de descarga convencional” disruptiva “certa” 50 Hz Um (1 - 5fi) - Choque atmosférico U50a (1 – 2,5a) U50a (1 + 2,5a) Choque de manobra U50m (1 – 2,5m) U50m (1 + 2,5a) Solicitação 16 17 Électricité de France Central Electricity Generation Board 48 Tabela 7 - Distâncias de contornamento "certo" e "impossível" (retirado de [4]) 420 Tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha (kV) 1425 245 950 1,41 1,91 1,53 2,07 170 750 1,11 1,51 1,21 1,63 72,5 325 0,48 0,65 - - Tensão mais elevada (kVef) Distância mínima no ar entre dispositivos de guarda (m) Cadeia lateral (K+=1,5) Cadeia central (K+=1,2) Contornamento “certo” Contronamento “impossível” Contornamento “certo” Contornamento “impossível” 2,12 2,87 2,29 3,10 Os valores da Tabela 7 são calculados da seguinte forma: K+=1,5 Contornamento "certo" U50a = Uw / (1+2,5a) Tensão mais elevada do sistema K+=1,2 d=U50a/(360+150K+) Tensão suportável Uw Us d=U50a/(360+150K+) K+=1,5 Contornamento "impossível" U50a = Uw / (1-2,5a) d=U50a/(360+150K+) K+=1,2 d=U50a/(360+150K+) Figura 25 - Diagrama de cálculo dos valores da tabela 7 Como se pode verificar, este quadro apresenta, para cada nível de tensão e tipo de cadeia de isoladores, uma gama de distâncias entre dispositivos de guarda em que os extremos correspondem a um contornamento com 99,6% de probabilidade de ocorrência e a outro com 0,6%. Destes dois extremos, consoante o desempenho necessário para a linha, é escolhido assim o valor ou gama de valores aceitável para a distância mínima entre peças em tensão e apoios, ou dispositivos de guarda, apresentados na Tabela 8. Tabela 8 - Gama de distâncias entre hastes de descarga (retirado de [4]) Tensão mais elevada (kV) Distância (m) 420 2,70 – 3,10 245 1,80 – 2,00 170 1,20 – 1,40 72,5 0,40 – 0,55 49 Contrariamente à CEI, a REN apenas considera as sobretensões atmosféricas para o dimensionamento destas distâncias, mesmo para os níveis de tensão superiores a 245 kV. Porém, o quadro 17 do guia da REN mostra que as distâncias mínimas escolhidas na Tabela 8 cobrem os valores típicos de sobretensões de manobra referidos no capítulo 2.2.4., não sendo portanto relevante a sua consideração para o cálculo das distâncias entre hastes. Na Figura 26 são comparadas as distâncias mínimas entre peças em tensão e apoios (hastes de descarga), tendo sido os valores da CEI retirados das tabelas do Anexo A, e as distâncias da REN retiradas do anexo IV, dos valores efectivamente utilizados nas hastes de protecção das cadeias para cada nível de tensão. 4 Distâncias mínima condutor-poste 3,5 3 2,5 Valor máximo REN 2 Valor máximo CEI 1,5 Valor mínimo REN Valor mínimo CEI 1 0,5 0 72,5 kV 170 kV 245 kV 420 kV Máxima tensão do sistema - Um Figura 26 - Comparação de distâncias mínimas entre peças em tensão e apoios Como se pode verificar, os valores máximos das distâncias sugeridas são semelhantes para os dois guias. Porém, para os valores mínimos, verifica-se que a partir dos 170kV, a CEI sugere distâncias consideravelmente mais reduzidas para os valores mínimos. No guia da CEI é referido que as distâncias sugeridas nesse guia dizem respeito unicamente à coordenação de isolamento, não incluindo qualquer especificação relativa a segurança. Porém, tendo em conta alterações de geometria devido ao vento e esforços electrodinâmicos, no quadro 19 do guia da REN são especificadas as distâncias mínimas de segurança entre condutor e apoio, sugeridas pelo projecto de revisão do Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão. Embora estas distâncias sejam menores que as apresentadas na Tabela 8, este facto pode explicar a diferença existente nas distâncias mínimas apresentadas na Figura 26. Verifica-se também que os valores normalizados do painel de linha correspondem aos valores mais elevados das tensões normalizadas utilizadas pela CEI, o que resulta num sobredimensionamento destas distâncias ao não considerar valores de tensões suportáveis mais reduzidas. 50 3.4.3. Cadeias de isoladores Tanto na REN como na CEI, o comprimento da cadeia de isoladores é definido através da capacidade de isolamento em condições nominais de funcionamento. Nestas condições, a poluição a que as cadeias estão sujeitas é preponderante para a definição da cadeia, definindo assim a linha de fuga específica, cujos valores são apresentados na Tabela 9, sendo definidos de igual forma nos dois guias. Tabela 9 - Valores mínimos de linha de fuga específicos (retirado de [4]) Nível de poluição Ligeira Média Forte Muito Forte 1,6 2,0 2,5 3,1 ≥10 ≥28 ≥80 ≥160 Linha de fuga específica (cm/kV) Salinidade suportável 3 expectável (kg/m ) 4 3,5 Distâncias (m) 3 2,5 Valor máximo - hastes 2 Valor máximo - cadeia 1,5 Valor mínimo - hastes 1 Valor mínimo - cadeia 0,5 0 72,5 kV 170 kV 245 kV 420 kV Máxima tensão do sistema - Um Figura 27 - Comparação de distâncias entre hastes e comprimento das cadeias de isoladores - REN Definindo a linha de fuga total associada a cada nível de tensão e poluição, e a linha de fuga de cada isolador, dividindo a linha de fuga total por esta última obtém-se o número de isoladores constituintes da cadeia, e com esta o comprimento da cadeia de isoladores. Existe porém o caso especial das cadeias com menos de 10 elementos, em que tem de se garantir que a perda de um elemento não afecta o funcionamento total da cadeia. Porém, como se pode ver através do anexo IV presente no guia da REN, apenas são utilizados pela REN os valores de poluição média, forte e muito forte, não existindo cadeias implementadas com níveis de poluição ligeira. Salienta-se ainda que os valores de linha de fuga específica para as cadeias de 400 kV são menores do que os 3,1 cm/kV normalizados. 51 3.4.4. Distância entre condutores Para a determinação das distâncias entre condutores, a CEI utiliza as mesmas tabelas que foram utilizadas para a distância entre condutor e apoio. O guia da REN utiliza por sua vez a seguinte expressão, presente na página 124 do guia. (D em m) Equação 20 onde K=0,6; f representa a flecha média (m); l representa o comprimento da cadeia (m); U a tensão nominal (kV). Comparando os dois guias, obtemos a Figura 28. 7 6 Distância no ar (m) 5 4 Valor máximo CEI 3 Valor mínimo REN Valor mínimo CEI 2 1 0 72,5 kV 170 kV 245 kV 420 kV Máxima tensão do sistema - Um Figura 28 - Comparação entre distâncias condutor-condutor A partir da Figura 28 verificamos que tanto os valores mínimos como os máximos da CEI são bastante menores que os valores mínimos apresentados pela REN. Porém, a expressão utilizada pela REN é retirada do projecto de revisão do Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão, sendo a diferença explicada pela inclusão de compensações devido a movimentações de condutores e outros factores de segurança. 3.4.5. Análise das distâncias entre hastes de descarga A tabela seguinte mostra os valores de U50, U10 e da probabilidade de disrupção do intervalo quando submetido à tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha, para cada valor da distância entre hastes apresentada na Tabela 8. 52 Tabela 10 – Análise da probabilidade de disrupção dos valores apresentados na Tabela 8 Tensão máxima do sistema (kV) Tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha (kV) Distância entre hastes (m) 2,7 420 1425 3,1 1,8 245 950 2 1,2 170 750 1,4 72,5 325 0,4 0,55 Factor de intervalo U50a (kV) U10 (kV) P(U = tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha) (%) 1,5 1,2 1,5 1,2 1,5 1,2 1,5 1,2 1,5 1,2 1,5 1,2 1,5 1,5 1579,5 1458 1813,5 1674 1053 972 1170 1080 702 648 819 756 234 321,75 1456,3 1344,3 1672 1543,4 970,86 896,18 1078,7 995,76 647,24 597,46 755,12 697,03 215,75 296,65 5,15 35,3 0,0178 0,658 5,15 35,3 0,086 2,24 87,27 99,56 8,01 44,74 100 56,68 Da Tabela 10 verificamos que para qualquer tipo de cadeia, a probabilidade de disrupção do intervalo quando aplicada a sua tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha são praticamente constantes para os níveis de tensão entre 420kV e 245kV. Por conseguinte, verifica-se que estes dois níveis de tensão são projectados para ter o mesmo nível de desempenho. O mesmo já não acontece nos restantes níveis de tensão, onde se verifica uma subida acentuada destas probabilidades com a diminuição do nível de tensão, sinal que a partir dos 245kV se reduz a exigência relativa ao desempenho. Em relação às cadeias laterais, verifica-se que as duas distâncias geram uma probabilidade de disrupção abaixo dos 10% entre os 420kV e 245kV, mas que esta gama de probabilidades aumenta consideravelmente (8% a 87%, nos 170kV) para os níveis de tensão mais baixos. Esta característica, também presente nas cadeias centrais, permite utilizar a distâncias entre hastes de descarga como equipamento de protecção a instalar na vizinhança de subestações. Conclui-se ainda que a sensibilidade da probabilidade de disrupção dos dois tipos de hastes de descarga em relação à gama de distâncias não é constante. Para os dois valores mais elevados de tensão, a gama de distâncias proposta tem um impacto reduzido na probabilidade de disrupção das hastes de cadeias laterais, contrariamente à variação significativa apresentada para cadeias centrais. Porém, para o valor máximo do sistema igual a 170kV, ambas as cadeias apresentam gamas de probabilidades consideráveis em função da distância entre hastes. Na Figura 29 é apresentada uma comparação entre os valores da tensão U10. Nesta, verifica-se que as hastes de descarga das cadeias centrais estão mais fragilizadas do que as cadeias laterais. Desta forma, é necessário projectar as cadeias centrais com uma distância entre hastes superior à relativa às cadeias laterais de forma a manter constante o desempenho da linha. 53 1600 1400 Tensão (kV) 1200 Cadeia lateral - Distância máxima 1000 Cadeia lateral - Distância mínima 800 Cadeia central - Distância máxima 600 Cadeia central - Distância mínima 400 200 420 kV 245 kV 170 kV 72,5 kV Tensão máxima do sistema Figura 29 - Comparação de valores U10 Para compreender a origem destes valores, na Tabela 11 são analisados os valores de distâncias da Tabela 7, retirada do guia da REN. Tabela 11 - Análise dos valores do quadro 15 do guia da REN Tensão máxima do sistema (kV) Tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha (kV) Factor de intervalo 1,5 420 1425 1,2 1,5 245 950 1,2 1,5 170 750 1,2 72,5 325 1,5 Tipo de contorna mento Distância entre hastes (m) U50a (kV) U10 (kV) “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” “Certo” “Imp.” 2,12 2,87 2,29 3,10 1,41 1,91 1,53 2,07 1,11 1,51 1,21 1,63 0,48 0,65 1240,2 1679 1236,6 1674 824,85 1117,3 826,2 1117,8 649,4 883,4 653,4 880,2 280,8 380,25 1143,5 1548 1140,1 1543,4 760,5 1030,2 761,8 1030,6 598,7 814,45 602,43 811,54 258,9 350,6 Na Figura 30 é feita a comparação dos valores de U10 de cada tipo de contornamento, “certo” ou “impossível” com a tensão suportável ao choque atmosférico do painel de linha. Dado que os valores de U10 apenas são dependentes da tensão suportável e do tipo de contornamento, ambos os tipos de 54 cadeias geram os mesmos valores, pelo que se escolheu para comparação as cadeias laterais, presentes em todos os níveis de tensão. 1800 1600 1400 Tensão (kV) 1200 1000 U10 - "certo" 800 U10 - "impossível" 600 Tensão suportável 400 200 0 420 kV 245 kV 170 kV 72,5 kV Tensão máxima do sistema Figura 30 - Comparação de valores de U10 - K+ = 1,5 De onde se verifica que contrariamente à probabilidade de disrupção das hastes de descarga, a tensão suportável tem uma relação constante e definida para todos os níveis de tensão, sendo aproximadamente 8% menor que o valor de U10 considerado como disrupção impossível. 3.4.6. Comparação de factores de intervalo Nesta alínea pretende-se analisar os diferentes valores dos factores de intervalo utilizados em cada uma das configurações, considerados em cada um dos guias. Para tal, na Tabela 12 são comparados os vários valores utilizados. 3.5. Análise de sensibilidade de tensões suportáveis requeridas Este ponto pretende analisar os factores que influenciam o valor da tensão suportável requerida (“required withstand voltage” – Urw), e que por sua vez condicionam a escolha dos valores normalizados de tensões suportáveis presentes nas tabelas 2 e 3 do guia CEI 60071-1. A metodologia da CEI começa por definir as sobretensões representativas do sistema, cuja gama de valores pode ser muito variada, conforme a classe de sobretensões a analisar e a topologia da rede. Considerando sobretensões de frente lenta, estas podem ser causadas por diversas origens, sendo as mais facilmente quantificáveis as ligações e re-ligações de linhas, falhas e eliminação de defeitos. 55 Tabela 12 - Comparação de factores de intervalo (retirado de [3] e [4]) Factor de intervalo – REN Factor de intervalo – CEI 1,1 1,15 2,08 1,47 1,25-1,43 1,18-1,35 Condutor – janela 1,2 1,25 Condutor – cadeia lateral 1,5 1,45 Condutor espia 1,45 1,45 Tipo de intervalo Configuração REN Configuração CEI Condutor – plano H’t=0 Condutor – ponta S=0; H’t/D=10; H’t/Ht=0,909 Condutor – estrutura S/D = 1,4-0,05; H’t/D = 3; H’t/Ht = 0,75 56 Nas sobretensões de frente lenta, devido a ligações e re-ligações, a sua amplitude é estatisticamente descrita pela Figura 31, presente no guia da CEI. Figura 31 - Amplitude das sobretensões de frente lenta devido a ligações e re-ligações de linhas (retirado de [3]) Como se pode verificar, existem factores topológicos que condicionam estas amplitudes. Genericamente, podemos concluir que a re-ligação de linhas, disjuntores com religação, uma rede com carácter indutivo e com reduzida compensação paralela, vai gerar sobretensões representativas com amplitudes superiores, gerando consequentemente valores superiores de tensões suportáveis necessárias. Em relação às sobretensões devidas a defeitos e eliminação de defeitos, a sua amplitude é determinada pelo factor de defeito à terra. Se este for superior a 1,5, as sobretensões devido ao início do defeito serão superiores às devidas à sua eliminação (estas últimas fixas e iguais a 2 pu). Já nas sobretensões de frente rápida, a sua amplitude depende das características da linha. Quanto maior for a impedância de onda da linha e a resistência do eléctrodo de terra, maior será a amplitude das sobretensões. Por outro lado dependerá também da corrente injectada pela descarga atmosférica, cujo valor dependerá da quantidade de cabos de guarda instalados. Após as sobretensões estarem caracterizadas, são aplicados três factores até serem obtidas as tensões suportáveis necessárias: o factor de coordenação de isolamento, o factor de altitude e o factor de segurança. No factor de coordenação de isolamento, podem ser seguidas duas metodologias diferentes. Se for utilizado o método determinístico, o factor a aplicar é o Kcd e depende da existência de descarregadores de sobretensões na rede em questão. Se estes não existirem, o factor a aplicar é unitário. Porém, considerando descarregadores de sobretensões, o factor a aplicar é dado através da Figura 32, utilizando o valor de 2% da sobretensão respectiva (Ue2) e o nível de protecção do descarregador (Ups). Como se pode verificar pela Figura 32, considerando um determinado valor de 2% da sobretensão, o factor pode ser superior a 1 se a razão entre as duas tensões consideradas for inferior a 1,2, e consequentemente a tensão suportável necessária será superior. 57 Figura 32 - Factor de coordenação de isolamento determinístico, com descarregadores de sobretensões (retirado de [3]) Se for utilizado o método probabilístico, o factor de coordenação de isolamento estatístico Kcs é determinado pelo risco de falha de isolamento, e portanto pelo desempenho projectado para a linha. Este factor é retirado da Figura 33. Figura 33 - Factor de coordenação de isolamento estatístico (retirado de [3]) Como se pode verificar, o factor de coordenação de isolamento estatístico será -2 aproximadamente unitário quando o risco especificado for próximo de 10 . Se o desempenho da linha for necessariamente superior, o factor será superior a 1 e a tensão suportável necessária será maior. Se o risco projectado para a linha for menor que este valor, a tensão suportável necessária virá também menor. O factor de correcção de altitude Ka é baseado na dependência da pressão atmosférica da altitude a que a linha é instalada e é expresso por: Equação 21 58 onde H é a altura acima do nível do mar (m); m uma constante que varia consoante a classe de sobretensões. Considerando sobretensões atmosféricas e um valor de m = 1, obtemos a Figura 34. Verifica-se que quanto maior for a altitude a que a linha for instalada, maior será o factor a aplicar, e maior será a tensão suportável necessária a aplicar. Figura 34 - Factor de correcção de altitude em função da altitude Para sobretensões de manobra, o factor m varia de acordo com a Figura 35. Figura 35 - Variação do factor m (retirado de [3]) Considerando tensões fase-terra, verificamos que o factor m varia entre 1 e aproximadamente 0,4 com o aumento da tensão suportável de coordenação de isolamento obtida com o factor anterior. Seguidamente, é apresentada na Figura 36 uma representação tridimensional da relação que o factor m e a altitude apresentam com o factor de altitude. 59 Figura 36 - Relação entre altura e factor de altitude, variando o factor m Como se pode verificar pela Figura 36, tal como no caso anterior o factor de correcção de altitude aumenta com o aumento da altitude. Porém, como se pode ver na Figura 36, este aumento é tanto maior quanto maior for o factor m, e consequentemente quanto menor for a tensão suportável de coordenação de isolamento obtida com Kc. O factor de segurança é fixo para isolamentos externos e igual a Ks = 1,05. 60 4. Distâncias de isolamento em linhas aéreas Este capítulo tem como objectivo fornecer uma visão detalhada da forma como as distâncias no ar são dimensionadas em linhas aéreas como forma de isolamento. O isolamento de uma linha aérea consiste na definição dos seguintes elementos: - Distâncias fase-terra – Comprimento do intervalo de ar que separa os condutores e respectivos acessórios em tensão, dos apoios e estruturas próximas a estes, incluindo respectivos acessórios a estes pertencentes; - Distâncias fase-fase – Distância dos condutores a outros condutores ou estruturas circundantes, ao longo do vão e nos apoios; - Cadeias de isoladores – Comprimento da cadeia de isoladores, caracterizada pelo seu comportamento global e as características das suas unidades constituintes. 4.1. Caracterização de intervalos de ar Como ponto de partida para a definição de um isolamento constituído por um intervalo de ar, é necessário definir as solicitações que limitam a sua função. Sendo a disrupção de um intervalo de ar um processo que apenas pode ser descrito de forma probabilística, estas limitações são definidas a partir da tensão que aplicada aos extremos do intervalo, provoca a disrupção deste com uma probabilidade de 50% - U50. Esta tensão depende tanto das características do intervalo (forma dos eléctrodos e distâncias entre eléctrodos) como das características da tensão (forma, tempos característicos e polaridade). Dado que as características do intervalo são o principal elemento a dimensionar, esta análise terá de ser feita para cada classe de sobretensões emergente no sistema. 4.1.1. Sobretensões de frente lenta Como foi já sobejamente estudado na literatura e pode ser verificado na figura seguinte (retirada de [19]), ao variar o tempo de subida da onda impulsiva que afecta o intervalo de ar, a tensão de disrupção U50 apresenta um valor mínimo. Este mínimo corresponde à menor tensão de disrupção que um dado intervalo de ar suporta, sendo portanto o ponto no qual se deve centrar o seu dimensionamento. Esta característica reflecte o carácter dinâmico e probabilístico do processo de disrupção, cujo aparecimento de electrões-germen e respectiva formação do arco eléctrico necessitam de um determinado intervalo de tempo [22]. Se o tempo de subida da onda impulsiva for muito maior que o tempo de atraso, o processo de disrupção tem tempo para se desenvolver sem o aumento da tensão. Porém, com um tempo de subida da mesma ordem de grandeza do tempo de atraso do processo, existirá uma diferença entre a tensão a que o processo se inicia e que se completa, originando tensões de disrupção mais elevadas. Com o aumento do tempo de subida, a regeneração do dieléctrico aumenta, aumentando também a tensão de disrupção. Embora as sobretensões de frente lenta sejam definidas por uma dupla exponencial com tempos característicos bem definidos (250/2500 µs), o tempo de subida crítico a que corresponde esta tensão 61 de disrupção mínima não é fixo e depende do comprimento do intervalo de ar. Porém, para os valores mais comuns de intervalos de ar, estes situam-se na mesma ordem de grandeza que a onda normalizada de manobra devido ao facto de terem estado na origem da definição desta classe. Tendo já definido os tempos característicos como sendo o tempo crítico para cada intervalo, resta-nos definir a polaridade e a configuração dos eléctrodos para definir completamente a tensão e o intervalo, fazendo variar apenas o comprimento deste. Através de [23] e [16] verificamos que definindo a tensão de disrupção de um intervalo para a configuração ponta-plano, as tensões para as restantes configurações podem ser dadas através de um factor de intervalo k, quantificado empiricamente. Verifica-se também através destes trabalhos, que na maioria dos casos os impulsos de polaridade positiva são os que resultam em menores tensões de disrupção, sendo por isso a polaridade escolhida para realizar o dimensionamento destes intervalos. Figura 37 - Tensão U50 em função do tempo de subida do impulso (retirado de [19]) Várias expressões podem ser encontradas na literatura relacionando a tensão de disrupção crítica com a distância entre eléctrodos. Inicialmente construídas de forma empírica, como se representa na Figura 37, a evolução e o conhecimento da física inerente ao processo de disrupção de um intervalo de ar permitiu o aparecimento de expressões estabelecidas através dos modelos de progressão do traçador. No artigo publicado por V. S. Syssoev [24] em 2003, encontra-se uma lista muito completa da evolução das expressões que relacionam a tensão de disrupção crítica com a distância entre eléctrodos. Essas expressões foram acrescentadas à lista apresentada de seguida, organizada por ordem cronológica. Uma das primeiras expressões conhecidas a relacionar a tensão de disrupção crítica com a distância entre eléctrodos foi proposta por G. N. Alexsandrov em 1969 (referida em [24]). (com U50 em kV e d em m) 62 Equação 22 Outra expressão foi publicada por E. Lemke em 1973, apresentada como Equação 23 (referida em [24]). (com U50 em kV e d em m) Equação 23 Outra fórmula, proposta por B. N. Gorin e A. V. Schkilev (referida também em [24]) em 1974 é a Equação 24. (com U50 em kV e d em m) Equação 24 Sendo hf o valor médio do comprimento do traçador na zona de salto final. Uma das primeiras e mais relevantes expressões conhecidas a relacionar a tensão de disrupção crítica com a distância entre eléctrodos foi proposta por G. Gallet, G. Leroy, R. Lacey e I. Kromer em 1975 [18] e foi já apresentada como Equação 7. Esta expressão é utilizada como base no guia da REN. (com U50 em kV e d em m) Equação 7 Em 1977, foi proposto por E. M. Baseljan (referida em [24]) a Equação 25. (com U50 em kV e d em m) Equação 25 Com  igual ao desvio padrão das sobretensões de frente lenta (autor admite 5%). Publicado também em [19], por I. Kishizima, K. Matsumoto e Y. Watanabe em 1984 foi a Equação 9 (já aqui apresentada), cuja dispersão resultou na inclusão na norma CEI 60071-2. (com U50 em kV e d em m) Equação 9 Presente também no guia da REN está a Equação 8, publicada em 1985 por R. Cortina, E. Garbagnati, A. Pigini, G. Sartorio e L. Thione [20]. (com U50 em kV e d em m) Equação 8 Em 1986, Farouk A. M. Rizk [21] deduziu a Equação 14 a partir do modelo de progressão do traçador. (com U50 em kV e d em m) Equação 14 Apresenta-se ainda a Equação 26 publicada por G. Harbec e C. Menemenlis (referida em [24]). (com U50 em kV e d em m) Equação 26 Por último, apresenta-se a Equação 27 baseada no modelo de progressão do traçador e nos valores experimentais da Equação 9. Foi publicada em 2003 no artigo já atrás mencionado de V. S. Syssoev [24]. (com U50 em kV e d em m) 63 Equação 27 Sendo  o desvio padrão admitido para sobretensões de frente lente, e b(d) a Equação 28 (sendo e a base do logaritmo natural). (com d em m) Equação 28 Porém, dado que muitas destas expressões foram estabelecidas através de dados experimentais, cada uma delas tem uma gama de valores de comprimento do intervalo para o qual tem validade. Por conseguinte, na Tabela 13 apresenta-se uma comparação destas gamas de valores. Tabela 13 - Comparação de gama de validades das expressões U50(d) para geometria ponta –plano. Equação Gama de validade (ponta-plano) ? ? ? 1m – 21m [18] 2m – 15m [4] > 12m [24] 2m – 25m [24] > 25m [3] 13m – 34m [20] 15m – 30m [4] 3m – 21m [24] 2m – 27m [21] ? 0,2m – 30m [24] 64 Na Figura 38, mostram-se as características U50crítico(d) das expressões apresentadas na Tabela 13. A tracejado encontram-se as zonas das curvas que se encontram fora da gama de validade, ou mesmo aquelas (Equações 22,23,24,26) em que esta não é conhecida. 3250 2750 22 Tensão U50 (kV) 23 2250 24 7 1750 25 9 1250 8 14 26 750 27 250 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 Comprimento do intervalo de ar (m) Figura 38 - Comparação de expressões U50crítico(d) para sobretensões de manobra Através da Figura 38 verifica-se que todas as expressões dentro da respectiva gama de validade apresentam resultados semelhantes para comprimentos de intervalos mais reduzidos, com diferenças que nunca ultrapassam aproximadamente os 53kV (variação de 3,4% em relação à media dos valores das expressões nesse ponto) nos comprimentos dos intervalos até 15m. Contrariamente, para o comprimento de intervalo de 34m, a diferença entre a Equação 25 e 8 é acentuada (244 kV de diferença nesse ponto). Verifica-se também algumas disparidades de valores perto dos extremos das gamas de validade, sinal de que a gama de validade apresentada foi sobrestimada. Na Figura 38, verifica-se ainda que as Equações 23 e 26 seguem aproximadamente os valores das restantes expressões até aos 15m, valor para o qual começam a divergir. As Equações 22 e 24 porém, não apresentam semelhança com as expressões anteriores quando avaliadas numa gama tão alargada. Contudo, tanto a gama de distâncias apresentada como a configuração dos eléctrodos se afiguram longe dos valores utilizados neste trabalho afectos a linhas cuja tensão máxima é 400kV. A título de exemplo, apresenta-se nas figuras seguintes o comportamento das expressões anteriores para uma cadeia de isoladores exterior (sem janela). Para uma gama de comprimentos de intervalos entre 0,2m e 4m (correspondente à gama de comprimentos das cadeias de isoladores de linhas desde os 60kV até aos 400kV), juntamente com um factor de intervalo de k=1,5, os seguintes resultados foram obtidos. 65 2000 1800 1600 Tensão U50 (kV) 1400 1200 7 1000 9 800 14 27 600 400 200 0 0,2 0,6 1 1,4 1,8 2,2 2,6 3 3,4 3,8 Comprimento do intervalo de ar (m) Figura 39 - Comparação de expressões U50crítico(d), para sobretensões de manobra e uma cadeia de isoladores A partir da Figura 39 verificamos que a Equação 27 cobre os comprimentos possíveis das linhas de todos os níveis de tensão. A Equação 7 porém, apenas permite a sua utilização para os comprimentos de linhas de muito alta tensão (>60kV), sendo que as expressões 9 e 14 apenas permitem relacionar os comprimentos dos intervalos de ar existentes nos 400kV. 4.1.2. Sobretensões de frente rápida Para as sobretensões de frente rápida não existe o conceito de tempo crítico de subida, e a tensão de disrupção é estabelecida para a onda de impulso, com os tempos característicos 1,2/50 µs. Nesta gama de sobretensões, Andrew R. Hileman reuniu em [14] um conjunto de expressões que relacionam a disrupção de um intervalo de ar sujeito a uma sobretensão atmosférica com o comprimento do intervalo. Dado que esta característica é linear, e de forma a ser possível a utilização do factor de intervalo definido para as sobretensões de manobra, foram desenvolvidas várias fórmulas empíricas que relacionam o gradiente da tensão de disrupção com o factor de intervalo. Desta forma, as seguintes expressões apresentadas dizem respeito a uma configuração de eléctrodos do tipo ponta-plano, com polaridade positiva. A primeira expressão referida em [14] foi desenvolvida por Paris e Cortina e é traduzida pela Equação 29. (com U50 em kV e d em m) Equação 29 Também referido em [14] estão os trabalhos realizados pela CIGRÉ, nomeadamente as duas expressões oferecidas pelo CIGRE Technical Bulletin 72. (com U50 em kV e d em m) 66 Equação 30 (com U50 em kV e d em m) Equação 31 (com U50 em kV e d em m) Equação 32 (com U50 em kV e d em m) Equação 33 A CEI por sua vez refere em [3] a Equação 32. O guia da REN por sua vez, apresenta Equação 33. Refere-se ainda a Equação 34 retirada novamente de [14], que refere directamente a tensão de disrupção em função da distância entre eléctrodos, para cadeias em suspensão, entre 3 e 20 isoladores, utilizável portanto nas gamas de tensão tratadas neste trabalho. Porém, refere-se que esta expressão não foi estabelecida para a onda normalizada de frente rápida, mas para uma onda similar com tempos característicos 1,5/40 µs. (com U50 em kV e d em m) Equação 34 Dado que todas estas expressões foram determinadas de forma empírica, cada uma delas é válida para uma determinada gama de valores, cuja comparação é feita na Tabela 14. Tabela 14 - Comparação de gamas de validade da expressões de sobretensões de frente rápida Expressão Gama de validade (ponta-plano) 2m – 3m [14] 0m – 6m [25] 0m – 6m [25] 1m – 10m [3] ? 29: 30: 31: 32: 33: De forma a podermos comparar directamente as 6 expressões apresentadas, será utilizada a configuração do tipo cadeia lateral (k=1,5) nas expressões 29-33 para comparação directa com a expressão 34. Esta comparação é apresentada na Figura 40. 6000 Tensão U50 (kV) 5000 4000 29 30 3000 31 32 2000 33 1000 34 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Comprimento do intervalo de ar (m) Figura 40 - Comparação de expressões U50crítico(d) para sobretensões atmosféricas 67 Como se pode verificar, dentro da gama de validade de cada uma das expressões os resultados são muito próximos. Para um intervalo com 1 m de comprimento, a maior diferença de valores encontra-se entre os valores das Equações 31 e 34 e corresponde a 106kV, cuja diferença corresponde a 16% da média dos dois valores. Por sua vez, para intervalos com 6 m de comprimento, a maior diferença encontra-se entre as Equações 31 e 32, para o qual se regista uma diferença de 83 kV, correspondendo a 2,3% da média dos seus valores. 4.2. Distâncias fase-terra As distâncias nos apoios são caracterizadas pelas distâncias entre hastes de descarga e pelas distâncias entre peças em tensão e apoio. As distâncias entre hastes de descarga são definidas através de métodos de coordenação de isolamento face a sobretensões fase-terra e baseiam-se nas distâncias mínimas dadas pelas normas da CEI [3]. Por sua vez, as distâncias entre peças em tensão e apoio são distâncias de segurança cujo cálculo não está directamente relacionado com as sobretensões fase-terra originárias no sistema, mas com a possibilidade de falha de isolamento à frequência nominal devido à movimentação dos condutores por acção térmica e de forças mecânicas. Estas últimas são definidas no guia de coordenação de isolamento da REN, que por sua vez se baseou no Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão, emitido pela DGEG. 4.2.1. Distância entre hastes de descarga Estas distâncias são definidas pela CEI tendo em conta os seguintes factores: - Sobretensões originadas no sistema – temporárias, frente lente e rápida; - Método de coordenação de isolamento – determinístico ou probabilístico; - Diferenças de altitude e margens de segurança; - Experiência recolhida de operações anteriores. Através das tabelas A.1, A.2 e A.3 da norma CEI 60071-2, retiramos a variação das distâncias mínimas normalizadas para cada nível de tensão, apresentadas na Tabela 15 e na Figura 41. Tabela 15 - Distâncias mínimas entre condutores e estruturas segundo a CEI Tensão máxima do sistema – Us (kV) Maior distância mínima (m) Menor distância mínima (m) 170 245 420 1,5 2,1 3,4 1,1 1,3 2,1 Devido à diversidade de características que as linhas e os intervalos de ar apresentam dentro de sistemas com o mesmo nível de tensão, a CEI apresenta uma gama de distâncias mínimas possíveis para um intervalo de ar, cujos extremos são apresentados na Figura 41 e Tabela 15 como distâncias máximas e mínimas. Sobretensões com amplitudes elevadas (relativamente ao nível de tensão, ver tabelas 2 e 3 de [1]), conjugadas com riscos de falha de isolamento reduzidos, altitudes elevadas e factores de intervalo reduzidos, resultam em tensões suportáveis que geram distâncias próximas dos maiores valores da gama. Em contrapartida, sobretensões de valores normalizados baixos, 68 juntamente com riscos de falha de isolamento menos conservadores, altitudes baixas e factores de intervalo maiores, geram tensões suportáveis que correspondem aos menores valores de distâncias DIstância mínima entre eléctrodos (m) mínimas. 4 3,5 3 2,5 2 Max 1,5 Min 1 0,5 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 41 - Distância mínima entre eléctrodos de acordo com as normas da CEI Porém, através do artigo [17] presente no nº29 da revista Electra, verifica-se que as distâncias propostas nas tabelas A.1, A.2 e A.3 foram baseadas no dimensionamento de subestações. Desta forma, os factores de intervalo utilizados e que foram incluídos nas normas da CEI dizem respeito a configurações específicas destas instalações, que não correspondem às configurações utilizadas usualmente em linhas aéreas. Na tabela A.1 são propostos dois tipos de configurações de intervalo, a configuração CondutorEstrutura e a Ponta-Estrutura. A primeira, com um factor de intervalo igual a 1,35 (definido pela CEI. [17] define k=1,3), pode ser encontrada nos pórticos de entrada das subestações e nos barramentos intermédios, cobrindo a maioria das configurações fase-terra destas instalações. A configuração Ponta-Estrutura, a que corresponde um factor de intervalo de 1,15 ([17] define k=1,1), é encontrada entre os pórticos de entrada e a diversa aparelhagem que se encontra junto desta. Por sua vez, as configurações mais usuais em linhas aéreas são a Condutor-Janela e CondutorApoio, cujos valores referência para os factores de intervalo são k=1,25 e k=1,45 respectivamente. Como se pode verificar, embora a primeira configuração esteja dentro dos valores previstos para factores de intervalo de subestações, a configuração Condutor-Apoio apresenta um valor superior ao máximo valor considerado. Dado que ao aumento do factor de intervalo corresponde uma diminuição das distâncias, a esta discrepância corresponde um sobredimensionamento das distâncias associadas a esta configuração. Se por um lado a segurança e a qualidade de serviço continuam asseguradas, a correcta contabilização desta configuração pode permitir uma compactação das distâncias utilizadas, com todas as vantagens que advêm desta prática. Aplicando os factores de intervalo das configurações Condutor-Janela e Condutor-Apoio às expressões da tensão U50 da gama de tensões suportáveis para cada nível de tensão, obtemos a 69 Figura 42. Nesta, é feita a comparação entre a gama de valores de distância mínima admitidos para cada nível de tensão. Os valores a vermelho representam os valores normalizados pela CEI, enquanto que os valores a azul representam os valores de distâncias calculados utilizando as configurações utilizadas em linhas aéreas. Como se pode verificar, utilizando as configurações utilizadas nas linhas, obtêm-se distâncias 6% a 15% inferiores às utilizadas para subestações. DIstância mínima entre eléctrodos (m) 4 3,5 3 2,5 Max 2 Min 1,5 Max linha 1 Min Linha 0,5 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 42 – Comparação das distâncias mínimas entre eléctrodos Para além da CEI, existem ainda outras associações que apresentam distâncias normalizadas para linhas aéreas. Na figura seguinte é apresentada uma comparação entre as distâncias sugeridas pela CEI, juntamente com as apresentadas pela norma europeia EN 50341-1 emitida pela CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization) e pela CIGRÉ, tendo os valores de DIstância mínima entre eléctrodos (m) distâncias destas duas entidades sido retirado de [26]. 4 3,5 3 Max CEI 2,5 Min CEI 2 Max EN 50341-1 1,5 Min EN 50341-1 1 Max CIGRÉ 72 0,5 Min CIGRÉ 72 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 43 - Comparação entre distâncias CEI, CENELEC e CIGRÉ 70 Verifica-se que os valores máximos de distâncias mínimas propostos pela CENELEC e CIGRÉ são muito semelhantes aos apresentados pela CEI. Nos valores mínimos porém, verifica-se que a CEI sugere valores menos conservativos, com uma diferença aproximada em relação à média das restantes distâncias de 25% para a tensão de 245kV e 10% para os 420kV. 4.2.2. Distância entre peças em tensão e apoio As distâncias entre peças em tensão e apoio são distâncias de segurança cujo cálculo não é feito através de coordenação de isolamento, mas atendendo à possibilidade de falha de isolamento à frequência nominal, devido à movimentação dos condutores por acção térmica e de forças mecânicas. Esta movimentação é consequência da exposição dos condutores ao vento, de alterações da sua geometria devido à temperatura, entre outras não especificadas no guia da REN. O cálculo destas distâncias é baseado em duas situações: - Sem vento: Distância que suporte uma sobretensão atmosférica 10% superior à das cadeias de isoladores; - Com vento: Distância necessária que garanta, com a cadeia desviada pelo vento, uma tensão suportável à frequência nominal 10% acima da tensão suportável pela cadeia sob chuva. Estas distâncias são calculadas e definidas no guia de coordenação de isolamento da REN, que por sua vez se baseou nas expressões oferecidas pelo Regulamento de Segurança de Linhas Aéreas de Alta Tensão da DGEG [27]. Na Figura 44 é apresentada uma comparação entre as distâncias da CEI, baseadas em coordenação de isolamento, e as distâncias de segurança, fornecidas pela DGEG em [27] e pela REN. DIstância mínima entre eléctrodos (m) 4 3,5 3 2,5 Max CEI 2 Min CEI 1,5 REN 1 DGEG 0,5 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 44 - Comparação entre as distâncias CEI e distância de segurança sem vento da REN Através da Figura 44 verifica-se que as duas distâncias de segurança se encontram entre os valores máximos e mínimos definidos pela CEI. Verifica-se também que os valores da REN são entre 11% e 30% superiores aos do regulamento da DGEG, possivelmente devido à inclusão de uma margem de segurança adicional, a qual, porém não aparece assumida nem justificada. 71 4.3. Distâncias fase-fase Ao longo do vão, é necessário garantir que não existem falhas de isolamento entre fases. Para tal, dois tipos de distâncias têm de ser garantidos para assegurar o normal funcionamento da linha. O primeiro refere-se à coordenação de isolamento fase-fase e visa garantir que sobretensões de frente rápida e lenta não causem disrupções dieléctricas entre duas fases. Porém, como foi já anteriormente enunciado, esta distância é calculada com os condutores estáticos, sem consideração de vento ou alterações na geometria, seja dos próprios cabos, ou das estruturas envolventes como por exemplo cabos de guarda. Adicionalmente, é necessário garantir uma distância suficiente entre fases que permita que as oscilações dos condutores devido ao vento não causem disrupções à frequência nominal. Aplicando métodos de coordenação de isolamento à distância entre condutores, chegamos aos resultados propostos pela CEI para distâncias mínimas fase-fase, para cada nível de tensão. Estes são apresentados na Tabela 16 e Figura 45. Tabela 16 - Distâncias mínimas entre condutores segundo a CEI Tensão máxima do sistema – Us (kV) Maior distância mínima (m) Menor distância mínima (m) 170 245 420 1,5 2,1 4,6 1,1 1,3 2,6 DIstância mínima entre condutores (m) 5 4,5 4 3,5 3 2,5 Max 2 Min 1,5 1 0,5 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 45 - Distâncias mínimas normalizadas entre condutores CEI De forma similar às solicitações fase-terra, as distâncias mínimas fase-fase através de coordenação de isolamento são também definidas pela CENELEC e pela CIGRÉ. Na Figura 46 apresenta-se uma comparação entre os resultados das três entidades, onde se verifica que as distâncias entre fases propostas quer pela CENELEC, quer pela CIGRÉ são praticamente coincidentes. Verifica-se também alguma disparidade com a CEI, que não é uniforme ao longo dos 72 vários níveis de tensão. Para os 245kV, ambas as distâncias mínimas e máximas da CEI se apresentam inferiores às das restantes. Porém, para os 420kV, as distâncias mínimas estão praticamente coincidentes, enquanto as distâncias máximas propostas pela CEI se apresentam 20% superiores. DIstância mínima entre condutores (m) 5 4,5 4 3,5 Max CEI 3 Min CEI 2,5 Max EN 50341-1 2 Min EN 50341-1 1,5 Max CIGRÉ 1 Min CIGRÉ 0,5 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 46 - Comparação entre distâncias CEI, CENELEC e CIGRÉ Estas diferenças devem-se a duas razões fundamentais. A primeira explica a discrepância entre os vários níveis de tensão, que se deve ao método de cálculo diferenciado utilizado pela CEI. Para sistemas com tensões iguais ou inferiores a 245kV, as distâncias fase-terra não são diferenciadas das fase-fase, razão pela qual aparentam estar subdimensionadas. A segunda diz respeito à discrepância nos valores máximos para os 420kV e deve-se à diferente definição de factores de intervalo. Tanto a CENELEC como a CIGRÉ sugerem a utilização de factores de intervalo do tipo Condutor-Condutor-Paralelo, correspondente a aproximadamente k=1,6. A CEI, devido à sua herança de dimensionamento de subestações, propõe também distâncias calculadas através de um factor de intervalo de k=1,15, correspondente a configurações do tipo Ponta-Condutor de onde resultam distâncias finais substancialmente maiores. Porém, como foi anteriormente dito, estas distâncias apenas são válidas para condutores estáticos, sem vento e em regime transitório consequente de sobretensões. Em regime permanente (à frequência nominal), para considerar as movimentações dos condutores e outros factores externos, o guia de coordenação de isolamento da REN definiu as distâncias de segurança, mais uma vez baseadas no Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão. Para a distância entre condutores, o guia da REN utiliza a expressão dada pelo Relatório de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão da DGEG, que relaciona a flecha da catenária descrita por um condutor num vão, o comprimento da cadeia de isoladores e a tensão nominal para obter a distância entre condutores. 73 (D,f e l em m, U em kV) Equação 20 A flecha f é calculada através da Equação 35: (f e v em m) Equação 35 Os valores utilizados pelo guia da REN para concretizar a fórmula dada pela DGEG são apresentados no quadro 21 do guia da REN, reproduzido na Tabela 17. É importante salientar que no caso de distâncias entre condutores nos apoios, e se nesses apoios existirem estruturas entre as duas fases (linhas em esteira), a distância mínima entre condutores definida pela REN corresponde à maior distância encontrada entre a Tabela 17 e duas vezes a distância fase-terra entre peças em tensão e apoios. Tabela 17 - Distâncias mínimas entre condutores fornecidas pela REN, com base no RSLEAT (retirado de [4]) Tensão mais elevada Comprimento da Flecha máxima - Distância mínima entre (kV) cadeia – l (m) f (m) condutores – D (m) 420 4,0 29,40 6,0 245 3,0 22,60 4,5 170 2,0 21,36 3,9 72,5 1,0 8,00 2,2 Começando pelos comprimentos das cadeias, verifica-se através do anexo IV do guia da REN, que os valores utilizados são manifestamente superiores aos valores máximos previstos para as cadeias de isoladores com o maior nível de poluição, para cada nível de tensão. Em relação à flecha, utilizando o parâmetro de catenária dos cabos utilizados em cada nível de tensão, podemos verificar o vão utilizado pela REN para o cálculo das distâncias (o nível de 60 kV não foi considerado por estar fora do âmbito de aplicação do guia da REN), cujos valores são apresentados na Tabela 18. Tabela 18 - Valores de vão utilizados pela REN no cálculo das distâncias entre condutores Nível de tensão (kV) 400 220 150 Parâmetro de catenária (m) 1500 1648 1780 Flecha (m) Vão (m) 29,4 22,6 21,36 593 545 552 Embora os valores do vão utilizados sejam possíveis e realizáveis na prática, estes correspondem a valores extremos, estando longe do valor médio observado. Na Tabela 19 são apresentados os valores de distância entre condutores, calculados através do comprimento máximo das cadeias e dos valores médios dos vãos máximos observados para cada nível de tensão. Na Figura 47 encontra-se uma comparação entre as distâncias definidas pela CEI através de coordenação de isolamento e as várias distâncias de segurança aplicáveis. Estas distâncias de segurança referem as distâncias definidas pelo regulamento de segurança da DGEG através da Tabela 19, bem como as distâncias definidas pela REN presentes na Tabela 17. 74 Tabela 19 - Distância entre condutores utilizando valores diferentes dos utilizados pela REN Nível de tensão (kV) Comprimento da cadeia (m) Vão (m) Flecha (m) 400 220 150 3,52 2,336 1,752 400 400 300 13,35 12,15 6,32 Distância mínima entre condutores (m) 5,13 3,75 2,70 DIstância mínima entre condutores (m) 7 6 5 4 CEI Max CEI Min 3 REN 2 DGEG 1 0 170 245 420 Tensão máxima do sistema - Us Figura 47 - Comparação entre distâncias CEI e distâncias segurança REN Através da Figura 47 verifica-se uma vez mais que as distâncias fornecidas pela REN são entre 17% e 49% superiores às que se obteriam através da expressão dada pela DGEG, utilizada com valores típicos de exploração. Este facto é uma vez mais explicado com a adição de margens de segurança por parte da REN. Como se pode concluir também pela figura anterior, as distâncias entre condutores são principalmente influenciadas pelas distâncias de segurança. Segundo a REN/DGEG, deve ainda verificar-se uma distância nos apoios entre os condutores e os cabos de guarda, nunca inferiores às distâncias já referidas entre condutores. 4.4. Análise de linhas REN No documento [28] são apresentados os esquemas da maioria das configurações de apoios de linhas de muito alta tensão. Através destes, será feita uma análise das distâncias efectivamente utilizadas na prática, bem como dos factores de intervalo existentes na realidade, calculados através destas a partir das fórmulas fornecidas pela CIGRÉ [29]. 75 4.4.1. Distâncias utilizadas nos apoios Neste tópico serão analisadas as distâncias entre peças em tensão e apoio, bem como as distâncias entre condutores efectivamente utilizados. Seguidamente será feita a comparação entre os valores obtidos e os sugeridos pelo guia da REN e da DGEG para distâncias de segurança e com os valores da CEI para coordenação de isolamento. - 150 kV: Para efeitos de cálculo das distâncias mínimas entre condutores e estruturas, admitiu-se um comprimento de cadeias de isoladores de 1,43 m, retirado do anexo IV do guia de coordenação de isolamento da REN.  Suspensão tipo S0 / SE – galhardete: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3m - Distância mínima entre fases: 4,8 m  Suspensão tipo ES – galhardete: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4 m - Distância mínima entre fases: 6,8 m  Suspensão tipo T1(17-23-29-35-41) / OT1(17-23-29) – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 2,8 m - Distância mínima entre fases: 7 m  Suspensão tipo T2(17-23-29) – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,4 m - Distância mínima entre fases: 9 m  Suspensão tipo TE – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 13 m  Suspensão tipo V, Va / VR1-2-3-4-5-6 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 2,5 m - Distância mínima entre fases: 5,8 m  Suspensão tipo MS1-2-3 – dupla em galhardete: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 2,7 m - Distância mínima entre fases: 5,2 m Nas Figura 48 e 49, apresenta-se uma comparação entre os valores reais e os valores sugeridos pela CEI, DGEG e REN. Como já foi referido anteriormente, os valores da CEI referem-se a coordenação de isolamento, sendo os valores da REN e da DGEG afectos a distâncias de segurança. Verifica-se que em ambos os casos todos os valores reais são superiores aos sugeridos como regulamentares. Comparando também as distâncias reais com as maiores distâncias regulamentares existentes para cada configuração, verifica-se que no caso das distâncias entre condutores e estruturas, os seus valores são entre 66% e 200% superiores aos valores máximos obtidos por coordenação de isolamento a partir da CEI. No caso das distâncias entre fases, estas variam entre 23% e 233%. 76 5 Distância mínima entre cond. e estruturas (m) 4,5 4 3,5 3 Linhas REN 2,5 Guia REN Reg. DGEG 2 CEI Máx 1,5 CEI Min 1 0,5 0 S0/SE ES T1/OT1 T2 TE V, Va / VR MS Configuração do apoio Figura 48 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 150 kV 14 Distância mínima entre fases (m) 12 10 8 Linhas REN Guia REN 6 Reg. DGEG CEI Máx 4 CEI Min 2 0 S0/SE ES T1/OT1 T2 TE V, Va / VR MS Configuração do apoio Figura 49 - Comparação de distâncias entre fases, para 150 kV - 220 kV: Para efeitos de cálculo das distâncias mínimas entre condutores e estruturas, admitiu-se um comprimento de cadeias de isoladores de 2,1 m, retirado do anexo IV do guia de coordenação de isolamento da REN.  Suspensão tipo Z1-2-3 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,4 m - Distância mínima entre fases: 9 m 77  Suspensão tipo HS1-2-3 – dupla em esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,3 m - Distância mínima entre fases: 6,9 m  Suspensão tipo MT1 (19-25-31) – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,4 m - Distância mínima entre fases: 7 m  Suspensão tipo US1-2-3 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,6 m - Distância mínima entre fases: 8 m  Suspensão tipo AWS1-2-3 – dupla em esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 3,6 m - Distância mínima entre fases: 6,3 m  Suspensão tipo TE –esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 13 m Nas Figuras 50 e 51 apresenta-se uma comparação dos valores reais das distâncias Condutor – Estrutura e entre fases, com os valores regulamentares retirados dos guias da REN, DGEG e CEI. 5 Distância mínima entre cond. e estruturas (m) 4,5 4 3,5 3 Linhas REN 2,5 Guia REN Reg. DGEG 2 CEI Máx 1,5 CEI Min 1 0,5 0 Z HS MT US AWS TE Configuração do apoio Figura 50 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 220 kV Verifica-se que de forma similar aos 150 kV, todos os valores reais aplicados nos apoios de muito alta tensão apresentam valores superiores aos sugeridos pelas várias entidades. No caso das distâncias entre condutores e estruturas adjacentes, verifica-se que os valores reais se apresentam entre 57% a 114% superiores aos máximos da CEI, sendo estes os maiores valores regulamentares. Nas distâncias entre fases, os seus valores apresentam-se entre 40% e 188% superiores aos sugeridos pela REN. 78 14 Distância mínima entre fases (m) 12 10 8 Linhas REN Guia REN 6 Reg. DGEG CEI Máx 4 CEI Min 2 0 Z HS MT US AWS TE Configuração do apoio Figura 51 - Comparação de distâncias entre fases, para 220 kV - 400 kV: Para efeitos de cálculo das distâncias mínimas entre condutores e estruturas, admitiu-se um comprimento de cadeias de isoladores de 3,1 m, retirado do anexo IV do guia de coordenação de isolamento da REN.  Suspensão tipo IS1-2-3 – galhardete: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 5,1 m - Distância mínima entre fases: 8,4 m  Suspensão tipo DIS1-2-3 – dupla em esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 7,8 m  Suspensão tipo YS/YLS1-2-3 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,2 m - Distância mínima entre fases: 12 m  Suspensão tipo YDS1-2-3 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 15,3 m  Suspensão tipo YMS1-2-3 – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 12 m  Suspensão tipo TE – esteira: - Distância mínima entre condutores e estruturas: 4,5 m - Distância mínima entre fases: 12,5 m Nas Figuras 52 e 53 apresenta-se a comparação entre as distâncias reais medidas e as distâncias regulamentares definidas pela REN, DGEG e CEI. 79 Distância mínima entre cond. e estruturas (m) 6 5 4 Linhas REN 3 Guia REN Reg. DGEG 2 CEI Máx CEI Min 1 0 IS DIS YS/YLS YDS YMS TE Configuração do apoio Figura 52 - Comparação de distâncias entre condutores e estruturas, para 400 kV 18 Distância mínima entre fases (m) 16 14 12 Linhas REN 10 Guia REN 8 Reg. DGEG 6 CEI Máx CEI Min 4 2 0 IS DIS YS/YLS YDS YMS TE Configuração do apoio Figura 53 – Comparação de distâncias entre fases, para 400 kV Como se pode verificar, uma vez mais as distâncias reais são superiores às regulamentares. Para o caso da configuração Condutor-Estrutura, verifica-se que estas são entre 24% e 32% superiores aos valores máximos da CEI. No caso das distâncias entre condutores, estas são entre 30% e 155% superiores aos valores sugeridos pela REN. - Conclusões sobre compactação de linhas: Analisando os resultados, verificamos que todas as distâncias implementadas na realidade estão no mínimo 23% sobredimensionadas em relação aos valores regulamentares. Dado que os 80 valores regulamentares incluem já uma considerável margem de segurança, é possível proceder à redução de grande parte das distâncias entre fases e Condutor – Estrutura existentes actualmente. Salienta-se também que no caso das distâncias entre condutores e estruturas, as distâncias de segurança apresentam valores da mesma ordem de grandeza das distâncias calculadas através de coordenação de isolamento. Verifica-se também que o maior valor regulamentar que limita a compactação das linhas corresponde aos valores máximos da CEI, obtidos por coordenação de isolamento. Porém, no caso das distâncias entre condutores, as distâncias de segurança são em todos os casos, superiores às dadas através de coordenação de isolamento. Por conseguinte, o valor limitativo à compactação de distâncias será o valor de segurança sugerido pelo guia da REN. 4.4.2. Factores de intervalo dos apoios Este ponto pretende clarificar os valores dos factores de intervalo efectivamente existentes nas estruturas utilizadas pela REN. O seu cálculo será feito através das expressões apresentadas pela CIGRÉ em [29], e que se apresentam de seguida. - Para a configuração Condutor – Apoio: Figura 54 – Diagrama usado na expressão do factor de intervalo da configuração Condutor – Apoio (retirado de [29]) Equação 36 Cuja expressão é válida para os seguintes casos: D1 = 2  10 m D2 / D1 = 1  2 S / D1 = 0,1  1 H / D1 = 2  10 - Para a configuração Condutor – Janela: Figura 55 - Diagrama usado na expressão do factor de intervalo da configuração Condutor – Janela (retirado de [29]) Equação 37 81 Cuja expressão é válida para os seguintes casos: D = 2  10 m S / D = 0,1  1 H / D = 2  10 - 150 kV: Utilizando um comprimento das cadeias de isoladores (distância D1) de 1,43m, retirado do anexo IV do guia da REN, não é possível proceder ao cálculo dos factores de intervalo. Este facto deve-se à gama de validade das expressões utilizadas, que indica uma gama de comprimentos das cadeias de isoladores entre 2 m e 10 m. - 220 kV: Admitindo um comprimento das cadeias de isoladores (distância D1) de 2,1m, os factores de intervalo deste nível de tensão são os seguintes.  Suspensão tipo Z1 – esteira: - Fases laterais: k=1,48; - Fase central: k=1,2; As linhas Z2 e Z3 estão fora da gama de validade.  Suspensão tipo MT1 (19) – esteira: - Fases laterais: k=1,4; - Fase central: k=1,2; As linhas MT1 (25) e MT1 (31) estão fora da gama de validade.  Suspensão tipo US1 – esteira: - Fases laterais: k=1,43; - Fase central: k=1,21; As linhas US2 e US3 estão fora da gama de validade. - 400 kV: Admitindo um comprimento das cadeias de isoladores (distância D1) de 3,1m, os factores de intervalo deste nível de são os seguintes.  Suspensão tipo IS1-2 – galhardete: - Fase mais alta: k=1,46 / 1,48; - Fase central: k=1,43 / 1,45; - Fase mais baixa: k=1,43 / 1,46; A linha IS3 está fora da gama de validade.  Suspensão tipo YMS1-2-3 – esteira: - Fases laterais: k=1,42 / 1,45 / 1,47; - Fase central: k=1,2 / 1,2 / 1,21; - Conclusões configuração Condutor – Apoio: Derivado das grandes distâncias que a REN utiliza entre apoios e estruturas, conjugado com alturas ao solo elevadas, não é possível proceder ao cálculo dos factores de intervalo intervenientes em grande parte das estruturas utilizadas, por ultrapassarem o limite de validade das expressões estabelecidas na literatura. Porém, através das estruturas passíveis de obter o factor de intervalo, podem retirar-se algumas conclusões. 82 Na Figura 56 encontra-se uma comparação entre os factores de intervalo reais calculados e o valor médio sugerido pela CEI para esta configuração. 1,5 Factor de intervalo Condutor - Apoio 1,48 1,46 1,44 1,42 Real CEI 1,4 1,38 1,36 Tipo de poste Figura 56 - Comparação entre os valores reais e estipulados para configuração Condutor - Apoio Como se pode verificar, embora algumas configurações se afastem um pouco do valor de referência (nunca mais de 3%), o valor médio do factor de intervalo das configurações é muito próximo do valor sugerido pela CEI (média de 1,447). Verifica-se também que a altura do condutor ao solo tem um impacto não desprezável sobre este factor de intervalo. Este facto é especialmente relevante em configurações em que os condutores estão a alturas diferentes, como é o caso das linhas duplas, ou em galhardete. - Conclusões configuração Condutor – Janela: Para este factor de intervalo, praticamente todas as configurações utilizadas se encontram dentro da gama de validade das expressões, pelo que a sua apresentação é condicionada pela validade das configurações Condutor – Apoio que as acompanham em cada tipo de apoio. Na Figura 57, de forma similar à anterior configuração, apresenta-se uma comparação entre os factores de intervalo reais e os estipulados, sugeridos pela CEI. Contrariamente à configuração Condutor – Apoio, os resultados reais calculados para a configuração Condutor – Janela apresentam-se consistentemente mais reduzidos que o valor sugerido pela CEI (cerca de 4%), tendo a média dos valores retirados o valor de 1,2. Desta forma verifica-se uma vez mais um sobredimensionamento por parte da REN, neste caso traduzido por um factor de intervalo mais reduzido que o da CEI, que implicará a existência de distâncias maiores do que as regulamentadas. Para exemplificar esta diferença, considere-se uma tensão suportável ao choque de manobra de 950 kV, valor médio para o nível de tensão de 420 kV. Uma distância calculada segundo o factor de intervalo médio da CEI resulta em 2,49m. Porém, utilizando o factor de intervalo efectivamente 83 utilizado pela REN, a mesma distância seria 2,64m, 15 cm superior. Consequentemente, uma estrutura dimensionada através do factor de intervalo normalizado pela CEI apresentaria uma distância de isolamento de 2,49 m, enquanto que considerando o factor de intervalo efectivamente utilizado pela REN, essa mesma distância resultaria em 2,64 m. Desta forma, um dieléctrico que esteja dimensionado através do factor de intervalo da CEI para ter uma probabilidade de disrupção de 10% quando sujeito à sobretensão de 950 kV, verá essa probabilidade ser reduzida para os 2,8% no caso de ser utilizado o factor de intervalo da REN. 1,26 Factor de intervalo Condutor - Janela 1,25 1,24 1,23 1,22 Real 1,21 CEI 1,2 1,19 1,18 1,17 Z1 MT1 US1 YMS-1 YMS-2 YMS-3 Tipo de poste Figura 57 - Comparação entre os valores reais e estipulados para configuração Condutor - Janela 84 5. Programa CI-LINE 5.1. Descrição geral Utilizando a linguagem de programação MATLAB®, foi realizado um programa que executa o algoritmo de coordenação de isolamento proposto pela norma 60071 da CEI. O programa utiliza os valores das sobretensões presentes no sistema como entrada, e retorna as distâncias mínimas de isolamento fase-terra e fase-fase. O programa pode ser obtido em: https://fenix.ist.utl.pt/homepage/ist156766/dissertacao/programa-ci-line A arquitectura geral do programa é descrita no fluxograma apresentado como Figura 58. Dados iniciais Gama 1 Uw Gama 1 Urp Ucw Gama de tensões Urw Gama 2 Distâncias Gama 1 Uw Gama 2 Distâncias fase-terra Tipo de tensão Fase-terra Distâncias fase-fase Fase-fase Figura 58 - Arquitectura geral do programa Existem duas ramificações lógicas principais no programa. A primeira está relacionada com a gama de tensões da linha escolhida, sendo a Gama 1 para tensões inferiores a 245kV, e a Gama 2 para tensões superiores a estas. A segunda diz respeito à subdivisão que é feita na Gama 2 entre os vários tipos de tensão, fase-terra e fase-fase. Nos capítulos seguintes será feita uma análise mais aprofundada a cada um dos blocos apresentados na Figura 58, cuja legenda é apresentada na Figura 59. Inserção de valores Decisão Acção ou resultado de uma operação Figura 59 - Legenda dos diagramas de blocos 85 5.2. Dados iniciais, Urp, Ucw, Urw Dados iniciais Dados iniciais Urp Urp temp ft Urp temp ff Ue50 rápida ft Determinístico Método de coord. Isol. Ue50 lenta ft Determinístico Probabilístico simplificado Urp temp ft Urp temp ff Método de coord. Isol. Probabilístico simplificado Calcular Uet Calcular Ue2 Calcular Uet Calcular Ue2 Urp rapida Det. Urp rapida Prob. Urp lenta Det. Urp lenta Prob. Urp Ucw Aplicar Kc Risco de falha de isolamento Aplicar Kcd Risco de falha de isolamento Aplicar Kcd Calcular e aplicar Kcs Ucw temp Ucw rapida Det. Ucw rapida Prob. Calcular e aplicar Kcs Ucw lenta Det. Ucw lenta Det. Ucw Urw Aplicar Ka Aplicar Ka Aplicar Ka Aplicar Ka Aplicar Ka Aplicar Ks Aplicar Ks Aplicar Ks Aplicar Ks Aplicar Ks Urw temp Urw rapida Urw lenta Figura 60 - Arquitectura dos blocos Dados iniciais, Urp, Ucw, Urw 86 - Dados iniciais: No bloco Dados iniciais, é pedido ao utilizador que insira os valores característicos da linha como a tensão nominal, a altitude desta e o nível de poluição que afecta a cadeia de isoladores. - Urp – Sobretensões representativas: Neste bloco, é pedido ao utilizador que insira os valores estatísticos das três classes de sobretensões que caracterizam o sistema: sobretensões temporárias (Urp temp), sobretensões de frente rápida (Urp rápida) e sobretensões de frente lenta (Urp lenta). Enquanto que nas sobretensões temporárias é pedido directamente o valor representativo das mesmas, nas sobretensões de frente lenta e rápida são pedidos os valores de Ue50, correspondente ao valor de tensão que tem 50% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão. Se for escolhido o método determinístico, é necessário transformar este valor na tensão Uet, correspondente à tensão de corte da distribuição estatística das sobretensões, ou seja o valor máximo possível dessa classe de sobretensões no sistema. Se for escolhido o método probabilístico simplificado, é necessário transformar o valor da tensão Ue50 na tensão Ue2, correspondente ao valor de tensão que tem 2% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão. - Ucw – Tensões suportáveis de coordenação de isolamento: Neste bloco são aplicados os factores de coordenação de isolamento Kc. No caso de ser utilizado o método probabilístico simplificado, é pedido ao utilizador o valor do risco de falha de isolamento, que será utilizado para realizar o cálculo do factor Kcs. Para o método determinístico, é utilizado o facto Kcd, tabelado pela CEI. - Urw – Tensões suportáveis requeridas: Este bloco é responsável pela aplicação dos factores de altitude e segurança, de onde resulta o valor de tensão que será normalizada no passo seguinte. 5.3. Uw gama 1 Neste bloco, cujo fluxograma é apresentado na Figura 61, são utilizadas as tensões suportáveis necessárias para obter os valores normalizados de sobretensões. Dado que estamos dentro da Gama 1 de tensões (Us < 245 kV), a classe de sobretensões que são definidas para dimensionar as distâncias são as sobretensões temporárias e atmosféricas. Desta forma, é necessário converter o valor das sobretensões de frente lenta para frente rápida, comparar com o valor real de frente rápida e escolher o maior valor (no fluxograma representado pelo bloco “>”). Após estes dois valores de sobretensões serem aproximados para os valores de tensões suportáveis normalizados mais próximos, é verificado pelo programa se este par de valores corresponde a um nível de isolamento padrão. No caso de tal não acontecer, o programa sugere ao utilizador o par de valores mais indicado. 87 Urw temp Urw rápida Urw lenta Conversão para frente rápida > Sim Verificação de nível de isolamento padrão Utilizar nível de isol. padrão? Não Utilização de nível de isol. padrão Utilização de valores originais Uw temp Uw rápida Figura 61 - Fluxograma do bloco Uw Gama 1 5.4. Uw gama 2 Este bloco apresenta um funcionamento similar ao bloco anterior e o fluxograma do seu funcionamento é apresentado na Figura 62. Contrariamente ao caso anterior, na Gama 2 de tensões são utilizadas as sobretensões atmosféricas e de manobra para definir as distâncias de isolamento. Desta forma, as sobretensões temporárias são convertidas para um valor equivalente em sobretensões de frente rápida. Uma vez mais, depois deste par de valores ter sido normalizado através dos valores sugeridos no guia da CEI, é verificado se estes correspondem a um nível de isolamento padrão. Caso contrário, é sugerido o nível mais aconselhado segundo as tabelas 2 e 3 presentes na norma 60071-1 da CEI. 88 Urw temp Urw rápida Urw lenta Conversão para frente rápida > Sim Verificação de nível de isolamento padrão Utilizar nível de isol. padrão? Não Utilização de nível de isol. padrão Utilização de valores originais Uw rápida Uw lenta Figura 62 - Fluxograma do bloco Uw Gama 2 5.5. Distâncias gama 1 Este bloco descreve como o programa recebe as sobretensões de frente rápida normalizadas e obtém as distâncias de isolamento. Dado que este bloco diz somente respeito a tensões dentro da Gama 1, as distâncias fase-terra não são diferenciadas das distâncias entre fases. Na definição do factor de intervalo, os valores tabelados referem-se às configurações cujas distâncias se encontram tabeladas pela CEI, nomeadamente a Condutor–Estrutura e Ponta– Estrutura. Os factores de intervalo calculados são as configurações Condutor – Apoio e Condutor – Janela cujos valores de distância não se encontram nas tabelas da CEI, pelo que têm de ser calculados através das várias fórmulas existentes que relacionam a tensão U50 com a distância entre eléctrodos. Os factores de intervalo destas duas últimas configurações encontram-se tabelados e são sugeridos ao utilizador os seus valores médios. Contudo, o utilizador pode optar pela utilização de um factor de intervalo mais realista, calculado através das dimensões das estruturas circundantes dos condutores (dadas pelo utilizador) pelas fórmulas dadas pela CIGRÉ. 89 A última opção consiste na inserção manual do factor de intervalo por parte do utilizador e respectivo cálculo das distâncias de forma similar aos casos anteriores. O fluxograma referente à arquitectura deste bloco é apresentado na Figura 63. Uw rápida Tabelados Calculados Factor de intervalo? Manual Utilizar tabela A.1 da CEI Distâncias mínimas f-t e f-f Calcular U50 Calcular U50 Factor de intervalo Distâncias mínimas f-t e f-f Calcular factor de intervalo Calcular Características dos apoios K padrão? Sim Distâncias mínimas f-t e f-f Distâncias mínimas f-t e f-f Figura 63 - Fluxograma do bloco Distâncias Gama 1 5.6. Distâncias fase-terra Este bloco diz respeito ao cálculo das distâncias fase-terra, para as tensões dentro da Gama 2 (Us > 245 kV). Nesta gama, embora a escolha do factor de intervalo seja similar ao caso anterior, as distâncias de isolamento são dadas pelo maior valor obtido através das tensões suportáveis normalizadas de frente rápida e lenta. O fluxograma deste bloco encontra-se na Figura 64. 90 Uw rápida Uw lenta Manual Manual Calculados Calculados Lista Factor de intervalo? Lista K=1,35? Factor de intervalo? K=1,35? Tabelados Tabelados Sim Sim Utilizar tabela A.1 da CEI Calcular U50 Utilizar tabela A.2 da CEI Calcular Calcular U50 Calcular K padrão? K padrão? Sim Sim Características dos apoios Características dos apoios Calcular factor de intervalo > Calcular factor de intervalo Distância mínima f-t Calcular U50 > Factor de intervalo Calcular U50 Factor de intervalo Figura 64 - Fluxograma do bloco Distâncias fase-terra 5.7. Distâncias fase-fase Este bloco corresponde ao cálculo das distâncias de isolamento do tipo fase-fase, para a Gama 2 de tensões. Dado que estamos na Gama 2, tal como no caso anterior, as distâncias são calculadas através do maior valor obtido entre as tensões suportáveis normalizadas de frente rápida e lenta. O factor de intervalo sugerido corresponde à configuração Condutor-Condutor-Paralelo, a mais comum neste tipo de tensões. Juntamente com esta, a CEI fornece também os valores tabelados da configuração Ponta-Condutor. O único caso em que as distâncias são calculadas através das fórmulas U50(d) é o caso em que o factor de intervalo é inserido manualmente pelo utilizador. Uma vez mais, o fluxograma deste bloco encontra-se descrito na Figura 65. 91 Uw rápida Uw lenta Manual Manual Lista Factor de intervalo? Lista K=1,62? K=1,62? Tabelados Tabelados Sim Calcular U50 Factor de intervalo? Sim Utilizar tabela A.1 da CEI Utilizar tabela A.3 da CEI > Factor de intervalo Calcular U50 Factor de intervalo Distância mínima f-t Figura 65 - Fluxograma do bloco Distâncias fase-fase 5.8. Validação de resultados Os resultados obtidos através do programa foram devidamente validados, através dos vários exemplos de aplicação apresentados no Anexo H da norma da CEI 60071-2 [3]:  Exemplo H.1: Sistema pertencente à classe I de tensões, com uma tensão nominal de funcionamento de 230 kV, referente à rede de transporte;  Exemplo H.2: Sistema pertencente à classe II de tensões, com uma tensão nominal de funcionamento de 735 kV, referente à rede de transporte;  Exemplo H.3: Sistema pertencente à classe I de tensões, com uma tensão nominal de funcionamento até 36 kV, referente à rede de distribuição. 92 6. Compactação de linhas REN Com as informações e conclusões retiradas dos capítulos anteriores, verificámos ser possível proceder à redução das distâncias no ar utilizadas nos apoios actuais. Desta prática resultam vários benefícios, desde a redução de custos de produção e instalação de cada apoio, à redução da área de terreno utilizada para a instalação da linha. Devido às suas dimensões mais compactas, pode ainda ser possível melhorar o desempenho face a sobretensões atmosféricas. Desta forma, neste capítulo será proposta uma configuração compacta alternativa às existentes, e serão estudados os benefícios e consequências desta nova configuração, no que concerne à largura dos apoios e ao desempenho face a sobretensões. A compactação da linha é também benéfica em termos do campo magnético que lhe está associado, porém, não dispondo do programa necessário para o cálculo desses campos, este não será quantificado. O estudo relativo à alteração do projecto da estrutura sai fora do âmbito da presente dissertação. 6.1. Configuração base A configuração que servirá de base para a compactação será um apoio de 400 kV, do tipo YS. Esta é uma configuração em esteira horizontal, que foi escolhida devido à sua vasta utilização na nossa rede eléctrica de muito alta tensão. Na Figura 66 encontra-se uma fotografia de um apoio YS da REN. Figura 66 - Apoio YS de 400 kV Seguidamente, é apresentado um esquema com as dimensões do mesmo apoio, conforme consta em [28], na Figura 67. Dado que a altura da torre é dimensionada a partir de factores circundantes específicos à instalação da linha, esta não será alvo de modificação por parte deste estudo. Desta forma, apenas serão propostas alterações às zonas das estruturas adjacentes à passagem dos condutores, com o objectivo de reduzir a largura da linha cujo valor igual a 24 m é considerado o valor mínimo para este nível de tensão e configuração do apoio. Através de dados anteriores, verificamos que a distância mínima entre condutores e estrutura é igual a 4,2 m, com uma distância mínima entre fases de 12,3 m. 93 Figura 67 - Esquema das dimensões do apoio YS da REN (retirado de [28]) 6.2. Configuração proposta Através dos dados obtidos no capítulo 4.4.1., foi elaborada o gráfico constante na Figura 68, que compara as distâncias reais da torre com as distâncias regulamentares, para as distâncias entre condutores e estruturas e entre fases. 14 Distância (m) 12 10 Linhas REN 8 Guia REN 6 Reg. DGEG 4 CEI Máx 2 CEI Min 0 YS - Condutor - Estrutura YS - Entre fases Figura 68 - Comparação de distâncias reais com distâncias regulamentares Como foi anteriormente verificado, o limite para a redução de distâncias entre condutor e estruturas será o valor máximo obtido através da norma 60071 da CEI, por coordenação de 94 isolamento, igual a 3,4 m. Por sua vez, o limite para a redução da distância entre fases encontra-se no guia de coordenação de isolamento do guia REN, que corresponde a uma distância de segurança de 6 m. Porém, dado que estamos perante uma linha em esteira horizontal, ou seja existe estrutura a separar as várias fases, a distância entre fases terá também que respeitar as distâncias entre condutores e estruturas. Tendo os factores anteriores em conta, são apresentados dois esquemas, uma para cadeias de isoladores normais (Figura 69) e outra para cadeias de isoladores indicadas para ambientes poluídos (Figura 70). 3,10 3,10 2,23 15,58 10,00 7,75 R 3,40 R 3,40 R 3,40 5,10 Figura 69 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais Dos dois esquemas propostos, verificamos que utilizando as distâncias limite referidas anteriormente se obtém um redução da largura da torre de 24m para 15,58m, correspondendo a uma redução de 35%. Devido às estruturas entre fases, a distância mínima entre fases não pôde ser diminuída até aos 6m regulamentados pelo guia da REN, tendo sido diminuída de 12,3m para aproximadamente 7,75m, correspondendo a uma redução de 37%. A altura da estrutura e a largura da base foram mantidas inalteradas, de forma a serem compatíveis com as bases dos apoios existentes. 95 3,52 3,52 2,62 15,58 10,00 7,75 R 3,40 R 3,40 R 3,40 5,10 Figura 70 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores para ambientes poluídos 6.3. Trabalhos em tensão Como consequência da continuidade de serviço necessária e esperada para uma linha com este nível de tensão e capacidade de transporte, pode ser necessário efectuar trabalhos de manutenção com a linha em funcionamento. Esta prática, denominada de “trabalhos em tensão”, implica geralmente a deslocação de pessoas e ferramentas para a proximidade dos condutores, sendo imperativo criar distâncias de segurança que comportem a existência de todo este género de irregularidades sem comprometer a segurança dos serviços de manutenção. Existem duas técnicas principais para efectuar este tipo de trabalhos: - “Hot-stick technique”: Onde o trabalhador permanece fora da distância mínima de aproximação, e executa os trabalhos de manutenção com o auxílio de uma vara feita de material isolante; - “Bare hand technique”: Nesta técnica, utilizando um fato condutor, o trabalhador posiciona-se numa das partes em tensão, nunca se podendo aproximar das estruturas a potencial neutro mais do que a distância mínima de aproximação. Esta distância mínima de aproximação é sugerida num artigo da CIGRÉ [30] através da Equação 38: Equação 38 onde U50 é a tensão que tem 50% de probabilidade de disromper o intervalo de ar (kV); Cd é o factor que compensa a existência de elementos isoladores danificados nas cadeias; 96 Cw é o factor que compensa o enfraquecimento da suportabilidade dieléctrica do ar quando inseridas ferramentas ou outros objectos metálicos flutuantes no intervalo de ar; Ca é o facto que compensa as variações atmosféricas, especialmente da altitude; U50rp representa a tensão que tem 50% de probabilidade de disrupção, com uma configuração de eléctrodos do tipo ponta positiva – plano, cuja expressão aconselhada foi já aqui referida como Equação 9 (kV). Contrariamente a todas as distâncias especificadas anteriormente neste documento, as consequências devido a uma falha de isolamento durante um trabalho em tensão são compreensivelmente muito mais gravosas, já que interferem directamente com a integridade física do trabalhador e não apenas com a continuidade de serviço ou perdas materiais. Desta forma, para efeitos de dimensionamento, serão sempre escolhidas as opções que correspondem às piores situações do ponto de vista de segurança, de forma a sobredimensionar as distâncias mínimas de aproximação. Desta forma, a tensão U50 que caracteriza o intervalo será escolhida através da maior tensão normalizada (Uw) presente na tabela 3 da norma 60071-1 da CEI, para sobretensões de frente lenta e para este nível de tensão, ao invés de aplicar o algoritmo de coordenação de isolamento para a calcular. Esta tensão, correspondente a U10= 1050kV, pode ser facilmente traduzida para a tensão U50 através da Equação 39. Equação 39 onde  é o desvio padrão da distribuição acumulada de disrupção do intervalo, considerada neste artigo como 5%. Desta forma, a distância mínima de aproximação é dada pela seguinte equação. Equação 40 onde o factor Cd é dado através da seguinte expressão. Equação 41 onde B corresponde ao material constituinte do isolador do tipo “cap&pin”, sendo B=0,75 para isoladores de porcelana e 1 para isoladores de vidro temperado. Sendo o pior caso, foram considerados sempre isoladores de vidro temperado; nb é o número de isoladores danificados, tendo sido considerado para os cálculos o valor de 10% do total dos isoladores; n0 é o número total de isoladores da cadeia danificada. O factor Cw é retirado do pior caso presente na figura 4 deste artigo, correspondendo a 0,875 para configurações Condutor – Janela (k=1,2) e a 0,77 para configurações Condutor – Apoio (k=1,45). 97 O factor de altitude é calculado através da relação que a densidade do ar tem com esta. Equação 42 onde A representa a altitude em m; t a temperatura em ºC; t0 = 20 ºC; -6 α=121x10 . Sendo o factor Ca finalmente dado por: Equação 43 onde e em que U50o é a tensão U50 na condições atmosféricas padrão. Porém, dado que não faz sentido dimensionar uma linha para o pior caso em termos de altitude, e que segundo dados do Laboratório Nacional de Energia e Geologia [31] mais de 70% do território apresenta uma altitude inferior a 400 m, serão propostas duas configurações, válidas para gamas de altitude diferentes. Uma válida para instalações até 400m, e outra válida até 1500m. Tendo estes valores em conta, para uma linha instalada numa altitude de até 400 m, a distância mínima de aproximação dos condutores numa configuração Condutor – Apoio será de 3,83 m, sendo que na configuração Condutor – Janela será de 4,2 m. Desta forma, a estrutura proposta para isoladores normais e em ambientes poluídos, a instalar até 400 m de altitude apresentam-se na Figura 71 e 72. 3,10 3,10 2,23 18,32 10,00 9,21 R 4,20 R 3,83 R 3,83 5,10 Figura 71 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais e trabalhos em tensão até 400m 98 3,52 10,00 3,52 2,62 18,32 9,20 R 4,20 R 3,83 R 3,83 5,10 Figura 72 - Configuração proposta para 400 kV, com isoladores de poluição e trabalhos em tensão até 400m Verifica-se que comparativamente à estrutura original, foi possível reduzir a largura da estrutura de 24 m para 18,32m correspondendo a uma redução de 24%, e a distância entre fases de 12,3 m para aproximadamente 9,2 m, correspondendo a uma redução de 25%. Para uma linha a instalar até 1500 m de altitude, a distância mínima de aproximação resulta em 4,04 m para a configuração Condutor – Apoio e em 4,43 m para a configuração Condutor – Janela, cujas configurações são apresentadas nas Figuras 73 e 74. 3,10 3,10 2,23 19,52 10,00 9,79 R 4,43 R 4,04 R 4,04 5,10 Figura 73 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores normais e trabalhos em tensão até 1500m 99 3,52 10,00 3,52 2,62 19,52 9,79 R 4,43 R 4,04 R 4,04 5,10 Figura 74 - Configuração proposta para 400 kV, com cadeias de isoladores de poluição e trabalhos em tensão até 1500m Mesmo utilizando uma estrutura válida para altitudes extremas, é possível sugerir uma configuração mais compacta que as actuais e que cumpra todos os requisitos de segurança. Desta forma, é possível reduzir a largura de 24 m para 19,52 m, constituindo uma redução de 18,6% na largura da torre. A distância entre condutores é também reduzida de 12,3 m para 9,79 m, resultando numa redução de 20,4%. 6.4. Análise de desempenho face a descargas atmosféricas De forma similar à configuração base, serão utilizados dois cabos de guarda como medida de protecção dos condutores face a descargas atmosféricas. Estes serão dimensionados aplicando o modelo electrogeométrico utilizado pelo IEEE no programa Flash, que estipula que o comprimento do salto final 18 de uma descarga atmosférica depende da corrente que a caracteriza. Equação 44 Equação 45 onde I representa a corrente que caracteriza a descarga atmosférica, em kA; yc representa a altura média dos condutores, dada pela altura nos apoios menos dois terços da flecha da catenária (m); rc e rg representam as distâncias de salto final para os condutores e solo, respectivamente (m). Desta forma, para uma dada configuração fixa de condutores e cabos de guarda, existe uma corrente mínima para a qual existe uma blindagem perfeita, ou seja, para a qual todas as descargas 18 Striking distance 100 com uma corrente superior a esta irão incidir nos cabos de guarda ou no solo circundantes. No caso de correntes inferiores à mínima existe uma blindagem parcial, cujo esquema é apresentado na Figura 75. A rc B C rc hm x rg ym Figura 75 - Exemplo de blindagem parcial No caso apresentado na Figura 75, existem 3 zonas limite que definem a incidência de uma descarga atmosférica. Se um traçador descendente interceptar a zona A e C, o salto final da descarga atmosférica irá acontecer na direcção dos cabos de guarda e do solo, respectivamente. Porém, como este caso representa uma blindagem parcial, existe uma zona B na qual após intercepção do traçador descendente, o salto final da descarga irá acontecer na direcção dos condutores, onde poderá provocar o contornamento das cadeias de isoladores. Na Figura 76 apresenta-se um exemplo de blindagem perfeita. D E rc a hm x rc b rg ym Figura 76 - Esquema de blindagem perfeita Neste caso, se o traçador descendente interceptar as zonas D e E, a descarga irá incidir nos cabos de guarda e no solo e nunca nos condutores, originando uma cobertura perfeita. A corrente mínima a que corresponde a blindagem perfeita escolhida para o dimensionamento das guardas das configurações propostas será igual à utilizada na configuração base. Ou seja, tanto 101 a configuração base como as configurações propostas terão uma corrente de cobertura perfeita 19 de 6,93 kA. Para o dimensionamento da posição dos cabos de guarda nas novas configurações é necessário considerar vários factores. Primeiro, é necessário garantir que na posição encontrada, estes proporcionam aos condutores a mesma corrente de cobertura que a descrita anteriormente para a configuração base. Conjuntamente, é necessário garantir uma distância mínima de afastamento entre os cabos de guarda e os condutores de fase, que por sua vez será escolhida como a menor possível no seguimento da metodologia de compactação aplicada. Para esta distância, o guia de coordenação de isolamento da REN e o Regulamento da DGEG sugerem que nos pontos de apoio se verifiquem distâncias nunca inferiores às distâncias entre condutores já aqui especificadas anteriormente. Porém, admitem uma redução destas distâncias nos apoios quando a flecha dos cabos de guarda for inferior à dos condutores, na condição de flecha mínima. Contudo, com o objectivo de não comprometer o tipo de cabo de cabo de guarda e de condutores a utilizar para esta configuração de torre, será mantida a distância mínima entre condutores de 6 m entre os cabos de guardas e os condutores nos apoios. Tendo isto em conta, foi elaborado o esquema presente na Figura 76 que exemplifica o método de cálculo da posição dos cabos de guarda na condição de corrente de cobertura. Dado que a altura dos condutores e dos cabos de guarda não é constante ao longo do vão, são considerados os valores médios da altura dos cabos de guarda (hm) e dos condutores (ym), ao longo da catenária. Estes valores médios são calculados retirando dois terços da flecha à altura nos apoios. Porém, dado que foram consideradas flechas dos cabos de guarda inferiores às dos condutores, a distância mínima entre estes dois encontrar-se-á nos apoios, pelo que não podem ser consideradas as alturas médias para o seu cálculo, mas sim as distâncias na torre. Desta forma, a posição dos cabos de guarda é determinada através do seguinte sistema de equações. onde fc é a flecha dos condutores, que através da Equação 35 é igual a 13,35 m para uma tensão de 400 kV, vão de 400 m e Pcat=1500 para um cabo Zambeze; fg é a flecha dos cabos de guarda, igual a 10,42 m para um Pcat=1878 de um cabo Dorking; y é a altura dos condutores na torre, igual a 22,45 m. Do sistema anterior resulta uma distância h de 27,35 m e um afastamento horizontal entre condutores e cabos de guarda (variável x) de 3,44 m. Tendo estes dados em atenção, são apresentadas nas Figuras 77 e 78, as configurações de trabalhos em tensão com o posicionamento dos cabos de guarda. 19 Shielding failure current 102 18,32 3,44 3,10 10,00 3,10 2,23 1,81 1,81 3,44 R 6,00 R 6,00 R 6,00 5,10 Figura 77 - Configuração da blindagem da estrutura para trabalhos em tensão até 400 m 19,52 3,44 3,10 10,00 3,10 2,23 1,81 1,81 3,44 R 6,00 R 6,00 R 6,00 5,10 Figura 78 - Configuração da blindagem da estrutura para trabalhos em tensão até 1500 m Tendo a estrutura completamente dimensionada, pode agora analisar-se se as alterações propostas se traduziram numa alteração do desempenho face a descargas atmosféricas. Desta forma, utilizando o programa IEEE Flash v1.9 foram calculados os desempenhos da configuração 103 base, e das configurações propostas para as altitudes de 400 m e 1500 m, cujos resultados se apresentam na Tabela 20. Tabela 20 - Desempenho face a descargas atmosféricas das configurações propostas Configuração Configuração base Contornamento inverso 20 Falha de blindagem (/100km/ano) (/100km/ano) 21 Total (/100km/ano) 0,55 0,00 0,55 0,40* 0,00 0,40 0,39* 0,00 0,39 YS (Figura 67) Configuração até 400m de altitude (Figura 77) Configuração até 1500m de altitude (Figura 78) * A diferença entre estes dois valores não tem significado face à exactidão dos cálculos. A taxa de contornamento inverso corresponde ao número de descargas atmosféricas, por 100km de linha e por ano, que ao incidir nos apoios ou nos cabos de guarda origina o contornamento das cadeias de isoladores. A taxa de falha de blindagem corresponde ao número de descargas atmosféricas que ao incidirem directamente nos condutores, levam ao contornamento das cadeias. Para cada configuração de linha, existe uma corrente mínima de descarga que origina o contornamento ao atingir uma fase, e uma corrente máxima que corresponde à corrente de cobertura, para o qual não existem incidências nos condutores. Para se obter a cobertura perfeita de uma linha, basta fazer corresponder a corrente mínima de contornamento à corrente de cobertura. Dado que a corrente de cobertura utilizada se encontra muito próxima da corrente mínima de contornamento, a taxa de falha de blindagem da configuração base e das configurações propostas é muito próxima de zero, como se verifica na tabela anterior. Através da tabela 20, verificamos ainda que as configurações propostas apresentam um melhor desempenho face a sobretensões atmosféricas, com a configuração com trabalhos em tensão para 400 m a apresentar uma redução de 27%, juntamente com a configuração com trabalhos em tensão até 1500 m que apresenta também uma redução de 29%. Este aumento do desempenho é explicado através do acoplamento capacitivo que aumenta com o aumento da proximidade dos condutores e que melhora o desempenho face a contornamentos inversos. 20 21 BFR – BackFlashover Rate SFFOR – Shielding Failure FlashOver Rate 104 7. Conclusões e trabalhos futuros - Conclusões: Numa primeira fase, foi efectuada uma comparação entre as linhas gerais das metodologias de coordenação de isolamento presentes nas normas da CEI e do IEEE. A partir destas, verificou-se que embora as duas normas seguissem etapas diferentes, tanto a metodologia geral como as várias variáveis intervenientes eram equivalentes. Seguidamente, foi realizada uma análise mais aprofundada à aplicação dos princípios gerais de coordenação de isolamento ao dimensionamento de linhas aéreas, através da comparação feita entre as normas internacionais da CEI e a metodologia do guia de coordenação de isolamento da REN. Na análise feita às solicitações dieléctricas normalizadas, verificou-se a existência de uma disparidade de designações e valores máximos associados às sobretensões. Concluiu-se que este facto se deve ao intervalo temporal que separa a realização dos dois guias, cujas evoluções tecnológicas subjacentes originaram não apenas uma reorganização de classes de sobretensões, como também a disseminação de tecnologias com influência na limitação das mesmas. No capítulo da suportabilidade dieléctrica, a análise centrou-se na definição dos modelos utilizados por cada guia para a caracterizar, tendo-se realizado também uma análise à evolução das expressões das distâncias de disrupção, com o objectivo de situar cada norma neste processo. Verificou-se que embora os dois guias utilizem expressões e distribuições probabilísticas diferentes para descrever a disrupção dieléctrica no ar, ambos permitem a obtenção de resultados semelhantes, com diferenças que nunca ultrapassam os 5% nas distribuições e 3,7% na definição das distâncias no ar. Porém, analisando os valores propostos na literatura para o desvio padrão das distribuições probabilísticas da disrupção de um intervalo de ar, verifica-se uma discrepância nos valores propostos pelo guia da REN, altamente inflacionados por margens de segurança. Seguidamente, foi também realizada uma análise à aplicação dos métodos de coordenação de isolamento pelas duas entidades. No método determinístico, a comparação entre os factores determinísticos a aplicar permitiu concluir uma vez mais a inclusão de medidas de segurança por parte da REN, traduzindo-se em valores de factores superiores aos da CEI. Porém, no método probabilístico simplificado esta situação já não se verifica, apresentando os dois guias valores semelhantes. Devido ao facto do risco de falha de isolamento ser uma variável importante na definição do método probabilístico simplificado, é apresentada também uma análise do impacto dos factores que o influenciam. Ainda dentro da comparação dos dois guias, foi feita uma análise à definição das distâncias mínimas normalizadas das várias configurações e entre os vários componentes de uma linha. Concluiu-se que para os vários tipos de solicitações, as distâncias sugeridas pela REN são uma vez mais superiores aos tabelados pela CEI. Uma análise mais profunda permitiu verificar que a diferença existente no cálculo das distâncias entre hastes de descarga está na base da divergência entre estes valores, demonstrando uma vez mais a tendência conservadores dos valores propostos pela REN. Após a comparação entre os dois guias, foram apresentadas as metodologias para o estabelecimento dos vários tipos de distâncias no ar existentes num apoio. Nesta, começou por se 105 analisar a evolução das expressões que caracterizam a disrupção do ar em função da distância entre eléctrodos, onde foram identificadas as expressões cuja gama de validade se adequavam às distâncias das linhas dentro do âmbito desta dissertação. De seguida, foi feita uma análise mais abrangente das distâncias no ar, sem qualquer tipo de comparação subjacente. Nesta, foram analisadas as distâncias fase-terra e fase-fase, não apenas através dos regulamentos da CEI e da REN, mas também da CENELEC, CIGRÉ e DGEG, tendo sido verificadas as limitações e a validade das distâncias propostas por cada uma delas. Verificou-se que as distâncias fase-terra tabeladas pela CEI não utilizam os factores de intervalo mais adequados para o dimensionamento de linhas aéreas, tendo-se também concluído que as distâncias fase-fase sugeridas pela REN se encontram mais uma vez claramente sobredimensionadas. Concluída esta análise, foram verificadas as distâncias efectivamente existentes nas linhas da REN, tendo-se concluído que todas as distâncias implementadas na realidade estão no mínimo 23% sobredimensionadas. Paralelamente, foram também calculados os factores de intervalo existentes nas mesmas linhas, tendo-se concluído que embora a configuração Condutor – Janela corresponda ao valor utilizado na CEI, a configuração Condutor – Apoio se encontra mais uma vez sobredimensionada em relação aos valores regulamentares. Como resultado das análises anteriores, foi apresentada a arquitectura de um programa que executa o algoritmo de coordenação de isolamento proposto pelas normas da CEI, juntamente com um estudo de compactação das linhas existentes. Neste último, partindo de uma configuração base de 400kV, verificou-se ser possível reduzir em 35% a largura deste tipo de configuração, considerando unicamente critérios de coordenação de isolamento. Porém, considerando a existência de trabalhos em tensão, a distância mínima de segurança que estes implicam não permite uma redução tão acentuada, tendo-se verificado que a largura dos apoios seria reduzida em 24% para linhas instaladas até 400m de altitude, e 18,6% e linhas até 1500m. Por fim foram dimensionados os cabos de guarda das estruturas propostas, e avaliado o desempenho das mesmas face a descargas atmosféricas. Verificou-se que devido ao acoplamento capacitivo, as configurações propostas apresentaram uma redução de 27% no número total de descargas que originaram disrupção dos meios isolantes, por 100km de linha e por ano. - Trabalhos futuros: Como perspectiva de trabalhos futuros são sugeridos alguns pontos em que se verificou existir possibilidade de evolução ou que limitaram de alguma forma a execução desta dissertação. Um dos aspectos que se revelou mais limitativo no cálculo dos factores de intervalo foram as reduzidas gamas de validade propostas por [29] para as expressões dos factores de intervalo. Como consequência, apenas uma reduzida parte dos apoios utilizados actualmente pela REN reuniam as condições necessárias para o cálculo dos respectivos factores devido às grandes distâncias utilizadas. Porém, se no caso das linhas da REN esta impossibilidade se deve a sobredimensionamento, no caso de linhas em UHV (com tensão nominal superior a 800 kV) será um requisito, salientando uma vez mais a importância de gamas mais alargadas e apropriadas para o desenvolvimento de linhas futuras. 106 Outro factor que se revelou limitativo foi o cálculo do desempenho das linhas face a descargas atmosféricas. Sugere-se desta forma uma actualização das metodologias existentes para a avaliação do mesmo. Uma possibilidade de evolução prende-se com a definição da distância regulamentada pela DGEG entre peças em tensão e apoios, com vento. Neste, é dada a distância mínima que as cadeias desviadas pelo vento têm de perfazer até outras estruturas. Porém, o cálculo do afastamento das cadeias em relação à posição inicial é complexo e é descrito pelo mesmo guia de forma confusa. Desta forma, futuros trabalhos poderiam incidir sobre a obtenção de uma fórmula simplificada que daria directamente as duas distâncias de afastamento, de forma análoga à fórmula empírica já fornecida para o afastamento mínimo entre condutores. 107 Referências bibliográficas [1] IEC, “Standard 60071-1, Insulation coordination - Part 1: Definitions, principles and rules", 2006. [2] IEEE, “Standard 1313.1 for Insulation Coordination - Definitions, Principles and Rules”, 1996. [3] IEC, “Standard 60071-2, Insulation coordination - Part 2: Application Guide", 1996 [4] REN (ex-EDP), Sector do Equipamento da Rede, Sector do Transporte e Telecomunicações, “Guia de coordenação de isolamento para a rede PTI - EDP”, 1985. [5] José Pedro Sucena Paiva, “Redes de Energia Eléctrica - Uma Análise Sistémica”, IST Press, 2005. [6] William A. Chisholm et al., “Lightning performance of compact lines”, presented at the X Internacional Symposium on Lightning Protection, 2009. [7] Gordon W. 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[13] Juan Antonio Martínez Velasco, “Coordinacíon de aislamiento en redes eléctricas de alta ténsion”, McGraw Hill, 2008. [14] Andrew R. Hileman, “Insulation Coordinaton for Power Systems”, Marcel Dekker, Inc., 1999. [15] T. Udo, “Switching surge and impulse sparkover of large gap spacings and long insulator strings”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS 84, nº 4, 1965. 108 [16] Luigi Paris, “Influence of air gaps characteristics of line to ground”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS 86 nº8, 1967, pp. 936-947. [17] L. Paris et al., “Phase-to-ground and phase-to-phase air clearances in substations”, Electra, nº 29. [18] G. Gallet et al., “General expression for positive switching impulse strength valid up to extra long air gaps”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS 94, nº5, 1975. [19] I. Kishizima, K. Matsumoto e Y. 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[31] António Miguel Pereira Jorge Ferreira, “Dados Geoquímicos de Base de Sedimentos Fluviais de Amostragem de Baixa Densidade de Portugal Continental: Estudo de Factores de Variação Regional”, Banco de dados do LNEG - Tese de Doutoramento, 2000. 109 Anexos A.1. - Exemplo de aplicação programa Neste anexo serão apresentados dois exemplos do funcionamento do programa, para os casos considerados mais relevantes para o efeito. Dado que o cálculo da distância é feito de maneira diferente consoante a gama de tensão, serão dados dois exemplos, um para um sistema cuja tensão nominal é 220kV e outro com 400kV. - 220 kV: O programa inicia-se com a introdução dos dados iniciais, tensão nominal e altitude da linha. Figura 79 – Dados iniciais De seguida é dado um menu com o nível de poluição que fustiga a linha, que será considerada como Ligeira para este exemplo. Figura 80 – Escolha do nível de poluição Seguidamente são pedidas as sobretensões temporárias representativas fase-terra e fase-fase, onde são inseridos valores típicos para este nível de tensão. Figura 81 – Sobretensões temporárias representativas De seguida é pedido ao utilizador que insira o método de coordenação de isolamento para as sobretensões de frente lenta, tendo sido seleccionado para este exemplo o Método Determinístico. 110 Figura 82 – Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta Seguidamente, é pedido ao utilizador o valor de tensão que tem 50% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão de frente lenta. Figura 83 – Inserção da sobretensão estatística de frente lenta De forma similar, é feita a mesma selecção para as sobretensões de frente rápida. Figura 84 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente rápida Onde para este exemplo foi escolhido o Método Probabilístico Simplificado. É também pedido ao utilizador o valor de tensão que tem 50% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão de frente rápida. Figura 85 – Inserção da sobretensão estatística de frente rápida Derivado do método de coordenação de isolamento escolhido, é pedido ao utilizador o risco de falha de isolamento, sendo inserido um valor típico. Figura 86 – Escolha do risco de falha de isolamento para frente rápida 111 Dado que os valores sugeridos correspondem a um nível de isolamento padrão, é pedido ao utilizador que escolha a configuração de eléctrodos do isolamento. Figura 87 – Lista de configurações de eléctrodos disponíveis Para este caso foi escolhido o valor calculado pelo programa, através da configuração Condutor – Janela. Figura 88 – Escolha do valor do factor de intervalo para a configuração Condutor – Janela Utilizando o valor padrão sugerido pela CEI, o programa é concluído com o seguinte output. ----- Programa CEI 60071 ----- ----- 1 - Dados iniciais ----Tensao nominal = 220 kV Maxima tensão do sistema = 245.00 kV Altitude = 0 m Gama de tensoes : 1 Tipo de poluicao : Ligeira ----- 2 - Sobretensoes representativas (Urp) --------- 2.1 - Sobretensoes temporarias ----Urp fase-terra = 200.00 kV Urp fase-fase = 300.00 kV ----- 2.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Urp fase-terra = 418.74 kV Urp fase-fase = 617.11 kV ----- 2.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Urp fase-terra = 700.00 kV 112 Urp fase-fase = 700.00 kV ----- 3 - Tensao de coordenacao de isolamento (Ucw) --------- 3.1 - Sobretensoes temporarias ----Ucw fase-terra = 200.00 kV Ucw fase-fase = 300.00 kV ----- 3.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Ucw fase-terra = 418.74 kV Ucw fase-fase = 617.11 kV Metodo de coordenacao de isolamento utilizado: Metodo Deterministico ----- 3.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Ucw fase-terra = 713.30 kV Ucw fase-fase = 713.30 kV Metodo de coordenacao de isolamento utilizado: Metodo Probabilistico simplificado Risco de falha de isolamento = 0.010000 ----- 4 - Tensoes suportaveis requeridas (Urw) --------- 4.1 - Sobretensoes temporarias ----Urw fase-terra = 210.00 kV Urw fase-fase = 315.00 kV ----- 4.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Urw fase-terra = 439.68 kV Urw fase-fase = 647.96 kV ----- 4.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Urw fase-terra = 748.97 kV Urw fase-fase = 748.97 kV ----- 5 - Tensoes suportaveis normalizadas (Uw) --------- 5.1 - Sobretensoes temporarias ----Uw = 325.00 kV ----- 5.2 - Sobretensoes de frente rapida ----Uw = 750.00 kV As tensoes normalizadas correspondem a um nivel de isolamento padrao (tabela 2, CEI 60071-1). ----- 6 - Resultados finais --------- 6.1 - Sobretensoes temporarias consideradas ----Uw = 325.00 kV ----- 6.2 - Sobretensoes de frente rapida consideradas ----Uw = 750.00 kV ----- 6.3 - Distancia fase-terra e fase-fase ----113 Distancia minima (Condutor-Janela)(k=1.25) = 1383 mm - 400 kV: O programa começa de forma similar, desta vez com um sistema com uma tensão nominal de 400kV e a uma altitude de 1000m. Figura 89 – Dados iniciais É pedida uma vez mais a poluição, que neste exemplo será escolhida como Forte. Figura 90 – Escolha do tipo de poluição As sobretensões temporárias são pedidas e são inseridos valores similares ao caso anterior. Figura 91 – Escolha dos valores das sobretensões temporárias representativas É uma vez mais pedido o método de coordenação de isolamento a utilizar, onde neste caso será utilizado o Método Probabilístico Simplificado para sobretensões de frente lenta. Figura 92 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente lenta É inserido mais uma vez o valor de tensão que tem 50% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão de frente lenta. 114 Figura 93 – Escolha do valor da sobretensão estatística de frente lenta Seguidamente, é escolhido o mesmo método de coordenação de isolamento para as sobretensões de frente rápida. Figura 94 - Escolha do método de coordenação de isolamento para sobretensões de frente rápida Onde é inserido também um valor típico de tensão que tem 50% de probabilidade de ser excedido numa sobretensão de frente rápida. Figura 95 – Escolha do valor da sobretensão estatística de frente rápida Dado que foi escolhido o mesmo método para tratar as sobretensões de frente lenta e rápida, são pedidos os riscos correspondentes a cada caso. Foi utilizado um risco menor do que o do caso anterior devido ao nível de tensão mais elevado. Figura 96 – Inserção do valor do risco de falha de isolamento para sobretensões de frente lenta Figura 97 - Inserção do valor do risco de falha de isolamento para sobretensões de frente rápida O factor m, variável constituinte do factor de altitude a aplicar, tem um valor diferenciado quando o nível de poluição é definido como superior a Ligeiro. No menu seguinte é sugerido ao utilizador um valor típico para este caso. 115 Figura 98 – Escolha do valor do factor m Dado que as tensões normalizadas geradas pelo programa não correspondem a um nível de isolamento padrão, é sugerido pelo programa (no output) o par de valores mais indicado, que é aceite para este exemplo. Figura 99 – Opção de utilização de nível de isolamento padrão Sendo a configuração de eléctrodos Condutor - Estrutura sugerida pela CEI como a configuração mais usual, esta é sugerida ao utilizador. Figura 100 – Configuração de eléctrodos sugerida para distância fase-terra Porém, para este exemplo foi pedida outra configuração, a Condutor – Apoio, escolhida na lista seguinte. Figura 101 – Lista de configurações de eléctrodos disponíveis Onde é sugerido uma vez mais o valor padrão dado pela CEI. 116 Figura 102 – Escolha do factor de intervalo correspondente à configuração Condutor - Apoio Querendo utilizar o programa para calcular a distância fase-terra de uma fase lateral de uma torre YMS1 em esteira horizontal, foi escolhido Calcular, onde são inseridos os parâmetros que caracterizam a mesma. Figura 103 – Inserção das características do apoio Para as distâncias fase-fase, é escolhida a configuração Condutor – Condutor – Paralelo, tabelada pela CEI. Figura 104 – Escolha da configuração de eléctrodos para distâncias fase-fase O resultado final é apresentado de seguida: ----- Programa CEI 60071 ----- ----- 1 - Dados iniciais ----Tensao nominal = 400 kV Maxima tensão do sistema = 420.00 kV Altitude = 1000 m Gama de tensoes : 2 Tipo de poluicao : Forte 117 ----- 2 - Sobretensoes representativas (Urp) --------- 2.1 - Sobretensoes temporarias ----Urp fase-terra = 350.00 kV Urp fase-fase = 500.00 kV ----- 2.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Urp fase-terra = 750.00 kV Urp fase-fase = 1125.00 kV ----- 2.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Urp fase-terra = 1000.00 kV Urp fase-fase = 1000.00 kV ----- 3 - Tensao de coordenacao de isolamento (Ucw) --------- 3.1 - Sobretensoes temporarias ----Ucw fase-terra = 350.00 kV Ucw fase-fase = 500.00 kV ----- 3.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Ucw fase-terra = 816.00 kV Ucw fase-fase = 1213.88 kV Metodo de coordenacao de isolamento utilizado: Metodo Probabilistico simplificado Risco de falha de isolamento = 0.001000 ----- 3.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Ucw fase-terra = 1114.00 kV Ucw fase-fase = 1114.00 kV Metodo de coordenacao de isolamento utilizado: Metodo Probabilistico simplificado Risco de falha de isolamento = 0.001000 ----- 4 - Tensoes suportaveis requeridas (Urw) --------- 4.1 - Sobretensoes temporarias ----Urw fase-terra = 390.75 kV Urw fase-fase = 558.22 kV ----- 4.2 - Sobretensoes de frente lenta ----Urw fase-terra = 942.65 kV Urw fase-fase = 1438.22 kV ----- 4.3 - Sobretensoes de frente rapida ----Urw fase-terra = 1322.40 kV Urw fase-fase = 1322.40 kV ----- 5 - Tensoes suportaveis normalizadas (Uw) --------- 5.1 - Sobretensoes de frente lenta ----Uw = 950.00 kV ----- 5.2 - Sobretensoes de frente rapida ----Uw = 1425.00 kV 118 As tensoes nao correspondem a um nivel de isolamento padrao (tabela 3, CEI 60071-1). Os valores sugeridos pelas normas sao os seguintes: Uw lenta = 1050.00 kV Uw rapida = 1425.00 kV Dados da torre para calculo do factor de intervalo Condutor - Apoio: Comprimento da cadeia de isoladores: 3.10 m Distancia minima entre condutor e estrutura central: 5.70 m Altura do condutor ao solo: 17.40 m Profundidade da estrutura central: 2.10 m Factor de intervalo Condutor - Apoio: 1.42 Factor Paralelo) de intervalo fase-fase escolhido: k=1,62 (Condutor-Condutor- ----- 6 - Resultados finais --------- 6.1 - Sobretensoes de frente lenta consideradas ----Uw fase-terra = 1050.00 kV Uw fase-fase = 1575.00 kV ----- 6.2 - Sobretensoes de frente rapida consideradas ----Uw = 1425.00 kV ----- 6.3 - Distancia fase-terra e fase-fase ----Distancia minima fase-terra = 2521 mm Distancia minima fase-fase = 3600 mm A.2. - Resumo RSLEAT Neste anexo é feito um resumo dos conteúdos mais relevantes para coordenação de isolamento presentes no Regulamento de Segurança de Linhas Eléctricas de Alta Tensão [27], emitido pela Direcção Geral de Energia e Geologia. Desta forma, salientam-se aqui os artigos normativos sobre distâncias mínimas a verificar entre condutores e outras estruturas. - Artigo 27º - Distância dos condutores ao solo: Neste artigo, o Regulamento estipula que a distância mínima entre condutores e solo, nas condições de flecha máxima e desviados ou não pelo vento, deverá ser sempre superior à distância obtida pela seguinte fórmula (em m), arredondada ao decímetro. Equação 46 onde U é a tensão nominal da linha em kV. Porém, nunca se deve verificar uma distância inferior a 6 m entre os condutores e o solo. - Artigo 28º - Distância dos condutores às arvores: Entre os condutores nus das linhas e as árvores, nas condições do artigo anterior, deve verificarse uma distância mínima em metros, arredondada ao decímetro, dada pela fórmula seguinte. 119 Equação 47 onde U é a tensão nominal da linha em kV; E D é a distância mínima em metros, que nunca poderá ser inferior a 2,5 m. Deverá também ser estabelecida uma faixa de serviço com uma largura máxima de 45 m para as linhas de muito alta tensão, dividida ao meio pelo eixo da linha, na qual se efectuará o corte e decote de árvores necessário para cumprir os requisitos apresentados anteriormente. - Artigo 29ª – Distância dos condutores aos edifícios: Novamente nas condições de flecha máxima, com ou sem desvio pelo vento, deve verificar-se uma distância mínima entre os condutores e todas as estruturas ou partes salientes susceptíveis de ser acedidas por pessoas, dada pela fórmula seguinte. Equação 48 onde U é a tensão nominal da linha em kV; E D a distância em metros, arredondada ao decímetro e nunca inferior a 4 m. - Artigo 30º - Distância dos condutores a obstáculos diversos: Deve ser também verificada uma distância mínima entre condutores e obstáculos diversos, tais como terrenos com declives muito acentuados, falésias e construções e edifícios normalmente não susceptíveis de ser acedidos ou escalados por pessoas. Esta distância deve ser dada pela seguinte fórmula. Equação 49 onde U é a tensão em kV; E D é a distância em metros, arredondada ao decímetro, nunca inferior a 3 m. - Artigo 31º - Distância entre condutores: Segundo este artigo, os condutores devem ser instalados de forma a manter uma distância mínima entre eles, de forma a compensar aproximações devido às oscilações do vento. Esta distância mínima é dada pela Equação 20 para as linhas de muito alta tensão, não sendo possível verificar-se em qualquer caso uma distância menor que 1cm/kV. - Artigo 32º - Distância entre condutores e cabos de guarda: De acordo com este artigo, a distância entre condutores e cabos de guarda nunca deverá ser inferior à distância mínima entre condutores obtida através do artigo anterior. No caso da flecha dos cabos de guarda ser inferior à dos condutores, este artigo indica que esta distância poderá ser reduzida nos apoios, desde que a condição anterior se continue a verificar a meio vão para as condições de flecha mínima. 120 - Artigo 33º - Distância entre os condutores e os apoios: A distância mínima entre condutores e apoios deve ser verificada nas duas hipóteses seguintes:  Condutores em repouso, à temperatura mais desfavorável;  Condutores desviados pelo vento (valores sugeridos na alínea b) do artigo 12º). Os valores desta distância mínima são dados através das seguintes fórmulas, para cada uma das condições apresentadas, onde U representa a tensão nominal da linha e D a distância mínima em metros, arredondada ao decímetro e que nunca poderá ser inferior a 0,15 m. Para os condutores em repouso, deve usar-se a seguinte fórmula. Equação 50 Para os condutores desviados pelo vento, deve usar-se a fórmula seguinte. Equação 51 121