Post on 31-Dec-2018
1
IMPLICAÇÕES DECORRENTES DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE
CORRENTE E EM TRANSFORMADORES DE POTENCIAL NOS DESLIGAMENTOS
EM SUBESTAÇÕES
Henrique Valério F. de Carvalho Filho Luiz Henrique Martins de Lima
Orientador: Prof. Dr. Airton Violin Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)
Resumo – Verificar o impacto na subestação quando
ocorrem falhas críticas em TC’s e TP’s dado que estes
equipamentos são responsáveis por alimentarem os
relés de proteção e as falhas podem implicar em gran-
de perda de configuração na subestação.
Criação de um modelo de tabela referente aos eventos
de falhas e seus impactos dentro dos três tipos de con-
figuração de subestações que serão analisados, junta-
mente com o cálculo das probabilidades e indisponibi-
lidades da subestação com, e sem a inserção de falha
em TC.
Palavras-Chave: Confiabilidade, indisponibilidade,
proteção, relés, subestação (SE), transformadores de
corrente, transformadores de potencial, taxa de falha.
I – INTRODUÇÃO
No sistema interligado nacional (SIN) existem atualmente
mais de quatrocentos pátios de manobras em extra-alta
tensão em operação. Corriqueiramente, ocorrem falhas
em subestações e desligamentos de cargas, sendo que, às
vezes, estas falhas geram eventos em cascatas que ofere-
cem riscos à segurança operativa do sistema.
Dentre os equipamentos mais vulneráveis a falhas estão
os transformadores de corrente e de potencial. A estatísti-
ca mundial (Cigré 57/1990) mostra que a probabilidade
de falha em transformadores de medida é de aproxima-
damente 1/2000 unidades-ano, uma vez que são submeti-
dos a altas tensões, e a severos esforços térmicos e dinâ-
micos [1]. O padrão de falha severas em transformadores
de corrente geralmente é catastrófico e, em alguns casos,
pode ocorrer a sua explosão.
O artigo apresentado em [2], mostra que, em 2014, o
ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) e a ANE-
EL (Agência Nacional de Energia Elétrica) apresentaram
resultados a respeito dos equipamentos que sofreram fa-
lha de 2005 a 2014, com um levantamento de 747 falhas,
destacando-se:
Disjuntores – Cerca de 40% das ocorrências envolveram
equipamentos com fabricação há mais de 30 anos; 83%
das ocorrências relacionadas com isolação a SF6.
Para-raios – Cerca de 46% das ocorrências envolveram
equipamentos com fabricação há mais de 30 anos; 64%
dos defeitos caracterizados como falha interna dielétrica.
Transformadores de corrente (TC) – Quase 73% das
ocorrências envolveram equipamentos com fabricação há
mais de 30 anos; 42% dos defeitos caracterizados como
falha interna dielétrica; e 38% como vazamento de fluído
isolante.
Transformadores de potencial (TP) - Cerca de 40% das
ocorrências envolveram equipamentos com fabricação há
mais de 30 anos; 51% dos defeitos como falha interna
dielétrica; e 25% como vazamento de fluído isolante.
De posse das informações coletadas pela ANEEL e ONS
junto aos agentes, foi possível, a partir de [2], aprimorar
as estatísticas de modo a calcular uma taxa de falha dos
equipamentos para uma melhor comparação.
A Fig. 1 [2] apresenta uma comparação com a média do
SIN e a calculada pelo Cigré, segundo a metodologia de
cálculo de taxa de falha em transformadores de corrente
descrita em [1].
Fig. 1 – Taxa de falhas de TC’s for família.
TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO
OUTUBRO/2016
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
ENGENHARIA ELÉTRICA
2
Baseado na importância destes equipamentos no sistema
elétrico, o presente trabalho final de graduação tem como
interesse verificar a perda de configuração na subestação
quando ocorrer uma falha nestes transformadores. Serão
analisados três tipos de configurações de barra, onde cada
uma apresenta sua própria configuração de proteção.
II – CONFIGURAÇÕES DE BARRA TÍPICAS DE
SUBESTAÇÕES NO SISTEMA ELÉTRICO
BRASILEIRO
II.1 - Barra Principal + Barra de Transferência
A Fig.2 apresenta a configuração em barra principal e
transferência utilizada em média e alta tensão.
Fig. 2 – Configuração em barra principal + barra
de transferência.
Embora esta configuração possua flexibilidade para a
manutenção e reparos em disjuntores, a sua flexibilidade
operativa é limitada, pois opera somente um barramento
que limita a sua disponibilidade para ocorrências de fa-
lhas na barra e chaves a ela ligadas. Tanto a barra quanto
o bay de transferência permanecem ociosos durante gran-
de parte do tempo (mais de 95% do tempo), dado que só
operam em emergências. Em operação normal (sem fa-
lhas ou manutenções) a configuração é similar à barra
simples e, em emergências, é similar às configurações do
tipo barra dupla com disjuntor simples e bypass [3].
II.2 - Barra Dupla com Disjuntor Simples a 4 Chaves
Esta configuração é caracterizada por possuir duas chaves
seletoras de barras, uma chave de entrada e uma chave de
bypass em cada bay, de forma que todo disjuntor possa
ser liberado para manutenção e reparos sem que seja ne-
cessário desligar o circuito correspondente. Assim, apro-
veita-se a vantagem da operação normal em barra dupla
e, em emergências para disjuntores, uma das barras, pre-
viamente definida, é utilizada como barra de transferên-
cia, permanecendo temporariamente dedicada a um bay.
Somente é possível liberar um disjuntor de cada vez.
Nesta configuração, duas chaves por bay operam nor-
malmente abertas, sendo que o disjuntor de interligação
de barras também faz a função de transferência para libe-
ração de disjuntores. Para subestações de pequeno e mé-
dio porte, em grande parte do tempo (da ordem de 95%
do tempo), a subestação operará na configuração de ope-
ração normal. Durante aproximadamente 5% do tempo, a
subestação poderá estar operando em configurações de
emergência, onde somente uma barra poderá estar em
operação [3].
A Fig.3 apresenta a configuração em barra dupla com
disjuntor a 4 chaves.
Fig. 3 – Configuração em barra dupla com disjuntor
simples a quatro chaves.
Vale ressaltar que o conjunto de TC´s instalados no bay
de interligação de barras separa a ação do sistema de
proteção, de modo que falha em uma barra não retire a
outra barra de operação.
II.3 - Barra Dupla com Disjuntor e Meio
Esta configuração é caracterizada pelo compartilhamento
de um disjuntor central na proteção de dois circuitos, to-
talizando um disjuntor e meio por circuito. Como mos-
trado na Fig.4, apresenta laços elétricos formando malha,
proporcionando estabilidade à configuração.
Em geral, mesmo com a saída das duas barras de opera-
ção, em situações envolvendo contingências duplas, a
perda da configuração leva a separação dos circuitos, isto
é, perda de sincronismo nesta barra do sistema (deixam
3
de operar sob a mesma tensão), porém mantendo-se a
continuidade de parte ou de todos os circuitos.
Este fato pode não ser crítico, dependendo das conexões
na SE e das condições operativas no momento da falha.
Não há restrições preestabelecidas, do ponto de vista da
proteção da subestação, à operação nestas condições, a
não ser eventuais sobrecargas nos próprios circuitos.
É uma das configurações mais utilizadas na rede básica
brasileira em extra alta tensão e a Fig.4 mostra tanto bays
completos (três disjuntores), quanto incompletos.
Fig. 4 – Configuração em barra dupla com
disjuntor e meio.
III – PRINCÍPIOS DE PROTEÇÃO EM SEUS
ASPECTOS FUNCIONAIS
O sistema de proteção inclui relés, transformadores de
tensão e corrente, disjuntores, um sistema de alimentação
CC, eventualmente um canal de comunicação, e cabos de
controle. A confiabilidade do sistema de relés de proteção
depende de todos os elementos do sistema. Esta seção
trata-se de suas funções mais usuais, juntamente com uma
breve explicação e comentários a respeito [4].
III.1- Sobrecorrente
A proteção mínima que deve ser garantida em qualquer
sistema elétrico é a de sobrecorrente (50,51). Os relés de
sobrecorrente são fabricados em unidades monofásicas e
alimentados por transformadores de corrente ligados ao
circuito que se quer proteger. Quando se trata de falhas
internas ao transformador, esses relés podem não respon-
der com o desempenho esperado, em virtude de não ser
possível ajustá-los adequadamente para atuar nessas con-
dições, podendo comprometer a integridade do transfor-
mador.
A proteção de sobrecorrente utiliza apenas as informa-
ções de corrente para detectar faltas no elemento protegi-
do. A ideia básica é que as correntes de curto-circuito são
maiores do que as correntes normais de carga. Na maioria
dos casos, existe uma separação entre a região da corrente
normal de operação e a região de corrente de falta. Por-
tanto, é possível ajustar o relé de sobrecorrente tornando-
o capaz de distinguir entre estas duas regiões.
III.2 - Direcional
A proteção direcional (67, 67N) requer as informações de
corrente e tensão para executar a discriminação direcio-
nal. A direcionalidade estende a aplicação do princípio de
sobrecorrente para linhas paralelas e em anel. Os elemen-
tos de sobrecorrente de fase direcionais (67), responden-
do às correntes da linha, precisam ser ajustados acima da
máxima carga, e este requisito limita a sua sensibilidade.
Os ajustes da proteção de sobrecorrente direcional devem
ser revisados à medida que a topologia do sistema é alte-
rada, para evitar problemas de coordenação.
Um elemento direcional clássico responde ao defasamen-
to entre a corrente e a tensão do relé. Para faltas na linha
protegida (faltas à frente), a corrente está atrasada da ten-
são. O ângulo entre a tensão e a corrente corresponde ao
ângulo da impedância no loop de falta.
III.3 - Diferencial
A proteção diferencial (87) é uma das formas mais efica-
zes de proteger transformadores e outros equipamentos.
Na forma mais simples, a proteção diferencial dá trip
com base na diferença entre as correntes medidas que
estão entrando e saindo da zona protegida. Um relé que
incorpore esta função de proteção pode ter maior sensibi-
lidade para faltas do que outros tipos de relés, uma vez
que ele opera com base somente na diferença e não na
corrente total que está circulando no circuito. Além disso,
sendo a zona de proteção precisamente definida pela lo-
calização dos TC’s que circundavam a zona protegida, o
relé é altamente seletivo. Com esta elevada sensibilidade,
um relé diferencial pode dar trip rapidamente sem inter-
valo de tempo de coordenação.
III.4 - Relé de Distância
Proteção de distância (21) é a proteção universal contra
curto-circuito em Linhas de Transmissão (LT) cujo modo
4
de operação é baseado na medição e avaliação da impe-
dância de curto-circuito, a qual no caso clássico é propor-
cional à distância da falta.
A tensão no ponto de defeito é praticamente nula; porém,
à medida que se afasta do ponto de defeito no sentido da
fonte, esta tensão tende a aumentar devido à queda de
tensão na linha de transmissão. Assim, os relés de distân-
cia relacionam a tensão aplicada em seus terminais, liga-
dos através de TP’s ao sistema de potência, com a corren-
te que circula no mesmo ponto.
IV – PRINCIPAIS ESQUEMAS, ZONAS DE
PROTEÇÃO, PROTEÇÕES PRIMÁRIAS E DE
RETAGUARDA
Para assegurar que a rede básica do Sistema Interligado
Nacional – SIN atenda ao desempenho e critérios estabe-
lecidos nos Procedimentos de Rede, faz-se necessário que
cada uma de suas instalações, com seus componentes
integrantes – linhas de transmissão (LT), barramentos e
equipamentos – apresentem, individualmente, caracterís-
ticas técnicas adequadas. As características técnicas e
funcionais das instalações são definidas como requisitos
mínimos que devem ser atendidos por todos os agentes
para as instalações a serem integradas à rede básica e às
Demais Instalações de Transmissão – DIT [5].
IV.1 - Proteção de Transformadores
O sistema de proteção de transformadores ou autotrans-
formadores compreende o conjunto de relés e acessórios
necessários e suficientes para a eliminação de todos os
tipos de faltas internas – para terra, entre fases ou entre
espiras – em transformadores de dois e três enrolamentos
ou em autotransformadores. Devem prover também pro-
teção de retaguarda para falhas externas e internas à sua
zona de proteção e dos dispositivos de supervisão pró-
prios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas
de alívio de pressão e relé de gás [6].
Os transformadores podem estar sujeitos apenas a curto-
circuitos nos enrolamentos, sobreaquecimento e circuito
aberto. Deve-se atentar à proteção contra curto-circuito
interno e a proteção de retaguarda contra faltas externas.
Os curtos-circuitos resultam de defeitos de isolamento
que, por sua vez, são constituídos por sobretensões, de
origem atmosférica ou manobras, e por sobreaquecimento
inadmissível dos enrolamentos. Basicamente, grandes
transformadores usam a proteção diferencial (percentual
ou por acoplador linear) e proteção Buchholz (gás) [7].
A localização do transformador de corrente define os
limites da proteção primária em muitos casos. A proteção
de retaguarda é feita, geralmente, por meio de relés de
sobrecorrente e/ou por fusíveis. Em sistemas de menor
tensão, usam-se transformadores de corrente do tipo bu-
cha, instalados nas buchas de transformadores e disjunto-
res. Neste caso, as zonas de proteção se sobrepõem no
disjuntor, e o disjuntor encontra-se na zona sobreposta. Já
nas instalações com tensões maiores, usam-se transfor-
madores com vários enrolamentos, estando a zona de
sobreposição dentro do transformador de corrente [4].
A Fig.5 mostra o mais simples dos esquemas diferenciais
(usando um relé de sobrecorrente instantâneo), na qual a
proteção diferencial dá trip com base na diferença entre
as correntes medidas que estão entrando e saindo da zona
protegida.
Fig. 5 - Relé diferencial na proteção de
transformadores.
IV.2 - Proteção de Barramentos
O sistema de proteção de barramentos compreende o con-
junto de relés e acessórios, necessários e suficientes para
detectar e eliminar todos os tipos de faltas nas barras,
com ou sem resistência de falta [6].
A Fig.6 mostra a configuração com disjuntor e meio, jun-
tamente com as zonas de proteção de barras.
Fig. 6 – Configuração em D 1/2 e as zonas de proteção.
As barras são pontos críticos em um sistema de energia
elétrica, para os quais muitos circuitos do sistema de po-
tência convergem. Ao contrário das linhas de distribuição
5
ou transmissão, as faltas nas barras podem ser muito pre-
judiciais, principalmente por duas razões: a primeira ra-
zão é que a convergência dos circuitos de alimentação na
junção da barra, principalmente nos níveis de tensão da
transmissão, irá resultar em correntes de falta com eleva-
da magnitude. A segunda razão é que para eliminar uma
falta nos barramentos muitas vezes é necessário abrir
várias ramificações conectadas a ela, o que pode desligar
as cargas associadas e reduzir a capacidade de transferên-
cia de energia e levar à perda de confiabilidade.
A proteção diferencial é muitas vezes aplicada na prote-
ção de barras por sua alta seletividade e alta velocidade
de operação, podendo ser feita por meio de relés de so-
brecorrente, proteção diferencial de tensão de alta impe-
dância e por restrição percentual (baixa impedância). A
zona de proteção é determinada pela localização dos TC’s
e as posições dos disjuntores e seccionadoras [4].
IV.3 - Proteção de falhas em Disjuntores
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por es-
quema para falha de disjuntor [6].
Proteção confiável requer sistemas de proteção primários
redundantes, complementados por sistema de proteção de
backup. A configuração dos disjuntores quase nunca
apresenta redundância, devido ao seu alto custo.
Em muitos casos, o esquema de falha de disjuntor requer
comandos de trip em um ou mais disjuntores remotos
para isolar completamente a seção sob falta [4]. A falha
de disjuntor é declarada pela tentativa de trip do relé pri-
mário do disjuntor mais próximo da falta, e pela presença
de corrente após o término do tempo de abertura do dis-
juntor.
A Fig.7 mostra o diagrama unifilar de um sistema de po-
tência e ajuda a ilustrar o conceito de proteção de backup.
Fig. 7 – Proteção de retaguarda (backup).
IV.4 - Proteção de Linha de Transmissão
O sistema de proteção de LT compreende o conjunto de
relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais
da LT, necessários e suficientes para a detecção e elimi-
nação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com
ou sem resistência de falta – e de outras condições anor-
mais de operação [5].
Uma proteção de linhas deve garantir que todo o defeito
seja eliminado tão rapidamente quanto possível, sendo
também desligada uma única seção, de mínima extensão
possível. As proteções de linhas de transmissão devem
utilizar a princípio, relés muito rápidos, e a utilização
destes depende da transmissão de dados entre os termi-
nais que estão à quilômetros de distância. Basicamente,
há proteção com relés de sobrecorrente (50,51) e de dis-
tância (21) [7].
Na Fig.8 é possível observar a presença das três zonas
que caracterizam a proteção de linhas de transmissão,
juntamente com a presença do relé de distância. Deve-se
ressaltar que a Zona 1 (Z1) é instantânea, enquanto as
demais (Z2 e Z3) são temporizadas.
Fig. 8 – Proteção de linha de transmissão.
V – ANÁLISE DE FALHAS EM TC´S E TP´S EM
CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE
SUBESTAÇÕES
As principais falhas em transformadores de instrumenta-
ção serão analisadas nesta seção, uma vez que podem
retirar uma subestação inteira de operação. A falta de
manutenção preventiva e preditiva pode, futuramente, se
tornar uma manutenção corretiva. Em linhas gerais as
falhas podem ocorrer por várias razões, sendo que as
principais são as listadas nos subitens abaixo.
V. 1 - Análise de falhas em TC’s
1. Envelhecimento da instalação (T > 30 anos);
2. Frequência de incidência e de elevadas correntes
passantes (redução da vida útil);
3. Abertura dos enrolamentos no secundário;
4. Explosão de equipamentos da SE localizados
próximos ao TC;
5. Qualidade e periodicidade da manutenção;
6. Especificações técnicas: Normas antigas
(EB256) x Normas atuais (NBR 6556);
7. Curto circuito entre espiras tanto no primário,
quanto no secundário.
V. 2 - Análise de falhas em TP’s
1. Envelhecimento da instalação (T>30 anos);
2. Queima de fusíveis e/ou desligamentos de
disjuntores no barramento secundário do TP
(perda de potência);
3. Curto circuito entre espiras tanto no primário,
quanto no secundário;
6
4. Explosão de equipamentos da SE localizados
próximos ao TP;
5. Qualidade e periodicidade da manutenção;
6. Carregamentos excessivos;
7. Substituição do equipamento (especificação).
Como comentado acima, existem vários modos de falhas
que podem afetar a operação dos transformadores de me-
didas (TC e TP). O presente trabalho tem como interesse
verificar a perda de configuração na subestação quando
ocorrer uma falha nestes transformadores. A sua repre-
sentação levará em conta apenas as falhas críticas que
provocam a atuação do sistema de proteção de imediato.
Os demais eventos não serão considerados.
A referência [1], que é um levantamento mundial sobre
falhas em transformadores de medidas, separa as falhas
em modos de falhas:
(i) falhas causadas por incêndio e explosão (F&E);
(ii) falhas mais relevantes que requer a atuação imediata
do sistema de proteção (MaF);
(iii) falhas que são detectadas por equipes de manutenção
e não requer a atuação da proteção (MiF).
O interesse ficará limitado aos dois primeiros itens, sendo
que na página 57 da referência [1] (tabelas 4.81 e 4.82)
são apresentadas as taxas de falhas para estes eventos
considerados.
O modelo para TC´s e TP´s a ser considerado é o indica-
do na Fig.9 [8]. No estado 1, o componente se encontra
em operação, sofre uma falha (vai para o estado 2), o
sistema de proteção atua, os disjuntores abrem, a subesta-
ção sai de sua configuração de operação normal e vai
para a configuração pós-falha. Identificada a falha, as
chaves seccionadoras são manobradas, o equipamento é
isolado para reparo ou substituição (estado 3) e a subesta-
ção vai para a configuração pós-manobra. Nestes dois
estados de emergência, são verificados os desligamentos
de terminais na SE devido à ocorrência da falha.
Fig.9 - Modelo a três estados para TC´s e TP´s.
Como não há relés específicos monitorando os TC´s e
TP´s (diferentemente dos transformadores de força), a sua
proteção, para falhas críticas, deve ser realizada pela atu-
ação da proteção de retaguarda, de acordo com as zonas
de proteção pré-definidas na subestação.
V.3 - Eventos de falhas na SE
A Tabela 1 mostra os eventos de falhas na subestação,
assim como os impactos causados, tendo como base o
diagrama unifilar apresentado na Fig.2. Por exemplo, ao
ocorrer falha na barra, todos os bays são desligados e
assim permanecem até o seu reparo. Se ocorrer falha em
disjuntor, todos os bays são desligados, e uma vez identi-
ficado (tempo de manobra) é isolado para reparo e todos
os bays são religados. Se ocorrer falha em TC, todos os
bays são desligados, e uma vez identificado, será repara-
do, ou substituído, enquanto os demais bays são religa-
dos. É importante observar que falha no TC implica em
bloquear o disjuntor correspondente, uma vez que não
receberá informações do TC que falhou, e a proteção de
retaguarda deverá atuar.
TABELA 1 – EVENTOS DE FALHAS E IMPACTOS – SUBESTAÇÃO
SANTA MARIA – SETOR 138 KV
(1) Por premissa, a barra e o bay de transferência operam desenergizados;
(2) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção; (3) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser
religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Manobra,
quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após a reali-zação de manobras na subestação;
(4) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasionando
a retirada completa do bay.
A Tabela 2 mostra os eventos de falhas na subestação,
assim como os impactos causados, tendo como base o
diagrama unifilar apresentado na Fig.3. Neste caso, a
subestação opera com as duas barras energizadas dividin-
do os circuitos para uma melhor confiabilidade.
Assim, conectados à barra BI estão TR1, TR3 e LT-1, e
conectados à barra BII estão TR2 e TR4. Os resultados
mostrados na Tabela 2 refletem esta divisão. Por exem-
plo, ao ocorrer falha na barra BI os terminais TR1, TR3 e
LT-1 serão desligados. Uma vez identificada a falha
(tempo de manobra) eles serão religados na barra BII. Se
ocorrer falha na chave de barra conectada à barra BI,
TR1, TR2 e LT-1 serão desligados, uma vez identificada
a chave, BI é isolada para reparo e os demais terminais
são religados na barra BII, mantendo o bay da chave des-
Barra principal + barra de transferência (1)
Falha (2) Terminais
desligados
Duração
(3)
Terminais
religados
Reparo
(4)
Barra
Principal
TR1, TR2
TR3, LT-1
LT-2
Reparo
Disj. Bay
TR1, TR2
TR3, LT-1
LT-2
Manobra
TR1,TR2
TR3,LT-1
LT-2
Chave
Barra
TR1,TR2,
TR3, LT-1
LT2
Reparo
Chave
entrada
TR1,TR2,
TR3, LT-1
LT2
Mano-bra TR2,TR3
LT-1, LT2 TR1
TC
TR1, TR2
TR3, LT-1
LT-2
Manobra TR1,TR2
TR3,LT-2 LT-1
TP linha LT-1 Reparo LT-1
7
ligado durante o tempo de reparo. Se ocorrer falha em um
TC de bay, a proteção de retaguarda atuará, retirando a
barra, na qual o bay está conectado, de operação. Os ter-
minais são religados na outra barra e o bay do TC ficará
desligado enquanto durar o reparo ou a substituição.
(1) Por premissa, as duas barras operam energizadas;
(2) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção;
(3) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Mano-
bra, quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após
a realização de manobras na subestação; (4) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasio-
nando a retirada completa do bay.
Na Tabela 2 acima estão retratadas as falhas que ocorrem
nos bays conectados à barra BI. As falhas que ocorrem
nos bays conectados à barra BII são semelhantes, pois a
atuação da proteção será idêntica, mas há somente dois
bays conectados nesta barra.
Se ocorrer uma falha na chave de interligação, todos os
disjuntores ligados às duas barras atuam, retirando com-
pletamente a subestação de operação. Todos bays são
religados em uma das barras.
Em uma falha no disjuntor de interligação, deve-se ma-
nobrar todos os bays para uma das barras. No caso do TC
de interligação, uma falha tira por completo a subestação
de operação, necessitando de manobra para reparo do
equipamento, porém religando todos os terminais em uma
das barras.
A Tabela 3 mostra os eventos de falhas na subestação,
assim como os impactos causados.
TABELA 3 – EVENTOS DE FALHAS E IMPACTOS – SUBESTAÇÃO
CAPIVARI DO SUL – SETOR 525 KV
(1) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção;
(2) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Mano-
bra, quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após a realização de manobras na subestação;
(3) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasio-
nando a retirada completa do bay.
A base para a análise é o diagrama unifilar apresentado
na Fig.4. Por exemplo, falha em barra não provoca desli-
gamento de nenhum terminal. Falha no disjuntor central
provocará o desligamento dos dois terminais do vão con-
jugado, que serão religados após tempo para manobras.
Falha em chave de barra, deixarão a barra e a chave des-
ligadas, porém sem desligamentos em terminais. Para
uma falha nas chaves entre disjuntores, o bay mais pró-
ximo da mesma será desligado, pois o disjuntor central
atuará, impedindo a propagação do curto, o terminal fica-
rá desligado. Uma falha no TC lateral impede a atuação
do disjuntor lateral e, consequentemente, faz com que o
disjuntor de retaguarda atue, impedindo a propagação do
curto para os demais bays, sendo que o bay desligado será
religado após o tempo de manobra.
V.4 - Contabilização de resultados em termos de número
de bays desligados na SE
Considerando o modelo para componentes reparáveis da
Fig.9, as equações para a sua resolução, como descritas
em [8] e os dados de taxas de falhas e tempos de reparos
e de manobras para equipamentos de alta tensão definidos
em [9], foram obtidas as probabilidades estacionárias dos
estados para os componentes da subestação, como indi-
cado na Tabela 4. A probabilidade P1 é a de o componen-
te ser encontrado em operação, P2 é a probabilidade de o
componente ser encontrado em falha e a P3 é a probabili-
dade do componente ser encontrado em reparo.
TABELA 2 – EVENTOS DE FALHAS E IMPACTOS – SUBESTAÇÃO
CAPIVARI DO SUL – SETOR 230 KV
Barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves (1)
Falha (2) Terminais
desligados
Duração
(3)
Terminais
religados
Reparo
(4)
Barra 1 TR1, TR3
LT-1 Manobra
TR1,TR3
LT-1
Barra 2 TR2, TR4 Manobra TR2, TR4
Disjuntor
do Bay
TR1
TR3,LT-1 Manobra
TR1, TR3
LT1
Disj.
Interliga-
ção
TR1, TR2
TR3, TR4
LT-1
Manobra
TR1,TR2
TR3,TR4
LT-1
Chave de
Barra
TR1, TR3
LT-1 Reparo
TR3
LT-1 TR1
Chave
interliga-
ção
TR1, TR3
LT-1 Manobra
TR1, TR3
LT-1
Chave
Entrada
TR1, TR3
LT-1 Reparo TR1, TR3 LT-1
TC do
Bay
TR1, TR3
LT-1 Reparo TR3,LT-1 TR1
TC de
Interliga-
ção
TR1, TR2
TR3, TR4
LT-1
Manobra
TR1, TR2
TR3, TR4
LT-1
TP de
linha LT-1 Reparo LT-1
Barra dupla com disjuntor e meio
Falha (1) Terminais
desligados
Duração
(2)
Terminais
religados
Reparo
(3)
Barra 1
Barra 2
Disjuntor
Lateral Reator 1 Manobra Reator 1
Disjuntor
Central
Reator 1
TR1 Manobra
Reator 1
TR1
Chaves
de Barra
Chaves
entre
Disj.
TR1 Reparo TR1
TC Late-
ral Reator 1 Manobra Reator 1
TC Cen-
tral
Reator 1
TR1 Manobra
Reator 1
TR1
TP de
linha LT-1 Reparo LT-1
8
Como o estudo deste artigo foi descrito para falhas críti-
cas em TC’S, a probabilidade usada para o cálculo das
tabelas abaixo foi a P2, onde o equipamento encontra-se
em falha, que define a configuração pós-falha da subesta-
ção, onde a perda de sua configuração é maior.
As tabelas a seguir mostram resultados quantitativos, para
efeito comparativo, considerando-se, ou não, a represen-
tação dos TC’s do pátio de manobras. Percebe-se que não
houve uma inserção de valores para TP’S nas tabelas 4, 5,
6 e 7, pois foram analisados somente TP’S de linhas de
acordo com as tabelas 1, 2 e 3. De acordo com esta análi-
se, nota-se que ao ocorrer uma falha em um TP de linha,
a subestação continuava em operação, tal falha resultava
somente na perda de linha onde o TP estava conectado,
evento não crítico.
TABELA 4 – PROBABILIDADES DOS ESTADOS DOS COMPONENTES
Comp. P1 P2 P3
Disj. 9,9996×10-1 3,8435×10-7 3,9103×10-5
Chave 9,9999×10-1 6,8496×10-7 8,5276×10-6
Barra 9,9986×10-1 1,2777×10-5 1,2713×10-4
TC 9,9999×10-1 1,3527×10-7 2,8272×10-6
Para uma ordem de grandeza, foi obtida a probabilidade
de falha da barra principal da configuração em barra prin-
cipal + barra de transferência para um pátio de 138 kV da
Fig.2, levando-se em conta os eventos da Tabela 1.
Para uma melhor precisão e percepção das probabilidades
encontradas a seguir, faz-se necessário o cálculo da indis-
ponibilidade:
Indisponibilidade = Probabilidade*8760*60 [minu-
tos/ano].
TABELA 5 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DA SE
BARRA PRINCIPAL + TRANSFERÊNCIA
Comp. Prob. P2 Quant. Prob. total
Disjuntor 3,8435×10-7 5 1,92175x10-6
Chave 6,8496×10-7 10 6,8496 x10-6
Barra 1,2777×10-5 1 1,2777×10-5
TC 1,3527×10-7 5 6,76 x10-7
Probabilidade de perda na SE sem a implicação de falhas
em TC: 2,15x10-5.
Indisponibilidade = 11,30 [min/ano].
Probabilidade de perda na SE com a implicação de falhas
em TC: 2,22x10-5.
Indisponibilidade = 11,67 [min/ano].
De acordo com a Tabela 5, nota-se que ao inserir a taxa
de falhas em TC’s na análise final, houve um acréscimo
de 3% na probabilidade de perda da SE. Observa-se que
este acréscimo não é elevado. Quando se comparam as
falhas apenas em equipamentos (excluindo a barra), a
inclusão dos TC´s provoca um acréscimo de 8%. Isto
significa que a sua inclusão em análises de falha depende-
rá da ordem de grandeza das probabilidades envolvidas.
Foi obtida também as probabilidades de falha para a con-
figuração de barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves
para um pátio de 230 kV da Fig.3, levando em conta os
dados da Tabela 2.
TABELA 6 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DA BARRA BI
BARRA DUPLA DISJUNTOR SIMPLES A 4 CHAVES
Comp. Prob. P2 Quant. Prob. total
Disjuntor 3,8435×10-7 3 1,15305 x10-6
Chave 6,8496×10-7 6 4,10976 x10-6
Barra 1,2777×10-5 1 1,2777×10-5
TC 1,3527×10-7 3 4,0581 x10-7
Probabilidade de perda da barra BI na SE sem a implica-
ção de falhas em TC: 1,80x10-5.
Indisponibilidade = 9,46 [min/ano].
Probabilidade de perda na SE com a implicação de falhas
em TC: 1,84x10-5.
Indisponibilidade = 9,67 [min/ano].
De acordo com a Tabela 5, nota-se que ao inserir a taxa
de falhas em TC’s na análise final, houve um acréscimo
de 2% na probabilidade de perda da SE. Quando se com-
param as falhas apenas em equipamentos (excluindo a
barra), ocorre um acréscimo também de 8%, na probabi-
lidade de perda da barra BI.
Na Tabela 7, foi verificado a perda da SE (saída das duas
barras) e o impacto ao se considerar falha em TC´s do
bay de interligação de barras.
TABELA 7 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DE BI+BII NA
SE - BARRA DUPLA DISJUNTOR SIMPLES A 4 CHAVES
Comp. Prob. P2 Quant. Prob. total
Disjuntor 3,8435×10-7 1 3,8435×10-7
Chave 6,8496×10-7 0 0
Barra 1,2777×10-5 0 0
TC 1,3527×10-7 1 1,3527×10-7
Probabilidade de perda na SE sem a implicação de falhas
em TC: 3,8435×10-7.
Indisponibilidade = 0,20 [min/ano].
Probabilidade de perda na SE com a implicação de falhas
em TC: 5,20×10-7.
Indisponibilidade = 0,27 [min/ano].
De acordo com a Tabela 5, nota-se que ao inserir a taxa
de falhas em TC’s na análise final, houve um acréscimo
de 35% na probabilidade de perda da SE. Observa-se que
este valor representa grande impacto, pois neste caso fo-
ram incluídos somente os equipamentos dos bays de in-
terligação das barras.
VI – CONCLUSÃO
Foi analisado que uma falha crítica em um TC seria se-
melhante a uma falha em um disjuntor. Os indicadores de
probabilidades de falhas foram obtidos de modo simplifi-
cado, somando-se as probabilidades de falhas dos com-
9
ponentes (disjuntores, chaves, barras e TC’s) que operam
normalmente fechados. Assim, para uma análise de con-
fiabilidade, nota-se que para uma configuração de barra
principal + transferência, o incremento de taxa de falha
em TC aumenta em 3% a chance de perda de uma subes-
tação.
Em uma configuração de barra dupla a 4 chaves, tem-se
um aumento de 2%, com a soma das taxas de falhas em
TC’s. Já para a mesma configuração, considerando so-
mente uma análise no bay de interligação de barras, nota-
se um relativo aumento de 35%.
Para uma análise apenas em equipamentos (excluindo a
barra), observa-se que há um acréscimo de 8%. Assim, a
inclusão de TC´s em análises mais complexas de confia-
bilidade em subestações deverá ser precedida de uma
avaliação do banco de dados de onde se retirará valores
de taxas de falhas e de tempos de reparos, pois os acrés-
cimos não são significativos, a menos que as taxas de
falhas de barras sejam da mesma ordem de grandeza das
taxas de falhas dos equipamentos envolvidos, já que os
TC´s possuem valores menores ou, no máximo, da mes-
ma ordem, dos demais equipamentos. O tipo de configu-
ração de barra da subestação e o seu porte (número de
bays envolvidos) podem potencializar estes acréscimos
acima comentados.
As análises comparativas considerando as indisponibili-
dades (minutos/ano) mostram que a inclusão dos TC’s
não altera de modo significativo os resultados, reforçando
a tendência de não os incluir em estudos de confiabilida-
de de subestações. A sua inclusão eleva o tempo de pro-
cessamento e, como já ressaltado, uma análise prévia das
taxas envolvidas se faz necessário.
Os três tipos de configurações de subestações que foram
analisados estão representados nos anexos. Para o anexo
A, os relés de proteção estão ligados ao TC relacionado
ao disjuntor do bay, o qual apresenta uma cadeia simples,
com uma confiabilidade baixa e perda da proteção no
caso do TC apresentar uma falha crítica. Para o anexo B,
os relés de proteção também estão ligados ao TC relacio-
nado ao disjuntor do bay, o qual apresenta uma cadeia
dupla com os relés de proteção e retaguarda ligados em
núcleos diferentes no mesmo TC. Como a análise foi feita
em uma falha crítica do TC, a proteção será perdida e a
confiabilidade é baixa. Para o anexo C os relés de prote-
ção e retaguarda estão ligados no TC lateral e central, em
cadeia dupla, porém estão sendo alimentados por ambos
os TC’s de forma cruzada. Em uma falha crítica no TC
central onde o prejuízo é maior, tem-se a perda dos bays
ligados no mesmo.
Estudar o sistema para conhecer as suas fragilidades e
otimizar os investimentos deve ser uma tarefa contínua, e
avaliações desta natureza em subestações deve se inserir
neste contexto, uma vez que permite verificar os benefí-
cios de uma melhor representação dos seus componentes.
.
REFERÊNCIAS
[1] Documento do CIGRÈ – “Final Report of the 2004 -
2007- International Enquiry on Reliability of High
Voltage Equipment”.
[2] “Estatística de Taxa de Falhas de Transformadores
de Instrumento no Sistema Elétrico Brasileiro Asso-
ciado à Vida Útil Dos Equipamentos”, Grupo VIII,
SNPTEE, 2015.
[3] Sergio O. Frontin, “Equipamentos de Alta Tensão –
Prospecção e Hierarquização de Inovações Tecnoló-
gicas”, Ed. Goya, 2013.
[4] H. J. Altuve Ferrer and E. O. Schweitzer, III (Edi-
tors), Modern Solution for Protection, Control and
Monitoring of Electric Power Systems. Pullman,
WA: Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,
2010.
[5] ONS – Procedimentos de rede – Submódulo 2.6 –
Requisitos mínimos para os Sistemas de proteção e
telecomunicações v2.0 – 11/11/2011.
[6] ONS – Procedimentos de rede – Submódulo 2.3 –
Requisitos mínimos para transformadores e para su-
bestações e seus equipamentos v2.0 – 11/11/2011.
[7] Amadeu C. Caminha, “Introdução à Proteção dos
Sistemas Elétricos”, Ed. Edgard Blüncher, 1978.
[8] Airton Violin, “Avaliação da confiabilidade de su-
bestações baseada nos desempenhos estatísticos e di-
nâmico de sistemas elétricos de potência”, Tese de
Doutorado, UNIFEI, 2014.
[9] Base de Dados para a Utilização em Avaliação de
Confiabilidade em Subestações, Relatório ONS –
GAT CT 134/14, 2015.
BIOGRAFIA:
Henrique Valério F. de C. Filho Nasceu em Lambari (MG), em
1990. Estudou em Lambari, Itabira
e Itajubá. Ingressou na UNFEI em
2010 no curso de Engenharia Elétri-
ca. Realizou estágio na empresa
AMBEV. Foi membro do projeto de
formula SAE, elétrico, participou de
um curso na UNICAMP, para estu-
dos em painéis fotovoltaicos.
Luiz Henrique Martins de Lima Nasceu em Jacareí (SP), em 1990.
Ingressou na UNIFEI em 2010 no
curso de Engenharia Elétrica. Moni-
tor de Física I e Metodologia Cien-
tífica, no período de 2012 a 2013,
pela UNIFEI. Em 2013, durante um
ano, participou do programa Ciên-
cia Sem Fronteiras, para Duisburg,
Alemanha, na universidade Universität Duisburg-Essen.
Participou do programa Embaixador SEL, realizado pela
empresa Schweitzer Engineering Laboratoriais, em 2015
10
Anexos
Anexo A – Exemplo de relés alimentados por TC’s, configuração Barra principal e de transferência.
Anexo B – Exemplo de relés alimentados por TC’s, configuração Barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves.