Metodologia de Análise de Superação de Cabos Para-raios em...

METODOLOGIA DE ANÁLISE DE SUPERAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS

EM LINHAS DE TRANSMISSÃO

Gabriel Miguez Longhi

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientadores: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Carlos Campinho Belmiro de

Carvalho

Rio de Janeiro

Fevereiro de 2017

Miguez Longhi, Gabriel

Metodologia de Análise de Superação de Cabos Para-

raios em Linhas de Transmissão/Gabriel Miguez Longhi.

Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.

XV, 71 p.: il.; 29, 7cm.Orientadores: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Carlos Campinho Belmiro de Carvalho

Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2017.

Referências Bibliográcas: p. 59 60.

1. Superação. 2. Cabo para-raios. 3. Curto-circuito.

I. Mariano Lessa de Assis, Tatiana et al. II. Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de

Engenharia Elétrica. III. Título.

iii

Dedico este trabalho em memória

de João Carlos e Clizeide

iv

Agradecimentos

Antes de tudo, à minha família e namorada por todo o amor, orientação e suporte

necessários para que, hoje, eu possa me formar como engenheiro. Em especial,

aos meus avós João Carlos e Clizeide, que não estão mais conosco sicamente, mas

sempre estarão em nossas mentes e corações. Vô João, além de seu bondoso coração,

foi engenheiro apaixonado pela sua prossão e é um dos motivos por eu ter escolhido

este ofício. Amo vocês.

Aos amigos que z na UFRJ, no começo do curso até os que conheci nos últimos

períodos. Vocês tornaram as idas ao Fundão mais agradáveis e divertidas. Desde

as viagens repletas de aventuras do 485, almoços jogando conversa fora, as várias

caronas e até fazer trabalhos para a faculdade e grupos de laboratório. Espero que

essas amizades nunca se enfraqueçam.

Ao ONS, principalmente à equipe da GET, por terem me recebido tão bem e

contribuído tanto para minha formação. Há um ano, quando ingressei no ONS

como estagiário, me sentia como mais um estudante universitário, mas saio como

engenheiro. Agradeço especialmente a Marianna Nogueira Bacelar, Andreia Maia

Monteiro e Antônio Carlos Cavalcanti de Carvalho pela orientação prossional diá-

ria, Carlos Belmiro Campinho por todo o tempo e atenção dedicados a me orientar

neste projeto de conclusão de curso e João Pedro Mattos Costa pela parceria no

trabalho como estagiários.

À UFRJ, especialmente aos professore do DEE, com destaque aos professores

Tatiana Mariano Lessa de Assis, que me orienta neste trabalho, e Marcos Vicente

de Brito Moreira, que me orientou durante a iniciação cientíca no LCA e o início

do curso.

À Petrobras, pela bolsa de estudos disponibilizada através do programa PHR

219.

Ao CNPq, que me deu a oportunidade de fazer intercâmbio pelo programa Ci-

ências Sem Fronteiras para a Brunel University, em Londres. Esta experiência foi,

sem dúvidas, uma das mais extraordinárias da minha vida.

Enm, agradeço a todos os amigos que contribuíram para que eu me tornasse

quem sou hoje e ser capaz de concluir o curso de engenharia elétrica na UFRJ.

Obrigado.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

METODOLOGIA DE ANÁLISE DE SUPERAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS

EM LINHAS DE TRANSMISSÃO


Fevereiro/2017

Orientadores: Tatiana Mariano Lessa de Assis


Curso: Engenharia Elétrica

Este trabalho realiza uma análise sobre o desempenho de cabos para-raios du-

rante curto-circuito fase-terra em uma estrutura da linha de transmissão, descreve o

processo de análise de superação de cabos para-raios realizado pelo Operador Naci-

onal do Sistema Elétrico (ONS) e propõe uma metodologia de análise de superação

por curto-circuito de cabos para-raios, a qual é aplicada a um caso exemplo para

m de demonstração. Para esta análise, é utilizado um programa desenvolvido pelo

ONS para calcular as correntes de curto-circuito circulantes em cada vão da linha e

a capacidade dos cabos é determinada segundo a Norma Brasileira (NBR) 8449.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulllment

of the requirements for the degree of Engineer.

METHODOLOGY OF OVERSTRESS ANALYSIS OF GROUND WIRES ON

TRANSMISSION LINES


February/2017

Advisors: Tatiana Mariano Lessa de Assis


Course: Electrical Engineering

This work performs an analysis on the performance of ground wires during phase-

to-ground short-circuits in a transmission line structure, describes the process of

overstress analysis of ground wires adopted by The Electric System National Op-

erator (ONS) and proposes a methodology for overstress analysis in ground wires,

which is applied to an example case for demonstration purposes. For this analy-

sis, a program developed by the ONS is used for fault currents calculation in each

line span and the cable capacity is determined according to the Brazilian Standard

(NBR) 8449.

vii

Sumário

Lista de Figuras x

Lista de Tabelas xii

Lista de Abreviaturas xiv

1 Introdução 1

1.1 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2 Estrutura do Projeto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2 Denições e Conceitos Básicos 3

2.1 SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.2 Rede Básica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2.3 O ONS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.4 Procedimentos de Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.4.1 Submódulo 2.4: Requisitos Mínimos para Linhas de Trans-

missão Aéreas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.4.2 Submódulo 4.3 Metodologia para Elaboração das Propostas

de Ampliações e Reforços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.5 Melhorias e Reforços . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.6 Subestações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.7 Linhas de Transmissão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.8 Curtos-circuitos Monofásico e Trifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.8.1 Curto-circuito Monofásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.8.2 Curto-circuito Trifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.9 Parâmetros Elétricos da LT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3 Circuito Terra da Linha de Transmissão 17

3.1 Níveis de Curto-circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.1.1 Nível de Curto-circuito em Subestações . . . . . . . . . . . . . 17

3.1.2 Nível de Curto-circuito em uma LT . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.2 Capacidade de Corrente de Cabo Para-raios . . . . . . . . . . . . . . 20

viii

3.3 Modelagem do Circuito Terra da LT . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.3.1 Circuito Terra com Cabos Contrapesos Contínuos . . . . . . . 23

3.3.2 Distribuição de Correntes no Circuito Terra . . . . . . . . . . 24

3.3.3 Impedância Equivalente do Circuito Terra . . . . . . . . . . . 25

3.3.4 Ponto de Troca de Arranjo em Cabos Para-raios . . . . . . . . 25

3.4 Congurações Típicas de Cabos Para-raios . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.5 Exemplo de Distribuição de Corrente no Circuito Terra da LT . . . . 30

3.5.1 Ponto de Aplicação e Validação da Impedância Equivalente . . 43

4 Metodologia de Análise de Superação de Cabos Para-raios 48

4.1 Superação de Equipamentos Elétricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.2 Macroprocesso de Análise de Superação de Cabos Para-raios . . . . . 49

4.3 Metodologia de Análise de Superação por Curto-circuito de Cabos

Para-raios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4.4 Estudo de Caso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.4.1 Análise de Superação da Conguração de Cabos Para-raios

Existente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

4.4.2 Análise de Superação da Conguração de Cabos Para-raios

Proposta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5 Conclusões 58

Referências Bibliográcas 59

A Tabelas, geradas pelo programa de distribuição de correntes, da

corrente de falta circulante nos vãos da LT próximos ao ponto de

curto-circuito 61

ix

Lista de Figuras

2.1 Cabo ACSR 24/7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.2 Silhueta da torre TOSL. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.3 Silhueta da torre MGCR. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.4 Conexões dos circuitos de sequência para curto monofásico com im-

pedância de defeito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2.5 Conexões dos circuitos de sequência para curto monofásico sem im-

pedância de defeito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.6 Circuitos de sequência para curto-circuito trifásico com impedâncias

de defeito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.7 Circuitos de sequência para curto-circuito trifásico sem impedâncias

de defeito em uma rede equilibrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3.1 Exemplo de saída gráca do programa ANAFAS. . . . . . . . . . . . 18

3.2 Contribuição de curto-circuito fase-terra ao longo da LT. . . . . . . . 19

3.3 Módulo da corrente de curto-circuito fase-terra ao longo da LT. . . . 20

3.4 Circuito terra da LT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.5 Circuito terra da LT com cabo contrapeso contínuo. . . . . . . . . . . 23

3.6 Malhas de tensão no circuito terra da LT. . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.7 Convergência do valor de Zeq. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.8 Exemplo 1 de conguração de cabos para-raios. . . . . . . . . . . . . 29



3.11 Silhueta da estrutura e composição geométrica do circuito simulado. . 31

3.12 Distribuição de corrente de falta no circuito terra da LT para curto-

circuito na estrutura 1 com cabos para-raios na conguração tipo 1. . 33


circuito na estrutura 41 com cabos para-raios na conguração tipo

1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34


circuito na estrutura 1 com cabos para-raios isolados nas estruturas

e conguração tipo 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

x


circuito na estrutura 41 com cabos para-raios isolados nas estruturas

e conguração tipo 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36





2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38





3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40



3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.21 Corrente circulante em um cabo para-raios para curto-circuito em um

mesmo ponto em linhas de extensões diferentes. . . . . . . . . . . . . 44

3.22 Corrente circulante no cabo para-raios durante curtos-circuitos em

diferentes pontos da LT antes da troca de arranjo de cabos para-raios. 45

3.23 Corrente circulante no cabo para-raios durante curtos-circuitos em

diferentes pontos da LT depois da troca de conguração. . . . . . . . 46

3.24 Comparação do perl de distribuição de corrente com LT completa e

com equivalente do circuito terra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.1 Macroprocesso de análise de superação de cabos para-raios. . . . . . . 50

4.2 Critérios para análise de superação de cabos para-raios. . . . . . . . . 53

4.3 Distribuição de corrente para curto-circuito fase-terra nas estruturas

terminais da conguração analisada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.4 Nova conguração proposta pelo Agente. . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.5 Distribuição de correntes para curto-circuito fase-terra aplicado à es-

trutura 71 da nova conguração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

xi

Lista de Tabelas

3.1 Níveis de curto-circuito nas subestações terminais A e B. . . . . . . . 19

3.2 Tabela de capacidade máxima de corrente de curto-circuito admissível

em cabos para-raios (kA) de aço segundo a NBR 8449. . . . . . . . . 21


em cabos para-raios (kA) de aço-cobre segundo a NBR 8449. . . . . . 21


em cabos para-raios (kA) de aço-alumínio segundo a NBR 8449. . . . 21

3.5 Distâncias do ponto da última troca de conguração até a estabiliza-

ção da corrente no cabo para-raios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3.6 Distâncias do ponto de curto-circuito até a estabilização da corrente

no cabo para-raios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1 Níveis de curto-circuito nas subestações terminais A e B. . . . . . . . 54

A.1 Resultado do exemplo de distribuição de corrente de curto-circuito.

Curto-circuito aplicado à estrutura 1 da conguração 1. . . . . . . . . 62


Curto-circuito aplicado à estrutura 41 da conguração 1. . . . . . . . 63


Curto-circuito aplicado à estrutura 1 da conguração 1 com cabos

para-raios isolados da estrutura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64


Curto-circuito aplicado à estrutura 41 da conguração 1 com cabos

para-raios isolados da estrutura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65







xii





A.10 Resultado da distribuição de correntes do estudo de caso: curto-

circuito fase-terra na estrutura 71 da conguração proposta pelo Agente. 71

xiii

Lista de Abreviaturas

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas, p. 20

ACSR ou CAA Cabo de alumínio com alma de aço, p. 9

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, p. 4

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, p. 4

CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, p. 4

DIT Demais Instalações de Transmissão, p. 6

EAR Extra Alta Resistência, p. 27

EPE Empresa de Pesquisa Energética, p. 1

GT-AS Grupo de Trabalho de Análise de Superação de Equipamentos,

p. 5

LT Linha de Transmissão, p. 8

MAE Mercado Atacadista de Energia, p. 4

MME Ministério de Minas e Energia, p. 4

NBR Norma Brasileira, p. 20

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, p. 1, 4

OPGW Optical Ground Wire, p. 6

PAR Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão

do SIN, p. 5

PAR Planos de Ampliações e Reforços, p. 6

PV Parcela Variável, p. 7, 51

RAP Receita Anual Permitida, p. 7

xiv

REA Resolução Autorizativa, p. 51

REN Resolução Normativa, p. 7

SGPMR Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços,

p. 49

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 3

TC Transformadores de Corrente, p. 7

TP Transformadores de Potencial, p. 7

TRT Tensão de Restabelecimento Transitória, p. 48

xv

Capítulo 1

Introdução

O Sistema Elétrico Interligado brasileiro está em constante desenvolvimento, tra-

zendo diariamente novos desaos para os engenheiros eletricistas do país. Segundo

o relatório de Projeção da Demanda de Energia Elétrica (junho de 2016) [1] da

Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a projeção de crescimento anual de carga

média, no Brasil, em MW, até o ano 2025, é de 3,5%, o que representa um aumento

médio de, aproximadamente, 28 GW neste período. Este aumento progressivo na

demanda resulta na necessidade de aumento da geração de energia elétrica, expan-

são do sistema de transmissão e, consequentemente, reavaliação dos equipamentos

de potência em diversos aspectos.

As subestações e linhas de transmissão são projetadas para que suportem a

operação em regime permanente e em situações adversas de curto-circuito, de acordo

com projeções e planejamento do sistema dentro de um determinado horizonte de

tempo. Entretanto, quando há mudanças no planejamento ou solicitação de acesso

de uma usina geradora em um determinado ponto, estes equipamentos podem sofrer

violação dos seus limites de suportabilidade, ocorrendo a chamada "superação do

equipamento". A superação pode ser constatada por diversas razões, tais como:

corrente nominal, corrente de curto-circuito simétrica, crista de corrente de curto-

circuito, transitórios eletromagnéticos, etc.

Recai sobre o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a responsabilidade

de avaliar as análises de superação realizadas pelos proprietários do equipamento,

feitas com nalidade de manter a integridade e a segurança do sistema, assim como

dos prossionais que trabalham diretamente com os equipamentos de potência. Por-

tanto, é de grande importância a denição de uma metodologia padrão para a análise

de superação dos equipamentos de potência pelo ONS; contudo, nem todos os equi-

pamentos possuem, hoje, um processo de análise padrão denido, como é o caso dos

cabos para-raios.

1

1.1 Objetivo

No presente trabalho, o principal objetivo consiste em propor uma metodologia

para análise de superação de cabos para-raios por corrente de curto-circuito simé-

trica. Para o entendimento deste processo, são apresentados os principais conceitos

necessários para sua contextualização e, além disso, as diretrizes da atuação do cabo

para-raios durante um defeito fase-terra na estrutura de uma linha de transmissão.

Como ferramenta, será usado o programa desenvolvido pelo ONS, utilizado para

calcular a distribuição de correntes nos cabos para-raios durante o curto-circuito e

efetuar a análise de superação do cabo.

1.2 Estrutura do Projeto

Este trabalho é estruturado em cinco capítulos. O presente capítulo, Capítulo 1,

apresenta introdução do projeto, com objetivo e estruturação do mesmo. No Capí-

tulo 2, são apresentados os conceitos básicos e denições necessários para a contextu-

alização do trabalho. O Capítulo 3 tem como objetivo descrever o circuito que atua

na ocorrência de um defeito fase-terra em uma estrutura da linha de transmissão,

escoando as correntes de curto-circuito, chamado aqui de circuito terra da linha de

transmissão. No Capítulo 4, é apresentado todo o processo de análise de superação

de cabos para-raios, dando destaque ao método proposto, seguido de um exemplo de

estudo de caso. Finalmente, no Capítulo 5, serão apresentadas as conclusões deste

trabalho, com breve resumo de resultados e os principais pontos expostos.

2

Capítulo 2

Denições e Conceitos Básicos

Neste capítulo são apresentados algumas denições e conceitos básicos que são im-

portantes para a contextualização e compreensão deste trabalho.

2.1 SIN

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é composto pelos sistemas de geração e trans-

missão de energia elétrica, que, por sua vez, são de propriedade de Agentes (em-

presas) das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da Região Norte.

O SIN possui certas peculiaridades que o torna único em escala mundial. Algumas

destas características são: ser de grande porte, hidrotérmico com predominância

hidrelétrica e possuir múltiplos proprietários. Além disso, encontra-se aproxima-

damente 1,7% da geração de energia nacional fora do SIN, localizada em sistemas

isolados, principalmente na região amazônica[2].

2.2 Rede Básica

A Rede Básica do SIN é composta por instalações de transmissão que operam em

tensão igual ou superior a 230 kV. Os elementos que a compões são linhas de trans-

missão, barramentos, transformadores de potência e demais equipamentos das subes-

tações. Atenta-se que, para o transformador de potência pertencer à Rede Básica,

é necessário apenas que a tensão do primário seja igual ou superior a 230 kV, po-

dendo haver tensões inferiores a 230 kV nos enrolamentos secundários e terciários

do transformador[2].

3

2.3 O ONS

O ONS, sigla para Operador Nacional do Sistema Elétrico, é uma instituição privada

e sem ns lucrativos. Criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei no 9.648/98, o

Operador Nacional é o órgão responsável pela coordenação e controle da operação

das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no SIN, sob a scalização

da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Nos anos de 2003 e 2004, com o

objetivo de garantir a segurança do suprimento de energia elétrica no país, promover

a modicidade tarifária e a inserção social no setor elétrico brasileiro, principalmente

através dos programas de universalização de atendimento, foi denido um novo

modelo para o Setor Elétrico Brasileiro. De acordo com as Leis no 10.847 e 10.848

e com o Decreto no 5.163, o novo modelo dita a criação das seguintes instituições:

a EPE, que tem a função de avaliar o planejamento do setor elétrico em longo

prazo; o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), o qual se dedica a

avaliar permanentemente a segurança de suprimento de energia elétrica no país; e

a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que dá continuidade às

atividades do Mercado Atacadista de Energia (MAE), relativas à comercialização de

energia elétrica do SIN. Posteriormente, foram realizadas alterações que incluem a

denição do exercício do Poder Concedente ao Ministério de Minas e Energia (MME)

e ampliação da autonomia do Operador Nacional do Sistema Elétrico[3].

O ONS é formado por membros associados e participantes. Os membros associ-

ados ao ONS são: os Agentes de geração com usinas despachadas de forma centrali-

zada, os Agentes de transmissão, os Agentes importadores e exportadores com ativos

de transmissão conectados à rede básica, os Agentes de distribuição integrantes do

SIN e os consumidores que tenham exercido a opção prevista nos artigos 15 e 16 da

Lei no 9.074 e que estejam conectados à Rede Básica. São membros participantes o

Poder Concedente por meio do Ministério de Minas e Energia, os Conselhos de Con-

sumidores, geradores não despachados centralizadamente e pequenos distribuidores

(abaixo de 500 GWh/ano)[2].

As atividades exercidas pelo ONS têm nalidade de gerar benefícios para os

agentes setoriais de energia, consumidores e para a sociedade como todo. Para os

Agentes, tais benefícios são: garantia de livre acesso à Rede Básica de transmissão

para compra e venda de energia, fornecimento de informações conáveis e atua-

lizadas sobre a operação do SIN, assim como informações técnico-econômicas das

futuras condições de atendimento, o que torna o mercado de energia elétrico sadio e

transparente. Para os consumidores, há garantia de energia com qualidade contro-

lada e maior conabilidade possível, menor custo e condições técnicas que tornam

possível a escolha de fornecedor pelos consumidores livres. E, nalmente, para a

sociedade, os benefícios proporcionados pelo ONS são devido à redução dos riscos

4

de falta de energia elétrica, ao aumento da eciência do serviço de eletricidade, que

contribui para alavancar recursos para investimentos pelas empresas, e ao aumento

da competitividade em todas as atividades econômicas que usam a energia elétrica

como insumo relevante[2].

Para cumprir seus objetivos, o Operador atua em diferentes áreas do sistema elé-

trico, tais como operação, planejamento e programação da operação, administração

de serviços de transmissão, etc. O foco deste trabalho é uma atividade exercida pelo

Grupo de Trabalho de Análise de Superação de Equipamentos (GT-AS), que envolve

gerências de diferentes áreas do ONS. Entre suas diversas atividades, destaca-se que

o GT-AS desenvolve os critérios de superação de equipamentos, analisa indicações

de superação feito pelos Agentes e participa da elaboração do Plano de Ampliações

e Reforços nas Instalações de Transmissão do SIN (PAR).

2.4 Procedimentos de Rede

O ONS elabora, junto com os Agentes, os Procedimentos de Rede, que são docu-

mentos de caráter normativo homologados pela ANEEL. Tais documentos denem

os procedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planeja-

mento da operação eletroenergética, administração da transmissão, programação e

operação em tempo real no âmbito do SIN. Para a compreensão do objetivo deste

trabalho, é de suma importância a apresentação de dois submódulos dos Procedi-

mentos de Rede do ONS: o 2.4, Requisitos Mínimos para Linhas de Transmissão

Aéreas, e o 4.3, Metodologia para Elaboração das Propostas de Ampliações e Re-

forços.

2.4.1 Submódulo 2.4: Requisitos Mínimos para Linhas de

Transmissão Aéreas

O Submódulo 2.4 [4] pertence ao Módulo 2 Requisitos Mínimos para Instalações

de Transmissão e Gerenciamento de Indicadores de Desempenho e tem o objetivo

de denir os requisitos gerais, elétricos, mecânicos e eletromecânicos de uma linha

de transmissão. Para o presente trabalho, é importante ressaltar o a seção 7.2

Capacidade de Corrente dos Cabos Pára-raios, a qual decreta que, nas condições

climáticas de temperatura máxima média da região, radiação solar máxima da região

e brisa mínima prevista para a região (desde que não superior a um metro por

segundo), os cabos para-raios devem ser capazes de suportar, sem dano, a circulação

de corrente ocasionada por curto-circuito monofásico em qualquer estrutura da linha

de transmissão por duração correspondente ao tempo de atuação do sistema de

proteção. Além disso, menciona-se que o dimensionamento do aterramento das

5

estruturas da linha de transmissão pode levar em conta a distribuição de corrente

de curto-circuito nos sistemas de aterramento de outras linhas que tenham suas

malhas conectadas à primeira. Reforça-se, no último item desta seção, que toda

nova linha de transmissão deve ter pelo menos um cabo para-raios do tipo Optical

Ground Wire (OPGW), sendo denido, no subitem 7.5.4.2, que todas as linhas de

transmissão devem ter no mínimo dois cabos para-raios por estrutura.

2.4.2 Submódulo 4.3 Metodologia para Elaboração das Pro-

postas de Ampliações e Reforços

O Submódulo 4.3 [5] pertence ao Módulo 4 Ampliação e Reforços e, segundo

o próprio, tem como objetivo descrever diretrizes, critérios e atividades a serem

adotadas para a elaboração dos estudos para denição das ampliações e reforços

na Rede Básica do SIN e nas Demais Instalações de Transmissão (DIT) a partir

de estudos de avaliação do desempenho elétrico do SIN através de simulação em

regime permanente e em frequência industrial. Para tal, é descrita a metodologia

dos estudos utilizada pelo ONS para elaborar o PAR.

O estudo de curto-circuito é imprescindível na elaboração do PAR, pois, se-

gundo a seção 5.2.2 Estudo de Curto Circuito [5], fornece informações vitais para

dimensionamento elétrico e mecânico de equipamentos como disjuntores, chaves sec-

cionadoras, barramentos, transformadores de corrente e linhas de transmissão, para

análise de superação de equipamentos elétricos e para escolha e ajuste da proteção

elétrica nas subestações. Ainda neste subitem é feito referência ao Submódulo 23.3,

que descreve os critérios e diretrizes dos estudos de curto-circuito de forma mais de-

talhada. Neste trabalho, serão realizadas simulações de curto-circuito dos casos base

do banco de dados do ONS, utilizando-se o programa ANAFAS, desenvolvido pelo

CEPEL, para calcular os níveis de curto-circuito na dupla de barramentos ligados

por uma linha de transmissão.

2.5 Melhorias e Reforços

A Resolução Normativa (REN) 443 [6], de julho de 2011, alterada pela REN

643/2014, tem o objetivo de estabelecer a distinção entre melhorias e reforços em

instalações de transmissão e seus desdobramentos. Segundo a referida resolução, a

melhoria nas instalações de transmissão é denida por instalação, substituição ou

reforma de equipamentos em instalações de transmissão existentes, ou a adequação

destas instalações, visando manter a prestação de serviço adequado de transmissão

de energia elétrica. Da mesma forma, a REN 443 dene o reforço como instalação,

substituição ou reforma de equipamentos em instalações de transmissão existentes,

6

ou a adequação destas instalações, para aumento de capacidade de transmissão, de

conabilidade do SIN, de vida útil ou para conexão de usuários.

As melhorias são divididas entre os tipos I e II, enquanto os reforços são clas-

sicados de I a X. Para este trabalho, convém apenas explicitar o reforço tipo V,

que abrange substituições de equipamentos por superação de capacidade operativa.

É no reforço tipo V que se encaixam as análises de superação de cabos para-raios

estudadas aqui.

Todas as obras identicadas como reforços e melhorias tipo II referentes a equi-

pamentos de grande porte devem constar no PAR e, posteriormente, no documento

de Consolidação de Obras, emitido pelo MME. É importante ressaltar que, segundo

a REN 443, se os Agentes tiverem alguma linha de transmissão ou equipamento

indisponível devido a uma obra que conste como melhoria ou reforço no PAR e na

Consolidação de Obras, não será cobrado multa por indisponibilidade, chamada de

parcela variável (PV) que, normalmente, seria aplicada. Além disso, a constatação

da obra no PAR e na Consolidação de Obras do MME como melhoria ou reforço dá

o direito ao Agente de ter reembolso pelos custos destas obras. No caso de reforços

dos tipos I, II, III ou IX, esta receita é recebida previamente às obras, e, nos casos

restantes, a receita será dada por reajuste da Receita Anual Permitida (RAP) do

ano subsequente à entrada em operação do equipamento em questão.

2.6 Subestações

Segundo VIOLIN et al. [7], pode-se denir uma subestação como um conjunto de sis-

temas especícos e interdependentes concebidos para atender a um objetivo comum:

servir ao sistema elétrico da melhor maneira possível, atendo aos seus requisitos no

limite dos custos. Visto isso, uma subestação pode ter como principal função elevar

ou abaixar a tensão da energia elétrica para a devida transmissão ou distribuição,

respectivamente, ou servir como subestação de manobra para o sistema.

Uma série de componentes é fundamental para o funcionamento de uma subes-

tação de forma segura para o sistema e para seus operadores, tais como transfor-

madores de potência, disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores de corrente

(TC), transformadores de potencial (TP), malha de terra, sistemas de proteção, etc.

A seguir são citados e explicados brevemente alguns destes elementos que auxiliam

o entendimento do presente trabalho:

• Disjuntores: são equipamentos elétricos que têm a capacidade de conduzir,

interromper e reestabelecer correntes elétricas em um vão em operação. O

disjuntor possui suma importância em uma subestação por ser o único equi-

pamento que tem a capacidade de abrir o circuito em condições adversas de

7

curto-circuito, interrompendo correntes muito superiores às de operação nor-

mal, sendo peça chave em um sistema de proteção.

• TCs e TPs: são transformadores de medida que têm a função de reproduzir

corrente e tensão, respectivamente, proporcionais às do circuito primário nos

enrolamentos secundários, isolando sicamente e tornando possíveis os siste-

mas de proteção e medição. A partir do reconhecimento de uma situação de

defeito através de um TC ou TP conectado em um relé, a proteção do sistema

é acionada, podendo desarmar o disjuntor na subestação.

• Malha de terra: formada por uma malha subterrânea de condutores e esta-

cas em diversos arranjos abaixo da subestação, tem a função de garantir um

potencial elétrico nulo para os elementos ligados a ela. Além de carcaças de

equipamentos, neutros de transformadores e vãos de linhas ou equipamentos

em manutenção ou remanejamento, conecta-se também à malha de terra os

cabos para-raios das linhas de transmissão.

2.7 Linhas de Transmissão

A função da linha de transmissão, também referenciada neste trabalho como LT,

é basicamente transmitir energia elétrica das centrais gerados aos consumidores.

Dependendo das características da linha e do local onde está instalada, a linha de

transmissão pode ser concebida em diversos arranjos de cabos, estrutura de torres

e demais aspectos construtivos. SANTIAGO [8], cita e descreve brevemente os

principais componentes de uma linha de transmissão e suas características básicas,

os quais são: cabos condutores, cabos para-raios, estruturas, fundações, cadeias de

isoladores e ferragens dos condutores, ferragens do cabo para-raios, espaçadores,

amortecedores e contrapeso. Para compreensão deste trabalho são destacados e

explicados resumidamente os seguintes componentes da linha de transmissão na

Rede Básica, segundo Santiago:

• Cabos condutores: são os cabos que conduzem a corrente elétrica, em forma

de corrente elétrica, transmitindo a potência elétrica. Existem diversos tipos

de cabos condutores, que são constituídos por diferentes materiais e arranjos

de os. Por exemplo, os cabos AAC (All Aluminum Conductor) são formados

por um conjunto de os de alumínio, os cabos AAAC (All Alloy Aluminum

Conductor) são formados por um conjunto de os de alumínio-liga e os cabos

tipo ACSR (Aluminum Conductor Steel Reinforced) são formados por os de

alumínio em torno de uma alma formada por os de aço, o qual, por sua vez,

é o mais utilizado em linhas de transmissão no Brasil. A gura 2.1, adaptada

8

da referência [9], representa um cabo condutor de os de alumínio com alma

de aço (ACSR), formado por sete os de aço em sua alma, ao centro, e 24

os de alumínio entrelaçados na camada mais externa e, portanto, classicado

como um cabo ACSR 24/7.

Outra característica a ser mencionada é o número de cabos condutores por

fase em uma linha transmissão. Comumente, são utilizados mais de um cabo

condutor para uma mesma fase, dependendo do nível de tensão, formando um

conjunto de dois, três, quatro, cinco ou seis cabos condutores em paralelo que

dividem a corrente transmitida.

Figura 2.1: Cabo ACSR 24/7.

• Cabos para-raios: são cabos posicionados acima dos cabos condutores, ge-

ralmente constituídos por os encordoados de aço galvanizado de alta ou extra-

alta resistência mecânica, ou até mesmo cabos do tipo ACSR ou Alumoweld

(composto de os de aço revestidos de alumínio). Os cabos para-raios têm a

função de proteger a linha de transmissão contra descargas atmosféricas, evi-

tando que estas atinjam os cabos condutores diretamente, e escoar correntes

de curto-circuito na ocorrência de uma falta na linha.

• Estruturas: têm como função sustentar os cabos condutores e para-raios,

garantindo uma distância mínima de segurança entre os próprios condutores e

os condutores e o solo. Em geral, na Rede Básica, são estruturas treliçadas de

aço, porém existem também as estruturas feitas de concreto. Outra diferenci-

ação quanto ao tipo de estrutura é se ela suporta um circuito simples ou um

circuito duplo. No circuito simples, as estruturas das torres suportam apenas

um grupo de três fases, enquanto no circuito duplo, são suportados dois grupos

de três fases.

• Fundações: são as estruturas subterrâneas que xam a torre ao solo. São

projetadas de acordo com o tipo de solo, tipo de estrutura da torre, ventos no

local, esforços mecânicos sofridos pela torre, entre outros.

9

• Aterramento da estrutura: é formado por conexões subterrâneas, conec-

tadas à estrutura da torre, que têm como função escoar correntes de curto-

circuito e tentar neutralizar o potencial elétrico da torre. A conguração mais

comum é formada por quatro cabos de aço, chamados de cabos contrapeso,

que se estendem axialmente em direções opostas até os limites da faixa de

concessão da linha de transmissão. Existem, ainda, estruturas com cabos con-

trapeso extra contínuos, que, geralmente, são formados por os de aço ou tipo

Copperweld e interligam duas torres de transmissão ou uma torre e a malha

de terra da subestação, com a função de diminuir o estresse provocado pelas

correntes de cuto-circuito nos cabos para-raios.

À título de ilustração, a seguir, são apresentadas duas estruturas típicas de linhas

de transmissão. A gura 2.2 ilustra a silhueta de uma torre, chamada de TOSL.

Esta estrutura suporta um circuito duplo com quatro condutores por fase, dispostos

um em cada vértice de um quadrado, e dois cabos para-raios acima dos condutores.

Este tipo de torre é utlizada, por exemplo, na linha de transmissão de 500 kV que

interliga as subestações de Tucuruí e Xingú, no norte do país.

Figura 2.2: Silhueta da torre TOSL.

10

A gura 2.3, por sua vez, ilustra a silhueta de uma torre estaiada, chamada de

MGCR. Esta estrutura suporta um circuito simples com seis condutores por fase

neste exemplo, dispostos um em cada vértice de um hexágono, e dois cabos para-

raios acima dos condutores. Este tipo de torre é utlizada, por exemplo, na linha

de transmissão de 500 kV que interliga as subestações de Miracema e Gilbués II,

também localizada no norte do país.

Figura 2.3: Silhueta da torre MGCR.

2.8 Curtos-circuitos Monofásico e Trifásico

Há diversos tipos de defeitos que podem ocorrer em uma linha de transmissão, como

por exemplo, monofásico, bifásico, bifásico para terra, trifásico, trifásico para terra,

um condutor aberto, dois condutores abertos, etc. Contudo, no presente traba-

lho, são utilizados apenas os conceitos de curto-circuito monofásico, que, segundo

o Submódulo 2.4, é o defeito analisado no dimensionamento de cabos para-raios,

e curto-circuito trifásico, que é necessário para cálculos feitos na análise realizada.

Além disso, são os tipos de defeitos que ocorrem com maior frequência no sistema.

2.8.1 Curto-circuito Monofásico

Este defeito ocorre quando o condutor de uma fase de uma linha de transmissão trifá-

sica fecha um curto-circuito para o terra. Este curto-circuito pode ocorrer através de

uma impedância Z ou diretamente. Segundo BLACKBURN [10], um curto-circuito

11

em uma rede trifásica pode ser representado através das conexões dos circuitos dos

parâmetros de sequência positiva, negativa e zero. Na gura 2.4 abaixo, é apresen-

tada a forma de conexão das redes de sequência para um curto-circuito monofásico.

Figura 2.4: Conexões dos circuitos de sequência para curto monofásico com impe-dância de defeito.

Admite-se que as três caixas da parte inferior da imagem representam os circuitos

de sequência positivo, negativo e zero, respectivamente, enquanto a primeira caixa

possui as representações das fases A, B, C e do neutro referencial em um ponto x

do sistema, onde ocorre a falta. Logo, para um curto-circuito da fase A através de

uma impedância de curto-circuito Z no ponto x, conecta-se o ponto x do circuito

de sequência positiva no neutro do circuito de sequência negativa, o ponto x do

circuito de sequência negativa no neutro do circuito de sequência zero e o ponto x

do circuito de sequência zero no neutro do circuito de sequência positiva através de

uma impedância de valor igual a três vezes a impedância de curto. Caso não haja

impedância de curto, Z seria igual a zero, e as conexões dos circuitos de sequência

cariam da forma mostrada na gura 2.5.

2.8.2 Curto-circuito Trifásico

O curto-circuito trifásico ocorre quando há um curto-circuito conectando as três

fases de uma linha de transmissão trifásica. O curto-circuito trifásico pode ocorrer

com ou sem conexão para a terra e através de uma impedância de curto-circuito ou

diretamente. O caso com conexão para terra e com impedância de defeito no neutro

(Zn) e nas fases (Za) é demonstrado na representação pelos circuitos de sequência

na gura 2.6, segundo BLACKBURN [10].

Observa-se que não há conexão entre os circuitos de sequências positiva, negativa

12

Figura 2.5: Conexões dos circuitos de sequência para curto monofásico sem impe-dância de defeito.

Figura 2.6: Circuitos de sequência para curto-circuito trifásico com impedâncias dedefeito.

e zero e que há apenas uma conexão entre os pontos x e neutro em cada circuito

de sequência através da impedância Za nas sequências positiva e negativa e através

da impedância Za + 3 Zn na sequência zero. Considerando-se um sistema trifásico

equilibrado, as tensões de cada fase se anulam no ponto de curto-circuito e, por-

tanto, não há corrente para o neutro do circuito. Logo, em um sistema equilibrado,

não há diferenciação entre o curto-circuito trifásico e o curto-circuito trifásico para

terra. Ainda, sabendo que uma fonte de tensão trifásica equilibrada possui apenas

componente de sequência positiva, pode-se reduzir a representação do curto-circuito

em circuito de sequência apenas para o circuito de sequência positiva. A gura 2.7

13

representa o curto-circuito trifásico em uma rede equilibrada.

Figura 2.7: Circuitos de sequência para curto-circuito trifásico sem impedâncias dedefeito em uma rede equilibrada.

2.9 Parâmetros Elétricos da LT

É imprescindível para o entendimento do presente trabalho o conhecimento dos

parâmetros elétricos em uma linha de transmissão, em componentes de fase e com-

ponentes simétricas. Os cálculos para a determinação dos parâmetros elétricos são

complexos e em função de inúmeras variáveis, que muitas vezes são inacessíveis.

Como forma de tornar praticável este cálculo, são admitas algumas hipóteses para

simplica-lo, como por exemplo, segundo SANTIAGO [8]:

• Admite-se que o solo seja plano, homogêneo e com condutividade e permitivi-

dade elétrica constante;

• Admite-se que os condutores são paralelos entre si e ao solo, tomando uma

altura média, ao invés de considerar a forma de uma catenária de uma LT;

• Os efeitos dos terminais e das estruturas da linha são desprezados no cálculo

do campo eletromagnético;

• Efeito Corona é desprezado.

Os parâmetros elétricos da LT podem ser divididos entre parâmetros longitudi-

nais, divididos entre parâmetros internos e externos, e parâmetros transversais. Os

parâmetros longitudinais são compostos por uma parte real, resistiva, e uma parte

complexa, indutiva, formados pelos parâmetros longitudinais internos e externos.

A impedância longitudinal interna depende apenas de características do condutor

é a impedância referente à resistência interna com adição da parcela calculada da

indutância, de acordo com o campo magnético interno ao condutor induzido pela

corrente passante no mesmo. A impedância longitudinal externa, por sua vez, é

função da geometria do arranjo dos cabos condutores e cabos para-raios e caracte-

rísticas do solo e do ar. Nesta, são considerados os efeitos do campo magnético de

14

cada cabo sobre os outros cabos e o solo. Para simular o efeito do solo, são usados

condutores imagens de retorno abaixo da linha do solo e considera-se o efeito do

campo magnético de cada condutor imagem como se fosse um condutor real. Por-

tanto, adicionando-se as parcelas dos parâmetros internos e externos, encontram-se

os parâmetros longitudinais da LT. Os parâmetros transversais da linha de trans-

missão são referentes ao efeito capacitivo entre cada cabo condutor, cabo para-raios

e o solo. Logo, considera-se que os parâmetros transversais possuem apenas parcelas

complexas. Assim como no cálculo da indutância externa, o cálculo dos parâmetros

transversais é em função da geometria da LT e características do ar e do solo. Além

disso, também se utiliza o método das imagens para inserir o efeito do solo no cálculo

das capacitâncias.

É importante observar que é impossível em uma torre posicionar os três con-

dutores de fase de forma que sejam equidistantes entre si e do solo, tornando as

impedâncias longitudinais externas e transversais diferentes para cada fase. Com

o intuito de contornar este problema, que pode acarretar em desequilíbrio entre as

fases, é utilizada a técnica de transposição de fases, que consiste em alternar as posi-

ções dos condutores de fase em trechos equidistantes da LT. A transposição de fases

possibilita um cálculo simplicado, onde cada tem impedância aproximadamente

igual.

O objetivo da formulação das impedâncias longitudinais e transversais é relaci-

onar as correntes e tensões na linha de transmissão nas formas |∆Vl| = |Zl||Il| e|∆It| = |Yt||Vt|, sendo ∆Vl o vetor de diferença de potencial longitudinal, Vt o vetor

de tensões entre condutor e solo, Il o vetor de correntes nos condutores, It o vetor

de correntes transversais, Zl a matriz de parâmetros de impedância longitudinal da

LT e Yt a matriz de parâmetros de admitância transversal da LT. Assim, em uma

LT genérica de circuito simples e um cabo para-raios, pode-se escrever em forma

matricial as seguintes relações em 2.1 e 2.2:Va1

Vb1

Vc1

Vpr

=

Za1a1 Za1b1 Za1c1 Za1pr

Zb1a1 Zb1b1 Zb1c1 Zb1pr

Zc1a1 Zc1b1 Zc1c1 Zc1pr

Zpra1 Zprb1 Zprc1 Zprpr

Ia1

Ib1

Ic1

Ipr

(2.1)

I ′a1

I ′b1I ′c1

I ′pr

=

Ya1a1 Ya1b1 Ya1c1 Ya1pr

Yb1a1 Yb1b1 Yb1c1 Yb1pr

Yc1a1 Yc1b1 Yc1c1 Yc1pr

Ypra1 Yprb1 Yprc1 Yprpr

V ′a1

V ′b1V ′c1

V ′pr

(2.2)

Com o auxílio de operações algébricas, pode-se manipular as relações matriciais

acima de forma que os termos de tensão e corrente relativos ao cabo para-raios sejam

15

eliminados e o efeito do cabo para-raios inserido nas novas matrizes de impedância e

admitância modicadas. Como resultado, tem-se as equações de tensões e correntes

longitudinais e transversais em cada fase relacionadas por uma matriz 3x3, como

nas equações 2.3 e 2.4: Va

Vb

Vc

=[Zmodificada

l 3x3

]IaIbIc

(2.3)

I′a

I ′bI ′c

=[Y modificadat 3x3

]V′a

V ′bV ′c

(2.4)

De forma análoga, pode-se fazer as mesmas manipulações algébricas para uma

linha de transmissão com circuitos simples ou duplos, com k condutores por fase e n

cabos para-raios e se obter uma matriz de impedância e admitância 3x3 relacionando

tensões e correntes em cada fase, chamando-as de, respectivamente, matrizes Zabc e

Yabc.

Para análise de circuitos e cálculos envolvendo faltas, como neste trabalho, é

bastante conveniente reescrever as equações de correntes e tensões, desacoplando as

fases e escrevendo-as em função de componentes de sequência positiva, negativa e

zero. De posse das matrizes reduzidas 3x3 de impedância e admitância, os cálculos

são facilitados e utiliza-se a matriz de transformação A para chegar às seguinte

relações, nas equações 2.5 e 2.6:Z0 0 0

0 Z1 0

0 0 Z2

= |A|−1|Zabc||A| (2.5)

Y0 0 0

0 Y1 0

0 0 Y2

= |A|−1|Yabc||A| (2.6)

A =

1 1 1

1 a2 a

1 a a2

∴ a = 1∠120 (2.7)

Sendo, Z0 impedância longitudinal de sequência zero, Z1 impedância longitudinal de

sequência positiva, Z2 impedância longitudinal negativa, Y0 admitância transversal

de sequência zero, Y1 admitância transversal de sequência positiva e Y2 admitância

transversal de sequência negativa.

16

Capítulo 3

Circuito Terra da Linha de

Transmissão

Como já mencionado no capítulo anterior, os cabos para-raios são cabos nus posici-

onados acima dos cabos condutores, normalmente aterrados em todas as estruturas

e têm como função blindar os condutores contra descargas atmosféricas e escoar

a corrente de curto-circuito quando da ocorrência de um defeito fase para terra ao

longo da linha. O curto-circuito fase-terra em uma estrutura de linha de transmissão

ocorre quando há falha no isolamento entre o condutor e a estrutura, seja por conta

de acúmulo de sujeira no isolador, vandalismo, circulação de animais ou quando da

queda de uma descarga atmosférica na linha, aumentando a diferença de potencial

entre a torre e o condutor a ponto de romper a rigidez dielétrica do isolante. O esco-

amento da corrente de curto-circuito fase-terra se dá através do circuito terra da LT,

composto pelos cabos para-raios, impedância de aterramento das estruturas, cabo

contrapeso contínuo (quando existente) e malha de terra das subestações. Neste ca-

pítulo, são explorados os conceitos importantes para compreensão do circuito terra,

tais como níveis de curto-circuito, modelagem do circuito terra, congurações típicas

de cabos para-raios e exemplos práticos.

3.1 Níveis de Curto-circuito

Uma vez que o circuito terra de uma LT atua apenas na ocorrência de faltas, é

importante apresentar os conceitos de níveis de curto-circuito em subestações, ao

longo de linhas de transmissão e como estes são determinados.

3.1.1 Nível de Curto-circuito em Subestações

O ONS disponibiliza em seu portal na internet, para Agentes e público em geral,

os arquivos base utilizados em todos os estudos relacionados a curto-circuito, que

17

simulam a Rede Básica. Estes casos, chamados de casos de referência, compreendem

horizontes de até três anos à frente e são conservativos, ou seja, nas condições mo-

deladas, todas as LTs estão em operação e todas as usinas despachadas com 100 %

de sua capacidade. Estas condições garantem que o pior caso possível seja anali-

sado sempre, possibilitando que haja tempo hábil para detecção de uma superação

de equipamento - assunto que será aprofundado posteriormente neste trabalho - e

medidas mitigadoras sejam adotadas[11].

Nestas análises, utiliza-se o programa ANAFAS para simular os casos de referên-

cias em condição normal ou em contingência para obter os níveis de curto-circuito

nos barramentos de interesse do SIN. Os tipos de curto-circuito mais utilizados nas

análises são o curto-circuito fase-terra ou monofásico, trifásico e bifásico-terra. Para

as atividades apresentadas neste trabalho, são utilizados os curtos-circuitos trifá-

sico, que é necessário para os cálculos dos níveis de curto-circuito ao longo da LT,

e o fase-terra, que é o defeito analisado e mais frequente em linhas de transmissão.

A título de ilustração, na gura 3.1, é apresentada a saída gráca do programa

ANAFAS da simulação de curto-circuito trifásico no barramento da SE Nova Iguaçu

500 kV no caso de referência mais recente para o ano de 2019 (BR1912PZ.ANA).

Observa-se que o nível de curto-circuito trifásico, indicado por um raio vermelho

abaixo da subestação, é de 26,4 kA e que cada saída de linha ou transformador tem

sua contribuição sinalizada.

Figura 3.1: Exemplo de saída gráca do programa ANAFAS.

18

3.1.2 Nível de Curto-circuito em uma LT

Ao analisar o nível da corrente de curto-circuito ao longo de uma linha de transmis-

são, é natural que, na primeira torre da linha, o curto-circuito seja muito superior

do que ao longo dela, visto que, quanto mais distante da subestação, maior é a

impedância da subestação até o ponto de curto-circuito. A seguir, na gura 3.2,

é apresentado o gráco da contribuição para o nível de curto-circuito de uma su-

bestação terminal ao longo de uma linha de transmissão. Para esta ilustração, foi

utilizada uma linha de 500 kV e 275 km de extensão, onde a subestação A se encon-

tra no ponto 0 km e a subestação B se encontra no m da linha de transmissão, no

ponto 275 km. Os níveis de curto-circuito são apresentados na tabela 3.1

Tabela 3.1: Níveis de curto-circuito nas subestações terminais A e B.

SE A SE BNível de curto-circuito trifásico (kA) 52,0 42,0Nível de curto-circuito monofásico (kA) 50,0 40,0

Figura 3.2: Contribuição de curto-circuito fase-terra ao longo da LT.

Como armado anteriormente, observa-se que, nas extremidades da linha, os ní-

veis de curto-circuito se aproximam dos níveis da subestação e, conforme avança-se

pela linha, o nível de curto-circuito decai exponencialmente. Ao somar as contri-

buições de ambas as subestações A e B, tem-se a curva típica de curto-circuito ao

longo de uma linha de transmissão, exibida na gura 3.3.

Destaca-se que, para esta análise, é necessário conhecer os parâmetros elétri-

cos da linha de transmissão e os níveis de curto-circuito monofásico e trifásico nas

19

Figura 3.3: Módulo da corrente de curto-circuito fase-terra ao longo da LT.

subestações terminais, resultados do processo descrito na seção anterior.

3.2 Capacidade de Corrente de Cabo Para-raios

Tendo isso em vista a função dos cabos para-raios, é natural que eles devam possuir

capacidade suciente para escoar tal corrente. A Norma Brasileira (NBR) 8449 [12],

redigida pela ABNT, estabelece critérios para o dimensionamento de cabos para-

raios para linhas aéreas de transmissão de energia elétrica. O dimensionamento,

segundo a referida norma, tem como objetivo manter a integridade com suciente

margem de segurança em todas as condições de trabalho previstas para os traba-

lhadores, minimizar a ocorrência de vibrações pelo vento e suportar corrente de

curto-circuito em casos de defeito. Neste trabalho, será avaliada apenas a capaci-

dade de suportar correntes de curto-circuito de um cabo para-raios.

A norma avalia a capacidade térmica dos cabos, considerando a temperatura

ambiente do cabo antes da ocorrência do defeito, a temperatura que o cabo atinge

decorrente das correntes de curto-circuito circulantes e o tempo de eliminação do

defeito, ou seja, tempo de reação da proteção da linha de transmissão nas subesta-

ções terminais. De posse destas informações, a norma apresenta tabelas e grácos

que possibilitam analisar a capacidade de curto-circuito de uma determinada es-

pecicação de cabo para-raios, que são utilizadas para a análise de superação por

curto-circuito destes equipamentos. Nas tabelas 3.2, 3.3 e 3.4, são reproduzidos

alguns valores de capacidade de corrente (kA) de cabos de aço, aço-cobre e aço-

20

alumínio, segundo a NBR 8449 [12] , a título de exemplicação.

Tabela 3.2: Tabela de capacidade máxima de corrente de curto-circuito admissívelem cabos para-raios (kA) de aço segundo a NBR 8449.

Tabela 3.3: Tabela de capacidade máxima de corrente de curto-circuito admissívelem cabos para-raios (kA) de aço-cobre segundo a NBR 8449.

Tabela 3.4: Tabela de capacidade máxima de corrente de curto-circuito admissívelem cabos para-raios (kA) de aço-alumínio segundo a NBR 8449.

Caso um tipo de cabo não seja apresentado na norma, deve-se contatar o fabri-

cante ou proprietário do equipamento ou utilizar cálculos aproximados para deter-

minar a capacidade do cabo para-raios.

21

Agora, para determinar a corrente circulante que dimensiona o cabo para-raios, é

necessário modelar o circuito terra da LT e calcular as correntes envolvidas durante

uma falta.

3.3 Modelagem do Circuito Terra da LT

Para calcular as correntes circulantes durante um curto-circuito fase-terra, o circuito

terra é modelado, assim como representado na parte hachurada da gura 3.4.

Figura 3.4: Circuito terra da LT.

Nesta imagem, é representado um curto-circuito monofásico em uma estrutura

da LT, neste caso, a Torre 4. O defeito ocorre no curto-circuito entre o ponto

X, no condutor de fase, e o ponto X', na Torre 4 da LT. O condutor de fase, os

cabos para-raios, estruturas das torres e subestações estão indicados na gura. Os

parâmetros Zf−pr1, Zf−pr2 e Zpr1−pr2 representam, respectivamente, as impedâncias

mútuas entre o condutor de fase e o cabo para-raios 1, o condutor de fase e o cabo

para-raios 2 e entre os dois cabos para-raios. Estas impedâncias mútuas são uma

forma de representar as tensões induzidas nos cabos para-raios. As impedâncias

Zpr1 e Zpr2 representam as impedâncias dos vãos dos cabos para-raios 1 e 2. As

impedâncias Zt1...tn representam as impedâncias de aterramento de cada estrutura

da LT e as impedâncias ZatA e ZatB representam, respectivamente, as impedâncias

da malha de aterramento das subestações A e B.

No condutor circulam as contribuições de curto-circuito das subestações A e B

(Icc A e Icc B) em direção ao ponto de defeito. Então, na estrutura do curto-circuito,

a corrente se distribui entre a malha de terra da estrutura e os cabos para-raios. Esta

22

divisão de corrente ocorre sucessivamente a cada torre da linha.

3.3.1 Circuito Terra com Cabos Contrapesos Contínuos

Como já mencionado no capítulo anterior, os cabos contrapeso contínuos são cone-

xões subterrâneas que têm o objetivo de equilibrar a divisão de correntes entre o

retorno pela terra e os cabos para-raios, diminuindo a corrente circulante nos cabos

para-raios. A gura 3.5 ilustra o circuito terra (na área destacada) de uma linha

com a presença de cabos contrapesos contínuos da subestação A até a segunda torre

da LT.

Figura 3.5: Circuito terra da LT com cabo contrapeso contínuo.

A resistividade do solo em uma região pode variar intensivamente de acordo com

o tipo de solo encontrado. Por exemplo, em terrenos úmidos a resistividade pode

chegar até, aproximadamente em média, 100 Ωm, enquanto, em terrenos rochosos,

o valor pode chegar a 5000 Ωm. Quando encontram-se solos altamente resistivos,

como solos rochosos, a resistência de aterramento das estruturas ca muito elevada

quando comparada à impedância dos cabos para-raios, resultando em menor uxo de

corrente através do solo e maiores correntes circulantes nos para-raios. Assim, o cabo

contrapeso atua diminuindo a impedância de retorno através do solo da corrente de

curto-circuito e, então, diminuindo a corrente circulante nos cabos para-raios. Por

causa do alto custo de implementação, quando é aplicado, o cabo contrapeso é

utilizado apenas nos vãos mais próximos das subestações, onde o nível de curto-

circuito é mais crítico.

23

3.3.2 Distribuição de Correntes no Circuito Terra

Para determinar as correntes circulantes em cada trecho dos cabos para-raios, é

necessário representar o circuito terra e, então, calcular as correntes envolvidas.

No modelo utilizado neste trabalho, as impedâncias de aterramento das estruturas

e malha de terra da subestação são consideradas puramente resistivas e o nível

de tensão nos barramentos das subestações é 1 pu. O cálculo da distribuição de

correntes ao longo do circuito terra da LT é realizado pela resolução de um sistema

de equações contendo todas as malhas de tensão envolvidas no circuito terra.

Na gura 3.6, é exemplicado, no ponto de curto-circuito da gura 3.4, como

são formadas estas malhas de tensão. As fontes de tensão E3−4 pr1, E4−5 pr1, E3−4 pr2

e E4−5 pr2 representam as tensões induzidas em cada vão nos cabos para-raios. As

tensões V3−4 pr1, V4−5 pr1, V3−4 pr2 e V4−5 pr2 são as tensões através das impedâncias

dos cabos para-raios em cada vão da LT e as tensões VT3, VT4 e VT5 são as tensões

através das impedâncias de aterramento das torres, que representam, também, o

potencial elétrico das estruturas. Com estas tensões denidas, pode-se criar as

malhas de tensão I, II, III e IV, como mostrado na gura 3.6. O processo é repetido

ao longo de todos os vãos da linha, podendo, assim, resolver as equações geradas

por essas malhas e calcular o valor das correntes circulantes. As equações formadas

por cada laço com estes componentes são dispostas em forma matricial no formato

[U] = [Z] [I], que são resolvidas computacionalmente, através do Método de Gauss.

Figura 3.6: Malhas de tensão no circuito terra da LT.

24

3.3.3 Impedância Equivalente do Circuito Terra

Os cálculos da distribuição de correntes através dos cabos para-raios, utilizando o

programa desenvolvido pelo ONS, toma cerca de 10 minutos para processar uma

linha com 100 km de extensão e 200 vãos em um computador convencional. O pro-

grama, desenvolvido na linguagem de programação VBA, calcula a distribuição de

corrente através das equações de malha de cada vão da linha, como visto anteri-

ormente, e resolve o problema em forma matricial. Ou seja, quanto maior a linha

de transmissão, maior a quantidade de vãos presentes na linha e maior o esforço

computacional. Por exemplo, uma LT de 150 km de extensão possui tipicamente

em torno de 300 vãos, que, considerando a presença de cabos contrapeso contínuos,

gera em torno de 1200 laços de tensão e, consequentemente, uma matriz da ordem

de 1200x1200 para solucionar as equações. A relação do comprimento da linha com

a dimensão da matriz computada é um fator de oito vezes quando consideração vão

típico de 500 metros de extensão. Com o objetivo de otimizar o tempo de execução

do programa e facilitar os cálculos, é utilizada uma impedância equivalente para

simular os circuitos dos cabos para-raios a partir de um determinado ponto.

Pode-se observar, pela análise da gura 3.4 do circuito terra da LT, que a im-

pedância equivalente de um determinado ponto ao nal da linha é uma associação

em série e paralelo das impedâncias dos cabos para-raios e das impedâncias de ater-

ramento das torres. Por conta das sucessivas associações em paralelo, este valor

tende a convergir ao longo da LT. Na equação 3.1, é mostrado como é calculada esta

impedância a partir de uma torre (n-1) na LT. A equação deve se estender até o

nal da linha.

Zeq = (Zpr1||Zpr2) +Ztn||((Zpr1||Zpr2) +Ztn+1 ||((Zpr1||Zpr2) +Ztn+2||((Zpr1||Zpr2) + ...

(3.1)

É possível calcular o valor para o qual esta expressão converge utilizando a

equação 3.1 considerando um determinado número de vãos na LT. Na gura 3.7,

é apresentado um exemplo deste resultado através de um gráco. É utilizada a

expressão da equação 3.1 variando-se o número de vãos a frente considerado, como

se a LT terminasse em uma estrutura n, que varia. É claro, observando o gráco,

que, a partir de aproximadamente 15 vãos de comprimento, a impedância equivalente

converge ao valor de aproximadamente 2,7 Ω neste caso.

3.3.4 Ponto de Troca de Arranjo em Cabos Para-raios

Segundo os Procedimentos de Rede do ONS, Submódulo 2.4, secção 7.2, os cabos

para-raios devem suportar a corrente circulante associada à ocorrência de curto-

25

Figura 3.7: Convergência do valor de Zeq.

circuito em qualquer estrutura da linha de transmissão. Por conta dos pers das

curvas de curto-circuito ao longo de uma linha de transmissão, pode-se observar que

não há necessidade de utilizar o mesmo tipo de cabo para-raios na linha inteira,

uma vez que os níveis de curto-circuito são bastante superiores nas extremidades

da linha. Visto isso, usualmente, os cabos para-raios apresentam cabos com seções

maiores nas extremidades das linhas, que possuem maior capacidade de corrente, e

cabos mais nos no meio delas, de menor capacidade de corrente.

Esta troca de tipo/bitola do cabo é feita com o intuito de minimizar os custos

dos cabos para-raios. Utilizar o mesmo cabo para-raios, que suporta o maior nível

de curto-circuito, ao longo de toda a linha de transmissão é uma solução que não

violará a capacidade do cabo, mas é totalmente antieconômica, uma vez que os cabos

de maior capacidade são mais custosos. Portanto, no projeto de uma LT o ideal é

determinar os pontos de troca ótimos dos tipos ou bitolas de cabos utilizados.

Para avaliar a capacidade de corrente do arranjo de cabo para-raios projetado

para as extremidades da LT, é aplicado um curto-circuito fase-terra na primeira

estrutura na linha, produzindo a maior corrente circulante possível nos cabos para-

raios, uma vez que praticamente toda a corrente de defeito retornará para subestação

mais próxima, enquanto uma parcela ínma retornará para outra subestação e cir-

cuito terra. Por conseguinte, tendo em vista o arranjo de cabos para-raios de menor

capacidade de corrente que será aplicado nos trechos da linha de menor nível de

curto-circuito, são testados os diversos pontos de troca de arranjo possíveis, esco-

lhidos por tentativa e erro. Para testá-los, é aplicado curto-circuito fase-terra na

primeira estrutura após a troca de arranjo de cabos (no trecho de cabos com me-

nor capacidade de corrente), produzindo a corrente de falta máxima circulante nele.

O critério é particular de cada projetista, mas é considerado adequado o ponto de

26

troca que produza corrente de curto-circuito circulante no cabo para-raios de menor

capacidade com valor na faixa de 85 % a 95 % da capacidade do cabo. É interessante

também mencionar que, em projetos básicos de linhas de transmissão, são utilizados

níveis de curto-circuito padrões para o dimensionamento dos componentes da linha

de acordo com a tensão de operação, exceto quando o nível de curto-circuito previsto

seja muito elevado. Como por exemplo, para uma LT de 500 kV, utiliza-se 50 kA

de nível de curto-circuito para dimensionamento ou 63 kA se o nível previsto for

próximo ou mais elevado que 50 kA.

Em suma, deve-se aplicar sempre um curto-circuito na primeira estrutura de

cada arranjo, que é a situação crítica, com m de avaliar o ponto ótimo de troca de

arranjo em relação à capacidade de corrente de curto-circuito.

3.4 Congurações Típicas de Cabos Para-raios

Como vem sendo discutido, a possibilidade de minimizar os custos, torna comum o

uso de cabos para-raios de maior capacidade nas extremidades da linha, caracteri-

zando congurações tipicamente encontradas na Rede Básica. Além disso, segundo

os Procedimentos de Rede do ONS, as linhas de transmissão na Rede Básica devem

apresentar no mínimo dois cabos para-raios, sendo um deles um cabo OPGW, em

linhas novas.

Nas guras 3.8, 3.9 e 3.10, são apresentados exemplos das principais congu-

rações típicas de cabos para-raios. O exemplo da gura 3.8 apresenta a primeira

conguração, composta por cabos iguais. Nesta, os dois cabos tipo Dotterel 176,9

kcmil são localizados nas extremidades da linha e se estendem até o ponto troca PT1

ou PT2, dependendo do referencial, formando as congurações das extremidades. A

partir destes pontos, o tipo de cabo muda para Aço EAR (Extra Alta Resistência)

3/8, percorrendo maior parte da linha. Esta é a conguração mais comum no SIN,

devido ao fato da maior parte das LTs no sistema serem antigas e, logo, não havia

obrigatoriedade de se utilizar um cabo OPGW.

A segunda conguração, na gura 3.9, possui um cabo igual ao da conguração

anterior (Dotterel 176,9 kcmil - Aço EAR 3/8 - Dotterel 176,9 kcmil) e um cabo

OPGW, com seção maior nas extremidades da linha, 159 mm2, e menor no meio da

linha, 83 mm2. Neste arranjo, as trocas de cabos ocorrem juntas, em um mesmo

ponto de troca, PT1 ou PT2.

Por m, a terceira conguração, na gura 3.10, é composta pelos mesmos cabos

da conguração 2, mas as trocas de tipos ou bitolas dos cabo para-raios ocorrem

em pontos distintos. Nos pontos de troca PT1 e PT4, há apenas a mudança do

cabo OPGW de 159 mm2 de seção para 83 mm2 e, posteriormente, nos pontos PT2

e PT3, há a mudança do cabo Dotterel para o cabo de Aço 3/8. Portanto, esta

27

condiguração é composta por três diferentes arranjos: OPGW 159 mm2 e Dotterel

nas extremidades, OPGW 83 mm2 e Dotterel nos trechos PT1-PT2 e PT3-PT4 e,

por último, OPGW 83 mm2 e Aço 3/8 no trecho PT3-PT4, percorrendo a maior

parte da linha. Esta conguração é uma melhoria do arranjo 2, uma vez que é

mais complexa e possibilita diminuir ainda mais os custos, já que os cabos OPGW

costumam ser mais caros.

O cabo Dotterel 176,9 kcmil é um cabo de alumínio, alma de aço, diâmetro

externo de 15,42 mm e diâmetro da alma de 9,25, enquanto o cabo Aço EAR 3/8 é

formado apenas por aço e possui diâmetro de 9,52 mm. Portanto, o cabo Dotterel

apresenta menor resistência e maior capacidade de corrente quando comparado ao

cabo de aço 3/8. Da mesma forma, o cabo OPGW 159 mm2 também possui menor

resistência e maior capacidade de corrente que o OPGW 83 mm2 devido a sua maior

seção. Este esquema, com cabos de maior capacidade nas extremidades da linha,

garante que seja possível escoar as elevadas correntes de curto-circuito próximas à

subestação.

O cabo Dotterel é um cabo de alumínio, alma de aço e com maior seção do

que o de Aço EAR 3/8, portanto, apresenta menor resistência e maior capacidade

de corrente quando comparados. Da mesma forma, o cabo OPGW 159 mm2 tam-

bém possui menor resistência e maior capacidade de corrente que o OPGW 83 mm2

devido a seção maior. Este esquema, com cabos de maior capacidade nas extremida-

des da linha, garante que seja possível escoar as elevadas correntes de curto-circuito

próximas à subestação.

28

Figura 3.8: Exemplo 1 de conguração de cabos para-raios.



29

3.5 Exemplo de Distribuição de Corrente no Cir-

cuito Terra da LT

Conforme descrito, com auxílio do programa computacional desenvolvido pelo ONS,

é possível calcular todas as correntes envolvidas na distribuição de correntes no cir-

cuito terra durante uma falta fase-terra na LT e, para isso, o programa de distri-

buição de correntes necessita de uma série de dados de entrada. Primeiramente,

é fundamental o conhecimento dos níveis de curto-circuito monofásico e trifásico

nas subestações terminais da LT, porque o programa usa o nível de curto-circuito

trifásico para calcular os equivalentes de rede em cada subestação e, então, é de-

terminado o nível de curto-circuito monofásico, defeito estudado nesta análise, ao

longo da linha. São necessárias, também, informações sobre valores das impedâncias

de aterramento das estruturas da LT e malha terra das subestações e parâmetros

elétricos da linha, que têm como variáveis a disposição geométrica dos componentes

da linha de transmissão e os tipos de cabo utilizados como condutores de fase, cabos

para-raios e cabos contrapeso, se houver. Ainda, é preciso conhecer o comprimento

de extensão da LT, do vão típico médio e vãos atípicos. A partir destes dados,

o programa de distribuição de correntes determina todos as variáveis necessárias

envolvidas nas equações das malhas de tensão do circuito terra da LT, citada anteri-

ormente na seção 3.3.2. Além disso, para avaliar a capacidade dos cabos para-raios,

é preciso conhecer o tempo de atuação do sistema de proteção. Enm, depois da

execução do programa e cálculo das correntes, é gerada uma tabela com o valor do

módulo das correntes nos cabos para-raios e cabos contrapeso em cada vão da LT

e das correntes através das estruturas da linha e malhas de terra das subestações

terminais. No Apêndice do presente trabalho, são exibidos os trechos destas tabelas

de resultado que representam os dados de interesse para cada análise.

A título de exemplicação, o programa de distribuição de correntes foi utilizado

para calcular as correntes para os três distintos tipos de conguração típica citados

anteriormente. Foi utilizada uma linha de transmissão entre as subestações A e B,

de 500 kV e 150 km de extensão, totalizando 299 estruturas e 300 vãos, considerando

vão típico médio de 500 m, sendo o primeiro e último vãos atípicos, de 100 m de

comprimento. Foram considerados: os níveis de curto-circuito fase-terra nas SEs A

e B de 50 kA, impedâncias de aterramento das estruturas de 20Ω, impedância da

malha de terra das subestações de 1Ω, os cabos condutores de alumínio de alma

de aço (4 x CAA 954 kcmil Rail), circuito simples e geometria da torre segundo

a gura 3.11, que indica a posição e espaçamento entre cabos condutores e cabos

para-raios.

Primeiramente, foi necessário determinar os pontos de troca ótimos de arranjo

de cabos para-raios em cada conguração, mantendo as correntes circulantes dentro

30

Figura 3.11: Silhueta da estrutura e composição geométrica do circuito simulado.

da capacidade dos cabos. Para tal, foi utilizado o critério descrito em 3.3.4 para

as três congurações típicas citadas, adotando-se para efeito de dimensionamento a

faixa de 90 % a 99 % de corrente crítica de curto-circuito em relação a capacidade

do cabo, atingindo o seguinte resultado:

• Conguração 1:

PT1 = 19,70 km (Estrutura no 40)


• Conguração 2:



• Conguração 3:


31




As distâncias informadas referem-se à SE A.

Os resultados são mostrados em forma de grácos nas guras 3.12, 3.13, 3.14,

3.15, 3.16, 3.17, 3.18, 3.19 e 3.20 e, então, é realizada uma breve análise de cada

um. Neles, são exibidos os módulos das correntes circulantes nos cabos para-raios

em cada vão da LT, indicadas no eixo das abscissas. São diferenciados os tipos de

cabos Dotterel, Aço, OPGW 159 mm2 e OPGW 83 mm2 pelas cores laranja, ama-

relo, roxo e azul, e, na presença de dois cabos para-raios iguais, são usados índices

1 e 2 para diferenciá-los. Da mesma forma, são indicados os módulos das correntes

que escoam pelo aterramento de cada estrutura à frente do vão indicado no eixo

das abscissas (cor cinza). Os curtos-circuitos foram aplicados na primeira estrutura

de cada arranjo em todas as congurações e casos estudados, representando as si-

mulações que dimensionaram as congurações. Além das três congurações típicas

mencionadas, foi estudado também o caso da conguração típica 1 com impedância

de aterramento das estruturas innita, com o objetivo de analisar o efeito de cabos

para-raios isolados das estruturas. Para melhor visualização, os grácos exibem os

resultados até a estrutura no 76, à distância aproximada de 38 km da subestação A.

32

Figura 3.12: Distribuição de corrente de falta no circuito terra da LT para curto-circuito na estrutura 1 com cabos para-raios na conguraçãotipo 1.

33

Figura 3.13: Distribuição de corrente de falta no circuito terra da LT para curto-circuito na estrutura 41 com cabos para-raios naconguração tipo 1.

34

Figura 3.14: Distribuição de corrente de falta no circuito terra da LT para curto-circuito na estrutura 1 com cabos para-raios isolados nasestruturas e conguração tipo 1.

35

Figura 3.15: Distribuição de corrente de falta no circuito terra da LT para curto-circuito na estrutura 41 com cabos para-raios isoladosnas estruturas e conguração tipo 1.

36


37


38


39


40


41

Nos grácos das guras 3.12, 3.13, 3.14 e 3.15, da conguração 1, observa-se que

a corrente de curto-circuito é distribuída de forma uniforme entre os dois cabos para-

raios. Nas guras 3.12 e 3.13, no vão anterior às estruturas onde foram aplicadas

as faltas, os máximos de correntes circulantes nos cabos são de, respectivamente,

24,4 e 7,1 kA em direção à SE A. Enquanto isso, as correntes pelo aterramento

das estruturas são mais relevantes nos vãos próximos ao ponto de curto-circuito,

mas permanecem, ainda, com valores muito inferiores às correntes dos cabos para-

raios, como por exemplo, como pode ser vericado pelos valores disponibilizados na

Tabela A.2, a corrente máxima em uma estrutura, para o caso da conguração 1

com defeito aplicado à estrutura 41, é de 1,3 kA e a corrente máxima circulante nos

cabos para-raios é de 7,1 kA.

Nas guras 3.14 e 3.15, foi analisado, na conguração 1, o efeito de cabos para-

raios isolados das estruturas da LT, ou seja, uma análise simplicada onde não é

considerado o escoamento de corrente pelas estruturas. Por isso, no caso da gura

3.15, as correntes circulantes nos cabos para-raios são constantes e consideravelmente

superiores, sendo percorridos por 10 kA na pior situação valor que representa

acréscimo de 41 % em relação ao resultado da conguração 1 não isolada em

direção à SE A. Esta corrente, inclusive, excederia a capacidade dos cabos de aço

3/8. Porém, atenta-se para o fato de que para o curto-circuito aplicado à primeira

estrutura da conguração 1 isolada (3.14), devido à divisão de corrente de falta

quase completamente em direção à SE A, a corrente crítica nos cabos para-raios

pouco diverge do caso da gura 3.12 23,7 kA no caso não isolado contra 24,7 kA

no caso isolado.

Analisando o gráco da gura 3.16 e 3.17, da conguração 2, observa-se que,

no primeiro arranjo, os cabos OPGW 159 mm2 e Dotterel possuem distribuição

de corrente bastante similar devidos aos valores semelhantes dos módulos de suas

impedâncias. Entretanto, após o ponto de troca de arranjo, na gura 3.17, verica-

se que, devido ao cabo OPGW 83 mm2 ser mais condutivo que o cabo de Aço 3/8,

as correntes no cabo OPGW são bastante superiores, apresentando 8,8 kA contra

2,8 kA no cabo de aço. A relativa baixa condutividade do cabo de aço força a

passagem da maior parte da corrente pelo cabo OPGW, tornando-o o gargalo do

dimensionamento desta conguração. Isto justica o fato de que, na conguração

2, o ponto de troca de arranjo se localiza a, aproximadamente, 10 quilômetros do

ponto de troca da conguração 1, onde os níveis de curto-circuito ao longo da LT

são mais baixos.

Na gura 3.18, do curto-circuito na primeira estrutura da conguração 3, mostra-

se que, mais uma vez, o restante da conguração pouco inuencia nas correntes circu-

lantes, se apresentando bastante semelhante ao curto-circuito na primeira estrutura

das congurações 1 e 2. Na gura 3.19, nota-se que a diminuição da bitola do cabo

42

OPGW força a distribuição de corrente pelo o cabo Dotterel, diminuindo a corrente

pelo OPGW. Então, na gura 3.20, quando o cabo Dotterel troca para o Aço 3/8,

de capacidade bastante inferior, a distribuição de correntes resulta em maior cor-

rente de defeito pelo cabo OPGW desta vez. Nestes dois últimos, as posições dos

pontos de trocas são denidas pela capacidade do cabo OPGW 83 mm2

Quando comparados os grácos relativos às congurações 2 e 3, pode-se vericar

o motivo da otimização de uma conguração em relação a outra. Enquanto na

conguração 2, o cabo OPGW 159 mm2 se estende por 30,26 km, na conguração 3

é possível estendê-lo apenas até 8,14 km devido à continuidade do cabo Dotterel, que

é mais condutivo que o OPGW 83 mm2, e acaba aliviando a corrente no OPGW.

Da mesma forma, diminui-se também o comprimento do cabo Dotterel, que, na

conguração 2 se estende por 30,26 km e, na conguração 3, por 24,74 km.

Outra análise interessante é a comparação dos resultados do curto-circuito nas

primeiras estruturas em cada caso (guras 3.12, 3.14, 3.16 e 3.18). Como previsto, o

nível de curto-circuito é bastante próximo dos 50 kA da SE A e a maior parte desta

corrente é direcionada para a SE A. Com exceção do caso da conguração 1 com

cabos isolados das estruturas, que apenas 1, 2 % da corrente total de curto-circuito

é direcionada para SE B, nas situações restantes, os cabos para-raios do arranjo

ligado à subestação dividem aproximadamente 95 % da corrente de curto-circuito

monofásico da SE A, inversamente proporcional às impedâncias dos cabos.

3.5.1 Ponto de Aplicação e Validação da Impedância Equi-

valente

Para executar o programa que calcula a distribuição de correntes para uma linha

com as características utilizadas nos exemplos anteriores, foram necessários apro-

ximadamente 15 minutos, em um computador convencional (processador Intel R©

CoreTM i5-2400 3.1 GHz). Para inserir o equivalente do circuito terra nestes cál-

culos e diminuir o tempo de computação expressivamente, é necessário determinar

o ponto onde este pode ser aplicado de forma que não inuencie nos resultados na

análise da área de interesse.

Para determinar o ponto de aplicação, foram realizadas uma série de simulações,

calculando e analisando as correntes circulantes em um dos cabos para-raios. Primei-

ramente, considerando uma linha com as mesmas características do exemplo anterior

e conguração de cabo para-raios tipo 3, foi aplicado um curto-circuito monofásico

na primeira estrutura após a última mudança de arranjo de cabos para-raios e, então,

foram realizadas sucessivas simulações, encurtando a linha. A conclusão desta aná-

lise foi que a partir de aproximadamente 10 quilômetros do ponto de curto-circuito

para qualquer extensão de linha, a corrente circulante se estabiliza a um valor muito

43

inferior ao de pico. Os resultados das simulações são exibidos no gráco da gura

3.21.

Figura 3.21: Corrente circulante em um cabo para-raios para curto-circuito em ummesmo ponto em linhas de extensões diferentes.

Na segunda etapa da vericação do uso da impedância equivalente, utilizando a

mesma LT, considerando a extensão de 150 km e troca de arranjo de cabos para-raios

ocorrendo no ponto de 20 km da LT em relação à subestação A, o curto-circuito é

aplicado a cada 5 km a partir da primeira estrutura até a metade da linha e, então,

é avaliada a distância do ponto de curto-circuito ou da última mudança de arranjo

de cabos para-raios até o ponto que a corrente se mantém constante para cada caso.

O gráco da gura 3.22 exibe os resultados adquiridos antes da troca de arranjo.

Observa-se que, após a última troca de conguração antes da metade da linha de

transmissão, a corrente no cabo para-raios rapidamente se estabiliza até as mudanças

de conguração na outra metade da LT. Como a área de interesse está à esquerda

da metade da linha, pode-se desconsiderar as alterações após a metade dela.

Avaliando a distância na LT onde a corrente se estabiliza do ponto da última troca

de conguração, é encontrada a distância máxima de 7,32 km para uma precisão na

variação da corrente de 0, 5 %, que ocorre no curto-circuito no ponto de 20 km da

linha, o ponto mais próximo da troca de conguração. A tabela 3.5 apresenta os

resultados obtidos.

Foi realizada a mesma análise para os pontos de curto-circuito após a troca de

arranjo de cabo para-raios, como é mostrado no gráco da gura 3.23.

Observa-se que, logo após o ponto de curto-circuito, a curva da corrente no cabo

44

Figura 3.22: Corrente circulante no cabo para-raios durante curtos-circuitos emdiferentes pontos da LT antes da troca de arranjo de cabos para-raios.

Tabela 3.5: Distâncias do ponto da última troca de conguração até a estabilizaçãoda corrente no cabo para-raios.

Posição do curto-circuito (km) ∆D (km)0,1 6,315 5,3010 3,2815 3,7920 7,32

para-raios se estabiliza até a próxima mudança de arranjo. Então, após o curto-

circuito, são levantadas as distâncias entre o ponto da falta e onde a corrente se

estabiliza, para precisão de 0, 5 % na variação da corrente. A tabela 3.6 apresenta

os resultados obtidos.

A maior distância apresentada na coluna ∆D é de 10,59 quilômetros, para curto-

circuito aplicado mais próximo do ponto de troca de arranjo.

Considerando a alta precisão da estabilização utilizada de 0, 5 % na variação

da corrente, conclui-se que 10 quilômetros após a última mudança de arranjo de

cabos para-raios, caso o curto-circuito seja aplicado antes do último ponto de troca

de arranjo, ou 10 quilômetros após o ponto de curto-circuito, caso o defeito seja

aplicado depois do último ponto de troca de arranjo, são posições adequadas para

aplicar a impedância equivalente do restante das estruturas.

Para ns de vericação, para uma linha de transmissão com as mesmas caracterís-

ticas que a anteriormente utilizada, exceto pela extensão, de 100 km, são comparados

45

Figura 3.23: Corrente circulante no cabo para-raios durante curtos-circuitos emdiferentes pontos da LT depois da troca de conguração.

Tabela 3.6: Distâncias do ponto de curto-circuito até a estabilização da corrente nocabo para-raios.

Posição do curto-circuito (km) ∆D (km)25 10,5930 10,0935 10,0940 9,5845 9,5850 9,5855 9,5860 9,5865 9,0870 9,0875 8,57

os resultados dos pers das correntes circulantes nos cabos para-raios com e sem a

utilização da impedância equivalente. O gráco da gura 3.24 exibe os resultados

obtidos, validando o uso da impedância equivalente neste estudo. Observa-se que a

curva da LT com impedância equivalente acompanha perfeitamente a curva da LT

completa, reproduzindo com êxito as correntes circulantes nos vãos de interesse da

linha de transmissão. Além disso, foi apresentado uma evolução expressiva no tempo

de computação, de 7 minutos no caso da linha completa para aproximadamente 1

minuto de computação com a utilização do equivalente.

46

Figura 3.24: Comparação do perl de distribuição de corrente com LT completa ecom equivalente do circuito terra.

47

Capítulo 4

Metodologia de Análise de

Superação de Cabos Para-raios

Como mencionado durante o Capítulo 2, faz parte das atribuições do ONS realizar

análises de superação de equipamentos de alta tensão na Rede Básica. Esta atividade

é exercida pelo GT-AS e é de extrema importância para manter a integridade do

sistema e segurança dos técnicos e engenheiros que trabalham em contato direto

com estes equipamentos. Neste capítulo, serão discutidos o conceito de superação

de equipamentos de alta tensão e o processo de análise de superação de cabos para-

raios por curto-circuito no ONS, dando destaque a metodologia e critério propostos

para sua realização.

4.1 Superação de Equipamentos Elétricos

Tomando como referência MONTEIRO et al. [11], os equipamentos de uma rede

de potência têm suas especicações denidas com o objetivo de permanecer em

serviço por tempo suciente para compensar os custos de sua aquisição e instala-

ção. Portanto, suas características nominais são dimensionadas a partir de estudos

de planejamento do sistema elétrico de médio e longo prazo. Contudo, o sistema

elétrico comumente, por diversos motivos, sofre alterações não previstas em seu pla-

nejamento inicial, o que pode levar estes equipamentos elétricos a serem submetidos

a estresses superiores aos que foram inicialmente projetados. Esta condição de ope-

ração de um equipamento elétrico de potência em circunstâncias mais severas do

que para as quais ele foi projetado é chamada de superação.

A superação de equipamentos ocorre principalmente por conta de corrente de

carga e corrente de curto-circuito, mas também há critérios quanto à superação

por Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT), relação X/R da rede (cons-

tante de tempo), entre outros. Os principais equipamentos analisados pelo GT-AS

48

são disjuntores, chaves seccionadoras, TCs, bobinas de bloqueio e barramentos de

subestação[11].

Os estudos de superação, no ONS, baseiam-se nos níveis de curto-circuito ob-

tidos através da simulação dos casos de referência pelo programa ANAFAS, como

já descrito na seção 3.1. Nestas análises, os dados nominais de operação dos equi-

pamentos devem ser confrontados com os dados obtidos a partir de uma simulação

de casos futuro do sistema elétrico dentro do critério analisado. Porém, a análise

de superação de cabos para-raios se mostra, de certa forma, mais complicada que

a análise para os demais equipamentos de potência, devido à divisão de correntes

circulantes neles na ocorrência do defeito, como apresentado na seção 3.3, que devem

ser confrontados com a capacidade de corrente apresentada pela norma NBR 8449

[12], descrita brevemente em 3.2.

A avaliação técnica da superação de um equipamento elétrico é parte de um

processo gerencial, que envolve outras importantes entidades do sistema elétrico e

tem implicações importantes para os Agentes proprietários do equipamento indicado

como superado.

4.2 Macroprocesso de Análise de Superação de Ca-

bos Para-raios

O único banco de dados de capacidade de equipamentos que o ONS possui para

m de análise de superação é de capacidade de disjuntores. O restante dos equi-

pamentos tem sua superação identicada pelos próprios Agentes, proprietários do

equipamento, que devem propor a superação ao ONS. Esta indicação, atualmente,

se dá através do Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços

(SGPMR), onde o Agente cadastra o equipamento superado e disponibiliza seus

relatórios de análise e todas as informações necessárias para que o ONS possa com-

provar a superação constatada. No caso de superação de cabos para-raios, portanto,

é através da iniciativa do Agente que começa o processo de análise de superação do

equipamento.

A gura 4.1 apresenta o uxograma deste macroprocesso. Como comentado, ele

se inicia pela identicação da superação pelo proprietário da linha de transmissão

onde o cabo para-raios está instalado. Então, através do SGPMR, o Agente deve

cadastrar o cabo para-raios superado, anexando relatórios referentes à analise rea-

lizada, contendo todos os dados necessários para reprodução do estudo pelo ONS.

Estas informações servem como entrada para análise de superação pelo ONS e de-

vem conter: comprimento da LT, comprimento médio dos vãos da LT, disposição

dos condutores e cabos para-raios na torre (geometria da estrutura), tipos de cabos

49

Figura 4.1: Macroprocesso de análise de superação de cabos para-raios.

50

condutores, cabos para-raios e contrapesos contínuos (se houver), impedância da

malha de terra das subestações terminais, resistência de aterramento das estruturas

e tempo de reação da proteção da LT na subestação. Quanto mais dados o Agente

disponibilizar, mais próximo da realidade será o estudo, entretanto, há parâmetros

típicos que podem ser utilizados caso algumas informações menos inuentes não

estejam disponíveis.

As próximas etapas do processo, delimitadas pelo tracejado verde na gura 4.1,

são realizadas pelo ONS. Primeiramente, é analisada a superação do cabo para-

raios por curto-circuito para conrmar ou não a indicação do Agente. Destaca-se

que são utilizadas todas as informações disponibilizadas pelo Agente ou parâmetros

típicos na ausência de dados essenciais, com exceção do nível de curto-circuito nas

subestações terminais, o qual é originado dos casos de referência do ONS. Se o ONS

concluir que não há superação, a indicação é rejeitada e o processo termina. Caso

contrário, o cabo para-raios superado é incluído no relatório PAR, classicado como

reforço tipo V, conforme a REN 443/2014 [6].

Os processos seguintes envolvem outras entidades do sistema elétrico brasileiro.

Sequencialmente à emissão do relatório PAR, é de competência do MME avaliar

e emitir um documento de consolidação das obras indicadas, contendo a obra de

troca do cabo para-raios superado. Então, cabe à ANEEL autorizar as obras que

constam no documento de consolidação por meio da emissão de uma Resolução

Autorizativa (REA). Logo, o Agente inicia as obras e, no ano subsequente à entrada

em operação comercial do equipamento, recebe reajuste na sua RAP relativo à

troca do equipamento. O valor que o Agente recebe em forma de reajuste na RAP,

se houver, é denido pela ANEEL e formalizado na REA emitida, que também

garante ao proprietário da instalação a substituição do equipamento sem pagamento

de Parcela Variável (PV).

4.3 Metodologia de Análise de Superação por

Curto-circuito de Cabos Para-raios

O ONS redige e disponibiliza um documento relativo à análise e critérios utilizados

para a avaliação de superação em equipamentos de transmissão. Contudo, para

cabos para-raios ainda não há um processo de análise padrão denido. Logo, nesta

seção, uma metodologia para análise de superação por curto-circuito de cabos para-

raios é proposta. No uxograma do macroprocesso, na gura 4.1, é indicado pelo

tracejado vermelho a etapa onde esta metodologia proposta deve ser aplicada. Após

a vericação da indicação de superação de cabos para-raios, é utilizado o programa

desenvolvido pelo ONS, aplicando as informações fornecidas, com m de calcular a

51

distribuição de correntes no circuito terra de uma linha de transmissão e avaliar a

superação dos cabos para-raios. Este processo é ilustrado pelo diagrama de blocos

da gura 4.2 e segue o mesmo princípio do processo descrito na seção 3.3.4.

Para iniciar o processo de análise, deve-se aplicar um curto-circuito fase-terra em

uma das estruturas terminais da LT, com o objetivo de avaliar as correntes máximas

circulantes nos cabos que compõe o primeiro arranjo de cabos para-raios da con-

guração analisada. Como constatado no capítulo anterior, o nível de curto-circuito

na primeira estrutura de uma LT é bastante próximo do nível de curto-circuito

na subestação onde essa extremidade se conecta e as correntes críticas circulantes

em direção à subestação mais próxima somam aproximadamente 95 % do nível de

curto-circuito monofásico da subestação em questão. Portanto, nesta etapa, pode-se

realizar uma análise simplicada, dividindo de 95 % a 100 % da corrente de curto-

circuito monofásica da subestação mais próxima entre os cabos para-raios, levando

em conta a diferença proporcional das impedâncias dos cabos, se forem diferentes

entre si. Realiza-se, então, o mesmo processo para a outra estrutura terminal da

LT.

De posse destes valores de corrente, deve-se vericar se os mesmos são superiores

aos indicados na norma NBR 8449 para o tipo de cabo e situação estudada. Caso seja

superior, o cabo para-raios deve ter sua superação conrmada. Caso contrário, deve-

se adotar uma das subestações como referência e, partindo dela, avaliar o próximo

ponto de troca de arranjo nesta conguração. Para isso, aplica-se curto-circuito

fase-terra na primeira estrutura do novo arranjo e calcula-se as correntes circulantes

nos cabos para-raios em direção à subestação de referência. Logo, mais uma vez,

confere-se se os valores das correntes calculadas estão de acordo com a capacidade

de corrente nos cabos para-raios segundo a norma. Caso a corrente calculada seja

superior, o equipamento deve ter sua superação conrmada e, caso contrário, deve-

se vericar o próximo ponto de troca de arranjo de cabo para-raios. Este laço se

repete até todos os pontos de troca de arranjo da primeira metade da linha serem

analisados. Então, toma-se como referência a outra subestação terminal da LT e

retoma-se a análise. Após analisar a corrente circulante crítica nos cabos para-raios

para todos os pontos de troca de arranjo, se não houve superação, o cabo para-raios

é dado como não superado.

É interessante observar que, após a análise da primeira metade da conguração,

caso esta seja simétrica e a outra subestação possua nível de curto-circuito igual

ou inferior, as correntes críticas circulantes nos cabos para-raios do outro lado da

conguração terão módulos iguais ou inferiores às correntes da primeira parte. Por

conta disso, aconselha-se iniciar a análise tomando como referência a subestação

de maior nível de curto-circuito, pois, se houver simetria na conguração de cabos

para-raios, não há necessidade de repetir a análise para a outra metade da LT.

52

Figura 4.2: Critérios para análise de superação de cabos para-raios.

53

4.4 Estudo de Caso

Como estudo de caso, com m de exemplicar a metodologia apresentada, será feito,

nesta seção, uma análise de um caso real de indicação de superação de cabos para-

raios. Esta indicação foi feita por um Agente para uma linha de transmissão aérea

de 500 kV que interliga as subestações aqui chamadas de SE A e SE B.

4.4.1 Análise de Superação da Conguração de Cabos Para-

raios Existente

A LT a qual os cabos para-raios analisados pertencem opera em 500 kV, possui

comprimento de 248,5 km e conguração dupla de cabos para-raios contínuos do

tipo Alumoweld 3 no7. Esta conguração incomum deve-se, provavelmente, ao fato

desta linha ser antiga. Além disso, foi considerado tempo de atuação da proteção

igual a 500 ms para avaliar a superação dos cabos, que suporta corrente curto-circuito

simétrica de até 4,1 kA, segundo o Agente.

Na tabela 4.1, são apresentados os níveis de curto-circuito das subestações ter-

minais A e B, segundo o caso de referência do ONS com horizonte em 2019.

Tabela 4.1: Níveis de curto-circuito nas subestações terminais A e B.

SE A SE BNível de curto-circuito trifásico (kA) 32,18 13,27Nível de curto-circuito monofásico (kA) 32,13 8,29

1. Análise de superação dos cabos para-raios nas extremidades da LT

Devido à conguração simples, estes dados são sucientes para se realizar a

análise simplicada, proposta anteriormente, aplicando-se curto-circuito fase-

terra às estruturas terminais da LT. Adotando, de forma conservativa, que

a corrente de curto-circuito monofásico escoa inteiramente para a subestação

mais próxima, os cabos para-raios do tipo Alumoweld 3 no7 se encontram

superados, operando com níveis de curto-circuito em 392 % do lado da SE

A e 100 % do lado da SE B da capacidade de corrente do cabo. A gura

4.3 ilustra a distribuição de corrente considerada, chamando de Estrutura 1 e

Estrutura n as estruturas terminais da LT.

4.4.2 Análise de Superação da Conguração de Cabos Para-

raios Proposta

OAgente, ainda, propõe uma nova conguração de cabos para-raios para ser adotada

nesta LT. A conguração proposta é do tipo 1 das congurações típicas discutidas

54

Figura 4.3: Distribuição de corrente para curto-circuito fase-terra nas estruturasterminais da conguração analisada.

anteriormente e envolve os cabos Dotterel e Aço EAR 3/8, com os cabos Dotterel

se estendendo por 35 km a partir das subestações e o cabo de aço no centro da linha.

O esquema da gura 4.4 ilustra a nova conguração proposta.

Figura 4.4: Nova conguração proposta pelo Agente.

Deve-se vericar, então, se a nova conguração suporta os níveis de curto-

circuito. Para esta análise, utiliza-se novamente a metodologia proposta e as se-

guintes premissas são consideradas:

• Tempo de reação da proteção: 500 ms

• Resistência de aterramento média das estrutures: 20 Ω

55

• Resistência de da malha de terra das subestações: 1 Ω

• Vão típico médio da LT: 500 m

• Vão entre as subestações e as estruturas terminais: 100 m

Na ausência das informações, foi adotado um condutor composto por quatro

cabos de alumínio com alma de aço (CAA 954 kcmil Rail) e estrutura típica de

500 kV igual à utilizada nos exemplos do capítulo anterior. Destaca-se, também,

que para o tempo de proteção considerado, a norma NBR 8449 dene a capacidade

de corrente dos cabos Dotterel e Aço EAR 3/8 de, respectivamente, 19 kA e 4,6

kA.

Baseando-se nas premissas consideradas, a LT é composta por 496 estruturas,

497 vãos e possui 248,5 km de extensão, resultando em pontos de troca, PT1 e PT2,

localizados nas estruturas no 70 e 427, respectivamente.

1. Análise de superação dos cabos para-raios nas extremidades da LT

Na primeira etapa, aplica-se novamente curto-circuito fase-terra nas estruturas

terminais da LT. A distribuição integral da corrente de falta nos cabos para-

raios na direção da subestação mais próxima tem resultado igual ao da última

análise: 16,065 kA de corrente circulante nos cabos para-raios para o curto-

circuito na estrutura terminal da SE A e 4,145 kA para o curto-circuito na

estrutura terminal da SE B. Estes valores representam, respectivamente, 85 %

e 22 % da capacidade de corrente do cabo Dotterel.

2. Análise de superação dos cabos para-raios no restante da LT

Agora, tomando a SE A como ponto de partida, analisa-se o próximo ponto

de troca de arranjo (PT1). Aqui, aplica-se um curto-circuito fase-terra na

estrutura seguinte à PT1, no caso, a estrutura no 71. Assim, com a distribuição

da corrente de falta calculada, têm-se as correntes críticas circulantes no cabo

de aço. A gura 4.5 ilustra o resultado obtido, exibindo o módulo das correntes

envolvidas na distribuição de corrente para curto-circuito fase-terra aplicado

à estrutura 71.

Como vericado na imagem, a corrente crítica nos cabos de aço tem módulo de

4,2 kA e circula em direção à SE A. Este valor representa 91 % da capacidade

do cabo Aço EAR 3/8.

Devido à conguração simétrica dos cabos para-raios e ao nível de curto-

circuito inferior da SE B, não é necessário avaliar o segundo ponto de troca

de arranjo. Conclui-se, portanto, que a nova conguração de cabos para-raios

encontra-se não superada.

56

Figura 4.5: Distribuição de correntes para curto-circuito fase-terra aplicado à estru-tura 71 da nova conguração.

57

Capítulo 5

Conclusões

A análise de superação de equipamentos é realizada pelo ONS e ainda não há uma

metodologia padrão para a análise de cabos para-raios. Portanto, neste trabalho

foi proposto uma metodologia de análise de superação por curto-circuito de cabos

para-raios e, em seguida, foi exemplicado através de um estudo de caso.

A metodologia consiste em avaliar as correntes de defeito críticas circulantes

para cada novo arranjo de cabos para-raios de uma conguração, comparando-as

com as capacidades dos cabos segundo a NBR 8449. As correntes são calculadas

com auxílio de um programa computacional, simulando um curto-circuito fase-terra

nas estruturas terminais da LT e nas estruturas após os pontos trocas de arranjo,

no trecho com cabos de menor capacidade de corrente.

O exemplo estudado parte da indicação de superação de cabos para-raios ao ONS

de um Agente, pertencentes a uma LT entre duas subestações. Foram, então, ava-

liadas as congurações atual e nova, proposta para a troca dos cabos para-raios, de

acordo com a metodologia proposta na seção 4.3. A análise resultou na conrmação

da superação por curto-circuito dos cabos na conguração atual e na aprovação de

uma nova conguração, em relação às correntes de curto-circuito.

Como sugestão para futuros trabalhos, pode-se citar o estudo mais aprofundado

do funcionamento do programa computacional utilizado no ONS e seu aperfeiço-

amento, melhorando a interação com o usuário e inserindo outras ferramentas e

funções que possam auxiliar ou agregar à análise de superação, tal como o cálculo

do curto-circuito bifásico-terra, por exemplo. Outro possível futuro trabalho é o

estudo, elaboração e validação de um critério mais simplicado para a análise de su-

peração em cabos para-raios, que possa agilizar o processo e torná-lo independente

de um programa computacional.

58

Referências Bibliográcas

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2025). Relatório Técnico DEA 24/16, Empresa de Pesquisa Energética,

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[2] ONS. Site ocial (Link: http://www.ons.org.br/). Operador Nacional do Sis-

tema, Acessado em dezembro de 2016.

[3] MME. Site ocial (Link: http://www.mme.gov.br/). Ministério de Minas e

Energia, Acessado em dezembro de 2016.

[4] ONS. Requesitos mínimos para linhas de transmissão. Relatório Técnico Sub-

módulo 2.4 dos Procedimentos de Rede, Operador Nacional do Sistema,

2016.

[5] ONS. Metodologia para elaboração das propostas de ampliações e reforços. Re-

latório Técnico Submódulo 4.3 dos Procedimentos de Rede, Operador

Nacional do Sistema, 2016.

[6] ANEEL. RESOLUÇÃO NORMATIVA No 443. NASA, Agência Nacional de

Energia Elétrica, 2011.

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pamentos de Alta Tensão - Prospecção e Hierarquização de Inovações Tec-

nológicas'. Brasília, Tiragem 2.000 livros, 2013.

[8] SANTIAGO, N. H. C. Linhas Aéreas de Transmissão. Dissertação de mestrado,

COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 1983.

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[10] BLACKBURN, J. L. Symmetrical Components for Power Systems Engineering.

New York, Marcel-Decker, Inc, 1993.

59

[11] MONTEIRO, A. M., DE CARVALHO, A. C. C., FILHO, J. A. Superação

de Equipamentos em 'Equipamentos de Alta Tensão - Prospecção e Hi-

erarquização de Inovações Tecnológicas'. Brasília, Tiragem 2.000 livros,

2013.

[12] ABNT. Dimensionamento de cabos para-raios para linhas aéreas de transmissão

de energia elétrica. Relatório Técnico NBR 8449, Associação Brasileira

de Normas Técnicas, 1984.

60

Apêndice A

Tabelas, geradas pelo programa de

distribuição de correntes, da corrente

de falta circulante nos vãos da LT

próximos ao ponto de curto-circuito

61

Tabela A.1: Resultado do exemplo de distribuição de corrente de curto-circuito. Curto-circuito aplicado à estrutura 1 da conguração 1.

62


63

Tabela A.3: Resultado do exemplo de distribuição de corrente de curto-circuito. Curto-circuito aplicado à estrutura 1 da conguração 1com cabos para-raios isolados da estrutura.

64

Tabela A.4: Resultado do exemplo de distribuição de corrente de curto-circuito. Curto-circuito aplicado à estrutura 41 da conguração 1com cabos para-raios isolados da estrutura.

65


66


67


68


69


70

Tabela A.10: Resultado da distribuição de correntes do estudo de caso: curto-circuito fase-terra na estrutura 71 da conguração propostapelo Agente.

71

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