IMPLICAÇÕES ECORRENTES DE FALHAS EM …saturno.unifei.edu.br/bim/20160083.pdf · tos de sobrecorrente de fase direcionais (67), responden- do às correntes da linha, precisam ser

1

IMPLICAÇÕES DECORRENTES DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE

CORRENTE E EM TRANSFORMADORES DE POTENCIAL NOS DESLIGAMENTOS

EM SUBESTAÇÕES

Henrique Valério F. de Carvalho Filho Luiz Henrique Martins de Lima

Orientador: Prof. Dr. Airton Violin Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – Verificar o impacto na subestação quando

ocorrem falhas críticas em TC’s e TP’s dado que estes

equipamentos são responsáveis por alimentarem os

relés de proteção e as falhas podem implicar em gran-

de perda de configuração na subestação.

Criação de um modelo de tabela referente aos eventos

de falhas e seus impactos dentro dos três tipos de con-

figuração de subestações que serão analisados, junta-

mente com o cálculo das probabilidades e indisponibi-

lidades da subestação com, e sem a inserção de falha

em TC.

Palavras-Chave: Confiabilidade, indisponibilidade,

proteção, relés, subestação (SE), transformadores de

corrente, transformadores de potencial, taxa de falha.

I – INTRODUÇÃO

No sistema interligado nacional (SIN) existem atualmente

mais de quatrocentos pátios de manobras em extra-alta

tensão em operação. Corriqueiramente, ocorrem falhas

em subestações e desligamentos de cargas, sendo que, às

vezes, estas falhas geram eventos em cascatas que ofere-

cem riscos à segurança operativa do sistema.

Dentre os equipamentos mais vulneráveis a falhas estão

os transformadores de corrente e de potencial. A estatísti-

ca mundial (Cigré 57/1990) mostra que a probabilidade

de falha em transformadores de medida é de aproxima-

damente 1/2000 unidades-ano, uma vez que são submeti-

dos a altas tensões, e a severos esforços térmicos e dinâ-

micos [1]. O padrão de falha severas em transformadores

de corrente geralmente é catastrófico e, em alguns casos,

pode ocorrer a sua explosão.

O artigo apresentado em [2], mostra que, em 2014, o

ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) e a ANE-

EL (Agência Nacional de Energia Elétrica) apresentaram

resultados a respeito dos equipamentos que sofreram fa-

lha de 2005 a 2014, com um levantamento de 747 falhas,

destacando-se:

Disjuntores – Cerca de 40% das ocorrências envolveram

equipamentos com fabricação há mais de 30 anos; 83%

das ocorrências relacionadas com isolação a SF6.

Para-raios – Cerca de 46% das ocorrências envolveram

equipamentos com fabricação há mais de 30 anos; 64%

dos defeitos caracterizados como falha interna dielétrica.

Transformadores de corrente (TC) – Quase 73% das

ocorrências envolveram equipamentos com fabricação há

mais de 30 anos; 42% dos defeitos caracterizados como

falha interna dielétrica; e 38% como vazamento de fluído

isolante.

Transformadores de potencial (TP) - Cerca de 40% das

ocorrências envolveram equipamentos com fabricação há

mais de 30 anos; 51% dos defeitos como falha interna

dielétrica; e 25% como vazamento de fluído isolante.

De posse das informações coletadas pela ANEEL e ONS

junto aos agentes, foi possível, a partir de [2], aprimorar

as estatísticas de modo a calcular uma taxa de falha dos

equipamentos para uma melhor comparação.

A Fig. 1 [2] apresenta uma comparação com a média do

SIN e a calculada pelo Cigré, segundo a metodologia de

cálculo de taxa de falha em transformadores de corrente

descrita em [1].

Fig. 1 – Taxa de falhas de TC’s for família.

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

2

Baseado na importância destes equipamentos no sistema

elétrico, o presente trabalho final de graduação tem como

interesse verificar a perda de configuração na subestação

quando ocorrer uma falha nestes transformadores. Serão

analisados três tipos de configurações de barra, onde cada

uma apresenta sua própria configuração de proteção.

II – CONFIGURAÇÕES DE BARRA TÍPICAS DE

SUBESTAÇÕES NO SISTEMA ELÉTRICO

BRASILEIRO

II.1 - Barra Principal + Barra de Transferência

A Fig.2 apresenta a configuração em barra principal e

transferência utilizada em média e alta tensão.

Fig. 2 – Configuração em barra principal + barra

de transferência.

Embora esta configuração possua flexibilidade para a

manutenção e reparos em disjuntores, a sua flexibilidade

operativa é limitada, pois opera somente um barramento

que limita a sua disponibilidade para ocorrências de fa-

lhas na barra e chaves a ela ligadas. Tanto a barra quanto

o bay de transferência permanecem ociosos durante gran-

de parte do tempo (mais de 95% do tempo), dado que só

operam em emergências. Em operação normal (sem fa-

lhas ou manutenções) a configuração é similar à barra

simples e, em emergências, é similar às configurações do

tipo barra dupla com disjuntor simples e bypass [3].

II.2 - Barra Dupla com Disjuntor Simples a 4 Chaves

Esta configuração é caracterizada por possuir duas chaves

seletoras de barras, uma chave de entrada e uma chave de

bypass em cada bay, de forma que todo disjuntor possa

ser liberado para manutenção e reparos sem que seja ne-

cessário desligar o circuito correspondente. Assim, apro-

veita-se a vantagem da operação normal em barra dupla

e, em emergências para disjuntores, uma das barras, pre-

viamente definida, é utilizada como barra de transferên-

cia, permanecendo temporariamente dedicada a um bay.

Somente é possível liberar um disjuntor de cada vez.

Nesta configuração, duas chaves por bay operam nor-

malmente abertas, sendo que o disjuntor de interligação

de barras também faz a função de transferência para libe-

ração de disjuntores. Para subestações de pequeno e mé-

dio porte, em grande parte do tempo (da ordem de 95%

do tempo), a subestação operará na configuração de ope-

ração normal. Durante aproximadamente 5% do tempo, a

subestação poderá estar operando em configurações de

emergência, onde somente uma barra poderá estar em

operação [3].

A Fig.3 apresenta a configuração em barra dupla com

disjuntor a 4 chaves.

Fig. 3 – Configuração em barra dupla com disjuntor

simples a quatro chaves.

Vale ressaltar que o conjunto de TC´s instalados no bay

de interligação de barras separa a ação do sistema de

proteção, de modo que falha em uma barra não retire a

outra barra de operação.

II.3 - Barra Dupla com Disjuntor e Meio

Esta configuração é caracterizada pelo compartilhamento

de um disjuntor central na proteção de dois circuitos, to-

talizando um disjuntor e meio por circuito. Como mos-

trado na Fig.4, apresenta laços elétricos formando malha,

proporcionando estabilidade à configuração.

Em geral, mesmo com a saída das duas barras de opera-

ção, em situações envolvendo contingências duplas, a

perda da configuração leva a separação dos circuitos, isto

é, perda de sincronismo nesta barra do sistema (deixam

3

de operar sob a mesma tensão), porém mantendo-se a

continuidade de parte ou de todos os circuitos.

Este fato pode não ser crítico, dependendo das conexões

na SE e das condições operativas no momento da falha.

Não há restrições preestabelecidas, do ponto de vista da

proteção da subestação, à operação nestas condições, a

não ser eventuais sobrecargas nos próprios circuitos.

É uma das configurações mais utilizadas na rede básica

brasileira em extra alta tensão e a Fig.4 mostra tanto bays

completos (três disjuntores), quanto incompletos.

Fig. 4 – Configuração em barra dupla com

disjuntor e meio.

III – PRINCÍPIOS DE PROTEÇÃO EM SEUS

ASPECTOS FUNCIONAIS

O sistema de proteção inclui relés, transformadores de

tensão e corrente, disjuntores, um sistema de alimentação

CC, eventualmente um canal de comunicação, e cabos de

controle. A confiabilidade do sistema de relés de proteção

depende de todos os elementos do sistema. Esta seção

trata-se de suas funções mais usuais, juntamente com uma

breve explicação e comentários a respeito [4].

III.1- Sobrecorrente

A proteção mínima que deve ser garantida em qualquer

sistema elétrico é a de sobrecorrente (50,51). Os relés de

sobrecorrente são fabricados em unidades monofásicas e

alimentados por transformadores de corrente ligados ao

circuito que se quer proteger. Quando se trata de falhas

internas ao transformador, esses relés podem não respon-

der com o desempenho esperado, em virtude de não ser

possível ajustá-los adequadamente para atuar nessas con-

dições, podendo comprometer a integridade do transfor-

mador.

A proteção de sobrecorrente utiliza apenas as informa-

ções de corrente para detectar faltas no elemento protegi-

do. A ideia básica é que as correntes de curto-circuito são

maiores do que as correntes normais de carga. Na maioria

dos casos, existe uma separação entre a região da corrente

normal de operação e a região de corrente de falta. Por-

tanto, é possível ajustar o relé de sobrecorrente tornando-

o capaz de distinguir entre estas duas regiões.

III.2 - Direcional

A proteção direcional (67, 67N) requer as informações de

corrente e tensão para executar a discriminação direcio-

nal. A direcionalidade estende a aplicação do princípio de

sobrecorrente para linhas paralelas e em anel. Os elemen-

tos de sobrecorrente de fase direcionais (67), responden-

do às correntes da linha, precisam ser ajustados acima da

máxima carga, e este requisito limita a sua sensibilidade.

Os ajustes da proteção de sobrecorrente direcional devem

ser revisados à medida que a topologia do sistema é alte-

rada, para evitar problemas de coordenação.

Um elemento direcional clássico responde ao defasamen-

to entre a corrente e a tensão do relé. Para faltas na linha

protegida (faltas à frente), a corrente está atrasada da ten-

são. O ângulo entre a tensão e a corrente corresponde ao

ângulo da impedância no loop de falta.

III.3 - Diferencial

A proteção diferencial (87) é uma das formas mais efica-

zes de proteger transformadores e outros equipamentos.

Na forma mais simples, a proteção diferencial dá trip

com base na diferença entre as correntes medidas que

estão entrando e saindo da zona protegida. Um relé que

incorpore esta função de proteção pode ter maior sensibi-

lidade para faltas do que outros tipos de relés, uma vez

que ele opera com base somente na diferença e não na

corrente total que está circulando no circuito. Além disso,

sendo a zona de proteção precisamente definida pela lo-

calização dos TC’s que circundavam a zona protegida, o

relé é altamente seletivo. Com esta elevada sensibilidade,

um relé diferencial pode dar trip rapidamente sem inter-

valo de tempo de coordenação.

III.4 - Relé de Distância

Proteção de distância (21) é a proteção universal contra

curto-circuito em Linhas de Transmissão (LT) cujo modo

4

de operação é baseado na medição e avaliação da impe-

dância de curto-circuito, a qual no caso clássico é propor-

cional à distância da falta.

A tensão no ponto de defeito é praticamente nula; porém,

à medida que se afasta do ponto de defeito no sentido da

fonte, esta tensão tende a aumentar devido à queda de

tensão na linha de transmissão. Assim, os relés de distân-

cia relacionam a tensão aplicada em seus terminais, liga-

dos através de TP’s ao sistema de potência, com a corren-

te que circula no mesmo ponto.

IV – PRINCIPAIS ESQUEMAS, ZONAS DE

PROTEÇÃO, PROTEÇÕES PRIMÁRIAS E DE

RETAGUARDA

Para assegurar que a rede básica do Sistema Interligado

Nacional – SIN atenda ao desempenho e critérios estabe-

lecidos nos Procedimentos de Rede, faz-se necessário que

cada uma de suas instalações, com seus componentes

integrantes – linhas de transmissão (LT), barramentos e

equipamentos – apresentem, individualmente, caracterís-

ticas técnicas adequadas. As características técnicas e

funcionais das instalações são definidas como requisitos

mínimos que devem ser atendidos por todos os agentes

para as instalações a serem integradas à rede básica e às

Demais Instalações de Transmissão – DIT [5].

IV.1 - Proteção de Transformadores

O sistema de proteção de transformadores ou autotrans-

formadores compreende o conjunto de relés e acessórios

necessários e suficientes para a eliminação de todos os

tipos de faltas internas – para terra, entre fases ou entre

espiras – em transformadores de dois e três enrolamentos

ou em autotransformadores. Devem prover também pro-

teção de retaguarda para falhas externas e internas à sua

zona de proteção e dos dispositivos de supervisão pró-

prios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas

de alívio de pressão e relé de gás [6].

Os transformadores podem estar sujeitos apenas a curto-

circuitos nos enrolamentos, sobreaquecimento e circuito

aberto. Deve-se atentar à proteção contra curto-circuito

interno e a proteção de retaguarda contra faltas externas.

Os curtos-circuitos resultam de defeitos de isolamento

que, por sua vez, são constituídos por sobretensões, de

origem atmosférica ou manobras, e por sobreaquecimento

inadmissível dos enrolamentos. Basicamente, grandes

transformadores usam a proteção diferencial (percentual

ou por acoplador linear) e proteção Buchholz (gás) [7].

A localização do transformador de corrente define os

limites da proteção primária em muitos casos. A proteção

de retaguarda é feita, geralmente, por meio de relés de

sobrecorrente e/ou por fusíveis. Em sistemas de menor

tensão, usam-se transformadores de corrente do tipo bu-

cha, instalados nas buchas de transformadores e disjunto-

res. Neste caso, as zonas de proteção se sobrepõem no

disjuntor, e o disjuntor encontra-se na zona sobreposta. Já

nas instalações com tensões maiores, usam-se transfor-

madores com vários enrolamentos, estando a zona de

sobreposição dentro do transformador de corrente [4].

A Fig.5 mostra o mais simples dos esquemas diferenciais

(usando um relé de sobrecorrente instantâneo), na qual a

proteção diferencial dá trip com base na diferença entre

as correntes medidas que estão entrando e saindo da zona

protegida.

Fig. 5 - Relé diferencial na proteção de

transformadores.

IV.2 - Proteção de Barramentos

O sistema de proteção de barramentos compreende o con-

junto de relés e acessórios, necessários e suficientes para

detectar e eliminar todos os tipos de faltas nas barras,

com ou sem resistência de falta [6].

A Fig.6 mostra a configuração com disjuntor e meio, jun-

tamente com as zonas de proteção de barras.

Fig. 6 – Configuração em D 1/2 e as zonas de proteção.

As barras são pontos críticos em um sistema de energia

elétrica, para os quais muitos circuitos do sistema de po-

tência convergem. Ao contrário das linhas de distribuição

5

ou transmissão, as faltas nas barras podem ser muito pre-

judiciais, principalmente por duas razões: a primeira ra-

zão é que a convergência dos circuitos de alimentação na

junção da barra, principalmente nos níveis de tensão da

transmissão, irá resultar em correntes de falta com eleva-

da magnitude. A segunda razão é que para eliminar uma

falta nos barramentos muitas vezes é necessário abrir

várias ramificações conectadas a ela, o que pode desligar

as cargas associadas e reduzir a capacidade de transferên-

cia de energia e levar à perda de confiabilidade.

A proteção diferencial é muitas vezes aplicada na prote-

ção de barras por sua alta seletividade e alta velocidade

de operação, podendo ser feita por meio de relés de so-

brecorrente, proteção diferencial de tensão de alta impe-

dância e por restrição percentual (baixa impedância). A

zona de proteção é determinada pela localização dos TC’s

e as posições dos disjuntores e seccionadoras [4].

IV.3 - Proteção de falhas em Disjuntores

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por es-

quema para falha de disjuntor [6].

Proteção confiável requer sistemas de proteção primários

redundantes, complementados por sistema de proteção de

backup. A configuração dos disjuntores quase nunca

apresenta redundância, devido ao seu alto custo.

Em muitos casos, o esquema de falha de disjuntor requer

comandos de trip em um ou mais disjuntores remotos

para isolar completamente a seção sob falta [4]. A falha

de disjuntor é declarada pela tentativa de trip do relé pri-

mário do disjuntor mais próximo da falta, e pela presença

de corrente após o término do tempo de abertura do dis-

juntor.

A Fig.7 mostra o diagrama unifilar de um sistema de po-

tência e ajuda a ilustrar o conceito de proteção de backup.

Fig. 7 – Proteção de retaguarda (backup).

IV.4 - Proteção de Linha de Transmissão

O sistema de proteção de LT compreende o conjunto de

relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais

da LT, necessários e suficientes para a detecção e elimi-

nação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com

ou sem resistência de falta – e de outras condições anor-

mais de operação [5].

Uma proteção de linhas deve garantir que todo o defeito

seja eliminado tão rapidamente quanto possível, sendo

também desligada uma única seção, de mínima extensão

possível. As proteções de linhas de transmissão devem

utilizar a princípio, relés muito rápidos, e a utilização

destes depende da transmissão de dados entre os termi-

nais que estão à quilômetros de distância. Basicamente,

há proteção com relés de sobrecorrente (50,51) e de dis-

tância (21) [7].

Na Fig.8 é possível observar a presença das três zonas

que caracterizam a proteção de linhas de transmissão,

juntamente com a presença do relé de distância. Deve-se

ressaltar que a Zona 1 (Z1) é instantânea, enquanto as

demais (Z2 e Z3) são temporizadas.

Fig. 8 – Proteção de linha de transmissão.

V – ANÁLISE DE FALHAS EM TC´S E TP´S EM

CONFIGURAÇÕES TÍPICAS DE

SUBESTAÇÕES

As principais falhas em transformadores de instrumenta-

ção serão analisadas nesta seção, uma vez que podem

retirar uma subestação inteira de operação. A falta de

manutenção preventiva e preditiva pode, futuramente, se

tornar uma manutenção corretiva. Em linhas gerais as

falhas podem ocorrer por várias razões, sendo que as

principais são as listadas nos subitens abaixo.

V. 1 - Análise de falhas em TC’s

1. Envelhecimento da instalação (T > 30 anos);

2. Frequência de incidência e de elevadas correntes

passantes (redução da vida útil);

3. Abertura dos enrolamentos no secundário;

4. Explosão de equipamentos da SE localizados

próximos ao TC;

5. Qualidade e periodicidade da manutenção;

6. Especificações técnicas: Normas antigas

(EB256) x Normas atuais (NBR 6556);

7. Curto circuito entre espiras tanto no primário,

quanto no secundário.

V. 2 - Análise de falhas em TP’s

1. Envelhecimento da instalação (T>30 anos);

2. Queima de fusíveis e/ou desligamentos de

disjuntores no barramento secundário do TP

(perda de potência);

3. Curto circuito entre espiras tanto no primário,

quanto no secundário;

6

4. Explosão de equipamentos da SE localizados

próximos ao TP;

5. Qualidade e periodicidade da manutenção;

6. Carregamentos excessivos;

7. Substituição do equipamento (especificação).

Como comentado acima, existem vários modos de falhas

que podem afetar a operação dos transformadores de me-

didas (TC e TP). O presente trabalho tem como interesse

verificar a perda de configuração na subestação quando

ocorrer uma falha nestes transformadores. A sua repre-

sentação levará em conta apenas as falhas críticas que

provocam a atuação do sistema de proteção de imediato.

Os demais eventos não serão considerados.

A referência [1], que é um levantamento mundial sobre

falhas em transformadores de medidas, separa as falhas

em modos de falhas:

(i) falhas causadas por incêndio e explosão (F&E);

(ii) falhas mais relevantes que requer a atuação imediata

do sistema de proteção (MaF);

(iii) falhas que são detectadas por equipes de manutenção

e não requer a atuação da proteção (MiF).

O interesse ficará limitado aos dois primeiros itens, sendo

que na página 57 da referência [1] (tabelas 4.81 e 4.82)

são apresentadas as taxas de falhas para estes eventos

considerados.

O modelo para TC´s e TP´s a ser considerado é o indica-

do na Fig.9 [8]. No estado 1, o componente se encontra

em operação, sofre uma falha (vai para o estado 2), o

sistema de proteção atua, os disjuntores abrem, a subesta-

ção sai de sua configuração de operação normal e vai

para a configuração pós-falha. Identificada a falha, as

chaves seccionadoras são manobradas, o equipamento é

isolado para reparo ou substituição (estado 3) e a subesta-

ção vai para a configuração pós-manobra. Nestes dois

estados de emergência, são verificados os desligamentos

de terminais na SE devido à ocorrência da falha.

Fig.9 - Modelo a três estados para TC´s e TP´s.

Como não há relés específicos monitorando os TC´s e

TP´s (diferentemente dos transformadores de força), a sua

proteção, para falhas críticas, deve ser realizada pela atu-

ação da proteção de retaguarda, de acordo com as zonas

de proteção pré-definidas na subestação.

V.3 - Eventos de falhas na SE

A Tabela 1 mostra os eventos de falhas na subestação,

assim como os impactos causados, tendo como base o

diagrama unifilar apresentado na Fig.2. Por exemplo, ao

ocorrer falha na barra, todos os bays são desligados e

assim permanecem até o seu reparo. Se ocorrer falha em

disjuntor, todos os bays são desligados, e uma vez identi-

ficado (tempo de manobra) é isolado para reparo e todos

os bays são religados. Se ocorrer falha em TC, todos os

bays são desligados, e uma vez identificado, será repara-

do, ou substituído, enquanto os demais bays são religa-

dos. É importante observar que falha no TC implica em

bloquear o disjuntor correspondente, uma vez que não

receberá informações do TC que falhou, e a proteção de

retaguarda deverá atuar.

TABELA 1 – EVENTOS DE FALHAS E IMPACTOS – SUBESTAÇÃO

SANTA MARIA – SETOR 138 KV

(1) Por premissa, a barra e o bay de transferência operam desenergizados;

(2) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção; (3) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser

religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Manobra,

quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após a reali-zação de manobras na subestação;

(4) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasionando

a retirada completa do bay.


assim como os impactos causados, tendo como base o

diagrama unifilar apresentado na Fig.3. Neste caso, a

subestação opera com as duas barras energizadas dividin-

do os circuitos para uma melhor confiabilidade.

Assim, conectados à barra BI estão TR1, TR3 e LT-1, e

conectados à barra BII estão TR2 e TR4. Os resultados

mostrados na Tabela 2 refletem esta divisão. Por exem-

plo, ao ocorrer falha na barra BI os terminais TR1, TR3 e

LT-1 serão desligados. Uma vez identificada a falha

(tempo de manobra) eles serão religados na barra BII. Se

ocorrer falha na chave de barra conectada à barra BI,

TR1, TR2 e LT-1 serão desligados, uma vez identificada

a chave, BI é isolada para reparo e os demais terminais

são religados na barra BII, mantendo o bay da chave des-

Barra principal + barra de transferência (1)

Falha (2) Terminais

desligados

Duração

(3)

Terminais

religados

Reparo

(4)

Barra

Principal

TR1, TR2

TR3, LT-1

LT-2

Reparo

Disj. Bay

TR1, TR2

TR3, LT-1

LT-2

Manobra

TR1,TR2

TR3,LT-1

LT-2

Chave

Barra

TR1,TR2,

TR3, LT-1

LT2

Reparo

Chave

entrada

TR1,TR2,

TR3, LT-1

LT2

Mano-bra TR2,TR3

LT-1, LT2 TR1

TC

TR1, TR2

TR3, LT-1

LT-2

Manobra TR1,TR2

TR3,LT-2 LT-1

TP linha LT-1 Reparo LT-1

7

ligado durante o tempo de reparo. Se ocorrer falha em um

TC de bay, a proteção de retaguarda atuará, retirando a

barra, na qual o bay está conectado, de operação. Os ter-

minais são religados na outra barra e o bay do TC ficará

desligado enquanto durar o reparo ou a substituição.

(1) Por premissa, as duas barras operam energizadas;

(2) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção;

(3) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Mano-

bra, quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após

a realização de manobras na subestação; (4) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasio-

nando a retirada completa do bay.

Na Tabela 2 acima estão retratadas as falhas que ocorrem

nos bays conectados à barra BI. As falhas que ocorrem

nos bays conectados à barra BII são semelhantes, pois a

atuação da proteção será idêntica, mas há somente dois

bays conectados nesta barra.

Se ocorrer uma falha na chave de interligação, todos os

disjuntores ligados às duas barras atuam, retirando com-

pletamente a subestação de operação. Todos bays são

religados em uma das barras.

Em uma falha no disjuntor de interligação, deve-se ma-

nobrar todos os bays para uma das barras. No caso do TC

de interligação, uma falha tira por completo a subestação

de operação, necessitando de manobra para reparo do

equipamento, porém religando todos os terminais em uma

das barras.


assim como os impactos causados.


CAPIVARI DO SUL – SETOR 525 KV

(1) Falhas que provocam a atuação do sistema de proteção;

(2) Tempo de Reparo (ou substituição) quando os terminais só podem ser religados após o reparo do equipamento que falhou, ou Mano-

bra, quando os terminais (ou parte deles) podem ser religados após a realização de manobras na subestação;

(3) Necessidade de reparo do equipamento que veio a falhar, ocasio-

nando a retirada completa do bay.

A base para a análise é o diagrama unifilar apresentado

na Fig.4. Por exemplo, falha em barra não provoca desli-

gamento de nenhum terminal. Falha no disjuntor central

provocará o desligamento dos dois terminais do vão con-

jugado, que serão religados após tempo para manobras.

Falha em chave de barra, deixarão a barra e a chave des-

ligadas, porém sem desligamentos em terminais. Para

uma falha nas chaves entre disjuntores, o bay mais pró-

ximo da mesma será desligado, pois o disjuntor central

atuará, impedindo a propagação do curto, o terminal fica-

rá desligado. Uma falha no TC lateral impede a atuação

do disjuntor lateral e, consequentemente, faz com que o

disjuntor de retaguarda atue, impedindo a propagação do

curto para os demais bays, sendo que o bay desligado será

religado após o tempo de manobra.

V.4 - Contabilização de resultados em termos de número

de bays desligados na SE

Considerando o modelo para componentes reparáveis da

Fig.9, as equações para a sua resolução, como descritas

em [8] e os dados de taxas de falhas e tempos de reparos

e de manobras para equipamentos de alta tensão definidos

em [9], foram obtidas as probabilidades estacionárias dos

estados para os componentes da subestação, como indi-

cado na Tabela 4. A probabilidade P1 é a de o componen-

te ser encontrado em operação, P2 é a probabilidade de o

componente ser encontrado em falha e a P3 é a probabili-

dade do componente ser encontrado em reparo.


CAPIVARI DO SUL – SETOR 230 KV

Barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves (1)

Falha (2) Terminais

desligados

Duração

(3)

Terminais

religados

Reparo

(4)

Barra 1 TR1, TR3

LT-1 Manobra

TR1,TR3

LT-1

Barra 2 TR2, TR4 Manobra TR2, TR4

Disjuntor

do Bay

TR1

TR3,LT-1 Manobra

TR1, TR3

LT1

Disj.

Interliga-

ção

TR1, TR2

TR3, TR4

LT-1

Manobra

TR1,TR2

TR3,TR4

LT-1

Chave de

Barra

TR1, TR3

LT-1 Reparo

TR3

LT-1 TR1

Chave

interliga-

ção

TR1, TR3

LT-1 Manobra

TR1, TR3

LT-1

Chave

Entrada

TR1, TR3

LT-1 Reparo TR1, TR3 LT-1

TC do

Bay

TR1, TR3

LT-1 Reparo TR3,LT-1 TR1

TC de

Interliga-

ção

TR1, TR2

TR3, TR4

LT-1

Manobra

TR1, TR2

TR3, TR4

LT-1

TP de

linha LT-1 Reparo LT-1

Barra dupla com disjuntor e meio

Falha (1) Terminais

desligados

Duração

(2)

Terminais

religados

Reparo

(3)

Barra 1

Barra 2

Disjuntor

Lateral Reator 1 Manobra Reator 1

Disjuntor

Central

Reator 1

TR1 Manobra

Reator 1

TR1

Chaves

de Barra

Chaves

entre

Disj.

TR1 Reparo TR1

TC Late-

ral Reator 1 Manobra Reator 1

TC Cen-

tral

Reator 1

TR1 Manobra

Reator 1

TR1

TP de

linha LT-1 Reparo LT-1

8

Como o estudo deste artigo foi descrito para falhas críti-

cas em TC’S, a probabilidade usada para o cálculo das

tabelas abaixo foi a P2, onde o equipamento encontra-se

em falha, que define a configuração pós-falha da subesta-

ção, onde a perda de sua configuração é maior.

As tabelas a seguir mostram resultados quantitativos, para

efeito comparativo, considerando-se, ou não, a represen-

tação dos TC’s do pátio de manobras. Percebe-se que não

houve uma inserção de valores para TP’S nas tabelas 4, 5,

6 e 7, pois foram analisados somente TP’S de linhas de

acordo com as tabelas 1, 2 e 3. De acordo com esta análi-

se, nota-se que ao ocorrer uma falha em um TP de linha,

a subestação continuava em operação, tal falha resultava

somente na perda de linha onde o TP estava conectado,

evento não crítico.

TABELA 4 – PROBABILIDADES DOS ESTADOS DOS COMPONENTES

Comp. P1 P2 P3

Disj. 9,9996×10-1 3,8435×10-7 3,9103×10-5

Chave 9,9999×10-1 6,8496×10-7 8,5276×10-6

Barra 9,9986×10-1 1,2777×10-5 1,2713×10-4

TC 9,9999×10-1 1,3527×10-7 2,8272×10-6

Para uma ordem de grandeza, foi obtida a probabilidade

de falha da barra principal da configuração em barra prin-

cipal + barra de transferência para um pátio de 138 kV da

Fig.2, levando-se em conta os eventos da Tabela 1.

Para uma melhor precisão e percepção das probabilidades

encontradas a seguir, faz-se necessário o cálculo da indis-

ponibilidade:

Indisponibilidade = Probabilidade*8760*60 [minu-

tos/ano].

TABELA 5 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DA SE

BARRA PRINCIPAL + TRANSFERÊNCIA

Comp. Prob. P2 Quant. Prob. total

Disjuntor 3,8435×10-7 5 1,92175x10-6

Chave 6,8496×10-7 10 6,8496 x10-6

Barra 1,2777×10-5 1 1,2777×10-5

TC 1,3527×10-7 5 6,76 x10-7

Probabilidade de perda na SE sem a implicação de falhas

em TC: 2,15x10-5.

Indisponibilidade = 11,30 [min/ano].

Probabilidade de perda na SE com a implicação de falhas

em TC: 2,22x10-5.


De acordo com a Tabela 5, nota-se que ao inserir a taxa

de falhas em TC’s na análise final, houve um acréscimo

de 3% na probabilidade de perda da SE. Observa-se que

este acréscimo não é elevado. Quando se comparam as

falhas apenas em equipamentos (excluindo a barra), a

inclusão dos TC´s provoca um acréscimo de 8%. Isto

significa que a sua inclusão em análises de falha depende-

rá da ordem de grandeza das probabilidades envolvidas.

Foi obtida também as probabilidades de falha para a con-

figuração de barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves

para um pátio de 230 kV da Fig.3, levando em conta os

dados da Tabela 2.

TABELA 6 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DA BARRA BI

BARRA DUPLA DISJUNTOR SIMPLES A 4 CHAVES


Disjuntor 3,8435×10-7 3 1,15305 x10-6

Chave 6,8496×10-7 6 4,10976 x10-6

Barra 1,2777×10-5 1 1,2777×10-5

TC 1,3527×10-7 3 4,0581 x10-7

Probabilidade de perda da barra BI na SE sem a implica-

ção de falhas em TC: 1,80x10-5.



em TC: 1,84x10-5.




de 2% na probabilidade de perda da SE. Quando se com-

param as falhas apenas em equipamentos (excluindo a

barra), ocorre um acréscimo também de 8%, na probabi-

lidade de perda da barra BI.

Na Tabela 7, foi verificado a perda da SE (saída das duas

barras) e o impacto ao se considerar falha em TC´s do

bay de interligação de barras.

TABELA 7 – PROBABILIDADES DE DESLIGAMENTO DE BI+BII NA

SE - BARRA DUPLA DISJUNTOR SIMPLES A 4 CHAVES


Disjuntor 3,8435×10-7 1 3,8435×10-7

Chave 6,8496×10-7 0 0

Barra 1,2777×10-5 0 0

TC 1,3527×10-7 1 1,3527×10-7

Probabilidade de perda na SE sem a implicação de falhas

em TC: 3,8435×10-7.



em TC: 5,20×10-7.




de 35% na probabilidade de perda da SE. Observa-se que

este valor representa grande impacto, pois neste caso fo-

ram incluídos somente os equipamentos dos bays de in-

terligação das barras.

VI – CONCLUSÃO

Foi analisado que uma falha crítica em um TC seria se-

melhante a uma falha em um disjuntor. Os indicadores de

probabilidades de falhas foram obtidos de modo simplifi-

cado, somando-se as probabilidades de falhas dos com-

9

ponentes (disjuntores, chaves, barras e TC’s) que operam

normalmente fechados. Assim, para uma análise de con-

fiabilidade, nota-se que para uma configuração de barra

principal + transferência, o incremento de taxa de falha

em TC aumenta em 3% a chance de perda de uma subes-

tação.

Em uma configuração de barra dupla a 4 chaves, tem-se

um aumento de 2%, com a soma das taxas de falhas em

TC’s. Já para a mesma configuração, considerando so-

mente uma análise no bay de interligação de barras, nota-

se um relativo aumento de 35%.

Para uma análise apenas em equipamentos (excluindo a

barra), observa-se que há um acréscimo de 8%. Assim, a

inclusão de TC´s em análises mais complexas de confia-

bilidade em subestações deverá ser precedida de uma

avaliação do banco de dados de onde se retirará valores

de taxas de falhas e de tempos de reparos, pois os acrés-

cimos não são significativos, a menos que as taxas de

falhas de barras sejam da mesma ordem de grandeza das

taxas de falhas dos equipamentos envolvidos, já que os

TC´s possuem valores menores ou, no máximo, da mes-

ma ordem, dos demais equipamentos. O tipo de configu-

ração de barra da subestação e o seu porte (número de

bays envolvidos) podem potencializar estes acréscimos

acima comentados.

As análises comparativas considerando as indisponibili-

dades (minutos/ano) mostram que a inclusão dos TC’s

não altera de modo significativo os resultados, reforçando

a tendência de não os incluir em estudos de confiabilida-

de de subestações. A sua inclusão eleva o tempo de pro-

cessamento e, como já ressaltado, uma análise prévia das

taxas envolvidas se faz necessário.

Os três tipos de configurações de subestações que foram

analisados estão representados nos anexos. Para o anexo

A, os relés de proteção estão ligados ao TC relacionado

ao disjuntor do bay, o qual apresenta uma cadeia simples,

com uma confiabilidade baixa e perda da proteção no

caso do TC apresentar uma falha crítica. Para o anexo B,

os relés de proteção também estão ligados ao TC relacio-

nado ao disjuntor do bay, o qual apresenta uma cadeia

dupla com os relés de proteção e retaguarda ligados em

núcleos diferentes no mesmo TC. Como a análise foi feita

em uma falha crítica do TC, a proteção será perdida e a

confiabilidade é baixa. Para o anexo C os relés de prote-

ção e retaguarda estão ligados no TC lateral e central, em

cadeia dupla, porém estão sendo alimentados por ambos

os TC’s de forma cruzada. Em uma falha crítica no TC

central onde o prejuízo é maior, tem-se a perda dos bays

ligados no mesmo.

Estudar o sistema para conhecer as suas fragilidades e

otimizar os investimentos deve ser uma tarefa contínua, e

avaliações desta natureza em subestações deve se inserir

neste contexto, uma vez que permite verificar os benefí-

cios de uma melhor representação dos seus componentes.

.

REFERÊNCIAS

[1] Documento do CIGRÈ – “Final Report of the 2004 -

2007- International Enquiry on Reliability of High

Voltage Equipment”.

[2] “Estatística de Taxa de Falhas de Transformadores

de Instrumento no Sistema Elétrico Brasileiro Asso-

ciado à Vida Útil Dos Equipamentos”, Grupo VIII,

SNPTEE, 2015.

[3] Sergio O. Frontin, “Equipamentos de Alta Tensão –

Prospecção e Hierarquização de Inovações Tecnoló-

gicas”, Ed. Goya, 2013.

[4] H. J. Altuve Ferrer and E. O. Schweitzer, III (Edi-

tors), Modern Solution for Protection, Control and

Monitoring of Electric Power Systems. Pullman,

WA: Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.,

2010.

[5] ONS – Procedimentos de rede – Submódulo 2.6 –

Requisitos mínimos para os Sistemas de proteção e

telecomunicações v2.0 – 11/11/2011.

[6] ONS – Procedimentos de rede – Submódulo 2.3 –

Requisitos mínimos para transformadores e para su-

bestações e seus equipamentos v2.0 – 11/11/2011.

[7] Amadeu C. Caminha, “Introdução à Proteção dos

Sistemas Elétricos”, Ed. Edgard Blüncher, 1978.

[8] Airton Violin, “Avaliação da confiabilidade de su-

bestações baseada nos desempenhos estatísticos e di-

nâmico de sistemas elétricos de potência”, Tese de

Doutorado, UNIFEI, 2014.

[9] Base de Dados para a Utilização em Avaliação de

Confiabilidade em Subestações, Relatório ONS –

GAT CT 134/14, 2015.

BIOGRAFIA:

Henrique Valério F. de C. Filho Nasceu em Lambari (MG), em

1990. Estudou em Lambari, Itabira

e Itajubá. Ingressou na UNFEI em

2010 no curso de Engenharia Elétri-

ca. Realizou estágio na empresa

AMBEV. Foi membro do projeto de

formula SAE, elétrico, participou de

um curso na UNICAMP, para estu-

dos em painéis fotovoltaicos.

Luiz Henrique Martins de Lima Nasceu em Jacareí (SP), em 1990.

Ingressou na UNIFEI em 2010 no

curso de Engenharia Elétrica. Moni-

tor de Física I e Metodologia Cien-

tífica, no período de 2012 a 2013,

pela UNIFEI. Em 2013, durante um

ano, participou do programa Ciên-

cia Sem Fronteiras, para Duisburg,

Alemanha, na universidade Universität Duisburg-Essen.

Participou do programa Embaixador SEL, realizado pela

empresa Schweitzer Engineering Laboratoriais, em 2015

10

Anexos

Anexo A – Exemplo de relés alimentados por TC’s, configuração Barra principal e de transferência.

Anexo B – Exemplo de relés alimentados por TC’s, configuração Barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves.

11

Anexo C – Exemplo de relés alimentados por TC’s, configuração Barra dupla com disjuntor e meio.

Documents

IMPLICAÇÕES ECORRENTES DE FALHAS EM …saturno.unifei.edu.br/bim/20160083.pdf · tos de sobrecorrente de fase direcionais (67), responden- do às correntes da linha, precisam ser