Tgm transmissão de energia elétrica - parte 3

ELETRONUCLEAR Gerência de Treinamento - GTR.O

CURSO BÁSICO PARA OPERADORES DE USINAS NUCLEARES

UNA I / II / III

NOÇÕES DE USINAS NUCLEARESTGM-22

PARTE 3

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Gerência de Treinamento - GTR.O


SÉRIE: CURSO BÁSICO DE OPERADORES DE USINAS NUCLEARES

FICHA TÉCNICA

Trabalho elaborado sob a coordenação da ELETRONUCLEAR e apoio do SENAI DR/RJ de Barra Mansa e Gerência de Educação Profissional, com a participação de:

Coordenador Francisco das Chagas de Oliveira - Eletronuclear

Revisor Pedagógico Rafael Gomes Moreira - Eletronuclear

Revisor de Formatação Rafael Gomes Moreira - Eletronuclear

Desenhista Carlos Antônio dos Anjos - SENAI

Digitador Eduardo Alves Ferreira - SENAI

ATUALIZAÇÕES

Nº DA REVISÃO DATA REVISOR

TGM-22 – TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - Parte 3 Abril/2000


ÍNDICE

1. SISTEMA DE TRANSMISSÃO................................................................................3

1.1 INTRODUÇÃO..........................................................................................................3

1.2 CONSTITUIÇÃO.......................................................................................................3

1.3 CARACTERÍSTICAS................................................................................................5

1.4 CONFIGURAÇÃO GRÁFICA..................................................................................5

2. PERDAS NA TRANSMISSÃO.................................................................................7

2.1 INTRODUÇÃO..........................................................................................................7

2.2 PERDAS ÔHMICAS..................................................................................................7

2.3 PERDAS POR EFEITO CORONA............................................................................8

2.4 PERDAS NOS ISOLADORES..................................................................................9

3. DEFEITOS NA TRANSMISSÃO............................................................................10

3.1 INTRODUÇÃO........................................................................................................10

3.2 RUPTURA DE CABOS...........................................................................................10

3.3 AVARIAS DE ISOLADORES.................................................................................10

3.4 CURSTOS-CIRCUITOS..........................................................................................11

3.5 DESCARGAS ATMOSFÉRICAS...........................................................................12

3.6 EFEITOS DOS RAIOS SOBRE OS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO.................13

4. ELEMENTOS DA TRANSMISSÃO.......................................................................14

4.1 INTRODUÇÃO........................................................................................................14

4.2 SUBESTAÇÕES ELEVADORAS E ABAIXADORAS.........................................14

4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO................................................................................14

4.3.1 CONDUTORES........................................................................................................14

4.3.2 PÁRA-RAIOS...........................................................................................................15

TGM-22 – TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA - Parte 3 Abril/2000 1


4.3.3 ISOLADORES..........................................................................................................15

4.3.4 ESTRUTURA DE SUSTENTAÇÃO.......................................................................15

4.4 PROTEÇÕES USUAIS NAS LINHAS DE TRANSMISSÃO................................16

5. TRANSMISSÃO EM C.C. E C.A............................................................................18

5.1 INTRODUÇÃO........................................................................................................18

5.2 ASPECTOS GERAIS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA........18

5.3 CONSTITUIÇÃO DE UM SISTEMA DE CORRENTE CONTÍNUA...................19

5.4 COMPARAÇÃO ENTRE A TRANSMISSÃO EM AC E DC................................21

5.5 VANTAGENS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA (C.C.)........22

5.6 FATORES ECONÔMICOS.....................................................................................22

5.7 PRINCIPAIS APLICAÇÕES DA TRANSMISSÃO DC.........................................24

6. INTERLIGAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS....................................................25

6.1 INTRODUÇÃO........................................................................................................25

6.2 CONDIÇÕES PARA INTERLIGAÇÃO DE SISTEMAS.......................................25

6.3 FREQÜÊNCIAS USUAIS........................................................................................25

6.4 VANTAGENS DA INTERLIGAÇÃO.....................................................................26

6.5 PRINCIPAIS SISTEMAS INTERLIGADOS DO BRASIL....................................27



1. SISTEMA DE TRANSMISSÃO

1.1 INTRODUÇÃO

A indústria da energia elétrica assemelha-se a qualquer outro tipo de indústria. Portanto, é algo que é produzido, transportado e consumido. Particularmente, o que nos interessa são os aspectos da produção e da transmissão.

A energia elétrica é transportada do centro produtor para os centros de consumo através de linhas de transmissão que, por sua vez, são constituídas de um sistema complexo de equipamentos elétricos.

1.2 CONSTITUIÇÃO

Um sistema simples de transmissão pode ser apresentado como o diagrama de bloco, na figura 1.

Fig. 1 – Sistema Simples

O centro produtor de energia pode ser apenas um ponto de certa região, enquanto que o centro consumidor é representado geralmente por uma série de pontos que são os consumidores. Para que a energia elétrica seja transportada das usinas para os consumidores. Para que a energia elétrica seja transportada das usinas para os consumidores é necessário ligar o ponto produtor aos diversos pontos consumidores.

Fig. 2 – Centro Produtor e Centro Consumidor


Geração Transmissão Distribuição

P D

Centro ProdutorCentro Produtor

Centro ConsumidorCentro Consumidor

x2x2x1x1

x4x4

x3x3x6x6

x5x5


É fácil observar que, se o centro produtor ficar distante do centro consumidor, não é interessante ligar cada ponto de consumo diretamente ao ponto de produção, pois teríamos tantas linhas quanto fossem os pontos do consumidor.

Evidentemente, a forma mais econômica consiste em criar um centro de distribuição dentro do centro consumidor. Basta ligar com uma linha o centro produtor a esse centro de distribuição, e, deste último, tirar ramificações para os diversos consumidores. A linha PD, que liga o centro produtor (P) ao centro de distribuição (D), é chamada Linha de Transmissão e o conjunto de todos os elementos necessários a essa transmissão constitui os Sistemas de Transmissão. As diversas linhas que unem o centro de distribuição aos diversos consumidores são as linhas de distribuição, e o conjunto de todas essas linhas e seus acessórios constituem os sistemas de distribuição ou redes de distribuição.

O transporte da energia elétrica pode assumir quatro etapas distintas, baseadas nos níveis de tensão e na quantidade de energia a transportar. São elas:

Linhas de Transmissão: operam com as tensões mais elevadas do sistema (345, 440, 500 kV ...), tendo como função principal o transporte da energia entre centros de produção e centros de consumo, como também, a interligação de centros de produção e mesmo de sistemas independentes. Em geral, são terminadas em subestações abaixadoras regionais, onde a tensão é reduzida de nível para o início da distribuição, pelas linhas de subtransmissão. A extensão dessas linhas atinge de 100 a 300 km.

Linhas de Subtransmissão: normalmente operam em tensões inferiores aquelas dos sistemas de transmissão (230, 138 kV ...). Sua função é de distribuição da energia de uma subestação regional para várias subestações abaixadoras locais e, geralmente, é de curta extensão – de 10 a 100 km.

Linhas de Distribuição Primárias: são aquelas de tensões suficientemente baixas para ocuparem vias públicas e suficientemente elevadas para assegurarem boa regulação a economia, mesmo para potência razoáveis. Operam normalmente em 13,8 e 11 kV e são de curta extensão (de 300 a 3000 metros).

Linhas de Distribuição Secundárias: operam com tensões mais baixas do sistema e, em geral, seu comprimento não excede a 300 metros. Sua tensão é apropriada para uso direto em máquinas, aparelhos e lâmpadas. No Brasil, estão em uso os sistemas 220/127 V e 380/220 V.

Devemos salientar que as linhas de transmissão transportam toda a potência da usina, enquanto que as demais transportam apenas parte desta.

A Furnas interessa a usina geradora, a subestação elevadora, a linha de transmissão e a subestação abaixadora regional para subtransmissão.



As linhas de subtransmissão, subestações locais e as linhas distribuidoras, primárias e secundárias, são de competência das empresas distribuidoras estaduais, como CESP, CEMIG, etc.

1.3 CARACTERÍSTICAS

Para que se possa transportar economicamente a energia elétrica a grandes distâncias, é indispensável que as tensões sejam elevadas. Ao fazermos esta afirmativa, não estamos particularizando de qual tipo de corrente se trata, se alternada ou contínua. Uma qualidade muito boa que a corrente alternada apresenta, sob o ponto de vista da transmissão, é a facilidade com que se pode subir ou baixar o seu regime de tensão com o emprego de transformadores. Tensões da ordem de 20.000 volts podem ser obtidas diretamente de um alternador; tensões maiores encareceriam por demais o isolamento dessas máquinas, tornando-se mais conveniente o emprego de transformadores. Essa flexibilidade de tensão apresentada pela corrente alternada tornou-se quase absolutamente preferida nos sistemas de transmissão de energia elétrica.

Quando um sistema elétrico é constituído de grandes potências, dá-se preferência aos sistemas trifásicos pelas muitas vantagens apresentadas. As características, por exemplo, de todas as máquinas trifásicas são melhores do que aquelas que apresentam as máquinas monofásicas de igual potência. Para certa potência, certa distância e certa perda, o sistema trifásico, em relação aos difásicos e aos monofásicos, apresentam uma economia de 25% em material condutor. A potência no sistema trifásico é constante, enquanto que no sistema monofásico ela é pulsante.

A tensão com que uma linha de transmissão deve funcionar depende de muitas considerações de ordem econômica; todavia, podemos afirmar que essa tensão é tanto maior quanto o for a potência e a distância a transmitir.

1.4 CONFIGURAÇÃO GRÁFICA

A figura 3, mostra um esquema típico de um sistema de transmissão. A potência é gerada na tensão 15 kV, em três geradores, e através de transformadores é elevada para a tensão de 500 kV para alimentar o barramento da subestação. Duas linhas de transmissão em extra-alta tensão transportam a potência cedida pelos geradores e distribuída pelo barramento. À subestação abaixadora chegam as duas linhas de transmissão que estão conectadas diretamente ao barramento. Desse barramento sai um circuito que, através do transformador, abaixa a tensão para 138 kV para alimentar o barramento de distribuição da subtransmissão. Desse barramento partem quatro linhas de subtransmissão ramificando a potência total transmitida para setores regionais distintos. A cada setor chega uma linha de subtransmissão que, através de um transformador abaixador, abastece o barramento da subestação. Do barramento de distribuição dos setores saem linhas de distribuição primárias, na tensão de 13,8 kV, que alimentam transformadores abaixadores, em bairros ou quadras distintas, para o abastecimento local em linhas de distribuição secundária em 220/127 volts. Em locais onde se está introduzindo a energia elétrica recomenda-se a tensão de 380/220 V.



Fig. 3 – Esquema de um Sistema Elétrico


LST-2LST-2

G-1G-1

TR-1TR-1

G-2G-2

TR-2TR-2

G-3G-3

TR-3TR-3

BARRAMENTOBARRAMENTO

LT-1LT-1 LT-2LT-2


TRANSFORMADORTRANSFORMADOR


LST-1LST-1

TRAFOTRAFO

BARRAMBARRAMBARRAMBARRAM

LDP 2LDP 2LDP 1LDP 1 LDP 3LDP 3

LDS 1LDS 1

LST-4LST-4

TRAFOTRAFO

BARRAMBARRAMBARRAMBARRAM

LST-3LST-3

LDP 3LDP 3 LDP 4LDP 4 LDP 5LDP 5LDP 1LDP 1 LDP 2LDP 2

LDP 3LDP 3 LDP 4LDP 4 LDP 5LDP 5LDP 1LDP 1 LDP 2LDP 2

GERAÇÃOGERAÇÃO(USINA, SUBST. ELEV.)(USINA, SUBST. ELEV.)

15 15 KvKv

500 500 KvKv

15 15 KvKv

500 500 KvKv

15 15 KvKv

500 500 KvKv

TRANSMISSÃOTRANSMISSÃO(LINHAS, SUBST. ABX.)(LINHAS, SUBST. ABX.)

DISTRIBUIÇÃODISTRIBUIÇÃO(LINHAS, SUBST. ABX.)(LINHAS, SUBST. ABX.)

138 138 KvKv

13.8 13.8 KvKv

138 138 KvKv

13.8 13.8 KvKv


2. PERDAS NA TRANSMISSÃO

2.1 INTRODUÇÃO

Uma linha de transmissão ideal seria aquela que fosse capaz de entregar na sua extremidade final, toda a potência que lhe foi fornecida em sua extremidade inicial. Tal linha de transmissão não existe na prática. Qualquer linha de transmissão apresenta perdas, isto é, entrega sempre uma potência menor do que aquela que recebe. Essas perdas, como todas as outros, encarecem o custo da energia elétrica, ou seja, aumentam o preço do quilowatt-hora. É evidente que é de toda conveniência que essas perdas sejam as menores possíveis.

Os principais fatores responsáveis pelas perdas nas linhas de transmissão, são:

Resistência Ôhmica, Efeito Corona e Corrente de Fuga nos Isoladores.

2.2 PERDAS ÔHMICAS

Como sabemos, todo condutor apresenta uma resistência que consome certa potência, que é expressa pela fórmula:

P = I2 R

Onde

P = potência dissipada

I = corrente da linha

R = resistência do condutor

A observação dessa fórmula permite-nos tirar as seguintes conclusões:

As perdas ôhmicas são diretamente proporcional à resistência dos condutores, isto é, quando a resistência dobra, também dobram as perdas ôhmicas.

As perdas ôhmicas crescem com o quadrado da intensidade da corrente, isto é, quando se dobra a corrente, as perdas ôhmicas ficam multiplicadas por quatro.

A partir desses fatos, já podemos deixar estabelecido o seguinte:

Só existem dois meios para reduzir as perdas ôhmicas: reduzir a resistência dos condutores ou a intensidade da corrente que passa por eles. Desses dois meios, o mais eficaz é reduzir a corrente, já que mudando a corrente para metade, as perdas caem para quarta parte.



2.3 PERDAS POR EFEITO CORONA

Dá-se esse nome a um fenômeno que tem um efeito iluminativo observável nas linhas de transmissão de alta tensão, perfeitamente visível durante a noite, quando essas linhas podem apresentar um aspecto muito interessante, mostrando os seus condutores ACESOS com uma luz de tom azulado. Essa luz aparece em conseqüência da ionização do ar que circunda o condutor, o que por sua vez, é uma conseqüência da TENSÃO ELETROSTÁTICA existente na superfície dos condutores submetidos a um alto potencial. Essa tensão eletrostática nada mais é que uma espécie de PRESSÃO que os elétrons fazem tendendo a sair do condutor, pressão essa que aumenta com a diferença de potencial.

Esse fenômeno tem uma importância muito grande nas linhas de transmissão de alta tensão, porque ele nada mais é do que uma descarga elétrica suave e que, portanto, representa perdas de energia. No caso de linhas de longas, esse efeito começa a se tornar significativo na consideração de tais perdas.

O EFEITO CORONA depende dos seguintes fatores:

da tensão de transmissão – quanto maior a tensão, maior a possibilidade de ocorrência do fenômeno;

da superfície do condutor – quanto mais circular e mais polidos os condutores, menores as perdas;

do diâmetro do condutor – quanto maior a seção do condutor, menores as perdas;

da densidade do ar e, portanto, da altitude – quanto maior a altitude maiores as perdas.

Como ilustração, realizaram-se na Rússia medições em linhas de 500 kV. As perdas por efeito corona variam enormemente com as condições meteorológicas:

12 kW/km: perda média anual, tempo bom;

313 kW/km: perda máxima, sob chuva;

374 kW/km: perda máxima, sob garoa.

Outras desvantagens do efeito corona é a interferência nos meios de comunicação e o ruído acústico.



2.4 PERDAS NOS ISOLADORES

Através do material com que são fabricados os isoladores, como também através de sua superfície, verifica-se FUGA de corrente em freqüência norma, as quais provocam perdas de energia.

Vários fatores contribuem para este tipo de perda, entre eles:

Qualidade do material do isolador;

Condições superficiais do isolador;

Geometria do isolador;

Freqüência da tensão aplicada;

Potencial a que são submetidos;

Condições meteorológicas.

Na Inglaterra foi feita experiência com uma linha de 275 kV, e os técnicos mostraram que tal perda varia enormemente por unidade de isolador pendente:

Com tempo bom: 0,25 a 1,5 W/isolador;

Com chuvas fracas: 2,5 W/isolador;

Com chuvas fortes: 25 W/isolador.

Tais perdas não são fáceis de se calcularem, pois dependem do conhecimento das condições meteorológicas estáticas da região, podendo variar ao longo da linha. No entanto, tais perdas são suficientemente pequenas, podendo ser desprezadas na maioria dos casos.



3. DEFEITOS NA TRANSMISSÃO

3.1 INTRODUÇÃO

Embora as linhas de transmissão sejam construídas com muito cuidado, tendo em vista protegê-las contra possíveis acidentes que poderiam causar grandes prejuízos ao fornecimento de energia elétrica, mesmo assim, os acidentes podem ocorrer, produzindo efeitos que afetam diretamente a operação de uma determinada subestação ou usina. Vejamos alguns desses defeitos ou acidentes.

3.2 RUPTURA DE CABOS

Dentre os vários motivos que podem determinar a ruptura de um cabo, podemos citar:

Ação de uma tempestade;

Vibração provocada por um vento contínuo. Essa atuação provoca, geralmente, a ruptura do cabo junto aos isoladores;

Inclinação acidental de estruturas de sustentação provocando, inicialmente, um esticamento excessivo dos cabos.

Em um sistema trifásico existem quatro condutores: um neutro (pode estar dividido em dois condutores), ocupando sempre a parte superior, e mais três condutores relativos a cada uma das três fases. O mais provável, é ocorrer o rompimento apenas em um cabo, muito embora, não seja impossível ocorrerem rupturas simultâneas.

Após uma ruptura, sobrevém, sempre um curto-circuito cujas conseqüências estudaremos mais adiante. Instantaneamente, após a ruptura, há uma descontinuidade no condutor que só perceptível na operação se tratar de uma das fases.

Imediatamente, cai o valor da marcação no amperímetros das outras fases, devido ao desequilíbrio criado. No instante seguinte, quando o cabo que se rompeu entra em contato com o chão, fecha-se o circuito entre fase e terra (neutro) e estamos em presença de um curto-circuito entre fase e neutro.

3.3 AVARIAS DE ISOLADORES

Os principais motivos que determinam a saída de um isolador de serviço, são os seguintes:



Defeito de Fabricação:

Todos os isoladores antes de serem utilizados são testados em alta tensão em níveis superiores às suas condições de trabalho; contudo, existe a possibilidade remota de se colocar numa linha de isolador cujo defeito só aparece quando a referida linha vai entrar em funcionamento. Em linhas de tensões muito elevadas, isso nunca acontece, pois, cada isolador é constituído por uma cadeia de isoladores e, nessa cadeia, mesmo que dois de seus elementos estejam defeituosos, a cadeia ainda não perde a sua função isolante, pois já é projetada com essa margem de segurança.

Arcos Devidos à Super–Tensões:

Uma super-tensão pode determinar um arco através da superfície do isolador (cadeia de isoladores) capaz de danificá-lo pelas altas temperaturas desenvolvidas. O material isolante racha-se (fendilha-se) e perde as suas propriedades dielétricas. A avaria integral de um isolador em estruturas condutores determina um curto-circuito entre fase e neutro.

Bruscas Variações de Temperatura:

Quando o material isolante já traz consigo de sua fabricação grandes tensões mecânicas internas, as variações bruscas de temperatura, conjugadas aos esforços mecânicos, podem determinar fendilhamentos que inutilizam o isolador.

Os isoladores rachados devem ser substituídos. Esse defeitos podem ser visíveis do chão e, quando não o forem, só há um jeito: subir nas estruturas e examinar os isoladores um a um.

Quando ao aspecto de determinação do defeito de um isolador, os isoladores de vidro temperado apresentam uma qualidade muito interessante, que é a de explodirem a sua SAIA de vidro mantendo-se firme a sustentação mecânica. Desta forma, a avaria se torna perfeitamente visível e de fácil localização.

3.4 CURSTOS-CIRCUITOS

Em um sistema trifásico, podemos ter os seguintes casos de curto-circuito:

Curto-circuito entre fase e neutro;

Curto-circuito entre duas fases;

Curto-circuito nas três fases (trifásico);

Os casos mais prováveis são o primeiro e o segundo.



O comportamento de um determinado sistema de transmissão com relação aos curtos-circuitos, depende dos meios de proteção adotados e se estão ou não, eletricamente ligados a outros sistemas. Esse assunto é muito complicado e, por isso vamos apenas, fazer referência a alguns princípios gerais.

Existem acidentes nas linhas de transmissão que determinam curtos-circuitos transitórios, enquanto que outros determinam curto-circuitos permanentes que precisam ser localizados pelas turmas de manutenção, a fim de saná-los.

Um cabo superior de uma fase, que se rompe e cai sobre um outro cabo inferior de outra fase, determinam um curto-circuito entre fases; um cabo que se rompe e atinge o solo, determina um curto-circuito entre fase e neutro. Dois cabos com uma grande flexa (grande BARRIGA), sofrendo a ação de um vento forte, podem aproximar-se um do outro o suficiente para haver uma descarga elétrica, realizando um curto-circuito entre duas fases; um galho arrastado pelo vento pode determinar um curto-circuito entre fase e neutro ou entre fases, etc.

Os cabos em que se verificam os defeitos devem ser desligados do sistema e essa desconexão é feita através dos disjuntores que devem isolar, apenas, o trecho onde se verificou o defeito. Os disjuntores são comandados pelos órgãos sensíveis das linhas de transmissão que são os Relés de Proteção ou ainda, pela ação manual do homem.

O operador, atendendo às suas funções na sala de operação de uma estação ou subestação, poderá presenciar a abertura de um ou mais disjuntores, através da sinalização dos mesmos e dos instrumentos de medição.

Existem sistemas com tempo automático de religamento, que fecham novamente um disjuntor que se abriu em conseqüência de um defeito, depois de transcorrido um determinado tempo, em segundos. Essa operação pode repetir-se mais uma ou duas vezes, conforme o sistema, e, se o defeito persistir, o disjuntor não se arma mais automaticamente. O fechamento do disjuntor só poderá ser efetuado se o operador consciente e deliberadamente o desejar.

3.5 DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

É do conhecimento de todos nós o fenômeno da QUEDA DE RAIOS e suas conseqüências destruidoras. As linhas de transmissão são estruturas que estão expostas a esses raios e, portanto, sujeitas aos danos que os mesmos causam. Vale a pena dizer que a maior parte das interrupções que ocorrem no fornecimento da energia elétrica são devidos aos raios que caem, preferentemente, nas linhas de transmissão, pelas suas condições físicas mais favoráveis nesse sentido. Dada a grande responsabilidade que uma linha de transmissão desempenha no fornecimento da energia elétrica, compreende-se a grande necessidade de protege-la, da melhor forma possível, contra esse tipo de acidente.



3.6 EFEITOS DOS RAIOS SOBRE OS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO

Quase sempre um raio natural alcança o seu máximo num tempo que vai de 4 a 10 micro-segundos e aos 10 micro-segundos baixa, praticamente, a zero. Ao atingir uma linha de transmissão em um dos condutores, forma-se no ponto de incidência uma onda de SUPER-TENSÃO que se escoa nos dois sentidos com a velocidade da luz (300 mil quilômetros por segundo). Instantaneamente, a linha fica submetida a um potencial superior às suas condições de isolamento. Há, portanto, tendência para se formarem arcos através dos isoladores e de todos os isolamentos dos aparelhos ligados à linha. Esses arcos determinam a inutilização desses elementos e, como a onda de super-tensão se escoa, do ponto de incidência para ambos os lados e, ainda, como a sua atenuação é muito rápida, somente os dispositivos localizados próximos a esse ponto de incidência é que sofrem as suas conseqüências. Os efeitos destrutivos dos raios ficam quase que, exclusivamente, limitados à zona de incidência do raio.

É interessante chamar a atenção que, embora os valores das tensões e correntes desenvolvidas sejam grandes, a energia em jogo é pequena e, comparativamente, pequeníssima. Apenas, da ordem de 4 kW/h ( quatro quilowatt-hora).

É interessante chamar a atenção, também, que a ocorrência de curtos-circuitos, abertura e fechamento de disjuntores de outros fatos causam, por vezes, sobretensões que atingem valores suficientes para danificar a aparelhagem.

Dada a importância e a responsabilidade de uma linha de transmissão, são previstos meios adequados de proteção contra todos os tipos de acidentes de possível ocorrência, para que se reduza, ao mínimo, a possibilidade de uma solução de continuidade no fornecimento da energia elétrica.

Teceremos mais adiante alguns comentários a respeito desses meios de proteção.



4. ELEMENTOS DA TRANSMISSÃO

4.1 INTRODUÇÃO

Neste tópico analisaremos os principais elementos que consistem o sistema de transmissão. São eles: subestações e linhas de transmissão.

4.2 SUBESTAÇÕES ELEVADORAS E ABAIXADORAS

Assim se denominam as complexas estruturas onde se processam as mudanças do regime de tensão e se executam as operações, de entrada e saída de serviço, de linhas ou geradores (ligamento ou desligamento).

A subestação que se localiza junto aos geradores é a subestação elevadora, enquanto que as demais que possam existir ao longo das linhas de transmissão são subestações abaixadoras, como regra geral.

Entre os elementos e equipamentos que figuram em uma subestação, podemos destacar: transformadores, disjuntores, seccionadoras, pára-raios, barramentos gerais de entrada e saída e muito outros dispositivos que são função de condições específicas. Toda essa aparelhagem necessita de sistemas de medição e controle, cujos elementos de observação e atuação figuram em painéis adequados, localizados na Sala de Operação de Subestação.

Sob o ponto de vista do comando, uma subestação pode ser de comando automático, semi-automático ou manual. Uma subestação pode ser, também, telecomandada, isto é, o seu comando ser efetuado de uma outra subestação que centraliza as operações de transmissão e distribuição da energia elétrica.

4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO

São constituídas basicamente de fios ou cabos condutores, pára-raios, isoladores e estruturas de sustentação, que servem para estabelecer ligação entre o centro produtor e o centro distribuidor.

4.3.1 CONDUTORES

Os materiais empregados são o cobre, o alumínio, algumas ligas de alumínio e aço. A escolha do tipo de condutor depende da potência a transmitir, da tensão e das solicitações mecânicas, as quais o condutor pode estar sujeito uma vez instalado.



Para seções maiores que 50 mm2 são preferidos os cabos ao invés dos fios, por serem estes mais flexíveis. Para conseguir maior resistência mecânica são usados os cabos de alumínio com alma de aço. Geralmente, são usados na transmissão os condutores de alumínio com alma de aço devido a um custo mais barato, menos peso, causando flechas menores.

4.3.2 PÁRA-RAIOS

São constituídos de materiais condutores ocupando a parte superior das estruturas com a finalidade de interceptar descargas de origem atmosférica e descarregá-las para o solo, através de cabos rigidamente aterrados, evitando danos e interrupções no fornecimento de energia elétrica.

4.3.3 ISOLADORES

Os condutores das linhas aéreas são sustentadas pelas estruturas (Torres) por meio de um ou mais isoladores, os quais devem possuir características mecânicas e elétricas especiais:

Uma resistência mecânica adequada às solicitações que possam ser transmitidas pelo condutor;

Uma rigidez dielétrica, tanto interna, quanto superficial, capaz de garantir um isolamento adequado para a tensão de exercício e para as sobretensões, de origem interna e atmosférica.

As características elétricas e mecânicas da porcelana e do vidro são praticamente equivalentes. As desvantagens para o vidro são a maior fragilidade e a menor resistência às diferenças de temperatura. As vantagens são representadas, por sua vez, pela facilidade com que se pode identificar os isoladores danificados nas linhas, visto que eles se fragmentam, mesmo por uma simples perfuração elétrica, mantendo, todavia, características mecânicas suficientes; além disso, o custo dos isoladores de vidro é, geralmente, um pouco inferior ao dos isoladores de porcelana.

4.3.4 ESTRUTURA DE SUSTENTAÇÃO

As estruturas consistem os elementos de sustentação dos cabos das linhas de transmissão. Terão tantos pontos de suspensão quantos forem os cabos condutores e cabos pára-raios a serem suportados.



Suas dimensões e formas dependem, portanto, de diversos fatores, destacando-se:

Disposição dos condutores;

Distância entre condutores;

Dimensões e formas de isolamento;

Flechas dos condutores;

Altura de segurança;

Função mecânica;

Forma de resistir;

Materiais estruturais;

Número de circuitos, etc.

Daí resulta a grande variedade de estruturas em uso.

As estruturas metálicas são construídas, normalmente, de aços-carbonos normais ou de alta resistência, em perfilados ou tubos, podendo ser obtidas as mais variadas formas e dimensões. Dada a versatilidade do aço como material de construção podem ser fabricadas em grandes séries. Sendo compostas de peças relativamente pequenas e leves, podem ser transportadas com bastante facilidade a qualquer ponto, para a sua montagem no local.

Estando as estruturas expostas às intempéries, devem ser protegidas contra a oxidação. A zincagem a quente de todas as peças que as compõem assegura ausência de manutenção, por 25 anos ou mais.

4.4 PROTEÇÕES USUAIS NAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Um sistema de transmissão é feito para trabalhar dentro de determinadas características de funcionamento, cuja variabilidade está condicionada a determinados limites. Essas características, são as características do sistema, tais como a Tensão, a Corrente, a Potência, o Fator de Potência, a Freqüência, etc.

A variação da tensão, por exemplo, deve estar, no máximo, dentre de uns 10%: Sobretensões prejudicam a aparelhagem da linha, enquanto que subtensões prejudicam às condições de consumo. Se a intensidade da corrente ultrapassa os valores nominais, faz com que o rendimento da linha caia, e valores muito alto, também, podem causar danos. O fator de potência deve ser elevado, não só tendo em vista as perdas, como também, o equilíbrio do sistema; a freqüência não deve variar mais do que 5%, etc.



Nas subestações extremas às linhas de transmissão, existem todos os aparelhos de medição necessários para que os operadores acompanhem o comportamento elétrico dessas linhas e disponham de todos os elementos necessários à OPERAÇÃO DO SISTEMA, no que diz respeito às condições de demanda e necessidades de manobras, como sejam, entrada e saída de geradores ou linhas, transferência de linhas, etc.

O operador pode, assim, tomar qualquer providência que se fizer necessária. Todavia, se quando da ocorrência de um curto-circuito, a abertura do disjuntor adequado dependesse da ação do Operador, por mais ágil que este fosse, certamente o sistema iria ser seriamente prejudicado, além das conseqüências da sua interrupção. Para superar esse problema existem nas subestações ELEMENTOS SENSÍVEIS que vêem os defeitos e tomam automaticamente as providências que se fizerem necessárias num tempo mínimo. Esses elementos são os Relés de Proteção. Eles fazem parte de um verdadeiro SISTEMA NERVOSO das linhas de transmissão, e constituem os chamados Sistemas de Proteção.

Os elementos atuantes dos Sistemas de Proteção são os disjuntores, que recebem o AVISO dos relés e DISPARAM, desligando o circuito onde houve o acidente ou qualquer distorção no comportamento normal do Sistema.

No caso de sobretensões, a proteção é feita, diretamente, através de dispositivos denominados pára-raios, que são ligados às extremidades das linhas de transmissão. Os pára-raios, nada mais são que elos elétricos, que são isolantes até uma determinada tensão, acima da qual passam a ser, francamente, condutores. Os pára-raios possuem, portanto, dois terminais: um que vai conectado à linha e outro que vai ao TERRA. Os pára-raios são sempre colocados junto aos dispositivos a proteger. Um pára-raio, na sua expressão mais simples, é constituído por dois CHIFRES. As linhas de transmissão tem os seus isoladores protegidos por meio desses chifres que, além de limitarem as sobretensões, fazem com que o arco passe longe dos referidos isoladores, protegendo-os.

As sobretensões são, sobretudo, perigosas aos transformadores de força, de potencial e de corrente, cujos isolamentos podem ser FURADOS quando essas sobretensões ultrapassam a rigidez dielétrica de seus isolamentos.

O caso mais comum de disparo de disjuntores é o provocado por curto-circuito. Ocorre o defeito, o relé VÊ esse defeito e AVISA o disjuntor que DISPARA, RETIRANDO a linha.



5. TRANSMISSÃO EM C.C. E C.A.

5.1 INTRODUÇÃO

As concessionárias de serviço elétricos no mundo inteiro estão sentindo dificuldades crescentes durante os últimos anos em satisfazer os requisitos ambientais impostos para a transmissão da energia elétrica. Isto, aliado a um aumento sem precedentes nos custos dos sistemas de transmissão, fez com que a transmissão em C.C., em alta tensão e longa distância, se tornasse a solução mais atraente.

O uso generalizado da transmissão em C.C. iniciou-se, aproximadamente, na década de 1960 e vem sendo utilizado de maneira bastante promissora, em todo o mundo.

5.2 ASPECTOS GERAIS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA

A transmissão em corrente alternada (AC) firmou-se como um método econômico, confiável e flexível para a transmissão de potência dos mais baixos aos mais altos valores. Entretanto, existem problemas de solução relativamente difícil à medida que o valor e a distância da potência a ser transmitida aumentam, os quais não existiriam se a transmissão fosse realizada em corrente contínua (DC). A questão do uso da transmissão DC torna-se, também, promissora junto a esquemas onde cabos devem ser utilizados. Por exemplo, quando houver necessidade de passagens em canais marítimos.

Para a transmissão de elevadas potências através de áreas com elevadas densidade populacional, tem-se encontrado inúmeras dificuldades para se estabelecer o caminho certo para novas linhas aéreas, cabos subterrâneos solucionariam este problema. Em certos casos, tais cabos, entretanto, somente seriam econômica e tecnicamente projetados para a transmissão por corrente contínua.

Assim sendo, apesar da aceitação geral da transmissão em AC, as vantagens apresentadas pela transmissão em corrente contínua nunca foram esquecidas. Após a construção de várias linhas experimentais, em 1954 colocou-se em operação o sistema sueco “Gotland” (utilizando um cabo submarino de 96 Km conectando a ilha de Gotland à Suécia, características: 100 KV, 200 MW).

O sistemas Sueco despertou o interesse pela transmissão D.C. em outros países. A idéia geral não seria a de eliminação dos sistemas A.C., mas sim, de complementá-los. Especificamente, o interesse seria o de se superpor uma linha D.C. (link DC) de transmissão em um sistema A.C. ou interconectar dois sistemas A.C. (isolados) através de uma linha de acoplamento em corrente contínua. Geração, utilização e mesmo grande parte da transmissão e distribuição permaneceriam em A.C.



Tais esquemas (DC), requerem que A.C. seja convertida para D.C. junto ao terminal fornecedor da energia, e que D.C. seja convertida para A.C. junto ao outro terminal receptor do sistema de transmissão. Atualmente a conversão de energia é realizada através de conversores estáticos, os quais são denominados Retificadores quando transformam A.C. para D.C., e Inversores em caso contrário.

5.3 CONSTITUIÇÃO DE UM SISTEMA DE CORRENTE CONTÍNUA

Referindo-se à figura 4, o citado sistema, na sua forma mais simples, é constituído das seguintes partes:

Sistema supridor de corrente Alternada;

Terminal conversor de corrente alternada em contínua, chamado de Retificador;

Linha de transmissão de corrente contínua;

Terminal conversor de corrente contínua em alternada, chamado de Inversor;

Sistema receptor de corrente alternada.

Os sistemas supridor e receptor de corrente alternada não pertencem ao sistema de corrente contínua, mas são citados na sua constituição uma vez que são indispensáveis para o seu funcionamento.



Fig. 4 – Sistema Típico de Corrente Contínua


Sistema De Transmissão De Corrente ContínuaSistema De Transmissão De Corrente Contínua

Linha de Transmissão de Linha de Transmissão de Corrente ContínuaCorrente Contínua

Terminal Conversor de

Corrente Alternada

em Contínua

(Retificador)

Terminal Conversor de

Corrente Contínua

em Alternada

(Inversor)

~~~~


5.4 COMPARAÇÃO ENTRE A TRANSMISSÃO EM AC E DC

O objetivo desta seção é comparar de uma forma básica, os principais componentes de uma transmissão em AC e DC.

A figura 5 indica um exemplo de diagrama unifilar de uma linha trifásica AC.

Fig. 5 – Linha AC – Circuitos Simples

Muitas linhas longas em AC requerem equipamentos para compensar sua potência reativa. Na figura anterior, um banco de capacitores em série foi inserido no centro da linha.

Sistemas AC para longas distâncias, são normalmente seccionados por meio de subestações intermediárias de chaveamento por várias razões, entre elas:

a) Limitar a instabilidade devido à saída de operação de uma linha, em (caso de falha) ou para a realização de trabalhos de manutenção.

b) Limitar problemas de sobretensão quando a linha é energizada em apenas um dos extremos.

c) Possibilitar a conexão de cargas ou geração intermediária (Geração intermediária aumenta a estabilidade da linha).

Um exemplo de interconexão de dois sistemas AC através de uma linha C (circuito simples) é ilustrado na figura 6. A linha propriamente dita é constituída por dois condutores, porém certas linhas apresentam apenas um único condutor, o retorno sendo feito pela terra ou água (mar) ou ambos.

Fig. 6 – Linha DC – Circuito Simples


SistemaSistemaACAC

SistemaSistemaACAC

SistemaSistemaACAC

SistemaSistemaACAC

Linha DCLinha DC


Na figura 6 cada conversor pode operar como retificador ou inversor, permitindo que a potência seja transmitida em ambas as direções. A linha AC também apresenta esta reversibilidade.

5.5 VANTAGENS DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA (C.C.)

As sobre-tensões nas linhas AC, provocadas por manobras nos disjuntores, podem atingir cerca de 2 a 3 vezes o valor da tensão nominal, enquanto que, nos sistemas DC apresentam valores mais baixos, 1,7 vezes da tensão nominal.

Para um mesmo cabo, a sua capacidade de tensão nominal em DC é aproximadamente 3 vezes maior que em AC com relação a isolação de cabos a óleo.

Uma vantagem evidente da transmissão em CC é no tocante à potência reativa. No sistema AC há necessidade de compensar essa potência reativa através de equipamentos apropriados, localizados em S/E intermediárias. Em linhas de transmissão em DC, devido a não existência dessa potência reativa, tal fato não acontece.

No sistema de transmissão a corrente contínua, não existem problemas de instabilidade como no de AC.

Dois sistemas AC interconectados por uma linha de transmissão DC não operam em sincronismo, podendo inclusive ter freqüência distintas, por exemplo 50 e 60 Hz (ITAIPU).

Para transmitir uma mesma potência, uma linha aérea DC, requer apenas 2/3 do número de isoladores, portanto, as torres serão mais simples e mais estreitas. Portanto, as perdas Ôhmicas e fuga nos isoladores são 2/3 da linha AC. Verifica-se que as perdas por efeito corona são menores nas linhas de Corrente Contínua.

5.6 FATORES ECONÔMICOS

O custo por unidade de comprimento de uma linha DC é bastante inferior ao de uma linha AC para a mesma potência e comparável confiabilidade, entretanto, o custo do equipamento terminal é muito maior que o de uma linha AC. Na figura 7 tem-se as correspondentes torres de transmissão.



Fig. 7 – Comparação entre Sistemas AC e DC para a Transmissão Econômica (Mesmo Nível de Potência)

Devido ao fato de que os equipamentos terminais dos sistemas HVDC são mais caros, o custo inicial destes sistemas, iniciar-se-á em um ponto mais elevado. Por outro lado, devido a economia em estruturas, cabos e isoladores, tem-se que o custo da linha DC por unidade de distância será inferior, conforme mostrado na figura 8. Deve-se considerar que a figura 8 corresponde a representação dos custos para uma dada potência a ser transmitida e que, tanto para a solução AC ou DC os valores das tensões de transmissão foram também fixados.

Os pontos onde as retas (representando os custos) interceptam o eixo vertical definem os custos dos equipamentos terminais. A inclinação de cada curva é correspondente ao custo da linha por unidade de comprimento e dos equipamentos acessórios que variam com o comprimento da linha.

Para distâncias inferiores aquela determinada pelo ponto crítico, a transmissão AC apresenta menor custo e o oposto ocorre para distâncias superiores.

Fig. 8 – Custos Comparativos para Transmissão Aérea em AC e DC


a)a) b)b)

00 100100 200200 300300 400400 500500Distância (KM)Distância (KM)

CustoCusto

Ponto CríticoPonto Crítico

750 Km750 Km


Em vista da corrente divulgação dos sistemas DC, os custos destes tem caído à medida que a experiência e volume de produção aumentam. Como resultado, o ponto crítico ocorreria para menores distâncias.

5.7 PRINCIPAIS APLICAÇÕES DA TRANSMISSÃO DC

Após as discussões realizadas nos itens anteriores, a transmissão em corrente contínua seria indicada nas seguintes situações:

a) Para cabos de travessia marítima envolvendo distâncias superiores a 35 km, por exemplo.

b) Para interconectar sistemas AC com freqüência diferentes ou onde não há interesse em sincronizar os dois sistemas AC.

c) Para transmitir grandes potências à grandes distâncias, utilizando linhas aéreas.

d) Para transporte de energia em zonas urbanas congestionadas, onde as distâncias envolvidas tornariam impraticável o uso de cabos AC.



6. INTERLIGAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS

6.1 INTRODUÇÃO

Um sistema de produção, transmissão e distribuição da energia elétrica tem uma grande responsabilidade na entrega dessa energia aos seus consumidores e por isso, é necessário conjugar todos os esforços no sentido de que esse fornecimento seja o mais satisfatório possível em função das razões econômicas que o limitam.

Entre os vários recursos e meios que criam melhores condições para um fornecimento mais eficiente de energia elétrica, figura a interligação de sistemas, o que é fácil de se compreender.

Entendemos por sistema isolado ou independente uma única Usina Elétrica, de qualquer modalidade, suprindo as cargas de um ou mais centros consumidores. Se dois sistemas independentes forem ligados por uma linha de transmissão, teremos uma interligação entre os dois sistemas. Essa interligação pode se processar entre muitos sistemas de uma vasta região, formando-se um conjunto de sistemas interligados, ou um grande Sistema Interligado.

6.2 CONDIÇÕES PARA INTERLIGAÇÃO DE SISTEMAS

Para que se possa interligar, diretamente, dois sistemas elétricos, há necessidade que os mesmo sejam da mesma natureza. Assim, não se pode interligar, diretamente, um sistema a corrente contínua com um Sistema a corrente contínua com um sistema a corrente alternada, sem o auxílio de uma estação conversora.

E mesmo em corrente alternada, não se pode interligar, diretamente, um sistema monofásico com um sistema trifásico sem uma estação conversora que a realize tal função. E, ainda mais, não podemos interligar, diretamente, dois sistemas trifásicos (que é o sistema de uso geral) que possuam freqüências diferentes, havendo, também, necessidade de uma estação conversora que realize a necessária conversão de freqüência.

6.3 FREQÜÊNCIAS USUAIS

As freqüências universalmente adotadas são as de 50 Hz e 60 Hz. No Brasil temos as duas modalidades, predominando a segunda. Pode-se afirmar que a de 50 Hz tende a desaparecer. Alguns raros sistemas independentes ainda a usam. Até bem pouco tempo o estado do Rio de Janeiro e os sistemas elétricos do Rio Grande do Sul operam nessa freqüência. Havia uma estação conversora em Aparecida do Norte, que interligava os



sistemas da São Paulo Light (60 Hz) e Rio Light (50 Hz). Essa duplicidade de freqüência cria problemas econômicos no que diz respeito a interligação de Sistemas, tendo em vista, que as estações conversoras exigem um alto investimento.

Atualmente, no Brasil, existe um “Plano Nacional de Eletrificação” que prevê a Centralização do comando da produção e transmissão de energia em todo o Território Nacional. Para tanto é de toda conveniência que tenhamos, no país, uma só freqüência, a de 60 Hz.

6.4 VANTAGENS DA INTERLIGAÇÃO

Dentre os vários aspectos desejáveis em um bom fornecimento de energia elétrica, vamos aqui ressaltar:

Continuidade dos Serviços de fornecimento;

Suprimento satisfatório de potência, mesmo nas horas mais críticas, isto é, de maior consumo;

Regime de tensão e freqüência estável, dentro das tolerâncias admissíveis.

A grande vantagem da interligação dos sistemas, reside no balanço energético de suas cargas consideradas em conjunto.

Essas cargas, para cada centro consumidor, sofrem oscilações periódicas durante o dia, de acordo com a natureza desses centros consumidores (Indústria, Comércio, Residência, etc.). O principal problema que uma usina elétrica enfrenta no que diz respeito ao suprimento suficiente de potência, é o de atender a demanda máxima, o que exige uma grande potência instalada que não é utilizada na maior parte do tempo. Ora, se essa usina está interligada a uma outra, pode, perfeitamente, durante a “ponta de carga” receber um reforço dessa outra e serem assim, perfeitamente satisfeitas as necessidades de seu mercado consumidor. Essa situação torna-se, ainda, mais interessante quando as “pontas de cargas” dos sistemas que se acham interligados não coincidem. Todos os sistemas interligados desfrutam, portanto, de uma capacidade de produção de energia, virtualmente, maior do que as suas potências instaladas.

Dois sistemas hidroelétricos que se utilizam de rios com regimes hidrológicos diferentes (as cheias de um não coincidem com as cheias do outro), podem aproveitar os seus excedentes em água que se escoariam pelos vertedores, transformando-os em energia elétrica para reforço do outro sistema. Vemos, assim, a possibilidade de uma mútua compensação no aproveitamento dos potenciais hidráulicos que podem ser explorados mais satisfatoriamente.



A paralização de uma ou mais unidades de uma usina por manutenção ou acidentes, eventualmente ocorridos, determina a redução temporária de sua potência disponível, podendo prejudicar, gravemente, os centros consumidores.

Esse problema é muito mais facilmente contornado quando os sistemas são interligados.

Determinados defeitos que podem ocorrer nos sistemas de transmissão, podem determinar oscilações cujos efeitos ponham em perigo a estabilidade para os sistemas.

Vemos assim, que a interligação dos sistemas é algo, sumamente desejável, pois, atende às três condições, inicialmente, enumeradas como aspectos positivos e desejáveis no fornecimento da energia elétrica.

6.5 PRINCIPAIS SISTEMAS INTERLIGADOS DO BRASIL

Era de se esperar que o Brasil em toda a sua extensão territorial estivesse interligado, que todos os núcleos populacionais e industriais se beneficiassem das grandes vantagens da interligação de sistemas elétricos.

Observando o mapa, verificamos que existe um grande sistema interligado nas regiões Sudeste e Sul do Brasil. fato se justifica por serem as mais desenvolvidas e nelas se agruparem mas da metade da população do país, 75% de toda a energia elétrica do país aí é consumida.

No Nordeste existe um outro sistema interligado que cobre uma vasta região territorial: da Bahia ao Maranhão. Num futuro próximo teremos um enorme sistema interligado cobrindo as regiões Sul, Sudeste, Centro Oeste, Nordeste e parte da região Norte.


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Tgm transmissão de energia elétrica - parte 3