Análise de Confiabilidade de Limitadores de Corrente de Falha em Subestações de Alta Tensão

1 Introdução

Para atender à crescente demanda por energia elétrica, os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia devem se desenvolver em conformidade. Um dos problemas críticos decorrentes deste desenvolvimento é o rápido aumento das correntes de curto-circuito. O aumento das correntes de curto-circuito leva a vários riscos:

• superaquecimento de dispositivos conectados em série ao longo do caminho da falha;
• aumento das tensões transitórias e de recuperação durante a interrupção da corrente, que podem danificar os sistemas de isolamento;
• geração de forças mecânicas extremamente altas em equipamentos baseados em bobinas (por exemplo, transformadores, geradores, reatores);
• instabilidade potencial do sistema, dependendo da magnitude e do tempo de limpeza da corrente de falha;
• disjuntores existentes podem não ser mais capazes de interromper a corrente de falha aumentada, necessitando substituições caras em termos de tempo e dinheiro; para evitar tais despesas, os transformadores paralelos podem ser limitados ou a interconectividade do sistema reduzida, comprometendo a capacidade de transmissão e a confiabilidade do sistema;
• correntes de falha aumentadas prolongam as ações corretivas, levando a durações de interrupção mais longas e maiores perdas econômicas;
• redução da confiabilidade da rede.

Atualmente, três soluções principais estão disponíveis para mitigar esses efeitos:

• construção de estruturas de rede com probabilidade mínima de falhas;
• uso de disjuntores com maior capacidade de interrupção ou substituição de disjuntores mais fracos por outros mais capazes;
• modificação da rede para reduzir os níveis de curto-circuito. Geralmente, uma combinação dessas soluções é empregada para alcançar um projeto de rede ótimo, mantendo a confiabilidade do sistema dentro de limites aceitáveis. No entanto, a possibilidade de falhas nunca pode ser totalmente eliminada, e projetar equipamentos de energia com base em correntes de curto-circuito cada vez maiores é comercialmente impraticável. A terceira solução pode ser dividida ainda mais em:
  • redução da interconectividade do sistema (por exemplo, divisão de barras);
  • aplicação de limitadores de corrente de falha (FCLs).

Substituir disjuntores com maior capacidade de interrupção é uma solução cara e pode não ser viável em certos casos. Além disso, os sistemas de proteção exibem atrasos na detecção de falhas com base nas especificações dos relés. A operação do disjuntor e a extinção do arco não são instantâneas, geralmente exigindo 3-5 ciclos para limpar completamente uma falha. Consequentemente, as correntes de falha geralmente não podem ser interrompidas nos primeiros 2-8 ciclos após a ocorrência de uma falha. Durante esse período, correntes muito altas fluem através dos dispositivos em série no caminho da falha, e mesmo essa breve duração pode ser destrutiva, especialmente durante o primeiro ciclo, quando o componente DC da corrente de falha é particularmente alto.

A divisão de barras e a redução da interconectividade do sistema podem ser consideradas alternativas para abordar esse problema. No entanto, elas introduzem outros desafios operacionais, como capacidade de transmissão reduzida, fluxo de potência alterado e perdas aumentadas. A necessidade de FCLs surge da necessidade de proteger equipamentos caros e vulneráveis. Geralmente, todas as estratégias propostas de FCLs são baseadas na inserção de alta impedância no caminho em série durante uma falha, diferindo apenas na implementação. As características desejadas de um FCL ideal são tipicamente:

• impedância muito baixa sob condições normais do sistema de energia;
• inserção de alta impedância durante uma falha;
• operação rápida para limitar o componente DC da corrente de falha;
• capacidade para múltiplas operações em um curto período de tempo e recuperação automática;
• não introduz harmonias no sistema de energia;
• minimização de sobretensões transitórias;
• alta confiabilidade.

2 Confiabilidade dos Limitadores de Corrente de Falha

A aplicação de FCLs em subestações geralmente é motivada por duas razões principais:

• evitar a solução cara de substituir disjuntores instalados por aqueles com maior capacidade de curto-circuito;
• manter a topologia da subestação e evitar a divisão de barras devido a questões operacionais ou de confiabilidade. Atualmente, não há fontes ou referências confiáveis sobre as características de confiabilidade dos FCLs; portanto, neste estudo, visamos analisar essa questão considerando as características técnicas. Alguns FCLs empregam tecnologias altamente complexas, o que pode reduzir sua confiabilidade.

Existem vários tipos de FCLs, entre os quais os FCLs ressonantes e supercondutores são mais proeminentes.

A. FCLs Ressonantes

Várias configurações para FCLs ressonantes foram propostas. Geralmente, são classificados como FCLs ressonantes em série e FCLs ressonantes em paralelo. Os FCLs ressonantes possuem várias características favoráveis para a limitação de falhas, incluindo:

• Operação sem interrupção de corrente;
• Resposta rápida a falhas;
• Capacidade de suportar corrente de curto-circuito durante a duração da falha;
• Capacidade de reinicialização.

No entanto, os FCLs ressonantes geralmente consistem em múltiplos componentes, e a confiabilidade geral depende da operação correta de cada componente. Além disso, alguns FCLs ressonantes requerem um dispositivo de acionamento externo, significando que componentes adicionais são necessários para detectar o curto-circuito e iniciar o acionamento. Isso aumenta a complexidade do sistema e reduz a confiabilidade. Portanto, FCLs auto-acionados são evidentemente mais confiáveis.

B. FCLs Supercondutores

Comparados aos FCLs ressonantes, os FCLs supercondutores requerem menos componentes e são auto-acionados. A estratégia de limitação de corrente de falha é simples e baseada no comportamento natural dos materiais supercondutores. A supercondutividade existe apenas em temperaturas muito baixas, então os FCLs supercondutores requerem equipamentos de resfriamento adicionais, aumentando os custos de investimento. O conceito proposto neste artigo é limitado a avaliar o impacto da aplicação de FCLs na confiabilidade da subestação.

3 Modos de Falha dos FCLs

Assim como outros componentes em subestações de alta tensão, os FCLs apresentam diferentes modos de falha que devem ser considerados ao avaliar a confiabilidade de subestações de transmissão que incorporam FCLs. Esta seção compara as taxas de falha de diferentes tipos de FCLs.

Há uma relação fundamental entre a confiabilidade de um sistema completo e o número de seus subsistemas, todos os quais devem funcionar corretamente para alcançar a função global desejada.

• A. Modos de falha ativos
• B. Modos de falha passivos
• C. Modos de falha fixos

Claramente, FCLs que requerem um sistema de acionamento (FCLs acionados externamente) têm taxas de falha mais altas. Em geral, qualquer FCL envolvendo acionamento ou comutação envolve operações sequenciais de múltiplos dispositivos de comutação, exigindo sincronização e coordenação precisas, aumentando significativamente a complexidade em comparação com disjuntores convencionais.

Nos FCLs ressonantes (acionados externamente e auto-acionados), modos de falha fixos podem surgir devido a variações nas características dos elementos ressonantes causadas por mudanças nas condições de operação, como temperatura, ou operação em condições não nominais.

Os FCLs supercondutores só exibem tais modos de falha em caso de resfriamento excessivo, o que raramente ocorre. Portanto, pode-se dizer que os FCLs supercondutores, essencialmente, não têm esse modo de falha. Na maioria dos casos, os FCLs supercondutores podem ser projetados com parâmetros previsíveis e suportar milhares de ciclos de ativação e recuperação. Além disso, o uso de FCLs menores em vez de maiores pode melhorar tanto a confiabilidade quanto a capacidade de limitação de corrente. A Tabela 1 compara brevemente as taxas de ocorrência de diferentes modos de falha em diversos tipos de FCLs.

4 Aplicação Prática

Uma subestação de amostra mostrada na Figura 1 é usada para avaliar o impacto da implementação de FCLs na confiabilidade da subestação. É bem conhecido que, durante a manutenção, o uso de disjuntores de seccionamento de barras para gerenciar esquemas de proteção e melhorar a flexibilidade das configurações de subestação é uma prática comum. Quando o nível de corrente de falha em uma subestação excede a capacidade de interrupção dos disjuntores, substituir o disjuntor de seccionamento de barras por um FCL torna-se uma solução viável. De fato, o FCL Inter-Bus é uma das aplicações mais comuns de FCLs.

Suponha que todas as cargas conectadas à barra de 330 kV sejam idênticas. A avaliação de confiabilidade se concentra na Carga 1 na barra de 330 kV à esquerda e na Carga 5 na barra de 330 kV à direita. A confiabilidade da carga é avaliada usando os seguintes índices: (1) Probabilidade de perda de carga (%); (2) Tempo de interrupção anual (U). A barra de 330 kV é assumida como totalmente confiável. Para evitar cálculos desnecessários, os modos de falha envolvendo a falha simultânea de mais de três componentes não são considerados. Como a taxa de ocorrência desses modos de falha é muito baixa, essa suposição não introduz erro significativo.

A Tabela 2 mostra as taxas de falha e os tempos de reparo dos componentes. Para a análise inicial, começamos calculando os índices de confiabilidade associados à barra de 330 kV à esquerda. Para fazer uma comparação informada e abrangente, teoricamente, deveríamos calcular os índices de confiabilidade para todos os pontos de carga de L1 a L7. No entanto, dado que essas cargas são semelhantes e conectadas à mesma barra, terão modos de falha semelhantes. Portanto, só precisamos calcular os índices de confiabilidade para o Ponto de Carga 1 (L1) na barra à esquerda e o Ponto de Carga 5 (L5) na barra à direita.

Como mencionado acima, dois índices probabilísticos são usados para a análise: probabilidade de perda de carga (em f/ano) e tempo de interrupção anual (em horas/ano, A). Esses índices são avaliados para o caso de falha de um único componente.

Para o caso de falha simultânea de dois componentes, a taxa de falha equivalente (λₑ), a duração média de interrupção (r) e o tempo de interrupção anual (u) são expressos da seguinte forma:

Para o caso de falha simultânea em três níveis, é expresso da seguinte forma:

Considerando todos os modos de falha, a taxa de falha total e o tempo de interrupção anual total podem ser calculados da seguinte forma:

A Tabela 3 mostra os resultados da análise de confiabilidade para as cargas.

Agora, o mesmo cálculo é realizado para os alimentadores na outra barra de 230 kV. A Tabela 4 mostra os resultados relacionados ao ponto de carga LS.

5 Conclusão

Este artigo apresenta a aplicação de limitadores de corrente de falha (FCLs) para melhorar a confiabilidade de subestações, descreve o modelo matemático e o procedimento para o cálculo de confiabilidade e avalia o impacto da implementação de FCLs na confiabilidade de subestações. Os resultados indicam que a confiabilidade da subestação é melhorada com o uso de FCLs. Uma análise de sensibilidade também é realizada para examinar a influência de vários parâmetros, como a taxa de falha ativa, a taxa de falha passiva e o tempo de reparo do FCL, nos índices de confiabilidade.