Cálculos de Projeto para Esquemas de Aterramento Neutro e Dimensionamento de Transformador de Aterramento em Usinas Solares Fotovoltaicas de Grande Porte

1 Classificação dos Métodos de Aterramento Neutro para Estações Fotovoltaicas

Influenciados por diferenças nos níveis de tensão e estruturas de rede em diferentes regiões, os métodos de aterramento neutro dos sistemas de energia são principalmente categorizados em aterramento não efetivo e aterramento efetivo. O aterramento não efetivo inclui o aterramento neutro via bobinas de extinção de arco e sistemas neutros não aterrados, enquanto o aterramento efetivo compreende o aterramento neutro sólido e o aterramento neutro via resistores. A seleção de um método de aterramento neutro é uma questão abrangente, envolvendo considerações sobre a sensibilidade da proteção relé, níveis de isolamento do equipamento, custos de investimento, continuidade do fornecimento de energia, dificuldade de operação e manutenção, escopo de falhas e impacto na estabilidade do sistema.

1.1 Aterramento Não Efetivo
1.1.1 Aterramento Neutro via Bobinas de Extinção de Arco

Uma bobina de extinção de arco é instalada no ponto neutro do sistema. Durante as falhas, a corrente indutiva compensa a corrente capacitiva do sistema, e a corrente de falha no ponto de aterramento é a corrente indutiva residual após a compensação. Quando ocorre uma falha de fase única, a bobina compensa a corrente capacitiva para extinguir rapidamente o arco de aterramento, suprimindo arcos intermitentes e sobretensão. O sistema pode continuar funcionando por um tempo após a falha, adequando-se a cenários de fornecimento de energia de alta confiabilidade.

Características principais:

• Proteção & Operação: A pequena corrente de aterramento faz com que a proteção de corrente zero sequencial comum seja insensível, exigindo proteção complexa de fase única. A bobina deve funcionar em modo de supercompensação; os operadores precisam ajustar parâmetros oportunamente com as mudanças na rede, complicando a manutenção.

• Configuração: Evite a instalação concentrada de várias bobinas ou configuração de uma única bobina para evitar falha de compensação.

• Aplicabilidade & Limitações: Adequado para sistemas com grandes correntes capacitivas de aterramento de fase única, reduzindo efeitos térmicos no equipamento e permitindo fornecimento de energia contínuo a curto prazo. No entanto, a proteção relé não pode cortar rapidamente as falhas em estações fotovoltaicas de médio e grande porte. Portanto, é menos utilizado em estações fotovoltaicas de nível MW e acima, e em barras de 10 kV/35 kV, com sistemas de bobinas de extinção de arco antigos sendo reformados.

1.1.2 Neutro Não Aterrado

Sistemas neutros não aterrados (aterramento não efetivo) apresentam correntes de falha provenientes do acoplamento capacitivo de linhas/equipamentos durante falhas de fase única, sem loop de curto-circuito. Isso permite operação com falha de 1 a 2 horas devido a correntes baixas e tensões interfasianas mantidas, mas apresenta risco de reacendimento de arco e sobretensão, exigindo alto isolamento. Adequado para correntes capacitivas pequenas (por exemplo, lados AC de inversores fotovoltaicos, transformadores de baixa tensão neutros não extraídos).

1.2 Aterramento Efetivo
1.2.1 Aterramento Neutro Sólido

Oferece alta corrente de falha, proteção sensível, baixa sobretensão e isolamento relaxado, mas apresenta risco de redução da confiabilidade devido a correntes de aterramento excessivas e interferência severa nas comunicações. Comum em transformadores de alta tensão ≥110 kV de estações fotovoltaicas ≥50 MW, com chaves seccionadoras/neutras e para-raios para aterramento flexível.

1.2.2 Aterramento Neutro via Resistores

Injeta corrente ativa > corrente capacitiva via resistores neutros, permitindo proteção de sequência zero de alta sensibilidade para isolamento rápido de falhas. Vantagens:

• Parâmetros estáveis: Não necessita de ajustes durante a operação inicial.

• Economia de isolamento: Baixos requisitos de isolamento devido ao desligamento rápido de falhas.

• Aplicação: Sistemas de cabos longos, transformadores/motores de alta capacidade e estações fotovoltaicas com correntes capacitivas elevadas.

• Hierarquia de tensão:

• ≥220 kV: aterramento sólido

• 66–110 kV: maioria sólida, minoria não sólida

• 6–35 kV: maioria não sólida, minoria sólida

2 Cálculo da Capacidade do Transformador de Aterramento

Para barras de 10/35 kV de estações fotovoltaicas de escala MW (aterramento resistivo), são necessários transformadores de aterramento dedicados se os neutros não forem extraídos. Passos de cálculo:

• Tensão primária: Deve corresponder à tensão da barra do sistema.

• Corrente capacitiva: Soma das correntes de cabos/linhas aéreas mais efeitos de equipamentos da subestação.

• Valor do resistor: Garanta a ativação rápida da proteção de sequência zero.

• Capacidade do transformador: Considere a classificação do resistor de aterramento; inclua cargas secundárias se servir como alimentação da estação.

3 Exemplo de Cálculo da Capacidade do Transformador de Aterramento
3.1 Visão Geral do Projeto
Uma estação fotovoltaica centralizada de 50 MW com suportes fixos a 1340 m de altitude (média anual de 3°C) não requer derating para altitude ou umidade. Composta por 50×1 MW de sub-arrays, a corrente DC é invertida e elevada localmente para 35 kV. Dez sub-arrays formam uma linha coletora que alimenta um sistema de barra simples de 35 kV, então elevado para 110 kV (neutro solidamente aterrado). A subestação de elevação de 35 kV inclui transformador principal de baixa tensão, 5 linhas coletoras fotovoltaicas, transformador de aterramento, transformador de serviço da estação, compensação reativa e circuitos PT, com aterramento resistivo para o neutro.

3.2 Cálculo da Capacidade do Transformador de Aterramento
3.2.1 Método de Aterramento

A tensão nominal primária do transformador de aterramento corresponde à tensão do sistema de 35 kV. As linhas coletoras de 35 kV são principalmente cabos enterrados diretamente (34 km no total), com 2 km de linhas aéreas.

• Corrente capacitiva de aterramento de fase única para linhas coletoras aéreas de 35 kV:Ic1=3.3×U_L×L×10−3=0.231A

• Corrente capacitiva de aterramento de fase única para linhas coletoras de cabo de 35 kV:Ic2=0.1×U_L×L=119A

( U_L): tensão entre fases da rede (kV); L: comprimento da linha (km))

Com um aumento de 13% na corrente capacitiva da subestação de 35 kV, a corrente capacitiva de aterramento de fase única calculada da estação fotovoltaica excede 10 A. Assim, o ponto neutro da barra de 35 kV usa aterramento resistivo.

3.2.2 Capacidade do Transformador de Aterramento

Para o resistor de aterramento, a tensão primária U_R≥21.21kV. Em caso de falha de fase única, a corrente de falha a terra é definida em 150–500 A, então I_R=400A, e com R=50.5Ω，P_R≥U_R×I_R.Em sistemas de aterramento de baixa resistência, a capacidade do transformador de aterramento é 1/10 da capacidade correspondente à corrente de falha. Como existe um transformador de serviço da estação separado, as cargas secundárias são ignoradas. Considerando fatores técnico-econômicos, condições meteorológicas e altitude, a capacidade é definida em 1000 kVA.

4.Conclusão

O desenvolvimento de energias renováveis, como a fotovoltaica, está em conformidade com as políticas de desenvolvimento industrial de países em todo o mundo. O método de aterramento neutro tem impacto em aspectos como o projeto e a operação do sistema de energia. Ao selecionar o método de aterramento neutro para o sistema, devem ser considerados os impactos na confiabilidade do fornecimento de energia do sistema, no nível de isolamento do equipamento e na dificuldade de implementação da proteção relé.