Aterramento de aerogeradores

maio, 2014

Edição 99 – Abril de 2014
Artigo: Aterramento 
Por Pablo Mourente Miguel e Ademar Brehmer Rohregger*

Simulação de um sistema de aerogeradores durante o impacto de descargas atmosféricas com o objetivo de determinar a sua influência sobre o isolamento dos transformadores elevadores.

Nos aproveitamentos eólicos, o aterramento apresenta condições extremamente díspares, com locais em que o solo apresenta baixa resistividade e outros em que a resistividade é extremamente elevada. As dimensões do aterramento dos aerogeradores têm de, forçosamente, ser pequenas e, assim, existe uma grande dificuldade em se obter uma resistência de aterramento de baixo valor. O objetivo na maior parte das instalações tem sido obter uma resistência de aterramento abaixo de
2 ? na malha de terra junto à casinhola onde fica abrigado o transformador elevador. Nos parques localizados em solos rochosos, os valores obtidos em muito extrapolam esse valor. A utilização de produtos químicos para reduzir a resistência da aterramento se mostra dispendiosa e requer acompanhamento e reposição.

Neste artigo verifica-se o efeito de valores elevados da resistência de aterramento sobre o isolamento dos transformadores elevadores dos aerogeradores durante a descarga das correntes, devido a impactos atmosféricos nas linhas aéreas ou na torre do aerogerador. O sistema de aerogeradores foi simulado de forma a determinar a sobretensão de impulso sobre os transformadores durante a ocorrência de um impacto de 65 kA, com a resistência de aterramento de 9,8 ? e 98 ?.

Descrição do sistema elétrico de um parque aerogerador

Um parque de aerogeradores pode ser analisado considerando a sua divisão nas seguintes partes:

  • Acesso ao sistema de potência – representa a subestação em que o sistema elétrico é acessado. É formado por um ou mais transformadores de potência que elevam a tensão dos 34,5 kV usados para a conexão dos diversos agrupamentos de aerogeradores para uma tensão de 69 kV ou 138 kV;
  • Linhas aéreas – os aerogeradores são agrupados em locais onde as condições de vento são mais favoráveis. Esses grupos de aerogeradores podem distar alguns quilômetros entre si, por isso, é mais econômica a utilização de linhas aéreas, geralmente na tensão de 34,5 kV;
  • Cabos isolados – ao chegar ao ponto em que as unidades aerogeradoras estão agrupadas, faz-se uma transição de linha aérea para cabos isolados;
  • Casinhola do transformador – os aerogeradores trabalham em uma tensão abaixo de 1.000 V e são conectados ao sistema de subtransmissão por meio de um transformador que eleva a tensão para o nível de tensão usado na subtransmissão;
  • Torre com turbina e aerogerador – os aerogeradores e a respectiva turbina são montados em uma torre nas proximidades da casinhola onde é abrigado o transformador.

Aterramentos existentes no parque aerogerador

No parque de aerogeradores existem diversos tipos de aterramento que afetarão o comportamento do sistema no que tange às sobretensões devido a impulsos atmosféricos.

Aterramento dos transformadores de potência – Os transformadores de potência são localizados na subestação de acesso ao sistema elétrico, sendo aterrados na malha da subestação. O enrolamento de 34,5 kV dos transformadores de potência é usualmente conectado em Δ, de modo que o sistema deve ser tratado como neutro isolado. Quando o enrolamento de 34,5 kV é conectado em Y, o aterramento se faz por meio de resistor, limitando a corrente de falta fase-terra para reduzir a contribuição do sistema e facilitar a recomposição do sistema após a ocorrência de faltas fase-terra. 

Aterramento dos para-raios na transição de linha aérea para cabo isolado – No ponto de transição de linha aérea para cabo isolado existe a necessidade da instalação de para-raios para proteção dos cabos isolados. Os para-raios serão aterrados em um sistema de aterramento formado por três hastes verticais espaçadas de 3 m entre si. O cabo de descida do aterramento dos para-raios apresenta uma indutância própria que pode ser estimada por:

A resistência de aterramento de um conjunto de hastes instaladas verticalmente em paralelo será dada por:

Como este sistema de aterramento é de pequenas dimensões, o tempo de propagação da corrente de surto no sistema de aterramento será de 50 ns. O modelo desse aterramento pode ser visto na Figura 1.

Figura 1 – Detalhe típico da transição entre linha aérea e cabo isolado.

Aterramento dos transformadores dos aerogeradores

A malha de aterramento na casinhola dos transformadores deve cobrir todo o perímetro e será formada por condutores horizontais e hastes verticais. Eletrodos de aterramento muito próximos fazem com que a corrente dissipada por cada eletrodo afete a tensão na superfície do outro eletrodo e, com isso, a dissipação de corrente dos eletrodos é reduzida. Assim, a partir de um certo ponto, o aumento na quantidade de eletrodos (condutores horizontais ou hastes) deixa de apresentar uma redução efetiva no valor da resistência de aterramento da malha de terra. Como regra, utiliza-se como menor distância entre condutores horizontais e hastes o valor de 3 m.

Como a malha de terra a ser usada na casinhola será um misto de condutores horizontais e hastes, a formulação desenvolvida por Schwarz é aplicável. Para um solo com resistividade de 100 ?.m, a resistência de quatro condutores formando uma malha retangular com 5 m de comprimento por 3 m de largura, com uma haste em cada vértice, será dada por:

Conexão dos transformadores dos aerogeradores e respectivos para-raios

Feita a transição de linha a&ea

cute;rea para cabo isolado, cria-se um ramal no qual vários aerogeradores poderão ser conectados. Neste exemplo será analisado o caso de cinco aerogeradores conectados no ramal. Cada aerogerador tem o seu respectivo transformador elevador e a distância entre as casinholas dos aerogeradores varia entre 80 m e 400 m. A Figura 3 ilustra a conexão de um aerogerador. No ponto de conexão do cabo isolado é instalado o para-raios. A partir da conexão dos para-raios, um trecho de cabo isolado com até 3 m de comprimento é usado para conectar os terminais do enrolamento de alta tensão do transformador elevador. O transformador elevador é representado pela capacitância para massa do enrolamento de alta tensão.

O lado de alta tensão, neste exemplo, é conectado em Δ. Do ponto de terra do transformador até a malha de terra existirá um cabo terra formado por dois condutores de cobre com seção de 25 mm². O comprimento desse cabo de aterramento desde o terminal do transformador até a malha de terra pode alcançar até 2 m de comprimento. A indutância desse trecho deve ser considerada e, como o aterramento é feito em dois pontos diferentes da malha de terra, a indutância a se considerar será a metade desse valor, ou seja:

Indutância de aterramento do cabo de descida do para-raios da torre

A indutância do cabo de descida na torre da turbina e aerogerador foi considerada como sendo de 30 μH.

Conexão dos para-raios no ponto de transição de linha aérea para cabo isolado

No ponto de derivação de linha aérea para cabo isolado serão instalados para-raios e as buchas de terminação dos cabos isolados. A indutância do cabo de descida dos para-raios deve ser incluída na simulação. Uma cadeia com dois isoladores de disco foi considerada para simular o isolamento da linha aérea de 34,5 kV nesse ponto. A capacitância das buchas de terminação também foi considerada.

 

Figura 2 – Detalhe da conexão dos aerogeradores.

Escolha da tensão nominal dos para-raios

Como o trecho de 34,5 kV deste sistema usualmente apresenta neutro isolado ou aterrado por resistência elevada, os para-raios podem vir a ser submetidos à tensão entre fases do sistema durante a ocorrência de faltas.

A Figura 3 mostra a componente resistiva da corrente de fuga dos para-raios que podem vir a ser utilizados. Será escolhido o para-raios com tensão nominal de 36 kV.

Figura 3 – Componente resistiva da corrente por meio dos para-raios.

Os cabos usados nos ramais dos aerogeradores são dimensionados em função da potência gerada, isto é, a quantidade de aerogeradores no ramal e da queda de tensão admissível. A bitola irá variar de 70 mm² para conexão dos três aerogeradores no final do ramal e 150 mm² para conexão dos dois primeiros aerogeradores do ramal. Os comprimentos dos lances de cabos são mostrados na Tabela 1.

Incidência de descargas

As descargas atmosféricas podem atingir:

  • As torres das turbinas e aerogeradores – neste caso, a corrente de impacto se propaga pelo cabo de terra e será dispersa pela malha de terra;
  • As redes aéreas do aproveitamento eólico – as ondas de corrente e tensão decorrentes desses impactos nas linhas aéreas de 34,5 kV irão se propagar pelos cabos e atingir os transformadores elevadores dos aerogeradores.

A densidade de descargas atmosféricas em uma dada região, geralmente, pode ser encontrada no banco de dados do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (Inpe – www.inpe.br). Contudo, neste trabalho, se recorrerá ao procedimento tradicional de estimar esse valor a partir do nível isoceráunico da região, aqui considerado igual a 50 dias de trovoada por ano. Conforme a ABNT NBR 5149:2001, a densidade de descargas atmosféricas pode ser estimada por:

Em que TD = nível isoceráunico dado em dias com observação de trovoadas por ano.

Linhas aéreas de média tensão captam as descargas que cairiam em uma faixa de solo com largura igual à altura do condutor mais elevado. Neste caso, será considerada uma altura da linha igual a 12 metros. O comprimento total de linhas de 34,5 kV no empreendimento é de 20 km. Dessa forma, a área de captação de descargas atmosféricas pelas linhas de 34,5 kV será de 0,48 km².

O número esperado de descargas captado pelas linhas de 34,5 kV será então de 4,1 raios/ano.

Os raios captados podem apresentar diferentes amplitudes de corrente, desde raios com amplitude na faixa de 2.000 A a raios com amplitude de 200 kA. Quanto maior a amplitude da descarga, mais rara será a ocorrência desse impacto. A probabilidade acumulada da ocorrência de uma amplitude de corrente de raio acima de um dado valor pode ser expressa por:

O intervalo de recorrência ou MTBF (do inglês Mean Time Between Flashes), isto é, o número de anos entre duas descargas de uma dada amplitude será dado por:

Figura 4 – Intervalo de recorrência estimado para impactos nas linhas de 34,5 kV.

Pode ser notado que o impacto de descargas de amplitude abaixo de 10 kA e acima de 42 kA se dá a intervalos de médios acima de 30 anos. A maior parte das descargas irá ocorrer na faixa de 10 kA a 30 kA. 

Simulaç&ot

ilde;es efetuadas

Usando o ATP, será simulado o impacto de uma descarga com amplitude de 65 kA, cujo intervalo de recorrência é de 80 anos. As simulações serão efetuadas considerando a resistividade do solo com valores de 100 ?.m e 1.000 ?.m, de forma a avaliar o efeito da resistência dos aterramentos nas sobretensões que atingem os transformadores elevadores.

Conforme mostrado na Figura 5, os impactos serão simulados nos seguintes pontos:

  • No poste de transição de linha aérea para cabo isolado;
  • No mastro para-raios instalado na torre dos aerogeradores.

Convém ressaltar que a solicitação sobre o isolamento de um enrolamento no transformador decorre da:

  • Diferença de tensão entre o terminal de fase e a massa (núcleo, tanque);
  • Diferença de tensão entre os terminais do enrolamento (fase-fase ou fase-neutro).

Como o transformador elevador é aterrado por meio de dois cabos de 25 mm² com até 2 m de comprimento, existe uma indutância entre o ponto de referência à massa e a malha de terra. No caso de um impacto na linha aérea de 34,5 kV, os para-raios atuam e a corrente é injetada na malha de terra. No caso de impacto na torre, a corrente desce pelo cabo de aterramento do aerogerador e é injetado diretamente na malha de terra. Dessa forma, se evita a passagem da maior parte da corrente de impulso pelo ramal de aterramento do transformador.

Figura 5 – Pontos de impacto das descargas.

A Figura 6 mostra a solicitação de tensão que aparece nos enrolamentos de alta e baixa tensão do transformador elevador de um aerogerador quando ocorre um impacto de 65 kA na torre da turbina. A tensão mostrada vem a ser a tensão entre o terminal de fase e o ponto de aterramento do transformador.

Figura 6 – Solicitação sobre o transformador elevador durante impacto de 65 kA na torre.

Figura 7 – Solicitação sobre os transformadores durante impacto de 65 kA na linha aérea.

Conclusão

Os impactos de descargas atmosféricas em um aproveitamento eólico podem ocorrer nas linhas aéreas que são usadas para interligar os diversos agrupamentos de aerogeradores ou nas torres que suportam a turbina e o aerogerador. Foram simulados impactos de 65 kA, cujo intervalo de recorrência é da ordem de 80 anos. Foi avaliada a sobretensão, medida entre terminal de fase e massa, que alcança os enrolamentos de alta e baixa tensão do transformador elevador do aerogerador. Não foram encontrados valores acima de 85% do NBI dos enrolamentos.

As dimensões dos aterramentos presentes num aproveitamento eólico são pequenas de forma que a propagação das correntes de surto se faz em menos de 200 ns. Com isso, os sistemas de aterramento podem ser representados considerando-se apenas a resistência de terra calculada (ou medida) na frequência industrial. Faz-se, no entanto, necessário considerar a indutância dos links de aterramento, tais como o cabo de descida dos para-raios instalados nos postes da linha aérea de 34,5 kV e os cabos de conexão à terra dos para-raios junto aos transformadores elevadores. Também se faz necessário considerar a indutância dos cabos de conexão à terra do tanque do transformador elevador.

Ocorrido o impacto da descarga atmosférica, a sobretensão no topo do poste faz com que ocorra uma disrupção para os condutores de fase. Devido à indutância do cabo de descida dos para-raios uma parcela considerável de corrente vai circular pela blindagem do cabo. Assim, haverá corrente devida à descarga atmosférica circulando tanto nos condutores de fase, como na blindagem. Ao chegar à casinhola onde fica abrigado o transformador elevador, uma parcela da corrente nos condutores de fase é desviada pelos para-raios para a malha de terra, onde se junta a uma parcela da corrente que circula pela blindagem. Essas correntes são então dissipadas pela malha de terra local. Dessa forma, a malha de aterramento sofre uma elevação transitória de potencial.

A tensão aplicada sobre o isolamento do enrolamento de alta tensão do transformador elevador é a que aparece entre os terminais de fase e a que aparece no ponto de aterramento da massa do transformador. Isso faz com que a amplitude da sobretensão no transformador elevador seja praticamente independente da resistência de aterramento das malhas de aterramento em cada aerogerador. Nas simulações efetuadas, observou-se que a sobretensão é mais elevada no transformador elevador do primeiro aerogerador do ramal e reduzida nos demais. Também foi verificado que os efeitos do impacto da descarga atmosférica são apreciáveis apenas no ramal conectado ao poste onde ocorreu o impacto da descarga atmosférica. A propagação do surto pela linha aérea de 34,5 kV faz com que o efeito nos agrupamentos de aerogeradores nas vizinhanças seja bastante reduzido.

Conclui-se, então, que não se faz necessário recorrer a malhas de aterramento muito dispendiosas para tratar de obter valores de resistência de aterramento na faixa de
2 ?, posto que o efeito dessa redução de resistência de aterramento, no que tange à proteção do isolamento dos transformadores elevadores é inócuo. É importante ressaltar que, devido ao impacto da descarga atmosférica, haverá um surto de corrente circulando pelo cabo isolado e esse surto de corrente chegará a cada um dos transformadores elevadores.


Referências

 

  • ANDERSON, P. M. Analysis of Faulted Power Systems. New York: Wiley, 1995, p. 470.
  • IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding – IEEE Std 80-2000.
  • Surge Arresters – Part 4: Metal-oxide surge arresters without gaps for a.c. systems. IEC 60099-4 – Edition 2.2 – 2009-05.
  • IEEE Guide for Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating-Current Systems. IEEE Standard C62.22-2009, Jul. 2009.
  • WANDERLEY, S. S.; MIGUEL, P. M. Comparação dos modelos de para-raios utilizados para simulação no ATP. XXI SNPTEE, 2011, Florianópolis, SC, Brasil.

*Pablo Mourente Miguel é engenheiro eletricista, mestre e doutor em Ci&ecirc

;ncias da Engenharia Elétrica pela COPPE/UFRJ. Atua nas áreas de transitórios eletromagnéticos, coordenação de isolamento e proteção de sistemas elétricos.

Ademar Brehmer Rohregger é engenheiro eletricista, especializado em dinâmica e controle. Desde 2008 é o coordenador da equipe de eletromecânica da GeoEnergy/Energy Engenharia. Sua área de atuação compreende a elaboração do projeto executivo de parques eólicos e de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).


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