ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE …monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10015327.pdf · um grande amigo e mestre, meu agradecimento de coração. Ao Eng. Carlos

ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE

TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS

Paulo Ricardo Morais Shor

Projeto de Graduação apresentado ao curso de

Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Prof.a Karen Caino de Oliveira Salim, D.Sc.

Co-orientador: Wanda Beatriz Massiere Y Correa, M.Sc.

Rio de Janeiro

AGOSTO de 2015

Universidade Federal do Rio de Janeiro

ii

ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE

TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS


PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA

DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinada por:

Prof.a Karen Caino de Oliveira Salim, D.Sc.

(Orientador)

Prof. Glauco Nery Taranto, Ph.D.

Eng. Wanda Beatriz Massiere Y Correa, M. Sc.

(Co-Orientador)

Eng. Yuri Rosenblum de Souza, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

AGOSTO de 2015


iii

Shor, Paulo Ricardo Morais

Análise da Viabilidade de Ilhamento da UTE

Termorio e da UHE Ilha dos Pombos/ Paulo Ricardo

Morais Shor. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica,

2015.

VIII, 107 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador: Karen Caino de Oliveira Salim

Co-orientadores: Wanda Beatriz Massiere Y Correa

Yuri Rosenblum de Souza

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2015.

Referências Bibliográficas: p. 94 - 95.

1. Ilhamento. 2. Regime Permanente 3. Estabilidade

Transitória 4. Área Rio/ES. I. Salim, Karen Caino de

Oliveira. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,

Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.

Análise da Viabilidade de Ilhamento da UTE Termorio e

da UHE Ilha dos Pombos


iv

Agradecimentos

A Deus em primeiro lugar, por me dar força nessa trajetória e ser sempre fiel aos

meus pedidos, não me deixando em momento nenhum desamparado.

A minha mãe Edleusa e meu pai Helio, por serem meus heróis e maiores

incentivadores, dando todo auxílio possível e carinho. Saiba que vocês são meu espelho

e espero ser metade para o meu filho do que vocês são para mim. Todo meu

agradecimento e amor. Parabéns por serem exemplos de caráter e superação, espero

nunca os decepcionar.

A minha namorada Caroline Martins, que foi super paciente e minha melhor

amiga, tendo a certeza que nunca me abandonaria e que todo o esforço seria

recompensado no futuro, para criação da nossa família. Tenho em mente que tento todos

os dias fazer o máximo para te fazer feliz e sempre o farei.

Aos meus co-orientadores Wanda Beatriz e Yuri Rosenblum. A primeira, uma

segunda mãe, sempre paciente e demonstrando o maior amor do mundo pela profissão e

pelas pessoas, o meu muito obrigado e que essa segunda mãe que conheci em Furnas

seja para sempre. O segundo, um dos responsáveis por me encontrar profissionalmente

e que me trouxe a Furnas, passando todo o seu vasto conhecimento e sabedoria, sempre

um grande amigo e mestre, meu agradecimento de coração.

Ao Eng. Carlos André por ter feito eu me encantar pela profissão, sendo o

grande responsável pela escolha dessa linda área. Ao sempre solicito e amigo, obrigado

por tudo.

Ao Eng. Felipe Câmara por ser sempre tão solidário nas horas importantes e um

mestre, tentando passar sempre o seu conhecimento, com muita sabedoria. Obrigado

pela colaboração no presente trabalho, de coração.

Aos meus amigos, tenho certeza que os levarei para toda a vida. Sempre minha

risada em qualquer momento, tanto de felicidade, como de tristeza, os agradeço por

existirem. Guilherme Cabral, Pedro Henrique de Freitas, Arthur Queiroz, Cesar Afonco,

Ricardo Cromack, Felipe Gonzalez, David Ferraz e André Mariz. Obrigado, irmãos.

Aos amigos que conheci na faculdade e foram meus companheiros por cinco

anos. Matheus Malafaia, Mariana Rabelo, Mariana Kup, Ricardo Meliande, Felipe

Molinari, Gustavo Gontijo, Jaime Arcanjo, Nícolas Abreu Netto, Thuanne Baptista,

Marcelo Nesci, Allan, Laert, Sersan, Guilherme Moreira, entre outros tão importantes

quanto. Aos meus “cadernos”, Emilly Bizon, Hannah Caldeira, Lívia Lisandro e

Rebecca Laginestra, obrigado pela paciência e por serem tão solicitas.

Aos companheiros de trabalho e amigos da GDE.E, sempre solícitos,

transferindo o conhecimento profissional e teórico sobre o setor elétrico. Obrigado por

tudo, Frederico Garcia, Pedro Marcondes, Renata Ribeiro, Arnaldo Dias, Angelo

Medeiros, Gisele Ezechiello, Zé, Marcelão, Paulinha, Luiza, Luizão e Maria Cristina.

A minha orientadora Prof.a Karen Caino por ser paciente e auxiliar no presente

trabalho, muito obrigado por tudo.


v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como

parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE TERMORIO

E DA UHE ILHA DOS POMBOS


JULHO de 2015

Orientador: Karen Caino de Oliveira Salim

Co-orientadores: Wanda Beatriz Massiere Y Correa


Curso: Engenharia Elétrica

A SE São José é de grande importância para o suprimento da área Rio de

Janeiro-Espírito Santo. Essa subestação apresenta as principais conexões para a

alimentação de diversas cargas da Light, Ampla e Petrobras. O suprimento dessa carga é

realizado pela UTE Termorio, através do tronco até a UHE Ilha dos Pombos, ambos em

138 kV, e pela rede de 500 kV a partir dos quatro transformadores de capacidade de 600

MVA instalados no pátio da subestação de São José.

Com o intuito de aumentar a segurança do suprimento de energia elétrica da área

Rio de Janeiro-Espírito Santo, este trabalho apresenta o estudo em regime permanente e

dinâmico do Ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos do Sistema

Interligado Nacional - SIN.

A detecção de ilhamentos e o estudo de subsistemas capazes de assegurar o

fornecimento de energia para um determinado centro de carga tem ganhado destaque no

quesito de aumento da segurança no suprimento de energia para determinadas áreas, e

também no controle desses sistemas.

O trabalho visa a análise de dois dos principais problemas causados pelo

ilhamento elétrico: as sobre e subtensões e a frequência do subsistema isolado

eletricamente. Esse problema é solucionado com os estudos referidos de tensão das

barras e carregamento das linhas e também a avaliação, verificação e adequação dos

reguladores automáticos de tensão (RAT), dos reguladores de velocidade (RV) e dos

Estabilizadores de Sistema de Potência (ESP) das usinas do sistema ilhado.

Palavras-chave: Ilhamento, regime permanente, estabilidade, sistema interligado

nacional, termoelétrica.


vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial

fulfillment of the requirements for the degree of Electrical Engineer.

FEASIBILITY STUDY OF UTE TERMORIO AND UHE ILHA DOS

POMBOS ISLANDING


JULY 2015

Advisor: Karen Caino de Oliveira Salim

Co-Advisors: Wanda Beatriz Massiere Y Correa


Course: Electrical Engineering

SE São José is essential for the Rio de Janeiro - Espírito Santo energy supply.

This substation is connected to various power loads of Light, Ampla, and Petrobras. The

provision of such load is given by UTE Termorio and UHE Ilha dos Pombos, both 138

kV, and the 500 kV grid through the four 600 MVA transformers in São José substation.

In order to increase the reliability of the electrical energy supply in the Rio de

Janeiro - Espírito Santo area, this work presents steady and dynamic state studies UTE

Termorio and UHE Ilha dos Pombos islanding of SIN – National Interconnected

System.

The islandings detection and study of subsystems capable of ensuring the supply

of energy for a given load center has gained distinction in the areas of security of energy

supply to certain áreas, and in the control of such systems.

This paper aims to examine the main issues given by electric islanding: the

frequency and under and overvoltages of the electrically isolated subsystem. This

problem is solved with the referred studies on bus voltages and transmission line loads

and also with the evaluation, verification and adequation of automatic voltage regulator

(AVR), speed regulators (GOV) and Power System Stabilizers (PSS) of the islanded

power plant.

Key terms: Islanding, steady state, stability, SIN, thermoelectric


vii

Sumário

1. Introdução ............................................................................................................................ 9

1.1. Apresentação ............................................................................................................... 9

1.2. Motivação do Trabalho ............................................................................................. 11

1.3. Objetivo e Metodologia ............................................................................................. 12

1.4. Organização do Trabalho ......................................................................................... 12

2. Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento ............................................................................ 14

2.1. Geração Térmica e Hidráulica de Energia Elétrica ............................................... 14

2.1.1 Geração Térmica ................................................................................................... 14

2.1.1.1 UTE Termorio ......................................................................................................... 15

2.1.2 Geração Hidráulica ............................................................................................... 17

2.1.2.1 UHE Ilha dos Pombos ........................................................................................... 18

2.2 Sistemas Especiais de Proteção ................................................................................ 19

2.3 Recursos e Procedimentos para Controle de Tensão para Área ........................... 23

2.3.1 Principais recursos disponíveis ............................................................................ 23

2.3.2 Procedimentos para o período de carga pesada ................................................. 25

2.3.3 Procedimentos para o período de carga leve ...................................................... 27

2.4 A importância da SE São José ................................................................................. 29

2.5 Ilhamento ................................................................................................................... 32

3. Fundamentos Teóricos ...................................................................................................... 34

3.1. Estabilidade de Sistemas de Potência ...................................................................... 34

3.1.1 Critério das Áreas Iguais ...................................................................................... 38

3.2. Regulador Automático de Tensão (RAT) ................................................................ 42

3.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) .......................................................... 45

3.4. Regulador de Velocidade (RV) ................................................................................. 49

3.4.1 Tipos de Reguladores de Velocidade ................................................................... 50

3.4.2 Arranjo Típico de um Sistema com Regulação de Velocidade .......................... 54

3.5. Representação do Sistema Elétrico de Potência ..................................................... 55

3.5.1 Máquina Síncrona ................................................................................................. 55

3.5.2 Sistema de Potência multi-máquinas com estrutura da rede preservada ........ 57

4. Estudo de Caso .................................................................................................................. 62

4.1. Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos ................................................ 62

4.1.1 Motivação ............................................................................................................... 62

4.2 Estudo de Regime Permanente ................................................................................ 63

4.2.1 Condição Normal de Operação ............................................................................ 68


viii

4.2.1.1 Carga Pesada ........................................................................................................... 68

4.2.1.2 Carga Leve ............................................................................................................... 71

4.2.2 Condição de Emergência ...................................................................................... 74

4.2.2.1 Carga Pesada ........................................................................................................... 74

4.2.2.2 Carga Leve ............................................................................................................... 77

4.3 Estudo de Transitórios Eletromecânicos ................................................................. 82

4.3.1 Critérios adotados ................................................................................................. 83

4.3.2 Carga Pesada ......................................................................................................... 84

4.3.3 Carga Leve ............................................................................................................. 87

5. Considerações Finais e Trabalhos Futuros ..................................................................... 92

6. Bibliografia ........................................................................................................................ 94

7. Anexos ................................................................................................................................ 96


9

1. Introdução

1.1. Apresentação

O Rio de Janeiro se destaca pela capacidade instalada de usinas térmicas e

nucleares, dentre as quais se sobressaem a usina térmica de Termorio (Governador

Leonel Brizola) e as usinas nucleares Angra I, Angra II e futuramente, com previsão

para entrada em operação comercial em maio de 2018, Angra III [9].

O sistema de transmissão visto na Figura 1 e Figura 2, responsável pelo

suprimento de energia elétrica da área Rio de Janeiro – Espírito Santo é formado por

dois troncos principais de característica radial, além de outros três circuitos importantes:

a LT 345 kV Adrianópolis – Itutinga, a LT 345 kV Vitória – Ouro Preto II e a LT 500

kV Mesquita – Viana [9].

Figura 1 - Diagrama eletrogeográfico da área Rio de janeiro - Espírito Santo [9]


10

Figura 2 -Diagrama eletrogeográfico da área Rio de janeiro - Espírito Santo [9]

O tronco de 500 kV é constituído por quatro circuitos, três dos quais interligam a

subestação de Cachoeira Paulista (SP) com a subestação de Adrianópolis (RJ) e um que

faz a conexão da Subestação (SE) Cachoeira Paulista com a subestação de Angra dos

Reis (RJ), onde se encontram as usinas nucleares de Angra I e Angra II. Esse sistema é

responsável por 75% da potência transmitida à essa área.

O tronco de 345 kV interliga essa área com as usinas de Macaé Merchant, EDF

Norte Fluminense e UTEC (Usina Termelétrica de Campos), através de dois circuitos

que chegam à SE Adrianópolis, de onde derivam dois circuitos até a SE Jacarepaguá.

A SE São José tem papel fundamental no suprimento da área, com dois circuitos

de 138 kV onde cada um se conecta a um barramento da UTE Termorio, com os quatro

transformadores de 600 MVA que realizam a transformação de 500 kV para 138 kV e

com o tronco até a UHE Ilha dos Pombos.

O tronco São José – UHE Ilha dos Pombos possui duas ramificações, a primeira

com início na Linha de Transmissão (LT) São José – Vilar dos Teles 138 kV, e a

segunda com a LT Entroncamento Rio da Cidade – São José 138 kV. O carregamento

presente no tronco é responsável por diversas cargas da Ampla e Light. Cargas


11

industriais importantes também são vistas nas conexões de São José com a Termorio e

São José com Imbariê de Furnas. Além da carga da Ampla em Imbariê, Polos

Industriais da Petrobras e a Reduc (Refinaria de Duque de Caxias) são parte dessa área,

necessitando de fornecimento de energia com maior confiabilidade, devido ao impacto

que traria no processamento de óleo, como no caso da Reduc.

O estudo de ilhamento elétrico é uma das medidas que visam o aumento da

segurança operacional elétrica do sistema. Após a ocorrência de um ilhamento, as

tensões e a frequência do subsistema isolado variam, dependendo da diferença entre

potências ativas e reativas geradas e consumidas. Quanto maiores esses desbalanços,

maiores são as variações das tensões e frequência.

Para a elaboração dos estudos de ilhamento, são necessárias as avaliações de

Transitórios Eletromecânicos e Fluxo de Potência (Regime Permanente).

Os Estudos de Transitórios Eletromecânicos são realizados para verificar o

comportamento das variações de tensão e frequência frente a ocorrência da perturbação

principal, avaliando a necessidade de ilhamento e o subsistema ilhado. É feita a

verificação e adequação para atuação dos reguladores de tensão, de velocidade e dos

estabilizadores de sistema de potência.

Os Estudos de Regime Permanente são realizados para analisar a viabilidade de

ocorrência do ilhamento programado, os perfis de tensão, o carregamento em

equipamentos da ilha e o balanço de potência ativa e reativa.

1.2. Motivação do Trabalho

Dada a importância da SE São José, surgiu a necessidade de realização de

estudos de ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos, a fim de garantir o

suprimento nesta subestação. Quando houver uma falta grave, a avaliação das medidas

para o ilhamento visa o aumento da segurança de suprimento de energia elétrica, como a

perda do circuito em 500 kV de Angra dos Reis – São José, de Adrianópolis – São José

ou de um curto na barra da subestação que ocasionasse a perda dos quatro

transformadores de 600 MVA.


12

1.3. Objetivo e Metodologia

O objetivo deste projeto é definir os critérios e manobras a serem adotadas

através do estudo de regime permanente, assim como simulações com objetivo de

verificação e adequação dos ajustes dos reguladores da UTE Termorio e da UHE Ilha

dos Pombos para que as mesmas respondam de forma satisfatória no caso pré ilhamento

e pós ilhamento, conseguindo atingir a estabilidade no sistema ilhado.

Os ajustes dos parâmetros propostos para os reguladores e estabilizadores foram

feitos com base na teoria de controle moderno e a verificação destes foi feita com

simulações de estabilidade transitória.

Para o estudo de regime permanente, foi utilizado o programa ANAREDE do

CEPEL [21], e para o estudo de transitórios eletromecânicos, o programa ANATEM

também do CEPEL [22]. Não faz parte do escopo desse trabalho a avaliação dos

transitórios eletromagnéticos e a estabilidade à pequenos sinais (análise linear feita pelo

programa PacDyn).

1.4. Organização do Trabalho

O presente trabalho segue a seguinte estrutura:

Capítulo 1: “Introdução”, onde estão apresentadas a motivação e o objetivo para a

realização deste trabalho.

Capítulo 2: “Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento”, onde apresenta-se uma visão geral

da área RJ-ES e a análise e objetivo de um Ilhamento Elétrico.

Capítulo 3: “Fundamentos Teóricos”, onde introduz-se a base conceitual sobre

estabilidade de sistemas elétricos, máquinas síncronas, seguido pela descrição do


13

Regular Automático de Tensão (RAT), do Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP)

e do Regulador de velocidade.

Capítulo 4: “Estudo de Caso”, onde apresentam-se as avaliações realizadas de regime

permanente e de transitórios eletromecânicos do Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha

dos Pombos.

Capítulo 5: “Considerações Finais e Trabalhos Futuros”, onde apresentam-se as

conclusões sobre o estudo realizado e as recomendações sobre possíveis análises

posteriores à serem feitas.

Capítulo 6: “Bibliografia”, onde apresenta-se a bibliografia utilizada para o presente

trabalho.

Capítulo 7: “Anexos”, onde apresenta as tabelas complementares do estudo de regime

permanente.


14

2. Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento

Neste capítulo é apresentada uma visão geral da área Rio de Janeiro – Espírito

Santo, considerando configurações de transmissão e geração, os limites de relevância,

os recursos e procedimentos para controle de tensão e a importância da SE São José.

Além disso, as diretrizes e objetivos de um estudo de ilhamento elétrico são também

discutidos.

2.1. Geração Térmica e Hidráulica de Energia Elétrica

2.1.1 Geração Térmica

A área RJ-ES se destaca quando se trata da geração térmica de energia elétrica.

Sendo característica importante, um extenso parque térmico a gás natural, nuclear e óleo

diesel, o que torna o suprimento às cargas dessa área menos dependente da geração das

redes de 500 e 345 kV. Com isso, o carregamento é reduzido na malha proveniente de

500 e 345 kV, aumentando a confiabilidade no atendimento aos consumidores da

região. A Tabela 2.1 apresenta os detalhes das usinas térmicas da área [5].

Tabela 2.1 – Geração Térmica de Energia Elétrica na Área RJ-ES [5]

Usina Combustível Ponto de Conexão Potência

Instalada [MW]

UTN Angra 2 Nuclear SE Angra 500 kV 1350

UTN Angra 1 Nuclear SE Angra 500 kV 650

UTE B. Lima

Sobrinho Gás Natural

SE Eletrobolt

138 kV 386

UTE Santa Cruz Gás Natural SE Santa Cruz

138 kV

350

Óleo Diesel 600

UTE Termorio Gás Natural SE São José

138 kV 1058

UTE Baixada

Fluminense Gás Natural

SE Baixada

Fluminense 138 kV 530

UTE N. Fluminense Gás Natural SE Macaé 345 kV 869

UTE Mário Lago Gás Natural SE Macaé 345 kV 923

UTE R. Silveira Gás / Óleo SE Campos 138 kV 30

UTE Linhares Gás Natural SE Linhares 138 kV 204


15

Tabela 2.1 – Geração Térmica de Energia Elétrica na Área RJ-ES [5]

Usina Combustível Ponto de Conexão Potência

Instalada [MW]

UTE Viana Gás Natural SE Viana 345 kV 175

UTE Sol Gás Natural SE CST 138 kV 150

UTE do Atlântico

(TKCSA) Gás Natural

SE Zona Oeste

500 kV 490

UTE CSN Gás Natural SE Volta Redonda

138 kV 240

TOTAL 7995

2.1.1.1 UTE Termorio

A Usina Termelétrica Termorio, de posse da Petrobras, é a maior usina de

geração térmica de energia elétrica em capacidade instalada do Brasil [15], localizada

nas proximidades da Refinaria Duque de Caxias – Reduc (Petrobras). A geração em

ciclo combinado tipo KA11N2-2, inclui seis turbinas a gás, três turbinas a vapor, seis

caldeiras de recuperação de vapor, nove geradores elétricos, assim como todos os

sistemas de controle e de balanço térmico da usina, totalizando 1058 MW em

capacidade instalada e produção de 400 t/h de vapor sob pressão [7].

Como estruturado na Tabela 2.2, a UTE opera em ciclo combinado, com 3

blocos (cada um com duas turbinas a gás e uma turbina a vapor), independentes entre si.

Em cada um desses blocos, os gases de exaustão das duas turbinas a gás aquecem uma

caldeira, e geram o vapor que alimentará a turbina a vapor. A visão aérea da usina é

vista na Figura 3.


16

Figura 3 - UTE TermoRio [7]

A UTE Termorio é conectada à SE São José, através de duas linhas aéreas de

transmissão em 138 kV, a uma distância de aproximadamente 13 km. A interligação

com a Reduc, se dá através de duas linhas aéreas de transmissão, também em 138 kV, a

uma distância de aproximadamente 1 km. Desta maneira, a Reduc possui uma conexão

indireta com o SIN por intermédio da UTE Termorio.

A conexão da Termorio com a SE São José, possui restrições operativas

especiais. Com o barramento de 138 kV da subestação fechado, a usina deve ter um

despacho máximo de 710 MW (6 unidades) de forma a atender restrições de curto

circuito. O nível de curto circuito é impactado não só pelas unidades geradoras

despachadas da usina, mas também pelo carregamento proveniente dos quatro

transformadores 500/138 kV de São José. Para valores acima de 710 MW é necessária a

abertura do barramento de 138 kV da SE São José, atuando como um limitador de nível

de curto circuito [9]. A Figura 4 mostra o diagrama unifilar desta configuração.


17

Figura 4 - Configuração das interligações da Termorio [7]

Para aumentar a confiabilidade da usina, deve-se manter, sempre que possível,

um máximo de cinco unidades geradoras em cada um dos barramentos 138 kV da SE

São José, mantendo o equilíbrio de geração entre os barramentos da usina [8].

Tabela 2.2 – Configuração das unidades geradores da UTE Termorio [5]

Unidades Geradoras Blocos

Potência

Líquida

(MW)

Tensão do Ponto de Conexão

do SIN (kV)

GT11 & GT12 I

202,8 138

TV18 172 138

TV28 II

114 138

GT21 & GT22 205,8 138

GT31 & GT32 III

205,8 138

TV38 114 138

UTE (TOTAL) 1014,4 MW

Legenda: TV: turbina a vapor / GT: turbina a gás

2.1.2 Geração Hidráulica

As usinas hidrelétricas que possuem participação no suprimento de energia

elétrica para a área RJ-ES são de menor relevância, mas sendo significativas quando

somadas as potências nominais das unidades geradoras.


18

Essas usinas são caracterizadas por dois tipos, as PCHs (Pequenas Centrais

Hidrelétricas) da Ampla, Light e Escelsa, com geração entre 1 MW e 30 MW, e as

UHEs (Usinas Hidrelétricas de Energia) como a UHE Ilha dos Pombos, com geração

maior ou igual a 30 MW. Essas usinas estão representadas na Tabela 2.3.

Tabela 2.3 – Geração de Influência na Área Rio de Janeiro / Espírito Santo [5]

Usina Potência Nominal [MW]

Complexo de Lajes (1) 612

UHE Funil 222

UHE Ilha dos Pombos 183

UHE Simplício 306

UHE Rosal 56

UHE Mascarenhas 186

PCHs Light (2) 126

PCHs Ampla (3) 180

PCHs Escelsa (4) 270

(1) UHEs Nilo Peçanha, Pereira Passos e Fontes Nova;

(2) PCHs Paracambi, Mello, Areal e Rio do Braço e PCHs Brasil (Santa Fé,

Monserat e Bonfante);

(3) PCHs Calheiros, Areal, Piabanha, Fagundes, Macabu, Santa Rosa, V. Palmas,

Pirapetinga, Cruzamento e Gargau;

(4) PCHs Rio Bonito, Suiça, Ceasa, Viçosa, Fruteira, São Mateus, Alegre, Santa Fé.

2.1.2.1 UHE Ilha dos Pombos

A Usina Hidrelétrica Ilha dos Pombos vista na Figura 5, localizada no município

fluminense de Carmo, Rio de Janeiro, é uma antiga usina construída pela Light em

1924. Contendo inicialmente uma capacidade instalada de 164 MW, a casa de força da

usina foi integralmente reformada e suas unidades geradoras substituídas no período

entre 1997 e 2002. Atualmente, a usina conta com cinco geradores e a capacidade

instalada é de 183 MW [16]. A Tabela 2.4 apresenta a configuração desta usina.


19

Tabela 2.4 – Configuração das unidades geradores da UHE Ilha dos Pombos

Unidades

Geradoras

Potência

Líquida (MW)

Tensão do Ponto de

Conexão no SIN (kV)

5 153 138

2.2 Sistemas Especiais de Proteção

Os Sistemas Especiais de Proteção (SEPs), que englobam os Esquemas de

Controle de Emergências (ECEs) e os Esquemas de Controle de Segurança (ECSs), são

sistemas automáticos de controle implantados nas estações de geração, transmissão e

distribuição de energia elétrica com a finalidade de [6]:

Permitir maior utilização dos sistemas de geração, transmissão e

distribuição;

Aumentar a confiabilidade da operação do sistema interligado;

Prover proteção adicional a componentes do sistema elétrico;

Melhorar a segurança do sistema, evitando tanto a propagação de

desligamentos em cascata quanto de distúrbios de grande porte.

Para que esses esquemas funcionem de maneira adequada, os SEPs recebem

informações de grandezas elétricas de transformadores para instrumentos (TPs e TCs),

de topologia da rede elétrica e de posições de disjuntores, seccionadoras, chaves

seletoras e outros dispositivos de proteção, que atuam comandando:

Figura 5 - Usina Hidrelétrica Ilha dos Pombos [16]


20

Abertura/fechamento de linhas de transmissão, geradores,

transformadores e outros;

Redução/elevação de potência de geradores;

Alívio/restauração de cargas;

Outras ações.

Dois dos principais SEPs para a área RJ-ES são apresentados e discutidos nas

seções seguintes.

2.2.1 Limites de Relevância para Área

O somatório do fluxo de potência ativa importado pela área RJ-ES é apresentado

na Figura 6, onde são evidenciados os pontos onde é obtido, este somatório é

denominado FRJ – Fluxo para área Rio de Janeiro e Espírito Santo. Através desse

parâmetro de medição são calculados os limites de importação da área, relacionados

com o amortecimento das oscilações eletromecânicas e a problemas de colapso de

tensão, referentes aos limites de tensão [8].

Figura 6 - FRJ - Fluxo para Área Rio de Janeiro e Espírito Santo [5]

As grandezas referentes as interligações de Rio de Janeiro – São Paulo, através

do transformador de Nilo Peçanha 230/138 kV de capacidade 200 MVA e de Cemig –

Escelsa 230 kV, através das transformações de Mascarenhas de Moraes 230/138 kV de


21

capacidade 300 MVA e Verona 230/138 kV de capacidade 150 MVA, não são

consideradas no cálculo do FRJ.

2.2.1.1 Limites de FRJ

A confiabilidade para a Área 500/345 kV RJ-ES é representada pelos limites de

FRJ (LRJ). Esses limites são os valores máximos de fluxo FRJ para que o SIN suporte

cada uma das emergências pelo critério N-1 da área. Esses limites são calculados de

maneira a garantir o desempenho adequado quanto às oscilações eletromecânicas

decorrentes de impactos na rede.

O bloco 1 de corte de carga das empresas Light, Escelsa e Ampla, é selecionado

automaticamente quando o LRJ1 é habilitado. O LRJ1 é definido como os valores de

FRJ para as emergências onde é importante a atuação do ECE – RIO, a partir dos quais

o esquema é habilitado na SE Adrianópolis.

O bloco 2 de corte de carga, deve ser solicitado pelo ONS às empresas

envolvidas, sendo denominado LRJ2-1oEstágio. Os valores de FRJ também são

definidos de maneira a selecionar o bloco 2.

Com o esquema de proteção habilitado na SE Adrianópolis, com um dos blocos

de carga selecionados, e ocorrendo a emergência considerada, os cortes de carga serão

efetivados de forma a garantir a integridade do SIN.

2.2.2 Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC

O Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) é um dos mais importantes

SEPs, com histórico de prevenção de diversos blecautes no SIN ao longo dos anos de

atuação, conforme diagnosticado pelas análises de perturbações. Este fato tem sido

possível graças à perfeita adequação do ERAC no que se refere à disponibilização de

carga para corte em estágios dentro de valores pré-estabelecidos por estudos [10].


22

Este método tradicional de alívio de carga, é baseado somente no valor absoluto

de frequência, e na maioria dos casos, a implementação do ERAC é realizada

utilizando-se relés de subfrequência localizados nos sistemas de distribuição ou

subestações de transmissão, porque nestes locais é onde são encontrados a maioria dos

disjuntores capazes de interromper o fornecimento de energia para as cargas durante

condições de emergência [10].

Todos os geradores do sistema interligado possuem uma proteção de

subfrequência pois, procura-se evitar os danos causados aos geradores e cargas por

condições de subfrequência. Portanto, um estudo criterioso deve ser realizado de modo

que o ERAC esteja coordenado com o restante dos esquemas de proteção, evitando

assim o blecaute do mesmo através do efeito de desligamento em cascata das unidades

geradoras [17].

Os estudos de dimensionamento do ERAC foram desenvolvidos efetuando-se o

corte de carga num tempo de 350 milissegundos (ms) após a passagem pela frequência

de corte, em cada um dos estágios. Com isso, o tempo máximo admissível para atuação

do esquema (tempo de atuação do relé + tempo de abetura do disjuntor + temporização

intencional, se houver) deve ser de 350 ms. Considerando-se que os tempos de atuação

de relés e abertura de disjuntores são variáveis em função de suas características

técnicas, é admitido qualquer temporização intencional, desde que o tempo total de

atuação do esquema não ultrapasse 350 ms.

A Tabela 2.5 indica, filosoficamente, para a área geo-elétrica Sudeste/CO do

SIN, os ajustes dos diversos estágios do ERAC, com os respectivos montantes de carga

a serem rejeitados, definidos em função dos possíveis déficits de geração, quando de

perturbações ou distúrbios no SIN que provoquem déficits de geração em relação a

carga.

Tabela 2.5 – Estágios do ERAC para a área Sudeste/CO

Estágio

Sudeste / CO

Ajuste (Hz) Carga

Rejeitada (%)

1o 58,5 7

2o 58,2 7

3o 57,9 7


23

Tabela 2.5 – Estágios do ERAC para a área Sudeste/CO

Estágio

Sudeste / CO

Ajuste (Hz) Carga

Rejeitada (%)

4o 57,7 7

5o 57,5 7

2.3 Recursos e Procedimentos para Controle de Tensão para Área

2.3.1 Principais recursos disponíveis

O procedimento de controle de tensão adotado para todas áreas é a utilização dos

recursos locais disponíveis, sem ordem de restrição, tais como a tensão de excitação das

unidades geradoras da área, os compensadores síncronos e estáticos, a comutação do

TAP com o transformador energizado (método “Load Tap Changer” – LTC), e a

inserção ou retirada de capacitores e reatores do sistema. Há situações onde os recursos

locais disponíveis não são suficientes para garantir um adequado controle de tensão da

área, utilizam-se então os recursos do SIN, a partir dos equipamentos que tem influência

sistêmica (há um recurso disponível no ANAREDE que disponibiliza uma análise de

sensibilidade de tensão para uma determinada área, ou seja, quais recursos teriam mais

influência no controle de tensão).

O controle de tensão do sistema da área RJ-ES é bastante influenciado pelo

controle de tensão sistêmico, e também pelos procedimentos de controle de tensão

efetuados nas áreas de São Paulo e Minas Gerais [5].

Deverá se buscar, como regra geral, sempre que possível, operar com a geração

dos compensadores síncronos e estáticos com valores próximos ao zero (Mvar), para

que em caso de contingências de equipamentos ou rejeição de carga, os mesmos possam

auxiliar na melhoria do desempenho do SIN.

Para o controle de tensão da área, além dos bancos de capacitores de grande

capacidade como os 2x250 Mvar de São José 138 kV, os 2x165 Mvar de Adrianópolis

345 kV, os 2x100 Mvar de Jacarepaguá 138 kV e os reatores de grande capacidade

como o 1x136 Mvar de Cachoeira Paulista kV e o 1x136 Mvar de Adrianópolis 500 kV,


24

que podem ter seus disjuntores abertos ou fechados, devem ser destacados os recursos

de controle de tensão descritos a seguir [5]:

Unidades geradoras da Eletronuclear (UNE Angra 1 e UNE Angra 2);

Unidades geradoras das usinas da Light (UHEs Nilo Peçanha, Fontes Nova e

Pereira Passos;

Unidades geradoras das UTEs Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt), Mário Lago

(Macaé Merchant), Norte Fluminense, Governador Leonel Brizola (antiga

Termorio), Santa Cruz, UTE do Atlântico (TKCSA), UTE Baixada Fluminense,

UTE Viana, UTE Sol e UTE Linhares caso haja unidades sincronizadas;

Unidades geradoras de Furnas;

Unidades geradoras de Ampla e Escelsa;

Compensadores síncronos de Grajaú e Vitória;

Compensador Estático de Campos e Padre Fialho;

LTC dos transformadores 500/138 kV de Grajaú, Cachoeira Paulista e São José;

LTC dos transformadores 500/345 kV de Adrianópolis e Viana 2;

LTC dos transformadores 345/138 kV de Adrianópolis, Jacarepaguá, Itutinga,

Campos, Vitória, Viana e Venda das Pedras;

Os compensadores síncronos de Grajaú e complexo nuclear de Angra dos Reis

possuem influência sistêmica e são de extrema importância para o controle de tensão da

área.

Os recursos externos disponíveis para o controle de tensão que possuem grande

influência para área são listados abaixo:

Tensão no barramento de 500 kV de Tijuco Preto;

Tensão de excitação das máquinas das usinas do Rio Grande (Marimbondo,

Furnas, L. C. Barreto e Mascarenhas de Moraes) e em menor escala as usinas do

Paranaíba;


25

LTC do transformador 500/440 kV – 900 MVA de Taubaté.

Para minimizar a demanda de potência reativa dos recursos considerados de

influência sistêmica, como os compensadores síncronos de Grajaú, as usinas de Angra,

as usinas do Rio Grande, os recursos disponíveis deverão ser utilizados, como os

capacitores, o compensador síncrono de Vitória e os estáticos de Campos e Padre

Fialho, sendo necessária a monitoração da faixa de tensão dos barramentos.

Caso os recursos locais disponíveis não sejam suficientes para o ajuste do controle

de tensão da área, será necessário o auxílio de recursos remotos de controle de tensão,

tais como:

Tapes dos autotransformadores 765/500 kV de Tijuco Preto;

Tapes dos autotransformadores 765/345 kV de Tijuco Preto;

Tapes dos autotransformadores 500/345 kV de Campinas;

Tapes do autotransformador 500/440 kV de Taubaté;

Compensadores Síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto;

Manobras dos reatores das LT 500 kV Cachoeira Paulista - Itajubá, Campinas -

Cachoeira Paulista e Cachoeira Paulista - Adrianópolis;

Tensão de excitação das máquinas das usinas da bacia do Rio Grande.

2.3.2 Procedimentos para o período de carga pesada

Para o período de carga pesada, medidas são adotadas quando necessário para o

controle de tensão da área [5]:

Ligar todos os bancos de capacitores disponíveis e desligar todos os reatores

que podem ser manobrados;

Elevar tensão de excitação nas usinas da LIGHT (Nilo Peçanha, Fontes, Pereira

Passos e Ilha dos Pombos), nas usinas de FURNAS (Funil e Simplício) e nas

UTNs Angra 1 e 2;


26

Elevar tensão de excitação nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt),

Mário Lago (Macaé Merchant), N. Fluminense, Santa Cruz, Governador Leonel

Brizola (Termorio) e UTE Baixada Fluminense, caso haja unidades

sincronizadas;

Elevar as tensões de excitação das máquinas das usinas do Rio Grande;

Elevar a tensão de operação dos barramentos de 500 kV de Tijuco Preto e

Marimbondo e de Ibiúna 345 kV, procurando-se explorar a geração de reativo

dos compensadores síncronos de Ibiúna e de Tijuco Preto;

Se possível, aumentar a injeção pelo elo de corrente contínua e reduzir o

recebimento pela Região Sudeste (RSE).

Para o período de carga pesada, deverão ser maximizados os níveis de tensão nos

barramentos de 500 kV, 440 kV e 345 kV que suprem a área, a partir dos recursos

sistêmico disponíveis, com intuito de facilitar a manutenção dos níveis de tensão dentro

das faixas operativas. As faixas operativas de tensão desejada para carga pesada podem

ser vistas na Tabela 2.6.

Tabela 2.6 – Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga pesada

[5]

Barramentos Carga Pesada

%

kV

Tensão Desejada (kV)

Nome Proprietário

Jacarepaguá 138 kV Furnas

97,8 – 101,0

135,0 – 140,0

138

Grajaú 138 kV Furnas

97,8 – 101,0

135,0 – 140,0

139

São José 138 kV Furnas

97,8 – 103,0

135,0 – 142,0

142

Adrianópolis 138 kV Furnas

102,0 – 105,0

141,0 – 145,0

145


27

Tabela 2.6 – Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga pesada

[5]

Barramentos Carga Pesada

%

kV


Nome Proprietário

Campos 138 kV Furnas

101,4 – 105,0

140,0 – 145,0

145

Vitória 138 kV Furnas

100,7 – 104,3

139,0 – 144,0

142

Viana 138 kV Furnas

100,7 – 104,3

139,0 – 144,0

142

Cachoeira Paulista 138 kV Furnas

100,0 – 105,0

138,0 – 145,0

145

Santa Cruz Furnas 97,8 – 102,1

135,0 – 141,0

Itutinga 138 kV Furnas 102,9 – 105,0

142,0 – 145,0

Venda das Pedras

138 kV Elecnor

102,0 – 105,0

141,0 – 145,0

145

2.3.3 Procedimentos para o período de carga leve

Para o período de carga leve, com o FRJ previsto entre 3500 – 4500 MW, medidas

são adotadas quando necessário para o controle de tensão da área [5]:

Desligar todos os capacitores possíveis dos sistemas de Furnas, Light, Ampla e

Escelsa. Poderá ser necessário manter ligados alguns capacitores na Escelsa para

controle de geração do compensador síncrono de Vitória, bem como na LIGHT,

para controle de tensão, nas subestações ZIN, Palmares e Volta Redonda

(consumidores livres);

Subexcitar as máquinas das usinas da área Rio de Janeiro/Espírito Santo e as

máquinas das usinas da bacia do Rio Grande, incluindo Itutinga, Camargo e

Funil Grande, e as usinas térmicas;


28

Reduzir a geração das usinas hidráulicas e térmicas da área RJ/ES e nas usinas

de Itutinga, Camargos e Funil Grande;

Manter a tensão no setor de 500 kV de Tijuco Preto em torno de 500 kV

(100%);

Ligar os reatores manobráveis das subestações de 500 kV de Adrianópolis,

Cachoeira Paulista e Angra;

Ligar os reatores manobráveis das subestações de 345 kV Adrianópolis, Angra,

Macaé, Campos, Vitória, Viana e Ouro Preto.

Medidas adicionais são necessárias para o caso do FRJ estar abaixo de 3500 MW.

Essas medidas adicionais são:

Atuar nos tapes da transformação de Jacarepaguá 345/138 kV, visando drenar o

fluxo de potência reativa da rede de 345 kV para a rede de 138 kV, de modo a

possibilitar a retirada dos bancos de capacitores das subestações de 138 kV de

ZIN, Palmares e Volta Redonda, sem prejudicar o controle de tensão local,

postergando a abertura de linhas de 500 kV;

Atuar nos LTCs dos transformadores 500/345 kV de Adrianópolis no sentido de

reduzir a tensão na rede de 500 kV.

As faixas operativas de tensão desejada para carga leve podem ser vistas na Tabela

2.7.

Tabela 2.7 – Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga leve [5]

Barramentos Carga Leve

%

kV


Nome Proprietário

Jacarepaguá 138 kV Furnas

95,6 – 100,0

132,0 – 139,0

134

Grajaú 138 kV Furnas

95,6 – 97,8

132,0 – 139,0

134

São José 138 kV Furnas

95,6 – 100,0

132,0 – 140,0

134


29

Tabela 2.7 – Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga leve [5]

Barramentos Carga Leve

%

kV


Nome Proprietário

Adrianópolis 138 kV Furnas

100,0 – 104,0

138,0 – 143,0

143

Campos 138 kV Furnas

98,0 – 102,2

135,0 – 141,0

138

Vitória 138 kV Furnas

100,7 – 104,3

139,0 – 144,0

139

Viana 138 kV Furnas

100,7 – 104,3

139,0 – 144,0

139

Cachoeira Paulista 138 kV Furnas

101,0 – 103,0

138,0 – 145,0

143

Santa Cruz Furnas 95,6 – 97,8

132,0 – 135,0

Itutinga 138 kV Furnas 101,4 – 103,6

140,0 – 143,0

Venda das Pedras

138 kV Elecnor

100,0 – 104,0

138,0 – 143,0

143

Funil

138 kV Furnas

96,4 – 98,5

133,0 – 136,0

136

2.4 A importância da SE São José

A subestação de São José 138 kV está entre as quatro principais subestações para

o suprimento de energia elétrica da área Rio, juntamente com a SE Adrianópolis

138 kV, a SE Grajaú 138 kV e a SE Angra 500 kV. Essa subestação tem papel relevante

no suprimento de energia elétrica para as diversas cargas industriais, comerciais e

residenciais da rede 138 kV área Rio. Seu barramento recebe uma potência muito

elevada para uma rede de 138 kV, não usual para as características desse nível de

tensão. Tal fato foi discutido anteriormente, com a abertura do disjuntor de interligação

de barras do barramento, para servir como um limitador do nível de curto circuito [5]

[7].


30

O digrama unifilar da Figura 7 enumera as principais conexões no barramento

dessa subestação, tanto da rede de 138 kV, como a transformação oriunda da rede de

500 kV. Suas conexões são explicadas de acordo com seus respectivos números do

diagrama unifilar da figura.

Figura 7 – Principais conexões da SE José 138 kV com o SIN [5]

1 – A subestação de São José é a interligação direta da maior usina termelétrica do

Brasil, que é a Termorio, com o SIN. Essa interligação é responsável pelo suprimento

direto de diversas cargas industriais, como os polos industriais da Petrobrás que se

conectam em Campos Elíseos, a Reduc, e também por cargas das concessionárias

distribuidoras como em Imbariê da Ampla e o tronco de cargas da Ampla e Light, da SE

São José à UHE Ilha dos Pombos.

É necessário um cuidado especial com o despacho de geração da Termorio, para

que seu disjuntor de interligação do barramento não seja superado, podendo atuar aberto

como um limitador do nível de curto circuito. Esse alto nível de curto circuito tem

influência não só da UTE Termorio, mas também da rede de 500 kV, com carregamento


31

oriundo do despacho da UTN Angra 1 e UTN Angra 2 e da SE Cachoeira Paulista, que

chega através dos quatro transformadores de potência 500/138 kV instalados no pátio da

subestação de São José.

2 – A rede de 500 kV, com seu início em Cachoeira Paulista, tem influência direta

na rede de 345 kV da área RJ-ES e na rede de 138 kV da área Rio. O carregamento

proveniente do despacho da usina de Angra e da área São Paulo, por Cachoeira Paulista,

chega a SE São José 138 kV por quatro transformadores de 600 MVA, provendo uma

folga para o despacho da UTE Termorio e auxiliando no suprimento de energia das

cargas conectadas a esse nível de tensão.

Na SE Adrianópolis 138 kV há duas transformações, a primeira de 500/345 kV

por três transformadores de 560 MVA que alimentam a rede de 345 kV da área RJ-ES,

com o fluxo seguindo até a SE Vitória 345 kV, e a segunda de 345/138 kV por quatro

transformadores de 225 MVA que alimentam a rede de 138 kV da área Rio.

3 – Este tronco de 138 kV até a UHE Ilha dos Pombos, concentra uma importante

região de carga, sendo sua maioria da Ampla e Light. Além dessas cargas, três PCHs se

conectam a esse tronco, Santa Fé, Bonfante, Monserat, auxiliando no suprimento de

energia.

Esta região é o objetivo do presente trabalho, por ser uma área não só de um

grande centro de carga, mas também que afeta consideravelmente o SIN quando ilhada

de São José, causando um colapso no sistema, com consequente blecaute em uma

extensa área. Há a necessidade de aumentar a segurança do suprimento de energia

elétrica desse tronco e estruturar medidas operativas para que ele não seja perdido.

4 – O suprimento da área do Espírito Santo, tem como sua principal fonte a

transformação de 500/345 kV em Adrianópolis, com um sistema de transmissão de

linhas aéreas passando por Macaé, Campos e chegando ao centro de carga de Vitória.

5 – As linhas de transmissão de 138 kV de SE São José – Washington Luís, SE

São José – Cordovil, SE São José – Cascadura, SE São José – FICAP, SE São José –

Meriti e SE São José – Caxias, são importantes linhas de escoamento de fluxo de

potência que irão para o restante da área Rio.


32

2.5 Ilhamento

O Ilhamento elétrico ocorre quando parte da rede de transmissão torna-se

eletricamente isolada do sistema, dando origem aos subsistemas isolados. A ocorrência

deste fenômeno se dá a partir de uma perturbação no sistema, que ocasiona a perda no

fornecimento de energia elétrica devido a desligamentos de trechos de linhas, ramos ou

subestações, com a perda no sincronismo de um determinado grupo de máquinas. A

falta de suprimento de energia elétrica a determinados clientes pode gerar grandes

prejuízos financeiros aos mesmos. Indústrias, hospitais e grandes centros comerciais são

exemplos de clientes que quando não são supridos energeticamente, não podem

desempenhar suas atividades adequadamente [6] [11].

A detecção de ilhamentos e o estudo de subsistemas capazes de assegurar o

fornecimento de energia para um determinado centro de carga tem ganhado destaque no

quesito de aumento da segurança no suprimento de energia para determinadas áreas, e

também no controle desses sistemas. Apesar deste modo de operação não ser um tema

novo no ambiente de estudos relativos aos sistemas elétricos, a maioria das análises

objetivam principalmente a proteção do sistema contra a formação de ilhas, não

permitindo este tipo de operação isolada.

Cada ilha resultante deve apresentar um balanço entre geração e carga, de forma a

continuar operando sob frequência nominal, possibilitando a reconexão com a rede

integrada posteriormente. Na prática tal balanço entre geração e carga dentro do

subsistema ilhado pode não ser possível. Nesses casos, ações adicionais corretivas, tais

como descarte de cargas ou geração, devem ser empregadas para se alcançar algo

próximo da normalidade dentro desses subsistemas.

A formação de ilhas e a reconexão com o sistema integrado, é conseguida por

sistemas de descarte automático de cargas e esquemas de restauração. Procedimentos

operacionais podem ser definidos através de simulações off-line de planejamento da

operação para ressincronização das cargas. Medidas digitais são processadas e

transmitidas pelo sistema SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition), a fim de

identificar e descartar as ilhas que não tem geração, incluindo barras e ramos isolados

[11].


33

No controle carga-frequência, quando a carga do subsistema excede

significativamente a capacidade de geração, a frequência decresce, somente sendo

possível a operação normal e a estabilidade do sistema asseguradas se parte da carga for

descartada, até o balanço entre potência gerada e consumida ser atingido. Usualmente a

proteção com aplicação de relés de subfrequência é usada em vários pontos do sistema

de alimentação às cargas, com configuração definida para, progressivamente,

removerem blocos de carga até o decaimento da frequência cessar e retornar aos níveis

normais. Além desses relés (função 81), a taxa de variação de frequência também é

utilizada em algumas aplicações.

Relés de frequência também podem ser utilizados para supervisionar e executar a

restauração da carga até o sistema estabilizar e compatibilizar a geração disponível à

carga remanescente. Se a restauração de cargas é feita automaticamente, as cargas

devem ser adicionadas em pequenas parcelas, com intervalos de tempo suficientes para

o ajuste do sistema, para evitar decaimento excessivo da frequência.

As tensões do subsistema também devem receber atenção especial, pois os

desbalanços entre as potências ativas e reativas geradas e consumidas podem levar a

variações dessas tensões. Quanto maiores os desbalanços, maiores são essas variações,

podendo ocasionar subtensão ou sobretensão nos barramentos da ilha, com consequente

superação e danificação dos equipamentos. Para evitar que isso aconteça, são utilizados

relés baseados em medidas de tensão, como os relés de subtensão (função 27) e os relés

de sobretensão (função 59).

A Figura 8 representa um exemplo de uma área isolada eletricamente de um

sistema após uma perturbação.

Figura 8 - Exemplo de subsistema isolado eletricamente


34

3. Fundamentos Teóricos

Neste capítulo são apresentadas a modelagem da máquina síncrona e conceitos

de estabilidade, com intuito da compreensão do funcionamento dos sistemas de

potência. Além disso, também são apresentados os princípios básicos de operação dos

reguladores de tensão e de velocidade e dos sinais adicionais dos estabilizadores de

sistema de potência, que têm como objetivo manter o sistema operando de forma

segura, dentro de limites pré regulados.

3.1. Estabilidade de Sistemas de Potência

O problema de estabilidade é uma condição de equilíbrio entre forças opostas,

relacionado com o comportamento apresentado pelas máquinas síncronas quando há

uma perturbação no sistema. O mecanismo no qual máquinas síncronas interconectadas

mantêm o sincronismo em relação umas às outras, é através de forças restauradoras que

aparecem sempre quando existem forças que tendem a acelerar ou desacelerar uma ou

mais máquinas com respeito às outras máquinas [1] [3].

Em regime permanente, há um equilíbrio entre o torque mecânico motriz e o

torque de carga elétrica em cada máquina, fazendo com que o rotor permaneça com

velocidade constante. Caso o sistema seja perturbado, este equilíbrio será desfeito,

resultando em aceleração ou desaceleração dos rotores das máquinas que são regidas

pelas leis do movimento rotacional de um corpo.

Caso um gerador temporariamente se acelere em relação a outro gerador, a

posição angular do seu rotor em relação ao rotor da máquina mais lenta avançará. Esta

diferença angular resultará em parte da carga do gerador mais lento sendo transferida

para o gerador mais rápido, dependendo da curva Potência – Ângulo. Tal fenômeno

tende a reduzir a diferença de velocidade, e como consequência, a diferença angular

entre os dois geradores. Com isso o sistema tende a voltar para a condição estável de

operação, reduzindo as diferenças de velocidade.

A relação da curva Potência – Ângulo não é linear e, após um certo limite, há

uma diminuição da potência transferida com um aumento na separação angular. Isto faz


35

aumentar ainda mais a separação angular entre as máquinas, acarretando o fenômeno da

instabilidade, ou perda do sincronismo. Em qualquer situação, a estabilidade do sistema

dependerá da existência de suficientes torques restauradores após uma perturbação [1]

[3].

O ajuste do sistema à nova condição de operação é chamado de período

transitório. O comportamento do sistema durante este tempo é chamado de desempenho

dinâmico.

Os tipos de perturbações ou distúrbios podem ser ocasionados por [2]:

Mudança nas condições de geração;

Mudança nas condições de carga;

Mudança nas condições de rede;

Exemplos de perturbações ou distúrbios em um sistema de potência podem ser:

Perda de gerador;

Perda de um grande motor;

Perda de linha;

Curto-circuito;

Partida de um motor de indução;

Chaveamento de capacitores, reatores;

A estabilidade de um sistema de potência é dependente da:

Magnitude da perturbação;

Localização da perturbação;

Condição inicial de operação;

Dados os tipos de perturbações e distúrbios possíveis em um sistema de

potência, o estudo de estabilidade pode ser dividido em três partes [2]:

Estabilidade de tensão: relacionada à capacidade do sistema manter as

tensões nas barras dentro dos limites estabelecidos para operação com

segurança mesmo após a ocorrência de uma perturbação ou distúrbio.

Estabilidade de frequência: relacionada à capacidade do sistema recuperar

o valor da frequência estabelecido para operação com segurança mediante ao

desequilíbrio de potência ativa entre geração e carga.


36

Estabilidade eletromecânica ou angular: relacionada à capacidade das

máquinas síncronas permanecerem em sincronismo mesmo após a

ocorrência de alguma perturbação ou distúrbio no sistema.

A estabilidade também pode ser analisada em relação a magnitude do impacto

causado por perturbações ou distúrbios no sistema:

Pequenos impactos: Causam efeitos menos severos ao sistema, gerando

problemas de estabilidade dinâmica (impactos aleatórios), e sua atuação está

na ordem de vários segundos. Para esse caso, há necessidade de se fazer uma

análise linear do sistema.

Exemplo: Perda de uma carga qualquer de pequeno porte.

Grandes impactos: Causam efeitos mais severos ao sistema, gerando

problemas de estabilidade transitória, em que o período transitório é o tempo

que o sistema leva para atingir seu novo ponto de operação, e sua atuação

está na ordem de um segundo.

Exemplo: Curto-circuito e perda de gerador.

A Figura 9 apresenta um fluxograma das divisões de um estudo de estabilidade.

Figura 9 - Classificação da Estabilidade [18]

Um sistema é considerado estável quando a resposta oscilatória do sistema,

durante o período subsequente a uma perturbação, é amortecida e o sistema atinge uma

nova condição de operação num tempo finito, ou seja, ele atinge um novo ponto de

operação em regime permanente. Caso isso não ocorra, o sistema não consegue atingir


37

uma nova condição de operação num tempo finito, e será considerado como instável. A

Figura 10 elucida bem essas duas condições de estabilidade, para o caso do sistema ser

representado por uma única máquina.

Figura 10 - Possíveis respostas (ângulo δ) de um sistema após uma perturbação ou distúrbio [2]

Simplificando, um sistema é considerado estável quando todas as máquinas

permanecem em sincronismo após uma perturbação ou distúrbio.

Para elucidar esta ideia, após uma perturbação em um sistema contendo quatro

máquinas, ocorreu um considerável desbalanço de geração, ou seja, excesso de geração

neste caso. A maior parte da energia em excesso devido à esse excesso, é convertida em

energia cinética resultando na aceleração das máquinas. Uma menor parte é consumida

através de perdas no sistema e nas cargas. Porém, um aumento considerável nas

velocidades das máquinas pode não significar de fato que o sincronismo será perdido.

Neste caso de um sistema multi-máquinas, o elemento importante é a diferença angular,

onde o ângulo do rotor é medido com relação a uma referência girando a velocidade

síncrona. Este sistema e suas possíveis respostas são ilustradas na Figura 11 [2].


38

Figura 11 - Possíveis respostas de um sistema com 4 máquinas durante um transitório [2]

Logo, no caso (a) da Figura 11, mesmo que todos os ângulos dos rotores tenham

aumentado além de π radianos, todas as diferenças angulares permaneceram pequenas e

o sistema pode ser considerado como estável. No caso (b), as máquinas ficaram

separadas em dois grupos distintos após a perturbação, com as diferenças angulares

entre esses grupos crescendo continuamente. Neste caso o sistema pode ser considerado

como instável.

3.1.1 Critério das Áreas Iguais

Um método extremamente útil para entendimento dos princípios fundamentais

da estabilidade eletromecânica é o Critério das Áreas Iguais. Este é um método direto

para a avaliação da estabilidade, sendo feita sem a necessidade de solução explícita das

equações diferenciais. É feita uma avaliação aproximada e rápida da estabilidade

transitória, da qual não é diretamente aplicável a sistemas multi-máquinas [3].


39

Para este método, é considerado um sistema máquina – barra infinita, como é

visto na Figura 12. A ocorrência de um curto-circuito trifásico franco no ponto P, com

consequente atuação da proteção e abertura do disjuntor A, ocasiona uma variação entre

os conjugados mecânico e elétrico, o que faz com que o gerador acelere. Com isso, o

ângulo do rotor δ oscila até atingir um pico, caso o gerador suporte a perturbação, ou

cresce monotonicamente, fazendo com que o gerador perca o sincronismo, o que levará

a instabilidade.

Figura 12 - Sistema máquina - barra infinita [18]

Para o melhor entendimento da análise do comportamento do ângulo do rotor do

gerador em função da potência acelerante, é mostrada a equação de oscilação (balanço),

para o sistema da Figura 12, escrita substituindo os termos de torque por potência em

pu:

2𝐻 𝑑2δ

𝑤𝑅 𝑑𝑡2= 𝑃𝑚 − 𝑃𝑒 = 𝑃𝑎

Sendo:

H = constante de inércia (s)

𝑤𝑅 = velocidade angular nominal ou velocidade síncrona (rad/s)

δ = ângulo de torque ou de potência (rad)

t = tempo (s)

𝑃𝑚= potência mecânica (pu)


40

𝑃𝑒 = potência elétrica (pu)

𝑃𝑎 = potência acelerante (pu)

A análise do comportamento do ângulo do rotor do gerador é feita com a Figura 13.

Figura 13 - Curva potência - ângulo do sistema gerador - barra infinita [2]

Inicialmente, no ponto “a”, o gerador opera na velocidade síncrona, com ângulo

de potência δ0, e sem diferença entre os conjugados mecânico e elétrico. Da ocorrência

de um curto-circuito trifásico no ponto P, eliminado pela atuação da proteção com o

disjuntor A após alguns ciclos, a potência elétrica de saída vai a zero, fazendo a

máquina acelerar. Durante a falta ocorrida no trecho “b-c”, há uma diferença entre a

potência mecânica e elétrica, sendo armazenada no rotor sob a forma de energia cinética

através do aumento de velocidade, com o rotor girando acima da velocidade síncrona

(𝑃𝑒<𝑃𝑚) [18].

No momento da extinção do defeito, ponto “c”, a potência acelerante torna-se

negativa, ponto “d”. Entretanto, a velocidade do rotor ainda está acima da síncrona,

porém tentando a reduzir, desacelerando a máquina até atingir o ponto “e” (𝑃𝑒>𝑃𝑚).

Neste ponto, a posição angular do rotor é δ𝑥 e a máquina atinge a velocidade síncrona

(𝑤 − 𝑤𝑠 = 0). Como a potência acelerante ainda é negativa, a velocidade continuará a

decrescer assumindo valores abaixo da velocidade síncrona, e o ângulo de potência


41

excursionará do ponto “e” ao ponto “a”. Neste momento, a potência acelerante trocará

de sinal, aumentando a velocidade da máquina, até que ela atinja a velocidade síncrona

no ponto “f”. Se não houvesse nenhum amortecimento no sistema, a máquina ficaria

oscilando entre “f-a-e” e “e-a-f”, como na prática há amortecimento, a máquina oscila

até atingir o ponto “a” novamente. A partir daí o ciclo se repete.

É válido ressaltar que o ponto “e” será atingido se, e somente se, A1 (área de

aceleração) e A2 (área de desaceleração) forem iguais, o que garantirá a estabilidade na

primeira oscilação. Note que, à medida que aumentamos o tempo de extinção da falta, a

área A1 aumenta e a máquina manterá o sincronismo só se existir área A2 suficiente para

compensar A1. Fisicamente significa que o aumento de energia cinética armazenada no

rotor devido à falta deve ser assimilado pelo sistema, quando de sua extinção, para que

se possa restabelecer a velocidade síncrona, impedindo que 𝑤 e δ cresçam

monotonicamente.

Assim, o Critério das Áreas Iguais é utilizado para estabelecer o limite de

estabilidade dos geradores, através do ângulo do rotor e da potência acelerante no

período pós-falta.

Figura 14 - Rede com 2 barras

A equação potência-ângulo é necessária para resolver a equação de oscilação e

determinar o comportamento dinâmico de cada máquina do sistema. Para a rede de duas

barras da Figura 14, a equação da potência injetada na barra I é dada por:

𝑃𝐼 = 𝐸𝐼

′. 𝐸2′

𝑋𝐼2 . sen δ𝐼2


42

Em que:

𝐸𝐼′ e 𝐸2

′ : Tensão dos barramentos

𝑋𝐼2: Impedância entre os barramentos

δ = δ𝐼 − δ2: Diferença entre as fases dos barramentos

Em sistemas de potência, a mudança do torque elétrico de uma máquina síncrona

após um pequeno distúrbio ou perturbação pode ser decomposta em duas componentes:

∆𝑇𝑒 = 𝐾𝑠∆δ + 𝐾𝐷∆𝜔

Em que 𝐾𝑠∆δ (=∆𝑇𝑆) é a componente da variação do torque em fase com a

perturbação do ângulo do rotor ∆δ e é referida como componente de torque

sincronizante. 𝐾𝑠 é o coeficiente de torque sincronizante. A parcela 𝐾𝐷∆𝜔 (= ∆𝑇𝐷) é a

componente da variação do torque em fase com a perturbação da velocidade ∆𝜔 e é

referida como componente de torque de amortecimento. 𝐾𝐷 é o coeficiente de torque de

amortecimento.

A estabilidade do sistema depende da existência dessas duas componentes de

torque de cada máquina síncrona. A insuficiência do torque de sincronismo (𝐾𝑠) resulta

em uma instabilidade aperiódica do ângulo do rotor. Por outro lado, a insuficiência do

torque de amortecimento (𝐾𝐷) resulta em uma instabilidade oscilatória do ângulo do

rotor.

Pela necessidade de manter a estabilidade e segurança na operação do sistema de

potência, os reguladores tornam-se de fundamental importância.

3.2. Regulador Automático de Tensão (RAT)

Os três sistemas de controle principais de uma unidade térmica de geração como

pode ser visto na Figura 15 são: o controle de aquecimento da caldeira, o regulador de

velocidade da turbina e o controle da excitação do gerador [2].


43

Figura 15 - Os três principais controles de uma unidade térmica de geração [2]

A principal função de um regulador de tensão (RAT) em um sistema de potência

é controlar a tensão terminal da máquina síncrona (gerador) pelo ajuste de sua excitação

(corrente de campo), ou seja, o RAT deve acompanhar a tensão da máquina durante

todo o tempo e em qualquer condição de carga agindo no sentido de manter esta tensão

dentro dos limites operacionais pré-estabelecidos. Visto isso, pode-se dizer que o RAT

também controla a potência reativa gerada e o fator de potência da máquina já que estes

fatores são dependentes do nível de excitação do gerador [2].

A finalidade do RAT não é de somente fornecer um perfil de tensão constante

durante a operação em regime permanente, como também deve auxiliar a minimização

das oscilações de tensão durante períodos transitórios, melhorando desta forma a

estabilidade global do sistema. Portanto, um bom projeto de RAT associado a ajustes

adequados de seus controles são fatores imprescindíveis para alcançar essas finalidades.

Existem quatro razões básicas para justificar a necessidade de controle da tensão

terminal de uma máquina síncrona e, portanto, a existência de um RAT. Estas são [2]:

Manutenção de tensão constante sob carga;

Prevenção de sobretensão após rejeição de carga;

Melhoramento da estabilidade sob carga;

Melhoramento da estabilidade transitória.

Ao longo dos anos, os sistemas de excitação têm evoluído tomando várias

formas e, conforme a fonte de potência (excitatriz) utilizada, é possível classifica-la em

três tipos [2]:

i. Sistemas de excitação CC (“DC excitation systems”);

ii. Sistemas de excitação CA (“AC excitation systems”);


44

iii. Sistemas de excitação estáticos (“Static excitation systems”).

As potências elétricas requeridas pelos sistemas i e ii de excitação são derivadas

de máquinas girantes, sendo usadas, o gerador CC com comutador (e escovas) para o

tipo i, e o gerador CA com retificador para o tipo ii. Para o tipo iii, os sistemas de

excitação estáticos (sem máquinas rotativas) são empregados nos RAT(s) modernos.

Um arranjo esquemático simplificado dos principais componentes físicos de

qualquer sistema de controle da excitação é mostrado na Figura 16.

Figura 16 - Configuração típica de um sistema de excitação (RAT) [2]

A excitatriz é a fonte de toda ou de parte da corrente de excitação da máquina

síncrona. O regulador de tensão é a inteligência do sistema de excitação, controlando a

saída da excitatriz de modo que a tensão gerada e a potência reativa mudam da maneira

que se deseja.

O bloco de Controle auxiliar da Figura 16 pode incluir várias características

somadas. Por exemplo, amortecimento é algumas vezes introduzido para prevenir contra

picos de tensões, compensação de corrente reativa e limitador (Volt/Hz). Um

comparador pode ser usado para estabelecimento de limite de sobre e subexcitação,

prevenindo contra instabilidade.

É necessário evidenciar que a velocidade de atuação do regulador de tensão é de

grande interesse em estudos de estabilidade. Devido à alta indutância do enrolamento de

campo do gerador, é difícil realizar rápidas mudanças na corrente de campo. Isto

introduz um “atraso” considerável na função de controle sendo este um dos principais

obstáculos a ser superado ao se projetar um sistema de regulação.


45

3.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP)

O Estabilizador de Sistemas de Potência ou Sinal Adicional Estabilizante (ESP

ou SAE), ilustrado pela Figura 17, é representado por uma malha de controle adicional

inserida na referência de tensão do regulador automático de tensão com a função de

introduzir amortecimento adicional nas oscilações de um sistema elétrico de potência

[1].

Figura 17 - Atuação do RAT e ESP [1]

O ESP deve produzir uma parcela de conjugado elétrico em fase com a variação

de velocidade do rotor, sendo que esta variação é um sinal lógico utilizado para controle

da excitação do gerador, estabelecendo assim o amortecimento da parcela de conjugado

[1] [3].

As oscilações pouco amortecidas limitam a capacidade de transmissão dos

sistemas elétricos de potência. Assim, a atuação dos estabilizadores resulta na

recuperação da capacidade de transmissão do sistema, melhorando a estabilidade do

mesmo.

De maneira geral, o sinal adicional de amortecimento é necessário em sistemas

de potência sob condições de transmissão fracas e com carga pesada, para sistemas com

linhas de transmissões longas, ou seja, gerações remotas, ou ainda em sistemas

adequados de transmissão, porém em condições de emergência como saída de linhas e

perda de geração.


46

A atuação do ESP é tem mais eficácia em situações que requerem estabilidade

de regime permanente, a pequenos impactos, uma vez que, para situações que requerem

estabilidade transitória, o mesmo pode atuar de maneira negativa para a estabilidade do

sistema.

A atuação do ESP promove o amortecimento das oscilações em sistemas de

potência, nos quais as unidades geradoras remotas estão conectadas por sistemas de

transmissão relativamente fracos, como por exemplo os sistemas radiais. Tal fato

demonstra que sua atuação é mais eficaz em modos de oscilações locais (entre unidades

geradoras de uma usina e o resto do sistema), com frequências naturais de oscilação da

ordem de 0,8 a 1,8 Hz. Porém o mesmo também deve ser ajustado para atuar de forma

adequada para os modos intra-planta (entre unidades geradoras de uma mesma usina),

com frequências naturais de oscilação da ordem de 1,5 a 2,5 Hz, assim como para os

modos de oscilações inter-áreas (regiões do sistema oscilando entre si), de frequência

entre 0,1 a 1 Hz. Aumentando a segurança operativa em diversas situações de

contingência às quais o sistema pode ser submetido [2]. A frequência característica dos

modos de oscilação é vista na Figura 18.

Figura 18 - Frequência característica dos modos de oscilação [2]

Os sinais de entrada do ESP são a frequência do sistema (obtida nos terminais do

gerador), velocidade angular, potência elétrica fornecida pelo gerador, dentre outros.

Estes sinais podem ser trabalhados pelo estabilizador tanto de forma conjunta, como de

forma individual.


47

Para sistemas com forte capacidade de transmissão e com as unidades operando

com despachos elevados (carga pesada) são adotados estabilizadores que utilizam como

sinal de entrada a velocidade e a potência elétrica. As plantas destes estabilizadores

devem apresentar em seu projeto ganho e avanço de fase elevados. Para estabilizadores

de velocidade ou de potência quanto mais fraco for o sistema de transmissão, menor

deverá ser o ganho do estabilizador. Já para estabilizadores que utilizem a frequência

como sinal de entrada, a condição de ganho máximo se dá quando aplicados em

sistemas de fraca capacidade de transmissão e que apresentam um atraso de fase menor.

De forma geral o ESP possui os seguintes elementos [2]:

Sensores, para os sinais de entrada;

Um filtra passa-alta, (washout);

Um amplificador, ganho;

Compensações de avanço e atraso de fase, lead-lags, correspondentes ao

compensador dinâmico;

Filtros de alta frequência;

Um limitador.

A Figura 19 tem como intuito mostrar a sequência característica dos

componentes de um ESP.

Figura 19 - Diagrama de blocos característico da sequência dos elementos de um ESP [2]

O bloco washout da Figura 19 é colocado na saída do sinal adicional

estabilizador para limitar sua atuação em baixas frequências.

É notado no diagrama de bloco representativo de um sistema de excitação

estático incluindo o RAT e o ESP da Figura 20, que o último é composto basicamente

por um bloco de compensação de fase, um de ganho e o bloco washout.


48

Figura 20 - Sistema de excitação estático com a inclusão do RAT e do ESP [2]

Nas Figura 21, Figura 22, Figura 23 e Figura 24, a influência dos componentes

do torque é representada com relação ao desempenho dinâmico de uma máquina

síncrona.

Figura 21 - Gráfico Δδ x t - Sistema estável [1]

Figura 22 – Gráfico Δδ x t- Instabilidade não oscilatória [1]


49

Figura 23 - Gráfico Δδ x t - Instabilidade oscilatória [1]

Figura 24 - Gráfico - Instabilidade por falta de sincronismo e amortecimento [1]

3.4. Regulador de Velocidade (RV)

A máquina primária (“primeover”) é denominada como qualquer unidade

responsável pelo acionamento mecânico de um gerador de energia elétrica. Esta vem

normalmente associada com uma unidade de controle ou regulador de velocidade

(“governor”) responsável pelo ajuste do suprimento de potência mecânica no eixo do

grupo gerador – máquina primária de acordo com a necessidade da carga elétrica nos

terminais do gerador, ou seja, este mecanismo de regulação automática de velocidade

atua no sentido de elevar ou reduzir a potência do grupo de geração, quando sua

velocidade (ou frequência) se afasta da velocidade de referência [2].


50

Com sua função de controle da potência de acionamento do gerador, o regulador

de velocidade é também encarregado da correta distribuição de potência (“load

sharing”) entre as máquinas de um sistema multi-máquinas.

3.4.1 Tipos de Reguladores de Velocidade

A operação em paralelo define a prática de operar dois ou mais geradores CA

alimentando uma mesma carga. O controle eficaz e com precisão é requerido por ser

necessário casar a velocidade e o deslocamento elétrico de fase de uma unidade que está

entrando em operação com aquelas que já estão operando suprindo potência. Em adição,

a tensão terminal dessa unidade deve também igualar com a do barramento. Quando

ambas, velocidade e tensão, são satisfatórias, um sincronizador é usado para comparar a

fase sendo o disjuntor fechado quando os sistemas estiverem “em fase”, completando o

processo de sincronização. A máquina que está entrando em operação no sistema é

então carregada ao nível requerido pelo ajuste do RV [2].

Para garantir uma correta divisão de carga entre as unidades geradoras operando

em paralelo, os reguladores devem incorporar uma característica denominada estatismo,

ou em em inglês por “droop”, isto é, “inclinação” ou “queda de velocidade”, como é

visto na Figura 25. Esta característica é um sinal adicional de realimentação para mudar

a velocidade nominal assim que a carga aumenta. No sistema de potência brasileiro, o

valor desta é usualmente fixado em 5%. O significado disto é que haverá uma queda de

velocidade de 5% para carregar um gerador operando em vazio até a plena carga (100%

de mudança de carga), supondo a característica linear. Nos Estados Unidos são os

mesmos 5% e na Europa, normalmente o valor empregado é de 4%.


51

Figura 25 - Característica "droop" de um gerador operando em um sistema de potência [2]

O caso de duas máquinas com características tipo “droop” suprindo uma carga

comum é ilustrado na Figura 26. Como as duas máquinas estão operando na mesma

velocidade, é claro que, com as condições mostradas na Figura 26, a carga total será

desigualmente compartilhada pelas máquinas primárias. Para garantir um

compartilhamento em igualdade de carga em proporção às especificações nominais das

máquinas, é necessário que a característica “droop” de ambas máquinas e seu regulador

sejam idênticas.

Figura 26 - Caso em que duas máquinas operam em paralelo com características "droop" distintas

suprindo uma carga comum [2]


52

Com regulação de velocidade convencional normal, é essencial que as máquinas

primárias e reguladores de todas as unidades, ou pelo menos uma unidade, de um

sistema interligado opere com um “droop”. A característica denominada “isócrona” é

quando uma máquina opera sem “droop”, conforme a Figura 27.

Figura 27 - Operação de uma máquina com característica isócrona [2]

Com intuito de elucidar a diferença operativa entre a característica com e sem

“droop”, considere, por exemplo, um sistema constituído de duas unidades geradoras,

uma com “droop” e a outra isócrona. Isto é ilustrado na Figura 28. Desde que a unidade

isócrona opera numa mesma velocidade para todas as cargas para um dado ajuste de

velocidade, e quando a demanda de carga varia, a segunda unidade, que opera com

“droop”, porém acoplada à primeira unidade, somente pode operar em um valor de

velocidade. Assim, a segunda unidade com “droop” deve operar em uma única

velocidade e carga, e a variação de carga pode somente ser atendida pela primeira

unidade que opera isocronamente.


53

Figura 28 - Caso para duas máquinas operando em paralelo, uma com característica com "droop"

e outra sem “droop” [2]

Com o caso de duas máquinas operando isocronamente, ambas tentariam suprir

a demanda total de carga e o resultado seria que uma prevaleceria, funcionando como

gerador, e a outra iria motorizar. A explicação desse fato é que não há ponto de

cruzamento quando as duas características têm inclinação nula (sem “droop”) ou são

isócronas [2].

Para a operação de geradores em paralelo em um sistema de potência de grande

porte, como o SIN, o sistema é configurado de forma tão robusta que as alterações de

carga não são muito significativas, pois a carga acaba se distribuindo entre as diversas

máquinas do sistema, como é visto na Figura 29. Portanto, para um sistema dessa

magnitude, as máquinas empregadas operam com “droop”, para a segurança de

estabilidade. O uso de máquinas sem “droop” acarretariam em um sistema instável.


54

Figura 29 - Gerador em paralelo com barramento infinito [2]

O SIN, neste caso, é caracterizado como um barramento infinito, em que se pode

considerar tensão e frequência constantes, independente da potência ativa e reativa

consumida ou fornecida ao sistema.

3.4.2 Arranjo Típico de um Sistema com Regulação de Velocidade

Um arranjo típico de um regulador automático de velocidade é mostrado na

Figura 30, para ambos modos de operação, isócrono (“sem droop”) e de queda de

velocidade (“com droop”) [2].

Figura 30 - Arranjo típico de um regulador automático de velocidade [2]


55

É importante lembrar que o modelo com “droop” é usado quando se requer o

controle do fluxo de potência em um sistema multi-máquinas. Para uma operação com

uma máquina isolada, ambos modos de operação podem ser selecionados. A operação

isócrona nesse caso, possui a vantagem de restaurar a frequência ao valor de referência

após uma variação de carga.

3.5. Representação do Sistema Elétrico de Potência

3.5.1 Máquina Síncrona

As equações de estado para a máquina síncrona, considerando o modelo de dois

eixos (δ, 𝜔, e’d e e’q) como mostrado no diagrama fasorial da Figura 31, podem ser

escritas como [12]:

δ = 𝜔

= 1

𝑀(−𝐷𝜔 + 𝑃𝑚 − 𝑃𝑒)

𝑇𝑑𝑜′ 𝐸𝑑

′ = −𝐸𝑞′ − (𝑥𝑑 − 𝑥𝑑

′ )𝑖𝑑 + 𝐸𝑓𝑑

𝑇𝑞𝑜′ 𝐸𝑑

′ = −𝐸𝑑′ − (𝑥𝑞 − 𝑥𝑞

′ )𝑖𝑞

Sendo:

δ=Posição angular medida em relação a um eixo que gira a

velocidade síncrona;

𝜔=Desvio de velocidade angular da máquina síncrona em relação à

velocidade síncrona;

D = Constante de amortecimento (s);

𝐸𝑑′ = Tensão proporcional ao enlace de fluxo de eixo direto;

𝐸𝑞′ = Tensão proporcional ao enlace de fluxo de eixo quadratura;

𝐸𝑓𝑑 = Tensão de excitação;

𝑖𝑑 = Corrente de eixo direto nos terminais da máquina;


56

𝑀 = 2𝐻

2𝜋𝑓𝑜;

𝑃𝑒 = Potência elétrica entregue pela máquina síncrona;

𝑃𝑚= Potência mecânica de entrada (fornecida a máquina síncrona);

𝑇𝑑𝑜′ = Constante de tempo de circuito aberto de eixo direto;

𝑇𝑞𝑜′ = Constante de tempo de circuito aberto de eixo de quadratura;

𝑥𝑑′ = Reatância transitória de eixo direto;

𝑥𝑑 = Reatância de eixo direto;

𝑥𝑞′ = Reatância transitória de eixo de quadratura;

𝑥𝑞 = Reatância de eixo em quadratura.

Figura 31 - Diagrama fasorial para máquina síncrona para o modelo de dois eixos [12]

A potência elétrica (𝑃𝑒) é dada por:

𝑃𝑒 = 𝑣𝑑𝑖𝑑 + 𝑣𝑞𝑖𝑞

Em que:

𝑣𝑑 = 𝐸𝑑′ + 𝑥𝑞

′ 𝑖𝑞

𝑣𝑞 = 𝐸𝑞′ + 𝑥𝑑

′ 𝑖𝑑


57

Sendo:

𝑣𝑑 = Tensão de eixo direto no terminal da máquina;

𝑣𝑞 = Tensão de eixo em quadratura no terminal da máquina.

Portanto:

𝑃𝑒 = 𝐸𝑑′ 𝑖𝑑 + 𝐸𝑞

′ 𝑖𝑞 + (𝑥𝑞′ − 𝑥𝑑

′ )𝑖𝑑𝑖𝑞

Para as máquinas de rotor liso:

𝑥𝑞′ ≅ 𝑥𝑑

′

Então:

𝑃𝑒 = 𝐸𝑑′ 𝑖𝑑 + 𝐸𝑞

′ 𝑖𝑞

Considerando o caso de uma máquina síncrona conectada a uma barra infinita de

tensão V por meio de um sistema de transmissão de reatância efetiva 𝑥𝑒 e sendo δ a

posição angular do rotor em relação à barra infinita, tem-se:

𝑖𝑞 = 𝑉 sin δ − 𝐸𝑑

′

𝑥𝑒 + 𝑥𝑑′

𝑖𝑑 = −𝑉 cos δ − 𝐸𝑞

′

𝑥𝑒 + 𝑥𝑑′

3.5.2 Sistema de Potência multi-máquinas com estrutura da rede

preservada

Para uma rede elétrica em regime permanente, sua expressão genérica é dada por

[12]:

𝐼 = 𝑌. 𝐸

Sendo:

I = Vetor de injeções de correntes de barra;

E = Vetor de tensões na barra.


58

E também:

𝑌 = 𝐺 + 𝑗𝐵

Sendo:

G = Matriz condutância de barra;

B = Matriz susceptância de barra.

Como representado na Figura 32, considerando um sistema de potência com n

máquinas conectadas por uma rede com m barras.

Figura 32 - Sistema de potência multi-máquinas [12]

As máquinas do sistema são modeladas como fontes de tensão constante atrás da

reatância transitória do eixo direto (𝑋𝑑′ ) e o desempenho dinâmico é descrito pelas

equações:

δ𝑙 = 𝜔𝑖

𝜔𝑙 = 1

𝑀𝑖 (𝑃𝑀𝑖 − 𝑃𝑒𝑖 − 𝐷𝑖𝜔𝑖), 𝑖 = 1,2, … , 𝑛

A rede considerada é representada através de um modelo de estrutura preservada

que inclui as barras internas das máquinas [13]. A matriz K incidência de elemento-nó

para a rede aumentada e a correspondente matriz susceptância primitiva são usadas para

descrever a rede [14]. A matriz de admitância de barra é dada por 𝑌 = 𝐾𝑇[𝑏]𝐾 e a rede

é considerada sem perdas, ou seja, 𝑌 = 𝑗𝐵 (aqui, 𝑗 = √−1).


59

Genericamente, a tensão da i-ésima barra na rede aumentada tem magnitude Vi e

ângulo 𝜃𝑖 incluído nas primeiras n barras que são a tensão interna dos geradores com

magnitude Ei e ângulo δi.

As equações das potências ativa e reativa nas i-ésimas barras são dadas por:

𝑃𝑒𝑖 = 𝑃𝐺𝑖 − 𝑃𝐿𝑖 = 𝐺𝑖𝑖𝑉𝑖2 + ∑ 𝑉𝐵𝑖𝑗𝑖

𝑉𝑗𝑠𝑒𝑛(𝜃𝑖𝑗)

𝑛+𝑚

𝑗=1𝑗≈𝑖

𝑄𝑒𝑖 = 𝑄𝐺𝑖 − 𝑄𝐿𝑖 = −𝐵𝑖𝑖𝑉𝑖2 + ∑ 𝑉𝑖𝐵𝑖𝑗𝑉𝑗𝑐𝑜𝑠(𝜃𝑖𝑗)

𝑛+𝑚

𝑗=1

Onde 𝜃𝑖𝑗 é o deslocamento angular definido por 𝜃𝑖𝑗 = 𝜃𝑖 − 𝜃𝑗 .

Sendo:

PGi = A potência gerada na barra;

PLi = A potência consumida na barra.

O desvio da potência ativa e reativa na linha i-j com respeito ao equilíbrio é dado

por:

∆𝑃𝑒𝑖𝑗 = 𝑓(𝜎, 𝑉)

∆𝑄𝑒𝑖𝑗 = 𝑉𝑖𝑔(𝜎, 𝑉)

Onde:

𝑓(𝜎, 𝑉) = 𝐵𝑖𝑗0 [𝑉𝑖𝑉𝑗𝑠𝑒𝑛(𝜎 + 𝜃𝑖𝑗

0 ) − 𝑉𝑖0𝑉𝑗

0𝑠𝑒𝑛𝜃𝑖𝑗0 ]

𝑔(𝜎, 𝑉) = 𝐵𝑖𝑗0 [−𝑉𝑗𝑐𝑜𝑠(𝜎 + 𝛿𝑖𝑗

0 ) − 𝑉𝑗0𝑐𝑜𝑠𝜃𝑖𝑗

0 ]

𝑘 = 1,2,3, … , 𝑚𝑒

𝜎 = 𝐾[𝜃 − 𝜃0]

O desvio da injeção de potência da i-ésima barra é dada por:

∆𝑃𝑒𝑖 = 𝐾𝑖𝑇𝑓(𝜎)


60

Onde Ki é a i-ésima coluna de K. Da equação de Qei:

∆ (𝑄𝑒𝑖

𝑉𝑖) = −𝐵𝑖𝑖∆𝑉𝑖 + ∑ 𝑔(𝜎𝑖, 𝑉𝑗)

𝑗∈Ω𝑖

Por outro lado, se as cargas são admitâncias constantes do tipo 𝑌𝐿𝑖 = 𝐺𝐿𝑖 + 𝑗𝐵𝐿𝑖,

então:

𝑄𝐿𝑖

𝑉𝑖= 𝐵𝐿𝑖𝑉𝑖

Supor agora a variação da injeção de potência reativa para uma variação da

potência reativa ∆𝑄𝐿𝑖, mostrada na Figura 33.

Figura 33 - Variação de potência reativa na i-ésima barra[12]

Em outras palavras, tem-se:

∆ (𝑄𝐿𝑖

𝑉𝑖) = 𝐵𝐿𝑖∆𝑉𝑖

Assumindo que a tensão tem uma dinâmica governada por uma “constante de

tempo” 𝜉𝑖′:

𝜉𝑖′

𝑑(Δ𝑉𝑖)

𝑑𝑡= Δ𝑉𝑖

𝑓

Já que 𝑄𝐿𝑖 = −𝑄𝑖 devido à equação de ∆ (𝑄𝐿𝑖

𝑉𝑖), a equação anterior pode ser

reescrito como:

𝜉𝑖′

𝑑(Δ𝑉𝑖)

𝑑𝑡= 𝐵𝑖𝑖Δ𝑉𝑖 − ∑ 𝑔(𝜎𝑘, 𝑉𝑗)

𝑗∈Ω𝑖

, 𝑜𝑛𝑑𝑒 𝜉𝑖 = 𝐵𝐿𝑖𝜉𝑖′


61

Agora sejam as matrizes definidas:

𝑀 = [𝑑𝑖𝑎𝑔[𝑀𝑖] 0

0 𝑑𝑖𝑎𝑔[𝜇𝑘]] , 𝑐𝑜𝑚 𝑖 = 1,2, … , 𝑛 𝑒 𝑘 = 1,2, … , 𝑚

Onde 𝜇𝑘 é um “coeficiente de inércia” associado à k-iésima carga;

𝑍 = 𝑑𝑖𝑎𝑔[𝜉𝑘], 𝑐𝑜𝑚 𝑘 = 1,2, … , 𝑚

Onde 𝜉𝑘 é a “constante de tempo” associada a k-iésima tensão;

𝐵𝑑 = 𝑑𝑖𝑎𝑔[𝐵𝑘𝑘]

Onde k ∈ barra de carga. Faz com que seja definido como 𝑣 ≜

[∆𝑉1∆𝑉2 … ∆𝑉𝑚] e 𝐺(𝑉, 𝜎) = [𝐺1(𝑉, 𝜎)𝐺2(𝑉, 𝜎) … 𝐺𝑚(𝑉, 𝜎)]𝑇 com 𝐺𝑖(𝑉, 𝜎) =

∑ 𝑔𝑘(𝑉𝑗, 𝜎𝑘)𝑚𝑘=1 .

Portanto, o modelo do sistema de potência com estrutura preservada é escrito na

forma matricial:

[

] = [−𝑀−1𝐷 −𝑀−1𝐾𝑇 0

𝐾 0 00 0 𝑍−1𝐵𝑑

] . [𝜔

𝑓(𝜎, 𝑉)𝑣

] + [00

−𝑍−1𝐺(𝑉, 𝜎)]


62

4. Estudo de Caso

Neste capítulo será analisada a viabilidade do Ilhamento UTE Termorio – UHE

Ilha dos Pombos em diferentes patamares de carga e o comportamento dos reguladores

e ESP dessas usinas, realizando melhorias caso seja necessário. Para isto, serão

realizados os estudos de regime permanente e de transitórios eletromecânicos para o

subsistema formado.

4.1. Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos

4.1.1 Motivação

A motivação para o estudo de Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos

partiu da necessidade de aumentar a segurança do suprimento de energia elétrica da área

Rio de Janeiro-Espírito Santo, caso uma grande perturbação causasse degradação do

sistema. Após a análise de diversas alternativas, a configuração que se mostrou viável

foi aquela que considerou a UTE Termorio mantendo-se solidária à UHE Ilha dos

Pombos, formando uma única ilha que engloba as cargas supridas através da SE Imbariê

e das subestações do eixo São José - Ilha dos Pombos, à exceção das cargas da SE

Entroncamento Rio da Cidade, subestação de suprimento a Ampla neste tronco.

Dois pontos importantes a serem ressaltados para a escolha dessa ilha foram, em

primeiro, a importância da SE São José para o suprimento da área Rio, onde essa

subestação é o elo de conexão da maior UTE do Brasil ao SIN e do grande fluxo vindo

da rede de 500 kV pelas transformações de São José 500-138 kV, e em segundo porém

não menos importante, as cargas dessa região, constituídas por pólos industriais e

refinarias, que não podem ter sua produção interrompida por falta de energia bem como

as cargas da Ampla e Light que atendem diversos clientes. Desta forma, a formação

desta ilha evitaria a perda de uma subestação de grande importância e de diversas

cargas, evitando um blecaute, ou seja, o desligamento de linhas de transmissão e a

consequente perda do suprimento de cargas em um possível colapso causado por uma

grande perturbação.


63

4.2 Estudo de Regime Permanente

O estudo de regime permanente foi realizado utilizando-se o ANAREDE versão

10.00.02 [21].

Para formação da ilha (denominada “ITP”) em questão, considerou-se as

seguintes ações que seriam deflagradas através de relés, como visto na Tabela 4.1. O

subsistema pode ser visto na Figura 37.

Tabela 4.1 – Ações para formação da ilha

Localização dos Relés Ação

São José

Abertura dos 4 transformadores 500/138 kV

Abertura dos circuitos 138 kV para Meriti, Triagem, Fio

Cruz, Ficap, São João e Caxias

Abertura do circuito duplo 138 kV para Cordovil

Abertura do circuito duplo 138 kV para Magé

Ilha dos Pombos

Abertura dos 2 circuitos de 138 kV para Além Paraíba

Abertura do circuito duplo 138 kV para Itaocara

Abertura dos dois circuitos 138 kV para Macabu

Entroncamento

Rio da Cidade

Abertura dos 2 transformadores 138/69 kV

Abertura do circuito duplo 138 kV para

Teresópolis

BSB Energia

Abertura do circuito 138 kV para Bonfante

Abertura do circuito 138 kV para Santa Fé

Os casos adotados foram do Plano de Ampliações e Reforços (PAR) do ONS 15-

17, seus casos não possuem caráter de planejamento, e sim, objetivo de serem testados

em casos de curto prazo e da operação. Em estudos elétricos de sistemas de potência

que retratam o desempenho em regime permanente, normalmente estabelece-se a

premissa de analisá-lo em suas condições extremas de carga [1]. Para isso, foram usados

os casos de Abril-Setembro de 2017 para Carga Pesada e Junho de 2017 para Carga

Leve, disponibilizados pelo website do ONS.


64

Os estudos pré-operacionais para a integração da UTE Termorio mostraram que,

o disjuntor de interligação entre os barramentos 1 e 2 de São José opera aberto para

limitação dos níveis de curto-circuito, sendo superado a partir da entrada em operação

da 7a máquina da Termorio, somado ao fluxo vindo da rede de 500 kV. Para o caso

estudado, houve a necessidade de trabalhar com o disjuntor de interligação fechado,

para que a barra Termorio 1 não formasse outro subsistema isolado do SIN e da ITP,

porém quando isso não for verdadeiro, é possível mandar um sinal de fechamento para

este disjuntor em caso de blecaute.

Visando estudar a possibilidade de trabalhar com esse disjuntor fechado, o

sistema foi reproduzido utilizando-se o Anafas com o caso de circuito-circuito máximo

para o ano de 2017, juntamente com a informação solicitada ao departamento de

Operação do Sistema de Furnas que indicou a capacidade desse disjuntor ser de 50 kA.

A placa de dados e de identificação do disjuntor de interligação podem ser vistos na

Figura 34 e na Figura 35, respectivamente.

O curto-circuito trifásico foi executado nos barramentos da subestação de São

José, indicando que a corrente de curto atingiria aproximadamente 80,13% da

capacidade do disjuntor, evidenciando a possibilidade de trabalhar com essa interligação

fechada. A simulação pode ser observada na Figura 36.


65

Figura 34 – Placa de dados do disjuntor de interligação dos barramentos de São José 138 kV

Figura 35 – Placa de identificação do disjuntor de interligação dos barramentos de São José 138 kV


66

Figura 36 – Curto circuito trifásico no barramento de São José 138 kV


67

Figura 37 - Subsistema Termorio - Ilha dos Pombos


68

Para a criação desse novo subsistema, houve a necessidade da escolha de uma

nova barra swing, já que a barra swing do SIN, no caso a de Ilha Solteira, está fora da

ilha. Como critério de escolha, foi feito um balanço carga-geração da ilha, e qual barra

seria capaz de gerar o excedente de carga necessário para que o sistema ficasse em

equilíbrio, sem problema de subfrequência devido ao desbalanço de carga-geração. A

barra escolhida seguindo esses critérios e tornando o caso verossímil foi a 4206, que

representa a barra onde estão conectadas as turbinas a gás GT21 e GT22 da UTE

Termorio.

Adicionalmente, uma Área 100 denominada “ILHA TERMO-POMBO” foi

criada com intuito de auxiliar a análise de viabilidade em regime permanente e os

estudos de transitórios eletromecânicos.

4.2.1 Condição Normal de Operação

Para auxiliar a análise e tabelamento das tensões e carregamentos da ilha, foi

utilizado o programa REDE, desenvolvido pela EPE. Em operação normal, as tabelas

com os resultados são tituladas referente à análise requerida, de tensão ou carregamento,

como visto na Tabela 4.2. Para operação em emergência, também é mostrado em título

a emergência solicitada, como visto na Tabela 4.7.

4.2.1.1 Carga Pesada

Para o caso de Carga Pesada, é apresentado na Tabela 4.2, o perfil de tensão dos

barramentos em porcentagem, enquanto na Tabela Anexo A são apresentadas as

potências ativas, reativas em Megawatt (MW) e Megavar (Mvar) respectivamente, e o

carregamento referente à capacidade normal das linhas de transmissão e

transformadores, em porcentagem. Em ambas tabelas, são apresentadas as condições pré

e pós ilhamento.


69

Tabela 4.2 – Perfil de tensão para Carga Pesada no pré e pós ilhamento

RELATÓRIO DE COMPARAÇÃO DE TENSÕES

BARRA SUBESTAÇÃO Carga Pesada

Pré-Ilhamento

Carga Pesada

Subsistema

Ilhado

1748 P.IND-2--138 99,5% 102,2%

1747 P.IND-1—138 98,6% 101,4%

1746 P.IND-3—138 98,6% 101,4%

1743 C.ELIS-1-138 99,3% 102,0%

1744 C.ELIS-2-138 99,7% 102,5%

1740 IMBARIE--138 100,6% 103,3%

1604 V.TELES--138 102,0% 104,6%

287 SARAPUI--138 101,8% 104,5%

4104 CAIOABA--138 101,3% 103,9%

1606 ELDORADO-138 101,2% 103,7%

268 CIFER-TAP138 101,1% 103,5%

1668 INMETRO--138 101,0% 103,4%

267 CPP------138 101,0% 103,4%

1603 CIFERAL—138 101,0% 103,4%

1601 SAPUCAIA-138 101,9% 103,8%

3957 INFLUENC-138 102,3% 104,4%

1602 TRES RIOS138 100,2% 103,3%

258 I.POMBOS-138 102,3% 104,5%

257 I.POMBOS-4GR 99,0% 99,0%

3992 TAP-TRS2-138 100,6% 103,7%

3980 BSBENERG-138 100,6% 103,7%

3991 TAP-TRS1-138 100,6% 103,7%

1755 RDC-ENTR.138 99,7% 104,5%

169 S.JOSE1—138 102,6% 105,2%

4200 S.JOSE2—138 101,4% 105,2%

4210 REDUC-1—138 101,1% 103,2%

4201 TERMR2-1-138 101,1% 103,3%

4205 UTLBRZ28-000 100,8% 100,8%

4203 UTLBRZG1-1GR 100,9% 100,9%

4204 UTLBRZ18-000 100,8% 100,8%

172 IMBARIE—138 100,6% 103,3%

4202 TERMR2-2-138 101,6% 102,2%

4213 REDUC-2—138 101,6% 102,2%

4206 UTLBRZG2-000 100,6% 100,6%

4208 UTLBRZ38-000 100,7% 100,7%

4207 UTLBRZG3-000 100,6% 100,6%

A partir da análise da Tabela 4.2, verificou-se a necessidade de ajustar a tensão

dos barramentos de São José, por se encontrarem em sobretensão, visto que de acordo

com as diretrizes e critérios para estudos elétricos, as faixas de tensões admissíveis para

uma rede de 138 kV são de 95% a 105% para condição operativa normal e de 90% a

105% para condição operativa de emergência [6]. Este aumento de tensão está ligado às


70

tensões das barras dos Polos Industriais e de Campos Elíseos, pela relação da tensão

com as cargas desses barramentos, necessitando de mais potência reativa nessa região.

Conforme visto na seção 2.3, os procedimentos para o controle de tensão em

carga pesada foram adotados. Para a correção do perfil de tensão dentro de seus limites

operativos, os bancos de capacitores do barramento de Campos Elíseos 2 e de Imbariê

foram desligados. O perfil de tensão pós procedimento de ajuste é visto na Tabela 4.3.

Tabela 4.3 – Perfil de tensão após procedimentos corretivos



Subsistema Ilhado

Carga Pesada

Perfil de Tensão Corrigido

1748 P.IND-2--138 102,2% 101,1%

1747 P.IND-1--138 101,4% 100,3%

1746 P.IND-3--138 101,4% 100,4%

1743 C.ELIS-1-138 102,0% 101,0%

1744 C.ELIS-2-138 102,5% 101,3%

1740 IMBARIE--138 103,3% 102,3%

1604 V.TELES--138 104,6% 103,9%

287 SARAPUI--138 104,5% 103,7%

4104 CAIOABA--138 103,9% 103,2%

1606 ELDORADO-138 103,7% 103,0%

268 CIFER-TAP138 103,5% 102,8%

1668 INMETRO--138 103,4% 102,7%

267 CPP------138 103,4% 102,7%

1603 CIFERAL--138 103,4% 102,7%

1601 SAPUCAIA-138 103,8% 103,4%

3957 INFLUENC-138 104,4% 104,2%

1602 TRES RIOS138 103,3% 102,8%

258 I.POMBOS-138 104,5% 104,3%

257 I.POMBOS-4GR 99,0% 99,0%

3992 TAP-TRS2-138 103,7% 103,3%

3980 BSBENERG-138 103,7% 103,3%

3991 TAP-TRS1-138 103,7% 103,3%

1755 RDC-ENTR.138 104,5% 103,9%

169 S.JOSE1--138 105,2% 104,5%

4200 S.JOSE2--138 105,2% 104,4%

4210 REDUC-1--138 103,2% 102,4%

4201 TERMR2-1-138 103,3% 102,5%

4205 UTLBRZ28-000 100,8% 100,0%

4203 UTLBRZG1-1GR 100,9% 100,0%

4204 UTLBRZ18-000 100,8% 100,0%

172 IMBARIE--138 103,3% 102,3%

4202 TERMR2-2-138 102,2% 101,8%

4213 REDUC-2--138 102,2% 101,7%

4206 UTLBRZG2-000 100,6% 100,6%


71



Subsistema Ilhado

Carga Pesada


4208 UTLBRZ38-000 100,7% 100,0%

4207 UTLBRZG3-000 100,6% 100,6%

A partir dessa análise e de suas correções, verificou-se que esse subsistema em

Carga Pesada é viável a partir da sequência descrita anteriormente, com o perfil de

tensão e os carregamentos dentro dos limites operativos. Para o estudo, o alívio de carga

fora da ilha foi necessário, o que já seria previsto pelas condições de grande perturbação

do sistema e por essa perturbação ocasionar a perda de uma importante subestação.

Como a região a ser analisada em regime permanente se dá apenas pelo subsistema

formado, esse alívio de carga não tem nenhuma interferência nos estudos de viabilidade

e resultados.

4.2.1.2 Carga Leve

Para o caso de Carga Leve, é apresentado na Tabela 4.4, o perfil de tensão dos

barramentos em porcentagem, enquanto na Tabela Anexo B são apresentadas as

potências ativas, reativas em MW e Mvar respectivamente, e o carregamento referente à

capacidade normal das linhas de transmissão e transformadores, em porcentagem. Em

ambas tabelas, são apresentadas as condições pré e pós ilhamento.

Tabela 4.4 – Perfil de tensão para Carga Leve no pré e pós ilhamento


BARRA SUBESTAÇÃO Carga Leve

Pré-Ilhamento

Carga Leve

Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2--138 98,4% 95,3%

1747 P.IND-1--138 97,4% 94,3%

1746 P.IND-3--138 97,5% 94,4%

1743 C.ELIS-1-138 98,2% 95,1%

1744 C.ELIS-2-138 98,6% 95,5%

1740 IMBARIE--138 99,3% 96,2%

1604 V.TELES--138 100,3% 97,4%

287 SARAPUI--138 100,3% 97,3%

4104 CAIOABA--138 100,1% 97,2%

1606 ELDORADO-138 100,0% 97,2%

268 CIFER-TAP138 99,9% 97,4%

1668 INMETRO--138 99,9% 97,3%


72

Tabela 4.4 – Perfil de tensão para Carga Leve no pré e pós ilhamento


Pré-Ilhamento

Carga Leve

Subsistema Ilhado

267 CPP------138 99,9% 97,3%

1603 CIFERAL--138 99,8% 97,3%

1601 SAPUCAIA-138 100,4% 100,0%

3957 INFLUENC-138 100,7% 101,4%

1602 TRES RIOS138 99,7% 98,2%

258 I.POMBOS-138 100,7% 101,4%

257 I.POMBOS-4GR 97,4% 97,4%

3992 TAP-TRS2-138 100,0% 98,6%

3980 BSBENERG-138 100,0% 98,6%

3991 TAP-TRS1-138 100,0% 98,6%

1755 RDC-ENTR.138 99,7% 98,1%

169 S.JOSE1--138 100,5% 97,5%

4200 S.JOSE2--138 100,5% 97,5%

4210 REDUC-1--138 100,4% 97,9%

4201 TERMR2-1-138 100,5% 97,9%

4205 UTLBRZ28-000 100,5% 97,9%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7% 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 100,5% 97,9%

172 IMBARIE--138 99,3% 96,2%

4202 TERMR2-2-138 100,5% 98,0%

4213 REDUC-2--138 100,5% 98,0%

4206 UTLBRZG2-000 100,5% 100,5%

4208 UTLBRZ38-000 100,5% 98,0%

4207 UTLBRZG3-000 100,5% 98,0%


dos barramentos de Pólos Industriais 1 e de Pólos Industriais 3, por se encontrarem em

subtensão, vistos os critérios e diretrizes para estudos elétricos [6]. Esta diminuição de

tensão está ligada à relação da mesma com as cargas desses barramentos, necessitando

de mais potência reativa nessa região.

Conforme visto na seção 2.3, os procedimentos para o controle de tensão em

carga leve foram adotados. Para a correção do perfil de tensão dentro de seus limites

operativos, os bancos de capacitores do barramento de Campos Elíseos 2 e de Imbariê

foram ligados em sua totalidade. O perfil de tensão pós procedimento de ajuste é visto

na Tabela 4.5.


73




Subsistema Ilhado

Carga Leve


1748 P.IND-2--138 95,3% 96,2%

1747 P.IND-1--138 94,3% 95,1%

1746 P.IND-3--138 94,4% 95,2%

1743 C.ELIS-1-138 95,1% 95,9%

1744 C.ELIS-2-138 95,5% 96,4%

1740 IMBARIE--138 96,2% 97,0%

1604 V.TELES--138 97,4% 97,9%

287 SARAPUI--138 97,3% 97,9%

4104 CAIOABA--138 97,2% 97,8%

1606 ELDORADO-138 97,2% 97,7%

268 CIFER-TAP138 97,4% 97,9%

1668 INMETRO--138 97,3% 97,8%

267 CPP------138 97,3% 97,8%

1603 CIFERAL--138 97,3% 97,8%

1601 SAPUCAIA-138 100,0% 100,3%

3957 INFLUENC-138 101,4% 101,5%

1602 TRES RIOS138 98,2% 98,6%

258 I.POMBOS-138 101,4% 101,5%

257 I.POMBOS-4GR 97,4% 97,4%

3992 TAP-TRS2-138 98,6% 98,9%

3980 BSBENERG-138 98,6% 98,9%

3991 TAP-TRS1-138 98,6% 98,9%

1755 RDC-ENTR.138 98,1% 98,5%

169 S.JOSE1--138 97,5% 98,0%

4200 S.JOSE2--138 97,5% 98,0%

4210 REDUC-1--138 97,9% 98,3%

4201 TERMR2-1-138 97,9% 98,4%

4205 UTLBRZ28-000 97,9% 98,4%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7% 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 97,9% 98,4%

172 IMBARIE--138 96,2% 97,0%

4202 TERMR2-2-138 98,0% 98,5%

4213 REDUC-2--138 98,0% 98,4%

4206 UTLBRZG2-000 100,5% 100,5%

4208 UTLBRZ38-000 98,0% 98,5%

4207 UTLBRZG3-000 98,0% 98,5%

A partir dessa análise e de suas correções, verificou-se que esse subsistema em

Carga Leve é viável a partir da sequência descrita anteriormente, com o perfil de tensão

e os carregamentos dentro dos limites operativos. Neste caso, o alívio de carga no SIN

não se deu necessário.


74

4.2.2 Condição de Emergência

Visando testar a confiabilidade operativa da ilha, analisou-se duas emergências

de maneira a atender o critério N-1. Para a seleção das emergências citadas na Tabela

4.6, escolheu-se as linhas de maior carregamento pós ilhamento para ambos casos, sem

que essas linhas possuíssem característica radial, sendo importantes para o

funcionamento do subsistema. Esta análise deu-se pelas Tabela Anexo A e Tabelas

Anexo B.

Tabela 4.6 – Emergências realizadas

Tipo Barra DE Barra PARA Circuito Título

Linha de

Transmissão 169 172 1

LT São José 1 – Imbariê 138

kV

Linha de

Transmissão 258 3992 1

LT Ilha dos Pombos – Tap

Três Rios 2 138 kV

4.2.2.1 Carga Pesada

Para as emergências no caso de Carga Pesada, é apresentado na Tabela Anexo C

e na Tabela Anexo D, o perfil de tensão dos barramentos em porcentagem, enquanto na

Tabela 4.7 e na Tabela Anexo E são apresentadas as potências ativas, reativas em MW e

Mvar respectivamente, e o carregamento referente à capacidade de emergência das

linhas de transmissão e transformadores, em porcentagem.

Tabela 4.7 – Carregamento para Carga Pesada na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV

CASO

LT SÃO JOSÉ 1 - IMBARIÊ 138 kV - C1

RELATÓRIO DE COMPARAÇÃO DE FLUXOS EM LINHAS E

TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1746 P.IND-3--138 121 20 9

1747 P.IND-1--138 1 19%


75


BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1743 C.ELIS-1-138 121 49 21

1746 P.IND-3--138 1 45%

172 IMBARIE--138 110 74 33

1743 C.ELIS-1-138 1 74%

1744 C.ELIS-2-138 134 19 8

1748 P.IND-2--138 1 15%

172 IMBARIE--138 110 48 26

1744 C.ELIS-2-138 1 50%

172 IMBARIE--138 9.999 46 30

1740 IMBARIE--138 1 1%

169 S.JOSE1--138 195 171 102

172 IMBARIE--138 2 103%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -179 46

4204 UTLBRZ18-1GR 1 2%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -239 66

4203 UTLBRZG1-2GR 1 2%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -119 35

4205 UTLBRZ28-1GR 1 1%

4201 TERMR2-1-138 100 17 -3

4210 REDUC-1--138 1 17%

4201 TERMR2-1-138 9.999 523 -142

4200 S.JOSE2--138 1 5%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -239 47


4202 TERMR2-2-138 9.999 -119 22

4208 UTLBRZ38-1GR 1 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 582 103


4202 TERMR2-2-138 100 17 -3

4213 REDUC-2--138 2 17%

4200 S.JOSE2--138 717 520 -181

169 S.JOSE1--138 1 73%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -237 -168

169 S.JOSE1--138 1 3%

169 S.JOSE1--138 341 127 78

1604 V.TELES--138 1 42%

287 SARAPUI--138 304 -89 -71

1604 V.TELES--138 1 37%

287 SARAPUI--138 CAIOABA--138

304 34 49

4104 1 19%

4104 CAIOABA--138 1 -20 27

1606 ELDORADO-138 1 11%

268 CIFER-TAP138 304 38 -16

1606 ELDORADO-138 1 13%

268 CIFER-TAP138 125 30 7

1668 INMETRO--138 1 23%


76


BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1668 INMETRO--138 125 11 5

267 CPP------138 1 10%

267 CPP------138 125 3 1

1603 CIFERAL--138 1 2%

1601 SAPUCAIA-138 304 69 -7

268 CIFER-TAP138 1 22%

1601 SAPUCAIA-138 304 -74 5

3957 INFLUENC-138 1 24%

3957 INFLUENC-138 304 -82 1

258 I.POMBOS-138 1 26%

1602 TRES RIOS138 125 -57 3

3992 TAP-TRS2-138 1 45%

258 I.POMBOS-138 200 -161 12

257 I.POMBOS-5GR 1 78%

258 I.POMBOS-138 125 79 -10

3992 TAP-TRS2-138 1 61%

3980 BSBENERG-138 125 -17 14

3992 TAP-TRS2-138 1 18%

3980 BSBENERG-138 125 18 -13

3991 TAP-TRS1-138 1 18%

3991 TAP-TRS1-138 125 18 -13

1755 RDC-ENTR.138 1 18%

169 S.JOSE1--138 304 -17 8

1755 RDC-ENTR.138 1 6%

Determinados limites de circuitos não foram informados pelo caso base utilizado

e as informações sobre estes não foram conseguidas com Furnas e com a Termorio,

dados os números 9999 apresentados na Tabela 4.7. A ausência dessas informações não

possui caráter prejudicial a confiabilidade do estudo, visto que os fluxos dessas linhas

para o caso da ITP é o mesmo para o caso base.

A partir da análise da Tabela 4.7, verificou-se que com a emergência do circuito

1 de São José 1 – Imbariê, em operação normal, o circuito 2 é superado e, em

capacidade de emergência também, atingindo 103% de seu carregamento máximo. Para

complementariedade da análise, a mesma contingência foi realizada no caso base, em

que resultou em um carregamento de 99,22% de sua capacidade de emergência. Isso se

dá pela dependência do carregamento desses circuitos com as cargas de Imbariê,

causada pela relação de potência reativa e tensão nas barras. Como alternativa para

solução deste problema, tanto para o caso base, como para o subsistema ilhado, seria


77

necessário o recondutoramento dessas linhas de São José 1 – Imbariê, não sendo escopo

do presente trabalho o cálculo dos parâmetros desta alternativa. Consequentemente, a

ilha opera em estado alerta de segurança.

Adicionalmente, estudou-se paralelamente em Furnas a alternativa para a

superação em N-1 de São José 1 – Imbariê, sendo viável a alternativa do seccionamento

dos dois circuitos de Adrianópolis – Magé, de forma a ter um segundo meio de

atendimento às cargas da região de Imbariê, não sendo escopo do trabalho esta análise.

4.2.2.2 Carga Leve

Para as emergências no caso de Carga Leve, é apresentado na Tabela 4.8 e na

Tabela 4.9, o perfil de tensão dos barramentos em porcentagem, enquanto na Tabela

Anexo F e na Tabela Anexo G são apresentadas as potências ativas, reativas em MW e

Mvar respectivamente, e o carregamento referente à capacidade de emergência das

linhas de transmissão e transformadores, em porcentagem.

Tabela 4.8 – Perfil de tensão para Carga Leve na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV

CASO



BARRA SUBESTAÇÃO

Carga Leve

Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2—138 94,7%

1747 P.IND-1—138 93,6%

1746 P.IND-3—138 93,7%

1743 C.ELIS-1-138 94,4%

1744 C.ELIS-2-138 95,0%

1740 IMBARIE—138 95,5%

1604 V.TELES—138 97,7%

287 SARAPUI—138 97,7%

4104 CAIOABA—138 97,6%

1606 ELDORADO-138 97,6%

268 CIFER-TAP138 97,7%

1668 INMETRO—138 97,6%

267 CPP------138 97,6%

1603 CIFERAL--138 97,6%

1601 SAPUCAIA-138 100,2%


78

Tabela 4.8 – Perfil de tensão para Carga Leve na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV


Subsistema Ilhado

3957 INFLUENC-138 101,5%

1602 TRES RIOS138 98,5%

258 I.POMBOS-138 101,5%

257 I.POMBOS-4GR 97,4%

3992 TAP-TRS2-138 98,8%

3980 BSBENERG-138 98,8%

3991 TAP-TRS1-138 98,8%

1755 RDC-ENTR.138 98,4%

169 S.JOSE1--138 97,8%

4200 S.JOSE2--138 97,8%

4210 REDUC-1--138 98,2%

4201 TERMR2-1-138 98,2%

4205 UTLBRZ28-000 98,2%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 98,2%

172 IMBARIE--138 95,5%

4202 TERMR2-2-138 98,3%

4213 REDUC-2--138 98,3%

4206 UTLBRZG2-000 100,5%

4208 UTLBRZ38-000 98,3%

4207 UTLBRZG3-000 98,3%

Tabela 4.9 – Tensão para Carga Leve na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três Rios 138 kV

CASO

LT ILHA DOS POMBOS – TAP TRÊS RIOS 138 KV



Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2--138 95,2%

1747 P.IND-1--138 94,1%

1746 P.IND-3--138 94,2%

1743 C.ELIS-1-138 94,9%

1744 C.ELIS-2-138 95,5%

1740 IMBARIE--138 96,0%

1604 V.TELES--138 97,0%

287 SARAPUI--138 96,9%

4104 CAIOABA--138 96,8%

1606 ELDORADO-138 96,7%

268 CIFER-TAP138 96,8%

1668 INMETRO--138 96,8%

267 CPP------138 96,8%

1603 CIFERAL--138 96,7%

1601 SAPUCAIA-138 99,6%

3957 INFLUENC-138 101,5%

1602 TRES RIOS138 94,5%

258 I.POMBOS-138 101,6%


79

Tabela 4.9 – Tensão para Carga Leve na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três Rios 138 kV


Subsistema Ilhado


3992 TAP-TRS2-138 94,9%

3980 BSBENERG-138 94,9%

3991 TAP-TRS1-138 94,9%

1755 RDC-ENTR.138 96,3%

169 S.JOSE1--138 97,1%

4200 S.JOSE2--138 97,1%

4210 REDUC-1--138 97,6%

4201 TERMR2-1-138 97,6%

4205 UTLBRZ28-000 97,6%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 97,6%

172 IMBARIE--138 96,0%

4202 TERMR2-2-138 97,7%

4213 REDUC-2--138 97,7%

4206 UTLBRZG2-000 100,5%

4208 UTLBRZ38-000 97,7%

4207 UTLBRZG3-000 97,7%


dos barramentos dos Pólos Industriais e de Campos Elíseos 1, por se encontrarem em

subtensão, vistos os critérios e diretrizes para estudos elétricos [6]. Esta diminuição de

tensão está ligada à relação da mesma com as cargas desses barramentos, necessitando

de mais potência reativa nessa região. Através da análise da Tabela 4.9, verificou-se a

necessidade de ajustar a tensão não só dos barramentos dos Pólos Industriais 1 e 3 e de

Campos Elíseos 1, mas também dos barramentos da BSB Energia e de Três Rios e seus

respectivos Taps. Esta diminuição de tensão está ligada à relação citada anteriormente

para os Pólos Industriais e Campos Elíseos, e para a BSB Energia e Três Rios, há a

perda de um circuito que conectava a UHE Ilha dos Pombos diretamente à essa região,

onde tinha influência direta na manutenção do perfil de tensão. Conforme visto na seção

2.3, os procedimentos para o controle de tensão em carga leve foram adotados, de

maneira a corrigir a tensão para ambas as emergências de uma única vez. Para a

correção do perfil de tensão dentro de seus limites operativos, a tensão na barra swing

foi aumentada, respeitando o limite máximo de geração reativa, de forma a evitar

problemas de estabilidade. O perfil de tensão pós procedimento de ajuste é visto na

Tabela 4.10 e na Tabela 4.11.


80

Tabela 4.10 – Tensão após procedimentos corretivos na emergência LT São José 1 – Imbariê

CASO




Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2--138 96,2%

1747 P.IND-1--138 95,1%

1746 P.IND-3--138 95,2%

1743 C.ELIS-1-138 95,9%

1744 C.ELIS-2-138 96,4%

1740 IMBARIE--138 97,0%

1604 V.TELES--138 99,1%

287 SARAPUI--138 99,1%

4104 CAIOABA--138 98,9%

1606 ELDORADO-138 98,9%

268 CIFER-TAP138 99,0%

1668 INMETRO--138 98,9%

267 CPP------138 98,9%

1603 CIFERAL--138 98,9%

1601 SAPUCAIA-138 100,9%

3957 INFLUENC-138 101,9%

1602 TRES RIOS138 99,4%

258 I.POMBOS-138 101,9%


3992 TAP-TRS2-138 99,7%

3980 BSBENERG-138 99,7%

3991 TAP-TRS1-138 99,7%

1755 RDC-ENTR.138 99,5%

169 S.JOSE1--138 99,2%

4200 S.JOSE2--138 99,2%

4210 REDUC-1--138 99,4%

4201 TERMR2-1-138 99,4%

4205 UTLBRZ28-000 99,4%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 99,4%

172 IMBARIE--138 97,0%

4202 TERMR2-2-138 100,0%

4213 REDUC-2--138 100,0%

4206 UTLBRZG2-000 103,7%

4208 UTLBRZ38-000 100,0%

4207 UTLBRZG3-000 100,0%


81

Tabela 4.11 – Tensão após procedimentos corretivos na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três

Rios

CASO




Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2--138 96,8%

1747 P.IND-1--138 95,7%

1746 P.IND-3--138 95,8%

1743 C.ELIS-1-138 96,5%

1744 C.ELIS-2-138 97,0%

1740 IMBARIE--138 97,6%

1604 V.TELES--138 98,5%

287 SARAPUI--138 98,4%

4104 CAIOABA--138 98,2%

1606 ELDORADO-138 98,2%

268 CIFER-TAP138 98,2%

1668 INMETRO--138 98,1%

267 CPP------138 98,1%

1603 CIFERAL--138 98,1%

1601 SAPUCAIA-138 100,2%

3957 INFLUENC-138 101,8%

1602 TRES RIOS138 96,1%

258 I.POMBOS-138 101,8%


3992 TAP-TRS2-138 96,4%

3980 BSBENERG-138 96,4%

3991 TAP-TRS1-138 96,4%

1755 RDC-ENTR.138 97,8%

169 S.JOSE1--138 98,6%

4200 S.JOSE2--138 98,6%

4210 REDUC-1--138 98,9%

4201 TERMR2-1-138 98,9%

4205 UTLBRZ28-000 98,9%

4203 UTLBRZG1-1GR 99,7%

4204 UTLBRZ18-000 98,9%

172 IMBARIE--138 97,6%

4202 TERMR2-2-138 99,5%

4213 REDUC-2--138 99,4%

4206 UTLBRZG2-000 103,7%

4208 UTLBRZ38-000 99,5%

4207 UTLBRZG3-000 99,5%

Os estudos de fluxo de potência dos itens anteriores mostram apenas as análises

em regime permanente (fluxo de potência). Como se trata de um sistema dinâmico, há a

necessidade de se fazer estudos que analisam o comportamento dinâmico do sistema,

como será feito a seguir.


82

4.3 Estudo de Transitórios Eletromecânicos

O estudo de transitórios eletromecânicos foi realizado utilizando-se o ANATEM

versão 10.05.03 [22].

Neste caso, será verificado a estabilidade transitória da ilha, ou seja, se o

sincronismo é adquirido frente a ocorrência da perturbação principal no SIN, para carga

leve e pesada. É feita a verificação da atuação dos reguladores de tensão, de velocidade

e dos estabilizadores de sistema de potência, e as possíveis manobras para operação

estável do subsistema ilhado.

Para ambos cenários de carga, o evento adotado para formação da ilha foi o

curto circuito monofásico na barra de 500 kV da SE São José, por ser a classe de curto

mais frequente no sistema elétrico, com consequente perda dos quatro transformadores

de São José e interrupção da alimentação da rede de 138 kV da área Rio. Além do

evento principal, todas as ações da Tabela 4.1 foram executadas.

Os tempos indicativos de eliminação de defeitos são vistos na Tabela 4.13 e as

tensões entre fases admissíveis a 60 Hz na Tabela 4.12, todos adotados para respeitar os

critérios para estudos [6].

Tabela 4.12 – Tensões entre fases admissíveis a 60 Hz [6]

Tensão nominal de

operação

Condição operativa

normal

Condição operativa de

emergência

(kV) (kV) (pu) (kV) (pu)

< 230 - 0,95 a 1,05 - 0,90 a 1,05

230 218 a 242 0,95 a 1,05 207 a 242 0,90 a 1,05

345 328 a 362 0,95 a 1,05 311 a 362 0,90 a 1,05

440 418 a 460 0,95 a 1,046 396 a 460 0,90 a 1,046

500 500 a 550 1,00 a 1,10 475 a 550 0,95 a 1,10

525 500 a 550 0,95 a 1,05 475 a 550 0,90 a 1,05

765 690 a 800 0,90 a 1,046 690 a 800 0,90 a 1,046

Tabela 4.13 – Tempos indicativos de eliminação de defeitos [6]

Tensão nominal de

operação (kV)

Tempo de eliminação (milissegundos)

(operação dos relés + abertura do disjuntor)

Sem falha do disjuntor Com falha do disjuntor

765 80 200


83

Tabela 4.13 – Tempos indicativos de eliminação de defeitos [6]

Tensão nominal de

operação (kV)

Tempo de eliminação (milissegundos)

(operação dos relés + abertura do disjuntor)

Sem falha do disjuntor Com falha do disjuntor

525 a 500 100 250

440 100 250

345 100 400

230 150 500

138 158 500

88 450 750

69 800 1000

4.3.1 Critérios adotados

Com o objetivo de que o ilhamento somente seja chamado a atuar em situações

de baixa probabilidade e de extrema gravidade, em que o fundamental é garantir que a

região ilhada sobreviva ao distúrbio, foram definidas ações no sentido de limitar as

variações de tensão e frequência a níveis tais que não venham a causar danos à

integridade de equipamentos e instalações dos consumidores. Esses critérios podem ser

vistos na Tabela 4.14.

Tabela 4.14 – Critérios adotados [6] [19]

Grandeza Critérios Valor

Tensões Mínima > 70%

Máxima < 140%

Frequência

Máxima < 66 Hz

Mínima > 57 Hz

Operação Contínua Entre 58,5 e 61,5 Hz

O valor adotado como critério para a tensão mínima teve como objetivo o

montante de perda de carga por subtensão. Para a tensão máxima, adotou-se

conservativamente o nível de sobretensão admissível em transformadores e reatores

para 60 segundos de duração, de acordo com os Procedimentos de rede [6] [19].

Quanto aos critérios de variação de frequência, os mesmos são aderentes aos

requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede do ONS para as unidades

geradoras do SIN.


84

4.3.2 Carga Pesada

Para o caso de carga pesada, a geração de potência ativa da ilha é maior do que a

carga, desta forma, a simulação dos eventos foi realizada esperando que os reguladores

de velocidade atuassem de maneira correta, equilibrando a geração com a carga e

evitando que a frequência aumentasse substancialmente e o sistema entrasse em

colapso. O balanço inicial é dado por 1302,0 MW de geração e 466,6 MW de carga.

Na Figura 38 pode-se observar o comportamento da frequência das máquinas da

UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos. Pela análise do comportamento da

frequência nos barramentos das duas usinas, observa-se que para a perturbação e a

consequente formação da ilha, os reguladores de velocidade das duas usinas não são

capazes de estabilizar o sistema, tornando-o instável.

A medida a ser tomada para garantir a estabilidade dinâmica do sistema e evitar

a condução de um regime de sobrefrequência, foi o corte de algumas unidades de

geração a gás e a vapor da UTE Termorio.

Em relação ao perfil de tensão, a atuação dos reguladores de tensão e dos

estabilizadores do sistema de potência também não foram satisfatórias, como ilustrado

na Figura 39. Para correção das tensões, adotou-se a abertura dos disjuntores dos

capacitores da barra de São José 138 kV.


85

Após as alterações das unidades geradoras e dos capacitores do barramento de

São José 138 kV, obteve-se o resultado apresentado na Figura 40 para frequência das

máquinas e na Figura 41 para a tensão dos barramentos do subsistema.

55,

57,5

60,

62,5

65,

0, 10, 20, 30, 40, 50,

Tempo (s)

FMAQ 4203 10 UTLBRZG1-2GR


FMAQ 4208 10 UTLBRZ38-1GR


FMAQ 257 10 I.POMBOS-5GR




Figura 38 - Variação da frequência na UTE Termorio e na UHE Ilha dos Pombos

0,665

0,797

0,93

1,062

1,194

0, 10, 20, 30, 40, 50,

Tempo (s)

VOLT 258 I.POMBOS-138

VOLT 4203 UTLBRZG1-2GR


VOLT 169 S.JOSE1--138

VOLT 4208 UTLBRZ38-1GR


Figura 39 – Variação da tensão no subsistema ilhado


86

Figura 40 - Variação da frequência na UTE Termorio e na UHE Ilha dos Pombos após correções

Figura 41 - Variação da tensão no subsistema ilhado após correções

Conforme pode ser observado na Figura 40, o comportamento da frequência

mudou, com os limites mínimo e máximo pré-estabelecidos para as análises dinâmicas

55,

56,8

58,7

60,5

62,3

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo (s)



FMAQ 4208 10 UTLBRZ38-1GR






0,65

0,775

0,9

1,025

1,15

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tensão (s)

VOLT 1604 V.TELES--138

VOLT 287 SARAPUI--138

VOLT 268 CIFER-TAP138

VOLT 1601 SAPUCAIA-138

VOLT 1602 TRES RIOS138

VOLT 172 IMBARIE--138


87

sendo atendidos, e o sistema sendo classificado como estável e com grande

amortecimento. A escolha por manter a UHE Ilha dos Pombos e remover algumas

unidades da UTE Termorio, ocorreu pela maior estabilidade proporcionada pelas usinas

hidráulicas, devido sua maior inércia e também menor complexidade dos controles de

seus reguladores de velocidade. Outras possibilidades foram analisadas e testadas, como

a UTE Termorio sendo mantida e a UHE Ilha dos Pombos removida, mas a primeira foi

a que trouxe maior estabilidade.

Como a simulação é referente a um esquema de emergência, em que o sistema

estaria em colapso, a frequência final de 61 Hz em regime permanente das unidades

operativas da ilha é aceitável e caberia aos operadores dessas usinas ajustá-la

posteriormente com seus reguladores de velocidade, voltando à situação de 60 Hz.

Com relação ao perfil de tensão visto na Figura 41, o comportamento também

mudou, com os limites mínimo e máximo pré-estabelecidos sendo atendidos, com todas

as tensões entre 0,95 a 1,05 pu para rede de 138 kV. A abertura dos disjuntores dos

capacitores da SE São José fez com que o perfil de tensão se estabilizasse dentro desses

limites.

Adicionalmente, a UHE Ilha dos Pombos não possuía estabilizadores de sistema

de potência, sendo o amortecimento satisfatório realizado pelos estabilizadores de

sistema de potência das máquinas da UTE Termorio.

4.3.3 Carga Leve

Para o caso de carga leve, a geração de potência ativa da ilha é inferior à carga,

sendo assim, a simulação dos eventos foi realizada na expectativa de que os reguladores

de velocidade atuassem de maneira correta, aumentando a geração das máquinas que

estão despachadas, equilibrando o balanço carga-geração e evitando que a frequência

decaísse substancialmente e o sistema entrasse em colapso. O balanço inicial é dado por

182,0 MW de geração e 296,6 MW de carga.

Na Figura 42 pode-se observar o comportamento da frequência das máquinas da

UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos. Pela análise do comportamento da

frequência nos barramentos das duas usinas, percebe-se que para a perturbação e a


88

consequente formação da ilha, os reguladores de velocidade das duas usinas não são

capazes de estabilizar o sistema, tornando-o instável. É evidente que a maior carga e o

comportamento não adequado dos reguladores de velocidade resultam em um

decaimento progressivo da frequência e o colapso da ilha.

A medida a ser tomada para garantir a estabilidade dinâmica do sistema e evitar

a condução à um regime de subfrequência, auxiliando o balanço entre geração e carga e

a atuação dos reguladores de velocidade, foi o alívio de cargas menos prioritárias no

subsistema, mantendo as cargas industriais mais importantes e interrompendo a

alimentação temporariamente das cargas residenciais da Light e Ampla.

Com relação ao perfil de tensão, a atuação dos reguladores de tensão e dos

estabilizadores do sistema de potência não foram adequados, e não houve a sua

recuperação, ocorrendo a instabilidade de tensão, como pode ser visto na Figura 43. A

medida corretiva adotada, dada pelo alívio de carga, foi suficiente para que as tensões

ficassem dentro da faixa de limite operativa para uma rede de 138 kV.

Figura 42 - Variação da frequência na UTE Termorio e na UHE Ilha dos Pombos


89

Após o alívio das cargas menos prioritárias da ilha, obteve-se o resultado

apresentado na Figura 44 para frequência das máquinas e na Figura 45 para a tensão dos

barramentos da ITP.

59,71

59,813

59,916

60,019

60,122

0, 9, 18, 27, 36, 45,

Tempo (s)






0,547

0,662

0,776

0,891

1,005

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo (s)



VOLT 1603 CIFERAL--138


VOLT 169 S.JOSE1--138


Figura 43 - Variação da tensão no subsistema ilhado

Figura 44 - Variação da frequência na UTE Termorio e na UHE Ilha dos Pombos após correções


90

Figura 45 - Variação da tensão no subsistema ilhado após correções

Conforme pode ser observado na Figura 44, o comportamento da frequência

mudou, com os limites mínimo e máximo pré-estabelecidos para as análises dinâmicas

sendo atendidos, e o sistema sendo classificado como estável e com grande

amortecimento. A primeira oscilação fica na faixa entre 59,99 e 60,06 Hz, e reduz

progressivamente, o que atende aos critérios estabelecidos na Tabela 4.14. A escolha

pelo alívio de carga reflete a alternativa mais verossímil e seria uma das alternativas

adotada pelos operadores responsáveis pelos esquemas de proteção da ilha. Outras

possibilidades foram analisadas e testadas, como a de ajuste dos reguladores de

velocidade da máquina previamente despachada da UTE Termorio, mas devido sua

complexidade de ajuste de uma unidade geradora a gás, não foi possível o atendimento

à carga excedente com a velocidade e a eficiência requerida.

Como a simulação é referente à um esquema de emergência, em que o sistema é

analisado frente à uma grande perturbação, a frequência final de aproximadamente

60,01 Hz em regime permanente das unidades operativas da ilha é um indicativo que a

ITP poderia ser formada e os operadores não teriam maiores problemas para voltar aos

60 Hz iniciais.

0,547

0,673

0,799

0,924

1,05

0, 9, 18, 27, 36, 45,

Tempo (s)

VOLT 1604 V.TELES--138





VOLT 1602 TRES RIOS138


91

Com relação ao perfil de tensão visto na Figura 45, o comportamento também

mudou, com os limites mínimo e máximo pré-estabelecidos sendo atendidos, com todas

as tensões na faixa de 0,95 a 1,05 pu para a rede de 138 kV.

Adicionalmente, a UHE Ilha dos Pombos não possuía estabilizadores de sistema

de potência, sendo o amortecimento realizado pelos estabilizadores da máquina de UTE

Termorio.


92

5. Considerações Finais e Trabalhos Futuros

O estudo de ilhamento é comumente realizado nas empresas que operam os

sistemas de potência nos Estados Unidos e na Europa, por serem sistemas

independentes e com diversas empresas responsáveis pela operação [20]. Na minha

opinião, no Brasil esses estudos são realizados com menor frequência, muitas vezes

pelo temor da possível necessidade de corte de carga, ganhando diretrizes políticas. Há,

todavia, a necessidade da criação de procedimentos alternativos aumentando a

confiabilidade do sistema, e que mesmo que sejam usados em casos extremos, estas

alternativas possam ser de grande utilidade para não interrupção de suprimento de

energia a cargas essenciais.

A formação da ilha da UTE Termorio sendo solidária a UHE Ilha dos pombos é

viável, baseada nos estudos de regime permanente e de transitórios eletromecânicos

realizados. A UHE Ilha dos Pombos seria uma melhor opção para adoção nos estudos

de regime permanente como a swing do subsistema, por ser uma usina de geração

hidráulica, ou seja, de maior inércia, e proporcionando um maior ganho em estabilidade

que a Termorio, garantindo um sistema com todos critérios adotados sendo atendidos.

Sendo assim, não removeríamos nenhuma de suas unidades geradoras no estudo de

estabilidade eletromecânica.

Foi observado no estudo de regime permanente que o disjuntor de interligação

dos barramentos da SE São José poderia ficar aberto para o caso de carga pesada, com

parte das máquinas da UTE Termorio alimentando as cargas do SIN que foram

desligadas pelos relés de subfrequência do ERAC, e a outra parte suprindo as cargas da

ilha.

Os reguladores de velocidade das usinas em questão não atuam de forma

adequada para uma situação emergencial, sendo de suma importância os ajustes de

forma correta dos reguladores, a fim de que o sistema permaneça estável. Recomenda-se

a realização de ensaios de campo para a identificação e parametrização dos reguladores,

visando ao aperfeiçoamento dos modelos para que reproduzam com fidelidade o

desempenho das máquinas diante de situações de rejeição de carga, e deve-se levar em

consideração, em trabalhos futuros, as análises linearizadas utilizando o software


93

PacDyn, com o objetivo de se obter o ajuste otimizado para a definição dos valores dos

parâmetros dos reguladores.

Os resultados confirmaram o fato, amplamente conhecido, de que esquemas de

ilhamento não se constituem em soluções para fenômenos de colapso de tensão por si

só. Tais eventos somente podem ser controlados através de dispositivos especiais tais

como, por exemplo, compensadores estáticos e capacitores de inserção rápida.

Os estudos de transitórios eletromagnéticos, para energização de linhas,

transformadores e outros equipamentos, com intuito de definir os limites de tensão

suportados também podem ser realizados como forma de complementar o estudo, além

dos estudos de recomposição para que a ilha pudesse voltar ao SIN.

Por fim, como continuidade a este trabalho, sugere-se o estudo de outros

ilhamentos para a área RJ/ES, de forma a aumentar a segurança de suprimento da área.

Estas possibilidades poderiam ser:

A análise de viabilidade de ilhamento da UHE Funil com cargas da Light e da

Ampla;

A análise de viabilidade de ilhamento das UHE do Complexo de Nilo Peçanha

com cargas da Light;

A análise de ilhamento das UTE Norte Fluminense e Macaé Merchant com

cargas da ampla.


94

6. Bibliografia

[1] TARANTO, G. N., Dinâmica e Controle de Sistemas de Potência, UFRJ, Rio de

Janeiro, 2010.

[2] GUIMARÃES, G. C., Dinâmica de Sistemas Elétricos, UFU, 2008.

[3] KUNDUR, P., Power System Stabilitiy and Control, McGraw-Hill, EPRI, Power

System Enginering Series New York, 1994.

[4] X. Vieira Filho, Operação de Sistemas de Potência com Controle Automático de

Geração, Editora Campus, 1984.

[5] Relatório – Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral –

Janeiro – Abril – 2015, ONS, 2014.

[6] Procedimentos de Rede – Módulo 23 – Submódulo 23.3 – Critérios para Estudos

Elétricos.

[7] Oliveira V. R., Ferreira B. M., Junior B. D. A. P., Lopes M. C., Freire R. G., Viñas

R. H., Souza M. J. P. L. D., Ramos A. C. “LÓGICA ILHAMENTO ATIVO DA UTE

GOVERNADOR LEONEL BRIZOLA COM A REDUC”, XIII SEPOPE, Foz do

Iguaçu (PR), Brasil, 2014.

[8] Relatório – Plano de Operação Elétrica 2015/2016 PEL 2014 – ONS, 2014.

[9] Relatório – Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão do SIN

– PAR – 2015 a 2017 – ONS, 2014.

[10] Relatório – Acompanhamento do Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC –

ONS, 2013.

[11] Procedimentos de Rede – Módulo 10 – Submódulo 10.10 – Gerenciamento da


95

carga.

[12] Festraits E. B., Colvara L. D. “Consideração da ação de dispositivos FACTS em

um Método Automático de Análise de Estabilidade de Sistemas de Energia

Elétrica”, Dissertação, Departamento de Engenharia Elétrica, FEIS, UNESP, Ilha

Solteira, Junho 2002.

[13] Anderson P. M.; Fouad A. A., Power system control and stability. Iwa: The Iowa

State University Press; 1997

[14] Sauer, P. W.; Pai, M. A., Power system dynamics and stability. Englewood

Cliffs, NJ: Prentice Hall; 1998

[15] Banco de Informações de Geração – BIG – Aneel, Junho, 2015.

[16] OAS Engenharia – Internet, Junho, 2015.

[17] Bialek J.”Why has it happened again? Comparison between the ucte blackout

in 2006 and the blackouts of 2003”, Power Tech, IEEE, 2007.

[18] Tatiana M. L. Assis – Notas de Aula, Fevereiro, 2014.

[19] Procedimentos de Rede – Módulo 2 – Submódulo 2.3 – Requisitos mínimos para

transformadores e para subestações e seus equipamentos.

[20] S. Norris, S. Guo, J. Bialek, Tracing of Power Flows Applied to Islanding, IEEE

PES General Meeting, San Diego, EUA, 2012.

[21] CEPEL, 2015, Programa de Análise de Redes – ANAREDE Versão 10.00.02 – Manual do Usuário. Rio de Janeiro, RJ, Brasil. [22] CEPEL, 2015, Programa de Análise de Transitórios Eletromecânicos – ANATEM Versão 10.05.03 – Manual do Usuário. Rio de Janeiro, RJ, Brasil.


96

7. Anexos

Tabela Anexo A – Carregamento para Carga Pesada no pré e pós ilhamento


TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Pré-Ilhamento

Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar MW Mvar

% % 1746 P.IND-3--138 110 20 9 20 9

1747 P.IND-1--138 1 20% 20%

1743 C.ELIS-1-138 110 49 21 49 21

1746 P.IND-3--138 1 49% 47%

172 IMBARIE--138 110 74 33 74 32

1743 C.ELIS-1-138 1 73% 71%

1744 C.ELIS-2-138 122 19 8 19 8

1748 P.IND-2--138 1 16% 16%

172 IMBARIE--138 110 48 22 48 22

1744 C.ELIS-2-138 1 48% 46%

172 IMBARIE--138 9.999 46 22 46 22

1740 IMBARIE--138 1 1% 0%

169 S.JOSE1--138 155 87 42 87 41

172 IMBARIE--138 1 61% 59%

169 S.JOSE1--138 155 82 39 82 38

172 IMBARIE--138 2 57% 55%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -179 16 -179 49

4204 UTLBRZ18-1GR 1 2% 2%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -239 17 -239 72

4203 UTLBRZG1-2GR 1 2% 2%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -119 11 -119 38

4205 UTLBRZ28-1GR 1 1% 1%

4201 TERMR2-1-138 80 17 -3 17 -3

4210 REDUC-1--138 1 21% 21%

4201 TERMR2-1-138 9.999 523 -39 523 -154

4200 S.JOSE2--138 1 5% 5%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -239 37 -239 52

4207 UTLBRZG3-2GR 1 2% 2%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -119 17 -119 25

4208 UTLBRZ38-1GR 1 1% 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -239 37 583 108

4206 UTLBRZG2-2GR 1 2% 6%

4202 TERMR2-2-138 80 17 -3 17 -3

4213 REDUC-2--138 2 21% 21%

4200 S.JOSE2--138 717 0 0 520 -193

169 S.JOSE1--138 1 0% 74%


97

Tabela Anexo A – Carregamento para Carga Pesada no pré e pós ilhamento

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Pré-Ilhamento

Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar MW Mvar

% %

4202 TERMR2-2-138 9.999 583 -85 -239 -180

169 S.JOSE1--138 1 6% 3%

169 S.JOSE1--138 324 207 61 127 79

1604 V.TELES--138 1 65% 44%

287 SARAPUI--138 287 -168 -52 -89 -72

1604 V.TELES--138 1 61% 39%

287 SARAPUI--138 287 113 30 34 50

4104 CAIOABA--138 1 40% 20%

4104 CAIOABA--138 287 58 7 -20 28

1606 ELDORADO-138 1 20% 11%

268 CIFER-TAP138 287 -40 2 38 -17

1606 ELDORADO-138 1 14% 14%

268 CIFER-TAP138 105 30 7 30 7

1668 INMETRO--138 1 29% 28%

1668 INMETRO--138 105 11 5 11 5

267 CPP------138 1 11% 11%

267 CPP------138 105 3 1 3 1

1603 CIFERAL--138 1 3% 3%

1601 SAPUCAIA-138 287 -10 4 69 -8

268 CIFER-TAP138 1 4% 23%

1601 SAPUCAIA-138 287 5 -6 -74 6

3957 INFLUENC-138 1 3% 25%

3957 INFLUENC-138 287 -1 -5 -82 2

258 I.POMBOS-138 1 2% 28%

1602 TRES RIOS138 105 -57 3 -57 3

3992 TAP-TRS2-138 1 55% 53%

258 I.POMBOS-138 200 -161 -25 -161 14

257 I.POMBOS-5GR 1 80% 78%

258 I.POMBOS-138 105 3 5 79 -10

3992 TAP-TRS2-138 1 6% 72%

3980 BSBENERG-138 105 56 -12 -17 14

3992 TAP-TRS2-138 1 54% 21%

3980 BSBENERG-138 105 17 3 18 -13

3991 TAP-TRS1-138 1 17% 21%

3991 TAP-TRS1-138 105 17 3 18 -13

1755 RDC-ENTR.138 1 17% 21%

169 S.JOSE1--138 287 94 17 -17 9

1755 RDC-ENTR.138 1 32% 7%


98

Tabela Anexo B – Carregamento para Carga Leve no pré e pós ilhamento


TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Pré-Ilhamento

Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar MW Mvar

% %

1746 P.IND-3—138 110 24 10 24 10

1747 P.IND-1—138 1 24% 25%

1743 C.ELIS-1-138 110 53 22 53 23

1746 P.IND-3—138 1 53% 55%

172 IMBARIE—138 110 63 24 63 25

1743 C.ELIS-1-138 1 62% 65%

1744 C.ELIS-2-138 122 19 8 19 8

1748 P.IND-2—138 1 16% 17%

172 IMBARIE—138 110 33 16 33 16

1744 C.ELIS-2-138 1 34% 35%

172 IMBARIE—138 9.999 25 5 25 6

1740 IMBARIE—138 1 0% 0%

169 S.JOSE1—138 155 63 24 63 25

172 IMBARIE—138 1 43% 45%

169 S.JOSE1—138 155 59 22 59 23

172 IMBARIE—138 2 40% 42%

4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0 0 0

4204 UTLBRZ18-1GR 1 0% 0%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -99 13 -99 -17

4203 UTLBRZG1-2GR 1 1% 1%

4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0 0 0

4205 UTLBRZ28-1GR 1 0% 0%

4201 TERMR2-1-138 80 17 -3 17 -2

4210 REDUC-1—138 1 21% 21%

4201 TERMR2-1-138 9.999 83 -8 83 21

4200 S.JOSE2—138 1 1% 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0 0 0

4207 UTLBRZG3-2GR 1 0% 0%

4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0 0 0

4208 UTLBRZ38-1GR 1 0% 0%

4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0 -117 -21

4206 UTLBRZG2-2GR 1 0% 1%

4202 TERMR2-2-138 80 17 -3 17 -2

4213 REDUC-2—138 2 21% 21%

4200 S.JOSE2—138 717 183 40 83 22

169 S.JOSE1—138 1 26% 12%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -16 4 101 26

169 S.JOSE1—138 1 0% 1%

169 S.JOSE1—138 324 140 7 77 6

1604 V.TELES—138 1 43% 24%

287 SARAPUI—138 287 -120 -7 -57 -7

1604 V.TELES—138 1 42% 21%


99

Tabela Anexo B – Carregamento para Carga Leve no pré e pós ilhamento

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Pré-Ilhamento

Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar MW Mvar

% %

287 SARAPUI--138 287 93 5 30 4

4104 CAIOABA--138 1 32% 11%

4104 CAIOABA--138 287 60 0 -3 0

1606 ELDORADO-138 1 21% 1%

268 CIFER-TAP138 287 -47 6 15 6

1606 ELDORADO-138 1 17% 6%

268 CIFER-TAP138 105 22 3 22 3

1668 INMETRO--138 1 21% 22%

1668 INMETRO--138 105 11 5 11 5

267 CPP------138 1 11% 11%

267 CPP------138 105 3 1 3 1

1603 CIFERAL--138 1 3% 3%

1601 SAPUCAIA-138 287 -24 5 38 6

268 CIFER-TAP138 1 9% 14%

1601 SAPUCAIA-138 287 23 -7 -40 -8

3957 INFLUENC-138 1 8% 15%

3957 INFLUENC-138 287 20 -6 -43 -8

258 I.POMBOS-138 1 7% 15%

1602 TRES RIOS138 105 -23 -6 -23 -6

3992 TAP-TRS2-138 1 24% 25%

258 I.POMBOS-138 200 -81 -23 -81 -12

257 I.POMBOS-5GR 1 43% 41%

258 I.POMBOS-138 105 -30 9 38 4

3992 TAP-TRS2-138 1 30% 36%

3980 BSBENERG-138 105 55 -4 -12 0

3992 TAP-TRS2-138 1 53% 13%

3980 BSBENERG-138 105 18 -2 13 0

3991 TAP-TRS1-138 1 17% 13%

3991 TAP-TRS1-138 105 18 -2 13 0

1755 RDC-ENTR.138 1 17% 13%

169 S.JOSE1--138 287 63 -1 -12 -4

1755 RDC-ENTR.138 1 22% 5%

Tabela Anexo C – Tensão para Carga Pesada na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV

CASO




Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2--138 98,9%

1747 P.IND-1--138 98,1%

1746 P.IND-3--138 98,2%

1743 C.ELIS-1-138 98,8%

1744 C.ELIS-2-138 99,2%

1740 IMBARIE--138 100,1%


100

Tabela Anexo C – Tensão para Carga Pesada na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV


Subsistema Ilhado

1604 V.TELES--138 104,3%

287 SARAPUI--138 104,1%

4104 CAIOABA--138 103,5%

1606 ELDORADO-138 103,3%

268 CIFER-TAP138 103,1%

1668 INMETRO--138 103,0%

267 CPP------138 103,0%

1603 CIFERAL--138 103,0%

1601 SAPUCAIA-138 103,6%

3957 INFLUENC-138 104,3%

1602 TRES RIOS138 103,0%

258 I.POMBOS-138 104,4%


3992 TAP-TRS2-138 103,5%

3980 BSBENERG-138 103,5%

3991 TAP-TRS1-138 103,5%

1755 RDC-ENTR.138 104,2%

169 S.JOSE1--138 104,8%

4200 S.JOSE2--138 104,8%

4210 REDUC-1--138 103,0%

4201 TERMR2-1-138 103,1%

4205 UTLBRZ28-000 100,8%

4203 UTLBRZG1-1GR 100,9%

4204 UTLBRZ18-000 100,8%

172 IMBARIE--138 100,1%

4202 TERMR2-2-138 102,0%

4213 REDUC-2--138 102,0%

4206 UTLBRZG2-000 100,6%

4208 UTLBRZ38-000 100,7%

4207 UTLBRZG3-000 100,6%

Tabela Anexo D – Tensão para Carga Pesada na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três Rios

CASO




Subsistema Ilhado

1748 P.IND-2—138 101,2%

1747 P.IND-1—138 100,4%

1746 P.IND-3—138 100,4%

1743 C.ELIS-1-138 101,1%

1744 C.ELIS-2-138 101,4%

1740 IMBARIE—138 102,3%

1604 V.TELES—138 103,8%

287 SARAPUI—138 103,5%

4104 CAIOABA—138 102,7%

1606 ELDORADO-138 102,2%


101

Tabela Anexo D – Tensão para Carga Pesada na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três Rios


Subsistema Ilhado

268 CIFER-TAP138 101,7%

1668 INMETRO—138 101,6%

267 CPP------138 101,6%

1603 CIFERAL--138 101,6%

1601 SAPUCAIA-138 100,9%

3957 INFLUENC-138 103,1%

1602 TRES RIOS138 101,8%

258 I.POMBOS-138 103,2%


3992 TAP-TRS2-138 102,3%

3980 BSBENERG-138 102,3%

3991 TAP-TRS1-138 102,3%

1755 RDC-ENTR.138 103,8%

169 S.JOSE1--138 104,5%

4200 S.JOSE2--138 104,5%

4210 REDUC-1--138 102,9%

4201 TERMR2-1-138 102,9%

4205 UTLBRZ28-000 100,8%

4203 UTLBRZG1-1GR 100,9%

4204 UTLBRZ18-000 100,8%

172 IMBARIE--138 102,3%

4202 TERMR2-2-138 101,9%

4213 REDUC-2--138 101,8%

4206 UTLBRZG2-000 100,6%

4208 UTLBRZ38-000 100,7%

4207 UTLBRZG3-000 100,6%

Tabela Anexo E – Carregamento para Carga Pesada na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap

Três Rios 138 kV

CASO



TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1746 P.IND-3—138 121 20 9

1747 P.IND-1—138 1 18%

1743 C.ELIS-1-138 121 49 21

1746 P.IND-3—138 1 44%

172 IMBARIE—138 110 74 32

1743 C.ELIS-1-138 1 72%

1744 C.ELIS-2-138 134 19 8

1748 P.IND-2—138 1 15%

172 IMBARIE—138 110 48 26

1744 C.ELIS-2-138 1 49%


102


Três Rios 138 kV

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

172 IMBARIE--138 9.999 46 30

1740 IMBARIE--138 1 1%

169 S.JOSE1--138 195 87 48

172 IMBARIE--138 1 49%

169 S.JOSE1--138 195 82 45

172 IMBARIE--138 2 46%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -179 43

4204 UTLBRZ18-1GR 1 2%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -239 62


4201 TERMR2-1-138 9.999 -119 33

4205 UTLBRZ28-1GR 1 1%

4201 TERMR2-1-138 100 17 -3

4210 REDUC-1—138 1 17%

4201 TERMR2-1-138 9.999 523 -132

4200 S.JOSE2—138 1 5%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -239 43


4202 TERMR2-2-138 9.999 -119 20

4208 UTLBRZ38-1GR 1 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 576 98


4202 TERMR2-2-138 100 17 -3

4213 REDUC-2--138 2 17%

4200 S.JOSE2--138 717 520 -171

169 S.JOSE1--138 1 73%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -232 -156

169 S.JOSE1--138 1 3%

169 S.JOSE1--138 341 57 116

1604 V.TELES--138 1 36%

287 SARAPUI--138 304 -19 -109

1604 V.TELES--138 1 36%

287 SARAPUI--138 304 -35 87

4104 CAIOABA--138 1 30%

4104 CAIOABA--138 304 -90 65

1606 ELDORADO-138 1 36%

268 CIFER-TAP138 304 108 -51

1606 ELDORADO-138 1 39%

268 CIFER-TAP138 125 30 7

1668 INMETRO--138 1 24%

1668 INMETRO--138 125 11 5

267 CPP------138 1 10%

267 CPP------138 125 3 1

1603 CIFERAL--138 1 2%

1601 SAPUCAIA-138 304 145 -11

268 CIFER-TAP138 1 47%


103


Três Rios 138 kV

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Pesada

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1601 SAPUCAIA-138 304 -150 10

3957 INFLUENC-138 1 49%

3957 INFLUENC-138 304 -161 -9

258 I.POMBOS-138 1 52%

1602 TRES RIOS138 125 -57 3

3992 TAP-TRS2-138 1 46%

258 I.POMBOS-138 200 -161 -9


3980 BSBENERG-138 125 58 -1

3992 TAP-TRS2-138 1 46%

3980 BSBENERG-138 125 -57 2

3991 TAP-TRS1-138 1 46%

3991 TAP-TRS1-138 125 -57 2

1755 RDC-ENTR.138 1 46%

169 S.JOSE1--138 304 60 -1

1755 RDC-ENTR.138 1 19%

Tabela Anexo F – Carregamento para Carga Leve na emergência LT São José 1 – Imbariê 138 kV

CASO



TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1746 P.IND-3--138 121 23 10

1747 P.IND-1--138 1 22%

1743 C.ELIS-1-138 121 53 23

1746 P.IND-3--138 1 50%

172 IMBARIE--138 110 63 25

1743 C.ELIS-1-138 1 65%

1744 C.ELIS-2-138 134 19 8

1748 P.IND-2--138 1 16%

172 IMBARIE--138 110 33 12

1744 C.ELIS-2-138 1 34%

172 IMBARIE--138 9.999 25 -1

1740 IMBARIE--138 1 0%

169 S.JOSE1--138 195 122 40

172 IMBARIE--138 2 67%

4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0

4204 UTLBRZ18-1GR 1 0%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -99 -13



104


BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0

4205 UTLBRZ28-1GR 1 0%

4201 TERMR2-1-138 100 17 -2

4210 REDUC-1--138 1 17%

4201 TERMR2-1-138 9.999 83 18

4200 S.JOSE2--138 1 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0


4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0

4208 UTLBRZ38-1GR 1 0%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -118 -18


4202 TERMR2-2-138 100 17 -2

4213 REDUC-2--138 2 17%

4200 S.JOSE2--138 717 83 19

169 S.JOSE1--138 1 12%

4202 TERMR2-2-138 9.999 102 22

169 S.JOSE1--138 1 1%

169 S.JOSE1--138 341 76 6

1604 V.TELES--138 1 23%

287 SARAPUI--138 304 -57 -8

1604 V.TELES--138 1 20%

287 SARAPUI--138 304 30 5

4104 CAIOABA--138 1 10%

4104 CAIOABA--138 304 -3 0

1606 ELDORADO-138 1 1%

268 CIFER-TAP138 304 15 5

1606 ELDORADO-138 1 6%

268 CIFER-TAP138 125 22 3

1668 INMETRO--138 1 18%

1668 INMETRO--138 125 11 5

267 CPP------138 1 10%

267 CPP------138 125 3 1

1603 CIFERAL--138 1 2%

1601 SAPUCAIA-138 304 38 5

268 CIFER-TAP138 1 13%

1601 SAPUCAIA-138 304 -40 -7

3957 INFLUENC-138 1 14%

3957 INFLUENC-138 304 -43 -7

258 I.POMBOS-138 1 14%

1602 TRES RIOS138 125 -23 -6

3992 TAP-TRS2-138 1 21%

258 I.POMBOS-138 200 -81 -10


258 I.POMBOS-138 125 38 4

3992 TAP-TRS2-138 1 30%


105


BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

3980 BSBENERG-138 125 -12 1

3992 TAP-TRS2-138 1 11%

3980 BSBENERG-138 125 13 0

3991 TAP-TRS1-138 1 11%

3991 TAP-TRS1-138 125 13 0

1755 RDC-ENTR.138 1 11%

169 S.JOSE1--138 304 -12 -3

1755 RDC-ENTR.138 1 5%

Tabela Anexo G – Carregamento para Carga Leve na emergência LT Ilha dos Pombos – Tap Três

Rios 138 kV

CASO



TRANSFORMADORES

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

1746 P.IND-3--138 121 24 10

1747 P.IND-1--138 1 22%

1743 C.ELIS-1-138 121 53 23

1746 P.IND-3--138 1 50%

172 IMBARIE--138 110 63 25

1743 C.ELIS-1-138 1 65%

1744 C.ELIS-2-138 134 19 8

1748 P.IND-2--138 1 16%

172 IMBARIE--138 110 33 12

1744 C.ELIS-2-138 1 33%

172 IMBARIE--138 9.999 25 -1

1740 IMBARIE--138 1 0%

169 S.JOSE1--138 195 63 19

172 IMBARIE--138 1 34%

169 S.JOSE1--138 195 59 17

172 IMBARIE--138 2 32%

4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0

4204 UTLBRZ18-1GR 1 0%

4201 TERMR2-1-138 9.999 -99 -21


4201 TERMR2-1-138 9.999 0 0

4205 UTLBRZ28-1GR 1 0%

4201 TERMR2-1-138 100 17 -2

4210 REDUC-1--138 1 17%


106


Rios 138 kV

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

4201 TERMR2-1-138 9.999 83 25

4200 S.JOSE2--138 1 1%

4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0


4202 TERMR2-2-138 9.999 0 0

4208 UTLBRZ38-1GR 1 0%

4202 TERMR2-2-138 9.999 -119 -25


4202 TERMR2-2-138 100 17 -2

4213 REDUC-2--138 2 17%

4200 S.JOSE2--138 717 83 26

169 S.JOSE1--138 1 13%

4202 TERMR2-2-138 9.999 103 29

169 S.JOSE1--138 1 1%

169 S.JOSE1--138 341 40 16

1604 V.TELES--138 1 13%

287 SARAPUI--138 304 -20 -17

1604 V.TELES--138 1 10%

287 SARAPUI--138 304 -5 15

4104 CAIOABA--138 1 6%

4104 CAIOABA--138 304 -39 10

1606 ELDORADO-138 1 14%

268 CIFER-TAP138 304 52 -3

1606 ELDORADO-138 1 18%

268 CIFER-TAP138 125 22 3

1668 INMETRO--138 1 18%

1668 INMETRO--138 125 11 5

267 CPP------138 1 10%

267 CPP------138 125 3 1

1603 CIFERAL--138 1 2%

1601 SAPUCAIA-138 304 76 4

268 CIFER-TAP138 1 25%

1601 SAPUCAIA-138 304 -77 -6

3957 INFLUENC-138 1 26%

3957 INFLUENC-138 304 -81 -9

258 I.POMBOS-138 1 27%

1602 TRES RIOS138 125 -23 -6

3992 TAP-TRS2-138 1 22%

258 I.POMBOS-138 200 -81 -9


3980 BSBENERG-138 125 24 7

3992 TAP-TRS2-138 1 22%

3980 BSBENERG-138 125 -23 -6

3991 TAP-TRS1-138 1 22%

3991 TAP-TRS1-138 125 -23 -6

1755 RDC-ENTR.138 1 22%


107


Rios 138 kV

BARRA SUBESTAÇÃO

LIM. Carga Leve

Subsistema Ilhado

NC MW Mvar

%

169 S.JOSE1--138 304 24 3

1755 RDC-ENTR.138 1 8%

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ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE …monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10015327.pdf · um grande amigo e mestre, meu agradecimento de coração. Ao Eng. Carlos