APLICAÇÃO DA FERRAMENTA ORGANON NO …monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10024784.pdf · vi Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

APLICAÇÃO DA FERRAMENTA ORGANON NO

PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Victor Campos Teixeira

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.

Orientadores: Karen Caino de Oliveira Salim

Elder Geraldo Sales de Sant’Anna

Rio de Janeiro

Março de 2018

iii

Teixeira, Victor Campos

Aplicação da Ferramenta Organon no Planejamento da

Expansão da Transmissão/ Victor Campos Teixeira – Rio de

Janeiro: UFRJ/ ESCOLA POLITÉCNICA, 2018.

xiv, 67 p.: il.; 29,7 cm.



Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso

de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográficas: p. 65-66

1. Planejamento da Expansão da Transmissão. 2. Estudos

EPE. 3. Região de Segurança. 4. Organon.

I. Salim, Karen et al. II. Universidade Federal do Rio de

Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III.

Título.

iv

À minha família,

Meus pais e minha irmã.

v

Agradecimentos

Em primeiro lugar, agradeço aos meus pais, Davi e Cláudia, por terem me apoiado

e incentivado em todas as etapas da minha vida. Agradeço à minha irmã, Paula, por

sempre estar ao meu lado e torcer muito por mim.

À minha namorada, Tays, pela compreensão e paciência nos momentos em que

tive que me dedicar a este trabalho.

À UFRJ e aos professores que me ensinaram e despertaram em mim o interesse

pela área de sistemas de potência. A todos os amigos da faculdade que passaram por essa

jornada junto comigo.

À professora Karen Salim, pela orientação neste trabalho.

Ao ONS, pela oportunidade da realização de estágio na área de sistemas de

potência. Agradeço, em especial, à equipe da GET-1 e PL pelo convívio e ensinamentos

transmitidos que muito contribuíram para o meu desenvolvimento profissional. Às

amizades que fiz no ONS e que sempre estiveram dispostas a me auxiliar. Ao engenheiro

e amigo Elder Sant’Anna pela co-orientação neste trabalho e pelos ensinamentos durante

todo o meu período de estágio. Agradeço, também, a Fernando Machado, Rodrigo Faria

e Pedro Henrique Santos que contribuíram mais diretamente para que este trabalho

pudesse ser concluído.

Agradeço, também, à EPE pela disponibilização dos casos referentes ao estudo

analisado, em especial a Thiago Martins e Rodrigo Ferreira.

vi

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

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

APLICAÇÃO DA FERRAMENTA ORGANON NO PLANEJAMENTO DA

EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO


Março/2018



Curso: Engenharia Elétrica

O sistema elétrico brasileiro está em constante expansão. O aumento da população,

agregado ao crescimento da economia e de melhores condições de vida, contribuem para

a tendência de crescimento do consumo de energia elétrica ao longo dos anos. Esse

aumento da demanda de energia do sistema requer, também, um aumento do parque

gerador, de modo a garantir o equilíbrio entre a carga e a geração do sistema. Nesse

sentido, o sistema de transmissão desempenha um importante papel no suprimento de

energia aos centros consumidores, pois é por meio dele que a energia gerada nas diversas

usinas do sistema é transportada ao seu destino final. Este trabalho tem como objetivo

avaliar os benefícios operativos proporcionados pela utilização de regiões de segurança

dinâmica e estática no processo de planejamento da expansão da transmissão de um

sistema elétrico de potência, que atualmente já são empregadas no planejamento da

operação do Sistema Interligado Nacional - SIN. Para tal, será utilizado o programa

Organon visando um estudo detalhado das possíveis alternativas propostas em estudos de

planejamento da expansão ("Análise Técnico-econômica de Alternativas - R1")

elaborados pela EPE. Este trabalho avalia, principalmente, estudos em que as alternativas

avaliadas tenham apresentado valores de custos globais empatados (diferença inferior a

5%).

Palavras-chave: Planejamento da Expansão da Transmissão; Estudos EPE; Região de

Segurança; Organon.

vii

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

requirements for the degree of Electrical Engineer.

APPLICATION OF ORGANON IN THE TRANSMISSION EXPANSION

PLANNING


March/2018

Advisors: Karen Caino de Oliveira Salim


Course: Electrical Engineering

The Brazilian electric system is constantly expanding. The population growth, combined

with economic development and better life conditions, contribute to the tendency of

increase of eletric energy comsumption over the years. This increase of the energy

demand of the system requires, also, an increase of the generation park, in order to ensure

balance between the load and the generation of the system. Accordingly, the transmission

system plays an important role in the supply of energy to the consumption centers,

because it is through it that the energy generated in the various power plants of the system

is transported to its final destiny. The purpuse of this work is to evaluate the benefits

provided by the use of the software Organon aiming at a detailed study of the possible

alternatives proposed on the expansion planning studies ("Análise Técnico-Econômica

de Alternativas - R1") elaborated by EPE. This work analyses, mainly, studies which the

evaluated alternatives present global cost values with difference less than 5%.

Key-words: Transmission Expansion Planning; EPE Reports; Security Region;

Organon.

viii

Sumário

Lista de Figuras ................................................................................................................ x

Lista de Tabelas .............................................................................................................. xii

Lista de Siglas ................................................................................................................ xiv

Capítulo 1 Introdução ................................................................................................... 1

1.1 Objetivo ............................................................................................................... 1

1.2 Estrutura do Trabalho .......................................................................................... 2

Capítulo 2 O Planejamento da Expansão da Transmissão ........................................... 4

2.1 O Sistema Interligado Nacional - SIN ................................................................. 4

2.2 Agentes ................................................................................................................ 6

2.2.1 Empresa de Pesquisa Energética – EPE ........................................................ 7

2.2.2 Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS ............................................ 9

2.2.3 Ministério de Minas e Energia – MME ....................................................... 10

2.2.4 Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL ........................................ 10

2.3 Os Estudos – R1, R2, R3 e R4 .......................................................................... 12

2.3.1 Relatório R1 ................................................................................................. 15

2.3.2 Relatório R2 ................................................................................................. 17

2.3.3 Relatório R3 ................................................................................................. 18

2.3.4 Relatório R4 ................................................................................................. 19

2.4 Determinação da Alternativa Vencedora .......................................................... 19

Capítulo 3 Região de Segurança ................................................................................ 21

3.1 Região de Segurança Dinâmica e Estática ........................................................ 21

3.2 Organon ............................................................................................................ 23

Capítulo 4 O Estudo 133/2015 “Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do

Paraná: Região Centro-Sul”............................................................................................ 27

4.1 A Região Centro-Sul do Paraná ........................................................................ 27

4.2 Objetivo do Estudo ............................................................................................ 28

ix

4.3 Descrição das Alternativas ................................................................................ 29

4.4 Avaliação de Desempenho ................................................................................ 35

Capítulo 5 Critérios e Premissas ................................................................................ 37

5.1 Casos de Trabalho ............................................................................................. 37

5.2 Cenários Avaliados ........................................................................................... 38

5.2.1 Análise de Intercâmbio ................................................................................ 38

5.2.2 Análise da Carga Local ................................................................................ 39

5.3 Dados da Simulação .......................................................................................... 39

5.3.1 Grupos de Geração ...................................................................................... 39

5.3.2 Parâmetros e Critérios da Simulação ........................................................... 41

5.3.3 Área de Monitoração ................................................................................... 43

5.4 Lista de Contingências ...................................................................................... 43

Capítulo 6 Resultados ................................................................................................. 46

6.1 Análise de Intercâmbio ...................................................................................... 46

6.2 Análise da Variação da Carga Local ................................................................. 54

Capítulo 7 Conclusão ................................................................................................. 63

7.1 Trabalhos Futuros .............................................................................................. 64

Referências .................................................................................................................. 65

Anexo .................................................................................................................. 67

x

Lista de Figuras

Figura 2.1: Processo de outorga da ANEEL. ................................................................. 12

Figura 2.2: Diagrama do processo de elaboração dos estudos de planejamento. ........... 14

Figura 4.1: Projeção da região de segurança nos três planos. [15] ................................. 22

Figura 4.2: Processo de cálculo da região de segurança. [16] ........................................ 22

Figura 4.3: Nomograma típico resultante do cálculo da região de segurança do

Organon. ............................................................................................................... 25

Figura 4.4: Arquitetura Mestre - Escravo do processamento distribuído. [15] .............. 26

Figura 3.1: Sistema elétrico da região centro-sul do Paraná [13]. .................................. 28

Figura 3.2: Diagrama esquemático das obras em 525 kV comuns a todas as

alternativas [13]. .................................................................................................... 31

Figura 3.3: Diagrama esquemático das obras da Rede Básica específicas da

alternativa 1 [13]. .................................................................................................. 32


alternativa 2 [13]. .................................................................................................. 33


alternativa 3 [13]. .................................................................................................. 34

Figura 6.1: Região de segurança estática da alternativa 1 - Análise de intercâmbio. .... 47



Figura 6.4: Região de segurança da alternativa 1, desconsiderando a contingência

simples da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa. ................................................... 52

Figura 6.5: Região de segurança estática da alternativa 1 - Análise do mercado local.

............................................................................................................................... 54


............................................................................................................................... 56

xi


............................................................................................................................... 57

xii

Lista de Tabelas

Tabela 3.1: Lista de obras da Rede Básica comuns a todas as alternativas [13]. ........... 30

Tabela 3.2: Lista de obras da Rede Básica específicas da alternativa 1 [13]. ................ 31

Tabela 3.3: Lista de obras da Rede Básica específicas da alternativa 2 [13]. ................ 32

Tabela 3.4: Lista de obras da Rede Básica específicas da alternativa 3 [13]. ............... 34

Tabela 5.1: Geração, em MW, de cada subsistema para casos de trabalho utilizados.

............................................................................................................................... 37

Tabela 5.2: Carga sem perdas, em MW, de cada subsistema para casos de trabalho

utilizados. .............................................................................................................. 38

Tabela 5.3: Definição dos grupos de geração para o cenário de intercâmbio. ............... 40

Tabela 5.4: Definição dos grupos de geração para o cenário de mercado local. ............ 41

Tabela 5.5: Parâmetros para simulação dinâmica. ......................................................... 42

Tabela 5.6: Critérios para simulação dinâmica. ............................................................. 42

Tabela 5.7: Parâmetros para região de segurança........................................................... 43

Tabela 5.8: Opções para região de segurança................................................................. 43

Tabela 5.9: Lista de contingências analisadas para o cenário de variação de

intercâmbio. ........................................................................................................... 44

Tabela 5.10: Lista de contingências analisadas para o cenário de variação do

mercado local. ....................................................................................................... 44

Tabela 6.1: Valor de RSUL no ponto limite da violação do limite térmico da LT

230 kV Castro 2 - Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta

Grossa. ................................................................................................................... 50

Tabela 6.2: Diferença no valor de RSUL dos pontos limites para cada par de

alternativas. ........................................................................................................... 51

Tabela 6.3: Valor de RSUL no ponto limite da ocorrência de subtensão na SE 230

kV VEGASUL, na contingência da LT 525 kV Areia - Ponta Grossa. ................ 53

xiii

Tabela 6.4: Variação da carga no ponto limite da violação do limite térmico da LT

230 kV Castro 2 - Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta

Grossa. ................................................................................................................... 58

Tabela 6.5: Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT

230 kV São Mateus do Sul - Canoinhas, C2, na contingência do primeiro

circuito. ................................................................................................................. 59

Tabela 6.6: Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT

230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do primeiro

circuito. ................................................................................................................. 60

Tabela 6.7: Máxima carga suportada por cada alternativa sob operação segura do

sistema. .................................................................................................................. 61

Tabela A.7.1: Definição das usinas pertencentes aos grupos de geração para o

cenário de intercâmbio. ......................................................................................... 67

xiv

Lista de Siglas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

DIT Demais Instalações da Transmissão

EPE Empresa de Pesquisa Energética

MME Ministério de Minas e Energia

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR Plano de Ampliações e Reforços da Transmissão

PE Planejamento da Expansão

PET Programa de Expansão da Transmissão

PR Procedimentos e Rede

SEP Sistema Elétrico de Potência

SIN Sistema Interligado Nacional

1

Capítulo 1

Introdução

O sistema elétrico brasileiro está em constante expansão. O aumento da

população, agregado ao crescimento da economia e de melhores condições de vida,

contribuem para a tendência de crescimento do consumo de energia elétrica ao longo dos

anos.

Esse aumento da demanda de energia requer, também, um aumento do parque

gerador, de modo a garantir o equilíbrio entre a carga e a geração de um sistema elétrico

de potência (SEP). Nesse sentido, o sistema de transmissão desempenha um importante

papel no suprimento de energia aos centros consumidores, pois é por meio dele que a

energia gerada nas diversas usinas do SEP é transportada ao seu destino final.

Portanto, o planejamento da expansão do sistema de transmissão de um SEP é de

extrema importância para qualquer país. No Brasil, devido à sua dimensão continental e

à dispersão espacial das fontes de geração de energia elétrica e dos grandes centros

consumidores, esse planejamento se torna complexo e desafiador, envolvendo diversas

etapas e demandando a interação entre diversos agentes do setor, como por exemplo, a

Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS),

o Ministério de Minas e Energia (MME), e a Agência Nacional de Energia Elétrica

(ANEEL). [1]

1.1 Objetivo

Este trabalho tem como objetivo avaliar os benefícios proporcionados pela

utilização de regiões de segurança dinâmica e estática no processo de planejamento da

expansão da transmissão de um SEP, agregando um viés focado na identificação de

eventuais ganhos de flexibilidade operativa que cada uma das alternativas estudadas pela

EPE pode acrescentar de benefícios para o SIN.

2

Sendo assim, as avaliações serão realizadas por meio da utilização do programa

Organon com o objetivo de identificar o melhor cenário de desempenho operativo entre

as possíveis alternativas propostas nos estudos de planejamento da expansão ("Análise

Técnico-econômica de Alternativas - R1") elaborados pela EPE.

A caracterização do desempenho operativo será obtida por meio da avaliação

detalhada das regiões de segurança das alternativas viáveis, avaliando o ganho

operacional que cada alternativa pode agregar ao SIN e, com isso, dar uma maior robustez

no processo de determinação da alternativa vencedora.

Para tanto, serão analisadas as alternativas empatadas propostas no estudo R1

133/2015 da EPE, por meio da ferramenta computacional Organon. As regiões de

segurança das alternativas serão obtidas pela variação dos grupos de geração dos

subsistemas Sul e Sudeste, representado uma análise do intercâmbio entre essas regiões,

verificando, principalmente, as grandes linhas de transmissão; e pela variação da carga

da região de interesse do estudo, por meio da inserção de geradores fictícios,

representando uma análise com foco no atendimento local.

1.2 Estrutura do Trabalho

No capítulo 2, é apresentado o processo de planejamento da expansão da

transmissão e a atuação dos diversos órgãos e empresas que participam desse processo. É

dado um destaque especial para o papel da EPE e o conteúdo dos estudos R1, R2, R3 e

R4 são brevemente descritos. Além disso, o procedimento para determinação da

alternativa vencedora é discutido.

No capítulo 3, é apresentado o estudo R1 da EPE que será analisado nesse

trabalho. As três alternativas avaliadas nesse estudo são descritas e os critérios para a

definição da alternativa vencedora também é apresentado.

No capítulo 4, os conceitos de região de segurança dinâmica e estática são

apresentados, bem como suas atuais aplicações no planejamento elétrico da operação de

um SEP. Adicionalmente, a ferramenta Organon é apresentada e sua utilização nas

simulações desse trabalho é justificada.

3

No capítulo 5, são relatadas as premissas, critérios e procedimentos adotados nas

simulações realizadas.

Os resultados e discussões são expostos no capítulo 6, abordando o desempenho

verificado para cada alternativa considerada. Por fim, as conclusões do trabalho são

apresentadas no capítulo 7.

4

Capítulo 2

O Planejamento da Expansão da Transmissão

O planejamento da expansão da transmissão de um SEP consiste na avaliação de

diversos cenários necessários para que o sistema seja corretamente dimensionado levando

em consideração as alterações previstas a curto, médio e longo prazo, e deve ser realizado

de forma a respeitar as limitações socioambientais e buscar as melhores alternativas de

expansão da rede sob os pontos de vista técnicos e econômicos. [2]

As etapas do processo de planejamento da expansão (PE) consistem na avaliação

dos problemas futuros que o sistema poderá enfrentar; nos estudos de determinação das

melhores soluções de expansão da transmissão para resolver tais problemas; na

proposição e indicação de novos empreendimentos associados a essas soluções; na

consolidação desses empreendimentos e obras que deverão, de fato, ser integrados ao

sistema; e no processo de outorga dos mesmos. Devido à diversidade de etapas no

planejamento da transmissão, esse processo conta com a participação de diversos agentes

do setor.

Esse planejamento envolve diversos órgãos e agentes do setor, e é realizado por

um processo permanente e anual. Permanente porque a qualquer momento os agentes de

transmissão e distribuição, pertencentes aos Grupos Regionais de Expansão da

Transmissão (GET), e a EPE, por meio de estudos internos ou em conjunto com os GETs,

podem propor novas expansões para a rede de acordo com as necessidades do SIN. E

anual porque o processo de planejamento conta com ciclos de estudos anuais, por parte

tanto da EPE quanto do ONS. [2]

2.1 O Sistema Interligado Nacional - SIN

A rede brasileira de transmissão de energia elétrica é um sistema complexo,

extenso, e que interliga todas as regiões do país. Esse sistema é composto por diversas

linhas de transmissão, em vários níveis de tensão, e é responsável por conectar as remotas

5

usinas geradoras de energia – como as hidrelétricas de Belo Monte e Itaipu, por exemplo

– aos grandes centros consumidores das metrópoles, assim como também é de sua

responsabilidade levar a energia elétrica de uma pequena subestação à residência de um

consumidor próximo. Esse sistema elétrico é conhecido como Sistema Interligado

Nacional – SIN.

O SIN é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Norte e

Nordeste [3]. É importante ressaltar que algumas partes do país ainda não pertencem ao

SIN e constituem os chamados sistemas isolados, no entanto, eles representam menos de

1% da carga total do país [4].

Em razão das funções desempenhadas e da variedade de níveis de tensão das

instalações de transmissão pertencentes ao SIN, é conveniente dividi-las em grupos, ainda

que sejam interligados. A descrição de sua composição (Rede Básica e Demais

Instalações de Transmissão) consta da Resolução Normativa n° 67 da ANEEL, de 2004,

que atualizou a Resolução ANEEL n° 245 de 1998.

De acordo com essa resolução, integram a Rede Básica do SIN as instalações de

transmissão que atendem aos seguintes critérios [5]:

Linhas de transmissão, transformadores de potência, barramentos e equipamentos

de subestação em tensão igual ou superior a 230 kV; e

Transformadores de potência com primário em tensão igual ou superior a 230 kV

e tensões secundárias e/ou terciárias inferiores a 230 kV, bem como as respectivas

conexões e demais equipamentos ligados ao terciário.

As Demais Instalações de Transmissão (DIT) são compostas pelas instalações de

transmissão que respeitam os seguintes critérios [5]:


de subestação, em qualquer tensão, quando de uso de centrais geradoras, em

caráter exclusivo ou compartilhado, ou de consumidores livres, em caráter

exclusivo;

Instalações e equipamentos associados, em qualquer nível de tensão, quando de

uso exclusivo para importação/exportação de energia elétrica; e

6


de subestação, em tensões inferiores a 230 kV, localizados ou não em subestações

integrantes da Rede Básica.

As instalações de transmissão, a que se refere a Resolução Normativa ANEEL n°

67, em seu artigo 2º e inciso II, são as instalações para prestação do serviço público de

transmissão de energia elétrica, abrangidas pelas Resoluções n° 166 e 167, de 2000,

acrescidas das instalações de transmissão autorizadas por resolução específica da

ANEEL, aquelas integrantes de concessão de serviço público de transmissão outorgadas

desde 31 de maio de 2000 e, ainda, as instalações de transmissão que tenham sido cedidas,

doadas ou transferidas à concessionária de transmissão.

Ainda segundo essa resolução, em seu artigo 6º, fica estabelecido que as novas

instalações de transmissão a compor a Rede Básica devem constar de estudos técnicos e

econômicos tanto da EPE quanto do ONS, respeitando-se o exposto nos Procedimentos

de Rede, e devem ter sido recomendadas em estudos de planejamento, visando subsidiar

o processo de licitação ou de autorização desses empreendimentos.

O planejamento da rede básica é atribuição da EPE e do ONS, enquanto o

planejamento da rede de distribuição é feito pelas próprias empresas que possuem a

concessão das linhas de distribuição.

Neste trabalho, o foco está no planejamento da expansão das instalações de

transmissão que compõem a Rede Básica do SIN. Os principais órgãos e agentes que

fazem parte desse processo, além da EPE e do ONS, serão discutidos na seção seguinte.

2.2 Agentes

O planejamento da expansão da transmissão possui a participação de diversas

instituições e órgãos do setor elétrico, cada um desempenhando um papel fundamental

nas várias etapas do processo. A saber, os principais atores são: Empresa de Pesquisa

Energética – EPE, Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, Ministério de Minas e

Energia – MME, Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e os principais agentes

de transmissão.

7

A seguir, são apresentadas, brevemente, essas principais instituições e agentes que

exercem um papel relevante na expansão da transmissão, bem como são descritas suas

atribuições nesse processo.

2.2.1 Empresa de Pesquisa Energética – EPE

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa pública federal,

vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), e que foi instituída pela Lei n°

10.847 de 15 de março de 2004. A EPE tem como finalidade realizar serviços na área de

estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, nas áreas

de energia elétrica, petróleo e gás natural, e seus derivados, e biocombustíveis. [6]

De acordo com essa lei [7], a EPE tem as seguintes atribuições relacionadas à

transmissão de energia elétrica:

Realizar estudos de impacto social, viabilidade técnico-econômica e

socioambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes

renováveis;

Desenvolver estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão

da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos;

Efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de viabilidade

realizados por agentes interessados e devidamente autorizados; e

Dar suporte e participar nas articulações visando à integração energética com

outros países.

Nesse contexto, a EPE é responsável por realizar estudos de planejamento para a

definição da melhor alternativa de expansão da rede de transmissão do SIN e estabelecer

as características mínimas para o projeto; realizar estudos necessários à definição dos

parâmetros técnicos e econômicos para a realização dos leilões de concessão das

instalações de transmissão; desenvolver, acompanhar e subsidiar os estudos necessários

à definição dos projetos de engenharia das instalações de transmissão de energia elétrica;

e desenvolver estudos de impacto socioambiental de empreendimentos de transmissão.

[8]

8

Os estudos de planejamento da expansão da transmissão são conduzidos

regionalmente pelos Grupos de Estudos da Transmissão (GET) da EPE e contam com a

colaboração das concessionárias de transmissão e distribuição na sua área de atuação.

Esses estudos são denominados de “Estudos de Viabilidade Técnico-Econômica e

Socioambiental – Relatórios R1” e tem a função de analisar diversas alternativas para a

expansão da transmissão e indicar aquela que tem o melhor desempenho, com base em

análises técnicas e econômicas. Esse relatório também apresenta uma análise

socioambiental prévia dos corredores, com o objetivo de verificar, ainda nessa fase inicial

dos estudos, possíveis complicadores para a implantação da alternativa vencedora. [9]

É por meio do documento PET/PELP – Programa de Expansão da Transmissão /

Plano de Expansão de Longo Prazo que a EPE relaciona todos os empreendimentos de

transmissão de expansão do SIN definidos em estudos de planejamento da EPE, mas que

ainda não foram outorgadas. O PET tem caráter determinativo e contempla as obras de

transmissão, com horizonte de seis anos à frente do ano de estudo, que deverão ser

integrados ao SIN por meio de licitação ou autorização. Já o PELP possui caráter

indicativo reúne as obras com horizonte a partir do sétimo ano em relação ao ano de

estudo. O PET/PELP é publicado semestralmente nos meses de fevereiro e agosto de cada

ano. [9]

A principal função do PET é subsidiar o MME na priorização dos

empreendimentos que devem compor os lotes dos leilões de transmissão. Além disso, o

PET constitui em importante sinalizador para os agentes setoriais e fornecedores dos

investimentos a serem realizados nos próximos anos.

É importante ressaltar que tanto a EPE quanto o ONS desempenham o papel de

recomendar ao MME as obras que devem ser consolidadas e, posteriormente, serem

objetos de outorga da ANEEL.

O processo de outorga da ANEEL, por meio de licitação, requer, ainda, outros três

relatórios além do R1. Esses relatórios são denominados R2, R3 e R4, e sua elaboração é

realizada, geralmente, pelas concessionárias de transmissão e acompanhada pela EPE.

Esses relatórios tem a função de definir as obras da Rede Básica que comporão a solução

do estudo e suas especificações técnicas necessárias para o prosseguimento do processo

de outorga, bem como avaliar, do ponto de vista ambiental, a viabilidade de implantação

desses empreendimentos.

9

Os relatórios R1, R2, R3 e R4 são descritos posteriormente nesse trabalho.

2.2.2 Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é uma empresa privada, sem fins

lucrativos, e que foi instituída pela Lei n° 9.648, de 1998, com as alterações introduzidas

pela Lei nº 10.848/2004 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004. Ela é fiscalizada e

regulada pela a ANEEL.

O ONS é responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de

transmissão e geração pertencentes ao SIN, e pelo planejamento da operação dos sistemas

isolados do país. Para tanto, o ONS realiza diversos estudos e ações exercidas sobre o

SIN e seus agentes, com o objetivo de coordenar as fontes de geração de energia e o

sistema de transmissão, garantindo o atendimento elétrico com segurança a todo o país.

[3]

Dentre as atribuições do ONS, destacam-se [3]:

Elaboração dos Procedimentos de Rede;

Promover a otimização da operação do sistema eletro energético, visando

o menor custo para o sistema, e em atendimento aos Procedimentos de

Rede;

Garantir o acesso de todos os agentes do setor elétrico, de forma não

discriminatória; e

Contribuir para que a expansão do SIN se faça ao menor custo possível e

vise às melhores condições operacionais futuras.

No âmbito do planejamento da transmissão, é de responsabilidade do ONS a

elaboração do Plano de Ampliações e Reforços (PAR). Esse relatório é produzido

anualmente e tem o objetivo de propor “ampliações da Rede Básica, reforços em

instalações de transmissão existentes e em instalações sob responsabilidade de

distribuidoras, que possam causar impacto na Rede Básica, a serem considerados no

planejamento da expansão, além de melhorias especificamente relacionadas à

substituição de equipamentos” [10], de modo a garantir a qualidade e segurança do SIN,

no horizonte de cinco anos.

10

O PAR, assim como o PET da EPE, subsidia o MME na consolidação dos

empreendimentos que devem compor a Rede Básica do SIN.

2.2.3 Ministério de Minas e Energia – MME

De acordo com a Lei n° 9.074, de 1995, é responsabilidade do MME definir as

instalações de transmissão que compõem a Rede Básica. Portanto, compete a esse

Ministério determinar os novos empreendimentos de transmissão que deverão integrar a

expansão do sistema de transmissão.

Isso é realizado por meio do processo de consolidação das obras indicadas pela

EPE, por meio do PET, e pelo ONS, por meio do PAR. Nessa etapa, é feita a

compatibilização do PAR com o PET, tanto para a Rede Básica quanto para as Demais

Instalações de Transmissão (DIT). Ao final desse processo, é formalizado pelo MME o

Plano de Outorgas da Transmissão de Energia Elétrica.

Esse documento é composto de dois volumes:

Volume 1: Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão; e

Volume 2: Reforços de Pequeno Porte nas Instalações de Transmissão

Existentes.

Esse documento emitido pelo MME subsidia o processo de outorga das

instalações de transmissão realizado pela ANEEL. As obras consolidadas no documento

podem ser outorgadas por processo licitatório, na modalidade de leilão, ou podem ser

objetos de atos autorizativos emitidos pela ANEEL.

2.2.4 Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL é uma autarquia, vinculada ao

MME criada pela Lei n° 9.427, de 1996. De acordo com essa lei, a finalidade principal

da ANEEL é regular e fiscalizar os serviços de geração, transmissão, distribuição e

comercialização e energia elétrica no Brasil.

11

De acordo com essa lei, a ANEEL tem as seguintes atribuições relacionadas ao

planejamento da transmissão de energia elétrica:

Elaborar os editais e promover licitações destinadas à contratação de

concessionários para aproveitamento e potenciais de energia hidráulica e

para a produção, transmissão e distribuição de energia elétrica; e

Emitir atos de autorização para execução e exploração de serviços e

instalações de energia elétrica.

É de responsabilidade da ANEEL realizar o processo de outorga, tanto por

licitação quanto por autorização, dos empreendimentos de transmissão incluídos no

documento Plano de Outorgas da Transmissão, emitido pelo MME.

O diagrama da Figura 2.1 exemplifica esse processo. O MME consolida as obras

de transmissão propostas pela EPE e pelo ONS, por meio do PET e PAR,

respectivamente, e determina o conjunto de obras que serão licitados, na modalidade de

leilão, e o conjunto de obras que serão objetos de Resoluções Autorizativas da ANEEL.

Em seguida, o MME envia o documento de consolidação à ANEEL, que dá início ao

processo de outorga desses empreendimentos.

Para que os empreendimentos possam ser licitados, é necessário que os estudos

complementares dados pelos relatórios R2, R3 e R4 sejam enviados pelo MME à ANEEL.

Em geral, os empreendimentos definidos como ampliações são objetos de

licitação, enquanto aqueles definidos como reforços são outorgados por meio de

autorizações da ANEEL.

12

Figura 2.1: Processo de outorga da ANEEL.

2.3 Os Estudos – R1, R2, R3 e R4

O processo de concepção da expansão da transmissão conta com diversos estudos.

São quatro os estudos que compõem a documentação necessária para que a ANEEL possa

dar prosseguimento ao processo de outorga das novas instalações a serem integradas à

Rede Básica:

Relatório R1: estudo de viabilidade técnico-econômica e socioambiental;

Relatório R2: detalhamento da alternativa de referência;

Relatório R3: caracterização e análise socioambiental; e

Relatório R4: características técnicas básicas das instalações novas e existentes.

A Figura 2.2 exemplifica o processo de elaboração desses estudos. Conforme o

diagrama da figura, o processo de planejamento da expansão da transmissão tem início

com a identificação da necessidade de expansão da rede elétrica. A seguir, é elaborado o

Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica e Socioambiental, denominado de R1, que

Emissão do PET pela

EPE

Emissão do PAR pelo

ONS

Consolidação das obras e

emissão do relatório pelo

MME/EPE/ONS

Envio do relatório à ANEEL

Tratamento pela ANEEL

do conjunto de obras a

serem licitadas

Tratamento pela ANEEL

do conjunto de obras a

serem autorizadas

13

indica a melhor alternativa de expansão da transmissão. Então o relatório R1 é

encaminhado ao MME que solicita a elaboração dos demais relatórios, sob coordenação

da EPE, para os empreendimentos com horizonte de até seis anos. Tendo sido concluído

os demais estudos, o MME os encaminha à ANEEL para o início do processo de outorga,

resultando na realização de leilões de transmissão e na emissão de resoluções

autorizativas.

14

Figura 2.2: Diagrama do processo de elaboração dos estudos de planejamento.

A seguir são apresentados os conteúdos de cada um desses relatórios, com

destaque para o R1, que é o objeto de estudo desse trabalho.

Identificação da necessidade de

expansão da rede elétrica

Alternativas para expansão

Restrições técnicas ou

socioambientais

Descartar/adequar a alternativa

Comparação e seleção da Alternativa de Referência

Relatório R1 – Estudos de viabilidade

técnico-econômica e socioambiental

Relatório R1 – Estudos de

Viabilidade Técnico-

Econômica e Socioambiental

Houve alteração na

Alternativa de Referência

Compatibilização EPE/ONS dos 5 primeiros anos

Incluir empreendimento no PET e encaminhar ao MME e ANEEL

MME solicita elaboração dos R2, R3 e R4

Estudos para elaboração do

relatório R3 – Caracterização e

Análise Socioambiental


relatório R4 – Caracterização da

Rede Existente/Futura


relatório R2 – Detalhamento da

Alternativa de Referência

Atualizar a Alternativa de Referência (R1)

ME encaminha relatórios R1, R2, R3 e R4 a ANEEL

para o início do processo de outorga

Leilão / Autorização

(ANEEL)

Sim

Não

NãoSim

15

2.3.1 Relatório R1

O relatório R1 (“Estudo de Viabilidade Técnico-Econômica e Socioambiental”) é

elaborado pela EPE e representa a fase inicial dos estudos para a concepção da expansão

da transmissão. Nele é definida a melhor alternativa para a solução do problema estudado,

com base em análises de viabilidade técnico-econômica dos empreendimentos e levando

em conta os condicionamentos socioambientais preliminares.

Nesse sentido, os relatórios R1 indicam as instalações da Rede Básica que serão

objetos de licitação dos próximos leilões de transmissão ou autorizações realizados pela

ANEEL, previamente autorizados pelo MME. A implantação dos empreendimentos que

compõem a rede de distribuição fica a cargo as distribuidoras locais. [11]

A etapa de concepção das alternativas se inicia a partir do conhecimento da

configuração básica do sistema a ser estudado, contemplando a projeção de carga, geração

e topologia da rede. Então, são formuladas alternativas para a expansão do sistema de

transmissão, com definição de novas rotas das linhas de transmissão e localização das

novas subestações, além de reforços para o sistema. Em seguida, são realizadas análises

técnica e econômica simplificadas, a fim de eliminar as alternativas menos adequadas ou

mais onerosas, reduzindo o número total de alternativas a serem estudas em detalhe. [12]

A competitividade da alternativa vencedora, frente às demais alternativas

analisadas, deve ser demonstrada. Além disso, as características básicas das instalações

do empreendimento devem ser estabelecidas, bem como uma expectativa de seu custo

baseado em referências de custos modulares da ANEEL.

Ressalta-se que todas as análises técnicas desenvolvidas devem estar de acordo

com os Procedimentos de Rede (PR). As principais análises que compõem o relatório R1

estão listadas a seguir [11]:

Análise de fluxo de potência: visa avaliar os fluxos de potência em linhas

de transmissão e transformadores, e os níveis de tensões em barramentos

do sistema. Essa avaliação é feita tanto para a condição normal, quanto

para contingências, e tem o objetivo de mapear os problemas de

carregamento e tensão da rede;

Análise de estabilidade de tensão em regime permanente: tem o objetivo

de verificar a margem existente de um ponto de operação estável para o

16

ponto de colapso de tensão. Essas análises devem se limitar às análises

estáticas baseadas em levantamentos de curvas P x V e V x Q para

avaliação da estabilidade de tensão;

Análise de estabilidade eletromecânica: tem o objetivo de avaliar o

desempenho dinâmico do sistema frente às grandes perturbações, para as

condições de carga mais severas, como por exemplo: rejeição de carga,

curto-circuito seguido de abertura de linha;

Análise de curto-circuito: nesse estudo são analisados os níveis de curto-

circuito previstos para as etapas inicial e final do horizonte dos estudos de

planejamento para as principais alternativas. Também se estabelece a

evolução da relação X/R das correntes de curto-circuito;

Definição da compensação reativa série e em derivação: são estabelecidas

as características nominais das compensações série e em derivação, com

base nas análises anteriores;

Definições específicas para subestações e equipamentos: nessa análise são

estabelecidos os arranjos de barramento a serem adotados para as

subestações novas e para as subestações existentes nas quais serão

conectadas novas instalações de transmissão; são definidas as correntes

nominais dos barramentos e equipamentos dos vãos de conexão das

instalações de transmissão; são estabelecidos os máximos valores das

correntes de curto-circuito impostos aos equipamentos; são definidos os

tipos, potência e tensões nominais e derivações das unidades

transformadoras; e são realizadas as análises de adequações das

instalações existentes;

Análise dos aspectos socioambientais: tem como objetivo subsidiar a

seleção da melhor alternativa de corredor de passagem; e

Análise econômica: essa análise visa determinar os custos de cada

alternativa, com base nos custos modulares praticados pela EPE. Dessa

forma, a alternativa de menor custo pode ser selecionada, baseada no

método do valor presente dos custos equivalentes. Esse tópico será

abordado posteriormente neste trabalho.

17

Além dos estudos citados acima, outros que também poderão ser realizados são:

estudos de energização em regime permanente, estudos de rejeição de carga em regime

permanente, estudos para a definição da utilização de religamento monopolar. [11]

Vale ressaltar que nem todas as análises mencionadas deverão ser realizadas. A

determinação das análises a serem realizadas depende das características do sistema sob

análise e do tipo de empreendimento recomendado.

Nesse trabalho, será analisado o relatório R1 “Estudo de Atendimento Elétrico ao

Estado do Paraná: Região Centro-Sul”, emitido em 2015 e revisado em 2017, sob o ponto

de vista do desempenho operacional das alternativas consideradas.

2.3.2 Relatório R2

A função do relatório R2 (“Detalhamento da Alternativa de Referência”) é fornecer o

detalhamento das características técnicas dos empreendimentos, incluídos no PET, que

compõem a alternativa de referência determinada no R1. Esse detalhamento serve de

subsídio à ANEEL para a preparação do Edital de Licitação correspondente. [11]

Vale destacar que este detalhamento do empreendimento tem o objetivo apenas

de fornecer as informações suficientes para que o mesmo seja executável sob o ponto de

vista técnico, e não se constitui em um projeto básico. O projeto básico é de inteira

responsabilidade do agente detentor da outorga de concessão ou autorização para

implantação da instalação.

As análises desenvolvidas no R2 devem fornecer as informações necessárias para

estabelecer as características técnicas das novas instalações de transmissão e as

adequações das instalações existentes da Rede Básica. Dessa forma, os seguintes estudos

devem ser realizados nessa etapa do planejamento [11]:

Estudos específicos para linhas de transmissão: inclui análises para a

definição do condutor econômico para as linhas de transmissão, levando

em conta as análises de fluxo de potência realizadas no R1;

Estudos de transitórios eletromagnéticos: incorpora as análises de

energização de linha de transmissão, religamento tripolar e rejeição de

carga; e

18

Extinção de arco secundário: incorpora as avaliações em regime

permanente visando definir as correntes de arco secundário bem como as

tensões impostas aos reatores de neutro e as tensões nas fases abertas; e as

avaliações de tensão de restabelecimento transitória (TRT) proveniente da

extinção do arco secundário.

Nessa etapa, caso seja necessário realizar alguma alteração de configuração na

alternativa de referência, o relatório R1 deve ser atualizado a fim de incorporar tal

mudança.

2.3.3 Relatório R3

A função do relatório R3 (“Caracterização e Análise Socioambiental”) é analisar, do

ponto de vista socioambiental, a viabilidade de implantação dos empreendimentos da

alternativa de referência do R1. Essa análise é realizada levando em consideração as

possíveis complicações pelas quais os agentes poderão passar ao implantar as novas

instalações. [11]

As informações desse relatório são necessárias para atestar a viabilidade

socioambiental desses empreendimentos, para que a ANEEL possa licitar ou autorizar

tais obras.

Os estudos desse relatório tem o objetivo de desenvolver a caracterização

socioambiental do corredor de passagem definido no R1. É importante destacar a

necessidade da avaliação dos aspectos socioambientais ainda no relatório R1, de forma a

antecipar possíveis problemas que seriam encontrados apenas nas etapas mais avançadas

do planejamento.

Poderão ocorrer situações em que o R3 será simplificado ou até mesmo

desnecessário, como por exemplo, as obras de ampliação de subestação existentes, sem

aquisição de área adicional. Nesses casos, as análises socioambientais já foram realizadas

anteriormente e, como não há uma nova área a ser incorporada à instalação, o

empreendimento pode prescindir de novos estudos socioambientais.

19

Assim como acontece para o R2, durante as análises do R3, caso seja verificada

alguma necessidade de alteração de configuração na alternativa de referência, o relatório

R1 deve ser atualizado a fim de incorporar tal mudança.

2.3.4 Relatório R4

A função do R4 (“Caracterização das Instalações Existentes”) é fornecer uma

caracterização básica das novas instalações que atenda aos requisitos indicados nos

estudos de concepção e detalhamento (R1, R2 e R3). [11]

Havendo instalações existentes compartilhadas ou adjacentes às novas instalações

propostas, as concessionárias de transmissão proprietárias dessas instalações existentes

devem fornecer as características técnicas de suas instalações e os requisitos necessários

para que o novo empreendimento venha a operar de forma harmoniosa com o sistema

próximo.

2.4 Determinação da Alternativa Vencedora

A determinação da alternativa vencedora é realizada pela seleção da alternativa de menor

custo global.

Inicialmente, são concebidas as alternativas do estudo, compostas pelas soluções

que apresentam desempenho elétrico equivalente e satisfatório. Em seguida, essas

alternativas são custeadas, tomando-se como referência os custos modulares praticados

pela EPE. Essa seleção da alternativa de menor custo é baseada no método do valor

presente dos custos equivalentes. [2] [13]

Nesse método, os investimentos totais anuais contabilizados para os equipamentos

e as instalações de cada uma das alternativas são convertidos em uma série de pagamentos

de valor constante que é truncada ao final do período de estudo, e é considerado o valor

presente referido ao ano base da análise econômica. [13]

O custo de cada alternativa é determinado pela avaliação dos custos causados

pelas perdas elétricas totais e pelo custo de instalação de cada empreendimento.

20

Se a diferença de custo global entre duas ou mais alternativas for inferior a 5%,

elas são consideradas empatadas do ponto de vista técnico-econômico. Nesse caso, são

realizadas avaliações adicionais, considerando diversos critérios, para determinar a

alternativa vencedora. Esses critérios adicionais podem ser de caráter de planejamento,

econômico, operacional, socioambiental, dentre outros. Ao final, é considerada vencedora

aquela que oferece o maior benefício para a sociedade.

21

Capítulo 3

Região de Segurança

Neste capítulo são descritos os fundamentos e conceitos de região de segurança,

tanto a dinâmica quanto a estática, e é apresentada a ferramenta Organon.

3.1 Região de Segurança Dinâmica e Estática

A avaliação da segurança operativa de um sistema elétrico, em um ponto de

operação inicial e sua vizinhança, realiza-se por um processo automatizado de cálculo da

região de segurança.

O processo de cálculo da região de segurança se inicia com a avaliação do

desempenho do sistema no ponto de operação inicial. Em seguida, é realizado o

redespacho de geração de determinadas usinas do sistema, de tal forma que o ponto inicial

seja excursionado em direções radiais. Para cada novo ponto obtido, o desempenho do

sistema é novamente avaliado. Durante esse processo, a carga do sistema é mantida

constante; apenas a geração das usinas especificadas é variada.

A variação do ponto de operação inicial em direções radiais é realizada por meio

do redespacho de geração das usinas pertencentes a três grupos predefinidos (G1, G2 e

G3). Dois desses grupos são os principais, enquanto o terceiro é necessário para garantir

o balanço de potência ativa do sistema. Ou seja, se a geração de dois grupos é elevada

simultaneamente, é necessária a redução da geração do terceiro grupo, de modo que o

equilíbrio entre a carga e a geração do sistema seja mantido; o mesmo vale para o caso

em que a geração de dois grupos é reduzida simultaneamente.

A região de segurança é dada pela interseção dos limites ou violações associados

a cada uma das contingências, e sua visualização é feita por meio da projeção da área de

segurança associada a cada par de grupos de geração (G1xG2, G1xG3 e G2xG3). Essa

representação da região de segurança em diversos planos é chamada de nomograma. A

Figura 3.1 apresenta as projeções dessa região nos diversos planos.

22

Figura 3.1: Projeção da região de segurança nos três planos. [15]

A análise de desempenho do sistema, em cada ponto de operação, é feita por meio

da simulação de uma lista de contingências e da verificação do atendimento dos critérios

estabelecidos para cada uma delas. Caso algum desses critérios seja violado, a informação

sobre o tipo de violação e a contingência para a qual ela ocorre é armazenada no ponto

especificado e exibida no nomograma.

No entanto, a busca de um novo ponto de operação só é finalizada se é atingido

qualquer um desses três fatores limitantes: máxima geração das usinas pertencentes a um

grupo; máxima excursão do ponto de operação inicial, dado por meio do raio máximo;

ou, ainda, violação de estabilidade do sistema, representando o limite de segurança. A

Figura 3.2 apresenta esse processo de cálculo da região de segurança.

Figura 3.2: Processo de cálculo da região de segurança. [16]

23

A análise da região de segurança pode ser de natureza estática ou dinâmica. Na

região estática, são verificadas violações de máximo carregamento de circuitos e

equipamentos, limites de tensão e de faixas operativas. O limite de segurança para a

região estática representa a não convergência no cálculo do fluxo de potência para pelo

menos uma contingência da lista.

Já na região de segurança dinâmica, além desses critérios, também são verificadas

violações de caráter dinâmico, como por exemplo: oscilação de tensão, afundamento de

tensão no primeiro e segundo swings, máxima variação angular das máquinas,

sobrefrequência e subfrequência, dentre outros critérios estabelecidos no Submódulo 23.3

dos Procedimentos Rede [17]. O limite de segurança para a região dinâmica indica a

ocorrência de instabilidade do ponto de operação na simulação eletromecânica, para pelo

menos uma contingência da lista.

3.2 Organon

O Organon é um programa computacional utilizado em análises de sistemas de

potência. Ele é uma ferramenta de alto desempenho, com grande capacidade de

processamento, robustez numérica e com possibilidade de representação detalhada de

todos os modelos dos equipamentos da rede elétrica. [15] [16]

O Organon é capaz de realizar simulações de regime permanente, no domínio do

tempo e regiões de segurança. Para tal, o programa conta com módulos de fluxo de

potência convencional, fluxo de potência continuado, simulação eletromecânica e rotinas

de diagnóstico automático para detecção de instabilidade e verificação de critérios

predefinidos. [16]

O fluxo de potência convencional se baseia no método de Newton-Raphson

Completo. Esse método conta com a vantagem de possuir uma melhor característica de

convergência e de incluir todos os modelos dos equipamentos da rede. [15]

O fluxo de potência continuado é implementado utilizando o método do vetor

tangente, permitindo a transição suave entre dois pontos de operação distintos. Esse

método é realizado por meio do ciclo “Preditor – Corretor”. Ele consiste, em uma primeira

etapa (passo “Preditor”), na alteração de determinadas variáveis da solução do fluxo de

24

potência visando uma aproximação do novo ponto de operação. Em seguida, no passo

“Corretor”, uma dessas variáveis é mantida constante enquanto ocorre o cálculo do fluxo

de potência convencional. Esse ciclo se repete até que a solução seja encontrada. A

solução pelo fluxo de potência continuado é utilizada quando se altera o despacho dos

grupos de geração na obtenção da região de segurança. [15]

A simulação no domínio do tempo realizada pelo Organon se baseia em um

método de integração numérica de passo variável e conta com solução simultânea das

equações algébricas e diferenciais. Além disso, a simulação conta com a identificação

automática de instabilidade (função energia). Devido a essas características, a simulação

dinâmica do Organon são mais rápidas, precisas e robustas. [15]

Uma importante aplicação dessa ferramenta consiste na avaliação da segurança de

sistemas de potência sujeitos a problemas de natureza estática (Voltage Stability

Assessment – VSA) e de natureza dinâmica (Dynamic Security Assessment – DSA). [16]

O cálculo da região de segurança no Organon é feito utilizando o fluxo de potência

continuado para obter cada novo ponto de operação a partir do ponto inicial. A diferença

entre o cálculo da região estática e dinâmica consiste no tipo de simulação que é realizada

na análise de cada ponto. Na estática, utiliza-se o fluxo de potência convencional,

enquanto na dinâmica a simulação é realizada no domínio do tempo. Para qualquer uma

dessas regiões, é possível definir até 40 direções a partir do ponto inicial de operação.

[15]

A Figura 3.3 apresenta um nomograma típico resultante do cálculo da região de

segurança pelo Organon. É possível identificar algumas áreas de cores distintas, cada

uma representando uma condição diferente do sistema:

Área verde: representa uma condição de operação segura, sem violação

de limite térmico dos circuitos ou equipamentos monitorados;

Área amarela: representa uma condição de violação de limite térmico

para pelo menos um dos circuitos ou equipamentos monitorados;

Área hachurada: representa a atuação de SEP do sistema; e

Área magenta:pode representar uma das seguintes razões:

instabilidade do sistema na ocorrência de alguma contingência da

lista;

não convergência da solução do fluxo de potência;

25

limite máximo ou mínimo de geração de um dos grupos; e

representa a instabilidade do sistema na ocorrência de pelo menos

uma contingência da lista ou a não convergência da solução do

fluxo de potência;

Além dessas áreas, também é possível verificar diferentes contornos no

nomograma, descritos a seguir:

contorno verde: representa a separação entre a área de operação segura e

a área de violação de limite térmico;

contorno azul: representa o contorno da área de atuação de SEP;

contorno verde claro: representa a área onde não há violações de nenhum

critério de tensão nas barras monitoradas; e

contorno vermelho: representa a área onde não há violações de critérios

dinâmicos e nem de critérios predefinidos.

Figura 3.3: Nomograma típico resultante do cálculo da região de segurança do Organon.

Em cada um dos vértices desses contornos é sinalizado o tipo de violação

encontrada e em qual contingência ocorreu, para cada direção a partir do ponto de

13

5

67

8

2

4

Grupo 1

Gru

po

2

Sem Sobrecarga

Inseguro

Com Sobrecarga

Áreas

Ponta do Nariz

Instável Divergente

Limites Segurança

Convergência

Distância máxima

Geração

Legenda:

Violação de Tensão

Violação de UDV ou

Critérios Dinâmicos

Carga ou SPS

26

operação inicial. Essas definições de cores podem ser modificadas pelo usuário do

programa.

É importante ressaltar que é possível realizar o cálculo da região de segurança por

meio de processamento distribuído. Para tal, utiliza-se uma arquitetura do tipo Mestre –

Escravo. Nesse caso, um processador é definido como o Mestre enquanto os outros são

designados como Escravos, como mostra a Figura 3.4. Os processadores escravos

realizam os cálculos solicitados pelo mestre e os enviam de volta para que sejam

armazenados. Isso resulta em um ganho computacional, já que as tarefas que seriam

realizadas por apenas um processador agora serão distribuídas nos processadores

disponíveis, proporcionando um tempo menor de simulação. [15]

Figura 3.4: Arquitetura Mestre - Escravo do processamento distribuído. [15]

27

Capítulo 4

O Estudo 133/2015 “Estudo de Atendimento

Elétrico ao Estado do Paraná: Região Centro-

Sul”

Neste trabalho, a análise de regiões de segurança, por meio do Organon, foi

aplicada na avaliação das alternativas avaliadas em um estudo R1 da EPE. O estudo da

EPE em questão é o EPE-DEE-RE-133/2015-rev2 “Estudo de Atendimento Elétrico ao

Estado do Paraná: Região Centro-Sul”, que pode ser encontrado no site da EPE.

Neste capítulo, esse estudo é descrito sucintamente, dando destaque para as

alternativas consideradas empatadas técnica-economicamente.

4.1 A Região Centro-Sul do Paraná

A figura abaixo ilustra o sistema elétrico da região Centro-Sul do estado do

Paraná. Essa região conta com as seguintes cidades: Ponta Grossa, Irati, Guarapuava,

União da Vitória, São Mateus do Sul, Rio Azul, Castro, Jaguariaíva, Arapoti, Telêmaco

Borba, Imbituva, Prudentópolis, Bituruna, Palmeira e Pitanga [13].

As principais fontes de atendimento a essa região são as transformações 525/230

kV das subestações de Areia, Bateias e Curitiba, por onde escoam os grandes blocos de

energia.

Além disso, a subestação de Areia também conta com a transformação 230/138

kV que, em conjunto com as subestações de fronteira de Figueira, Jaguariaíva, São

Mateus do Sul, Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul, contribuem para o suprimento do

mercado local. A rede de distribuição é formada pelas subestações de fronteira citadas

acima e pelas demais subestações derivadas dessas [13].

As principais fontes de geração dessa região são a UHE Fundão, UHE Santa Clara

e a UHE Mauá que somam 590 MW de potência instalada.

28

As análises foram realizadas considerando a divisão da rede de distribuição da

região centro-sul do Paraná em quatro áreas de atendimento local, a saber [13]:

Área 1: constituídas pela cidade de Ponta Grossa e áreas próximas;

Área 2: constituída pelas cidades de Castro e Telêmaco Borba;

Área 3: constituída pelas cidades de Guarapuava, Irati e União da Vitória; e

Área 4: constituída pela cidade de São Mateus do Sul e áreas próximas.

Figura 4.1: Sistema elétrico da região centro-sul do Paraná [13].

4.2 Objetivo do Estudo

O estudo R1 133/2015 teve como objetivo identificar e recomendar obras

estruturais para solucionar os problemas encontrados para a região Centro-Sul do Paraná.

Os problemas verificados pela EPE e pelo ONS para essa região foram [13]:

29

Subtensão nas SEs 230 kV Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul, quando da

contingência da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte, da LT 230 kV Figueira

– Ponta Grossa Norte, da LT 230 kV Bateias – Ponta Grossa Sul, ou da LT 230

kV Ponta Grossa Norte – Ponta Grossa Sul;

Subtensão na SE 230 kV São Mateus do Sul quando da contingência da LT 230

kV São Mateus do Sul – Curitiba ou da LT 230 kV São Mateus do Sul – Areia;

Baixo fator de potência nas SEs 138 kV Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul;

Sobrecarga na LT 230 kV Figueira – Ponta Grossa Norte em regime normal de

operação para elevados cenários de intercâmbio de recebimento pelo Sul; e

Sobrecarga no sistema em 138 kV da COPEL-DIS quando da contingência dupla

da LT 230 kV Ponta Grossa Sul – Bateias e da LT 230 kV Ponta Grossa Sul –

Ponta Grossa Norte.

4.3 Descrição das Alternativas

Foram avaliadas seis alternativas para solucionar os problemas relatados para essa

região. As obras que compõem cada alternativa foram divididas em dois grupos: um

representando o conjunto de obras comuns a todas elas, e o outro representando as obras

específicas que as diferenciam das demais.

Nessa avaliação, as alternativas 1, 2 e 3 foram consideradas empatadas, pois

apresentaram diferenças de custos globais inferiores a 5%. Como o objetivo deste trabalho

está na análise das alternativas empatadas, apenas essas três serão descritas a seguir. Na

seção seguinte (4.4) são descritos os critérios adotados para a definição da alternativa de

referência (vencedora).

As instalações da Rede Básica que compõem o conjunto de obras em comum para

todas as alternativas estão listadas na Tabela 4.1. Desse conjunto, destacam-se a nova SE

525/230 kV Ponta Grossa e os circuitos em 525 kV que interligam a SE 765/525 kV

Ivaiporã e a SE 525/230/138 kV Bateias, representados no diagrama da Figura 4.2. Essas

obras são responsáveis pela solução de atendimento à área 1.

30

Tabela 4.1: Lista de obras da Rede Básica comuns a todas as alternativas [13].

Obras Comuns da Rede Básica Detalhamento

SE 525/230 kV Ponta Grossa (Nova)

1°, 2° e 3° ATF 525/230 kV, (9+1R) x 224 MVA 1 Ø; Limites

Operativos: 672/806 MVA;

1° e 2° Reator de Barra 525 kV, (6+1R) x 50 1 Ø

LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa, C1 e C2

(CS)

Circuito Simples 525 kV;

Limites Operativos: 3684/4173 MVA;

Reator de Linha Fixo 525 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1 Ø // SE

Ivaiporã;

Reator de Linha Fixo 525 kV, (6+1R) x 50 Mvar 1 Ø // SE

Ponta Grossa

LT 525 kV Ponta Grossa - Bateias, C1 e C2

(CS)


Limites Operativos: 3684/4173 MVA

Secc. da LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa

Norte, C1, na SE Ponta Grossa


Limites Operativos: 333/390 MVA, para os dois trechos

Secc. da LT 230 kV Areia - Ponta Grossa

Norte, C1, na SE Ponta Grossa


Limites Operativos:259/326 MVA, para os dois trechos

LT 230 kV Ponta Grossa - São Mateus do

Sul



LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Sul,

C1



SEs 230/138/34,5/13,8 kV Ponta Grossa

Norte e Ponta Grossa Sul

Substituição dos 1° e 2° ATFs 230/138 kV por unidades de

225 MVA 3Ø;


SE 230/138 kV Castro 2 (Nova) 1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 50 MVA 1Ø;


Secc. da LT 230 kV Klacel - Ponta Grossa,

C1, na SE Castro 2



SE 230/138 kV União da Vitória Norte

(Nova)

1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 50 MVA 1Ø;


LT 230 kV União da Vitória Norte - São

Mateus do Sul, C1



LT 230 kV Areia - União da Vitória Norte,

C1



SE 230/34,5/13,8 kV São Mateus do Sul

Substituição dos 1° e 2° TRs 230/34,5/13,8 kV por unidades

de 50 MVA 3Ø com TAP;


LT 230 kV Figueira - Jaguaraíva, C1

(Recapacitação)



LT 230 kV Londrina - Ibiporã, C1 e C2

(CD) (Recapacitação)

Circuito Duplo 230 kV;


Esse novo sistema em 525 kV agrega melhorias consideráveis para o SIN, pois

propicia uma solução estrutural de longo prazo para os problemas de tensão da região

31

centro-sul do Paraná [13]. Além disso, essas obras são responsáveis por fornecer um

caminho alternativo ao tronco de 765 kV, entre as subestações de Ivaiporã e Tijuco Preto,

para o escoamento da energia gerada na UHE Itaipu 60 Hz. Esse fato é especialmente

relevante em cenários de elevada exportação de energia do Sul para o Sudeste (RSE),

como relatado em [14].

Figura 4.2: Diagrama esquemático das obras em 525 kV comuns a todas as alternativas [13].

As soluções para o atendimento às cidades de Castro e Telêmaco Borba,

pertencentes à área 2; à cidade de São Mateus do Sul e proximidades, pertencentes à área

4; e à cidade de União da Vitória, subárea pertencente a área 3, também foram

consideradas comuns a todas as alternativas. Essas soluções consistem em obras no nível

de 230 kV.

As obras da Rede Básica específicas de cada alternativa estão listadas na Tabela

4.2, Tabela 4.3 e Tabela 4.4, e seus respectivos diagramas esquemáticos estão

representados na Figura 4.3, Figura 4.4 e Figura 4.5.

Tabela 4.2: Lista de obras da Rede Básica específicas da alternativa 1 [13].

Obras da Rede Básica Específicas da

Alternativa 1 Detalhamento

SE 525/230/138 kV Ponta Grossa (Novo

Pátio 138 kV)

1° e 2° ATF 230/138 kV (6+1R) x 50 MVA 1Ø;


Circuitos de 138 kV associados

32



SE 230/138 kV Guarapuava Oeste (Nova)

1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV (9+1R) x 50 MVA 1Ø;


1° Reator de Barra 230 kV, 1 x 50 MVA 3Ø

LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C1 Circuito Simples 230 kV;


Secc. da LT 230 kV Areia - Ponta Grossa,

C1, na SE Guarapauva Oeste



Figura 4.3: Diagrama esquemático das obras da Rede Básica específicas da alternativa 1 [13].

A principal diferença entre as três alternativas está na proposta de suprimento à

subárea de Irati, pertencente à área 3, conforme destaque em amarelo nas figuras. A

alternativa 1 considera um pátio de 138 kV na nova SE 525/230 kV Ponta Grossa, de

onde derivam circuitos de distribuição em 138 kV que alimentam a área de Irati e demais

localidades.




SE 230/138 kV Ponta Grossa Oeste (Nova) 1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 50 MVA 1Ø;


33



Secc. da LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta

Grossa Sul, C1, na SE Ponta Grossa Oeste



LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa

Oeste, C2




1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV (9+1R) x 50 MVA 1Ø;










A alternativa 2 considera a implantação da SE 230/138 kV Ponta Grossa Oeste,

uma nova subestação de fronteira na cidade de Ponta Grossa. Essa nova subestação

interliga as subestações de Ponta Grossa e Ponta Grossa Sul, e alimentam a área de Irati

por meio de circuitos de distribuição em 138 kV, assim como a alternativa 1.

34




SE 230/138 kV Irati Norte (Nova) 1° e 2° ATF 230/138 kV, (6+1R) x 50 MVA 1Ø;



C1, na SE Irati Norte



LT 230 kV Irati Norte - Ponta Grossa, C2 Circuito Simples 230 kV;



1°, 2° e 3° ATF 230/138 kV (9+1R) x 50 MVA 1Ø;










Já a alternativa 3 considera a implantação da SE 230/138 kV Irati Norte, localizada

na cidade de Irati. Com isso, o atendimento a essa área é feito por meio de linhas de

transmissão em 230 kV, provenientes das cidades de Areia e Ponta Grossa, e da

transformação 230/138 kV. A vantagem dessa solução é descentralizar os pontos de

35

atendimento ao mercado local, incluindo uma subestação de fronteira em outra cidade

alternativa à Ponta Grossa.

Todas as três alternativas descritas acima apresentam a vantagem de contribuir

para a divisão dos fluxos responsáveis pelo atendimento local, aliviando as subestações

de Ponta Grossa Norte e Ponta Grossa Sul.

Cabe ressaltar que foram analisadas duas possibilidades para a solução de

atendimento à cidade de Guarapuava, subárea pertencente à área 3. Uma solução foi

analisada nas alternativas 1, 2 e 3, e a outra foi analisada nas alternativas 4, 5 e 6. No

entanto, como o foco deste trabalho está concentrado nas alternativas empatadas (1, 2 e

3), essas diferenças não foram aqui consideradas.

4.4 Avaliação de Desempenho

Todas as configurações analisadas se mostraram efetivas na solução dos

problemas técnicos encontrados para a região Centro-Sul do Paraná. No entanto,

conforme mencionado anteriormente, três delas apresentaram empate técnico-econômico,

pois a diferença de custos globais entre elas foi inferior a 5%.

Sendo assim, foi necessário prosseguir para análises complementares das

alternativas, a fim de determinar aquela que oferece o maior benefício global. Como as

diferenças entre elas consistem na configuração adotada para o atendimento à área de

Irati, essas análises foram focadas nessa região. A seguir, são descritas as principais

questões que resultaram na definição da alternativa vencedora, envolvendo critérios de

planejamento, operação e econômico:

A alternativa 3 apresenta a vantagem de descentralizar os pontos de

suprimento da rede de distribuição ao propor uma nova subestação de

fronteira na cidade de Irati; por outro lado, as alternativas 1 e 2 concentram

esse ponto na cidade de Ponta Grossa, onde já existem as subestações de

Ponta Grossa Sul e Ponta Grossa Norte. Isso caracteriza uma vantagem de

planejamento;

A alternativa 3 apresenta a vantagem de ter um controle de tensão mais

efetivo para a área de Irati, já que nessa região se encontra a nova

36

subestação de fronteira, alimentada por linhas de 230 kV; por outro lado,

nas alternativas 1 e 2, o atendimento à área de Irati é feito por meio de

linhas de 138 kV provenientes de Ponta Grossa. Isso caracteriza uma

vantagem operativa; e

A alternativa 3 também é vantajosa no aspecto econômico, pois permite a

postergação de investimentos na rede de 138 kV da COPEL-DIS.

Portanto, conclui-se que a alternativa 3 apresenta os maiores benefícios globais,

incorporando aspectos econômicos, operativos e de planejamento e, por isso, foi definida

como a vencedora.

No próximo capítulo, será descrito o processo de cálculo de uma região de

segurança com o intuito de que, neste e em próximos estudos realizados pela EPE, seja

avaliada a utilização do programa Organon como ferramenta auxiliar para a escolha da

alternativa que efetivamente agregue benefícios claros para o SIN.

37

Capítulo 5

Critérios e Premissas

Neste capítulo, são descritos os critérios, parâmetros e premissas adotados para a

realização das simulações e avaliação dos resultados.

5.1 Casos de Trabalho

Neste trabalho, foram utilizados os casos de trabalho do ciclo do PAR 2018-

2020(21), referentes ao ano de 2021, condição de carga média e verão. Esses casos foram

disponibilizados pelo ONS em seu site eletrônico específico de relacionamento com os

agentes (CDRE).

Como as obras aqui estudadas estão previstas para entrar em operação no ano de

2023, a esses casos também foram adicionadas as obras que entrarão em operação no ano

de 2022, além das obras de cada alternativa analisada. Além disso, buscou-se um ponto

de operação com um elevado intercâmbio de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste

para o subsistema Sul, através de redespachos de geração.

A tabela a seguir ilustra os valores de geração, em MW e em percentual, de cada

subsistema para os casos de trabalho utilizados. A geração hidrelétrica total do SIN é de

82.771 MW (76%), a térmica é de 11.995 MW (49%) e a eólica é de 4.214 MW (44%).

Tabela 5.1: Geração, em MW, de cada subsistema para casos de trabalho utilizados.

Norte Nordeste Sudeste / Centro-

Oeste Sul

UHE UTE UHE UTE EOL UHE UTE UHE UTE EOL

19.377 (89%)

1.916 (81%)

3.986 (37%)

3.122 (43%)

3.832 (50%)

3.142 (81%)

3.784 (40%)

8.214 (55%)

2.277 (63%)

382 (20%)

38

A Tabela 5.2 apresenta os valores de carga média, em MW, de cada subsistema

para os casos de trabalho utilizados. Observa-se que a carga do subsistema

Sudeste/Centro-Oeste é a maior, representando mais da metade da carga total do SIN.

Tabela 5.2: Carga sem perdas, em MW, de cada subsistema para casos de trabalho utilizados.

Norte Nordeste Sudeste /

Centro-Oeste Sul SIN

7.857 15.814 56.610 23.497 103.778

O cenário dos casos de trabalho corresponde ao cenário típico de verão, isto é, os

subsistemas Norte e Nordeste exportam energia para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste,

por meio dos Bipolos do Madeira e Belo Monte e da linha Norte-Sul, que por sua vez

exporta para o subsistema Sul. Portanto, em relação à interligação Sul – Sudeste/Centro-

Oeste, o cenário que se configura é o de recebimento de energia pelo Sul do Sudeste

(RSUL). Nos casos utilizados, o valor de RSUL é de 9.500 MW, representando um valor

elevado, porém ainda distante do valor limite RSUL que é de aproximadamente 12.000

MW para o ano considerado.

5.2 Cenários Avaliados

Foram avaliados dois cenários distintos para cada alternativa: um cenário de

variação de intercâmbio entre os subsistemas Sul e Sudeste e um cenário de variação da

carga do mercado local.

5.2.1 Análise de Intercâmbio

Na análise de variação de intercâmbio, o objetivo foi verificar a influência do nível

de intercâmbio entre os subsistemas Sul e Sudeste, notadamente no cenário de

recebimento de energia pelo Sul do Sudeste (RSUL), nas três alternativas analisadas.

Para essa análise, utilizou-se o cálculo da região de segurança dinâmica, pois a

variação de intercâmbio entre dois subsistemas envolve grandes troncos de transmissão

39

e, portanto, maiores possibilidades de ocorrência de problemas dinâmicos, além dos

problemas de regime permanente.

5.2.2 Análise da Carga Local

Na análise da variação do mercado local, o objetivo foi verificar a influência da

carga da região de interesse (região analisada pelo estudo 133/2015) nas três alternativas

analisadas.

Essa análise se concentrou especialmente na rede elétrica local. O foco da análise

foi nos problemas de violação de limite térmico dos circuitos e dos critérios de tensão

(sobretensão e subtensão). Portanto, a análise foi realizada por meio do cálculo da região

de segurança estática, já que os problemas de interesse são dessa natureza.

Ressalta-se que os incrementos sucessivos de carga podem levar o sistema a uma

situação de instabilidade de tensão oscilatória (dinâmica). No entanto, esse não foi o foco

da análise da variação da carga local.

5.3 Dados da Simulação

5.3.1 Grupos de Geração

Para viabilizar o cálculo da região de segurança escolhida no Organon, é

necessário definir os grupos de geração cujos despachos serão alterados de forma a

explorar o intercâmbio entre as regiões Sul e Sudeste e a variação da carga local.

Como o Organon não possui uma forma explícita de se obter a variação de carga

dos barramentos, apenas de geração, foi necessário utilizar um artifício para contornar

esse problema e tornar possível uma simulação da variação da carga da área de interesse.

Assim, foi inserida uma geração fictícia nas barras em que se deseja variar a carga, com

valor inicial de geração ativa igual ao valor original da parte ativa da carga. Para que a

injeção líquida de potência ativa nas barras não fosse alterada, dobrou-se o valor da parte

ativa da carga. Por exemplo, se o valor original da carga de uma determinada barra é PL

+ QL, o valor inicial da geração fictícia PG inserida deve ser igual ao valor de PL (PG =

40

PL) e, então, o novo valor da parte ativa da carga passa a ser 2 PL, de forma que a injeção

líquida de potência ativa na barra se mantenha a mesma. A variação da carga é obtida por

meio da variação da geração fictícia, no intervalo definido de 0 a 2 PG, o que corresponde

a uma variação da carga também de 0 a 2PL. Assim, quando a geração atinge o valor

máximo de 2PG, a parte ativa da carga tem o seu valor nulo; da mesma forma, quando a

geração atinge o valor nulo, a parte ativa da carga tem seu valor máximo de 2PL.

Enquanto a parte ativa da carga é variada, a parte reativa é mantida constante, pois

não se é possível realizar, com a ferramenta utilizada, a variação da geração reativa das

barras pertencentes aos grupos, já que essas barras são do tipo PV. O valor da geração de

potência reativa é dado pela própria necessidade do sistema, e não por definição do

usuário. Sendo assim, escolheu-se manter o reativo da geração fictícia constante no valor

de zero, definindo um intervalo nulo para sua variação, e definir esse valor por meio da

carga. O valor escolhido para a parte reativa da carga foi de 75% do seu valor máximo,

ou seja, 1,5QL.

Em geral, quando o valor da carga é variado, as partes ativa e reativa variam por

igual, mantendo o fator de potência constante. No entanto, o método aqui utilizado foi o

de variar a parte ativa da carga e manter a parte reativa constante em um valor elevado,

de forma a se buscar uma análise mais conservativa da situação, o que é a prática nos

estudos de planejamento de mais longo prazo.

Assim, foram definidos os seguintes grupos de geração, relacionados nas Tabela

5.3 e Tabela 5.4, que foram utilizados para parametrizar os resultados relacionados à

segurança elétrica do sistema de interesse. A lista completa das usinas pertencentes a cada

grupo se encontra no ANEXO.

Tabela 5.3: Definição dos grupos de geração para o cenário de intercâmbio.

Intercâmbio Sul - Sudeste

Grupo 1 UHE Itaipu 60 Hz

Grupo 2 Geração Sul

Grupo 3 Geração Sudeste

41

Tabela 5.4: Definição dos grupos de geração para o cenário de mercado local.

Mercado Local

Grupo 1 Carga Local (Geração Fictícia)

Grupo 2 Geração Sul

Grupo 3 Geração Sudeste

A usina de Itaipu foi colocada isoladamente no Grupo 1 para que fosse possível

visualizar a influência dessa geração no limites de RSUL.

No Grupo 3, propositalmente, não foram acrescentadas as usinas das regiões Norte

e Nordeste nem do Centro-Oeste, com o objetivo de que os limites de RSUL e de geração

na UHE Itaipu não fossem influenciados pelo desempenho da interligação Norte – Sul.

5.3.2 Critérios e Parâmetros da Simulação

O programa Organon permite a modificação de uma série de parâmetros, opções

e critérios relacionados às simulações dinâmicas, estáticas e às regiões de segurança.

Nesse sentido, para a obtenção de melhores resultados na região de segurança, é

necessário que seja feita a personalização desses valores, levando em consideração as

diferentes características da região em estudo.

Durante todo o processo de cálculo da região de segurança, foi utilizada a rotina

que permite a inclusão de unidades geradoras, de forma automática (variação de inércia),

a partir de uma potência de 90% da nominal de cada máquina.

Nas tabelas a seguir, estão listados os valores utilizados para os parâmetros,

critérios e opções das simulações dinâmicas de das regiões de segurança. Todos os

critérios aqui adotados estão de acordo os especificados nos Procedimentos de Rede do

ONS [17].

42

Tabela 5.5: Parâmetros para simulação dinâmica.

Parâmetros para Simulação Dinâmica

Descrição Valor Parâmetros para

Simulação Dinâmica

Frequência mínima para interrupção da simulação dinâmica (pu) 0,9 TDSFMIN

Frequência máxima para interrupção da simulação dinâmica (pu) 1,1 TDSFMAX

Tensão na barra de falta para o defeito "Single Line Fault" (pu) 0,65 TDSSNGFAULT

Tabela 5.6: Critérios para simulação dinâmica.

Critérios Dinâmicos

Descrição Opções (unidade) Valor Critérios Dinâmicos

Queda máxima de tensão

pré/pós falta

Checa o critério? Y TDSVDPCHK

Valor monitorado (pu) 0,10 TDSVDPVAL

Oscilação de tensão

Checa o critério? Y TDSOSCCHK

Tempo após o último evento para a

avaliação do critério (s) 10 TDSOSCTIME

Valor limite para o critério (pu) 0,02 TDSOSCVAL

Subtesão nos 1° e 2° swings

Checa o critério? Y TDSUV12CHK

Valor monitorado no 1° swing (pu) 0,60 TDSUV12VAL1

Valor monitorado no 2° swing (pu) 0,80 TDSUV12VAL2

Avaliar 1° e 2° swings para barras com

tensões acima de (kV) 230 TDSUV12KV

Subfrequência de geradores

Checa o critério? Y TDSUFRCHK

Valor monitorado (pu) 0,93 TDSUFRVAL

Sobrefrequência de geradores

Checa o critério? Y TDSOFRCHK

Valor monitorado (pu) 1,1 TDSOFRVAL

Subfrequência de barras

(Associado ao ERAC)

Checa o critério? Y TDSBFRCHK

Valor monitorado (pu) 0,93 TDSBFRVAL

Excursão da PPS projetada no

eixo R

Checa o critério? Y TDSPPSCHK

Valor monitorado / (%) do intervalo entre

as características 99 TDSPPSVAL

Tensão de campo máxima no

final da simulação (Itaipu)

Checa o critério? Y TDSEFDCHK

Valor monitorado (pu) 2,1 TDSEFDVAL

Tempo máximo de atuação da

limitação de sobreexcitação

(Itaipu)

Checa o critério? Y TDSOELCHK

Valor monitorado (s) 0,2 TDSOELTIME

43

Tabela 5.7: Parâmetros para região de segurança.

Parâmetros para Região de Segurança

Descrição (unidade) Valor Parâmetros para

Região de Segurança

Raio máximo em qualquer direção (MW) 4.000 SRGMAXRAY

Distância mínima entre 2 simulações de contingências sucessivas

(MW)

300

(100*) SRGCTGDST

Tolerância para a busca binária do limite de segurança (MW) 50

(10*) SRGBNDRTOL

Percentagem da potência nominal para ligar ou desligar unidades

geradoras (%) 90 SRGCOMTPRCT

Coordenada da violação dos critério dinâmicos

(0: ponto interpolado, 1: ponto sem violação, 2: ponto com violação) 0 SRGBNDOPT

* Esses valores correspondem à região de segurança estática.

Tabela 5.8: Opções para região de segurança.

Opções para Região de Segurança

Descrição Valor Opções para Região de

Segurança

Adiciona máquinas não sincronizadas no caso base? Y SRGCOMTGEN

Considera apenas a potência ativa na definição do número de unidades de

geradoras? Y SRGNOVARCMT

5.3.3 Área de Monitoração

A monitoração de violações abrange todas as áreas geoelétricas dos subsistemas

Sul e Sudeste com níveis de tensão iguais ou superiores a 230 kV, correspondendo à Rede

Básica. Além disso, todos os transformadores de fronteira da área de interesse da análise

também foram monitorados.

5.4 Lista de Contingências

As contingências que possuem desempenho relevante para a definição das regiões

de segurança dos dois cenários analisados, variação de intercâmbio e variação da carga

do mercado local, estão listadas nas Tabela 5.9 e Tabela 5.10.

44

Ressalta-se que na análise do mercado local, foram incluídas as contingências dos

transformadores de fronteira da área de interesse, pois seus carregamentos são bastante

influenciados pelo aumento da carga local.

Tabela 5.9: Lista de contingências analisadas para o cenário de variação de intercâmbio.

Intercâmbio

Contingência

1 LT 525 kV Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste 14 LT 230 kV Ponta Grossa - São Mateus do

Sul

2 LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C1 15 LT 230 kV Ponta Grossa Norte - Ponta

Grossa Sul, C1

3 LT 230 kV Areia - São Mateus do Sul 16 LT 230 kV Castro 2 - Klacel

4 LT 230 kV Areia - União da Vitória Norte 17 LT 230 kV União da Vitória Norte - São

Mateus do Sul

5 LT 230 kV Areia - Salto Osório, C1 18 LT 230 kV São Mateus do Sul - Canoinhas,

C1

6 (1) LT 230 kV Guarapuava Oeste - Irati Norte 19 LT 230 kV Bateias - Ponta Grossa Sul

7 (1) LT 230 KV Ponta Grossa - Irati Norte, C1 20 LT 230 kV Curitiba - São Mateus do Sul

8 (2) LT 230 kV Ponta Grossa - Guarapuava Oeste 21 LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa, C1

9 (3) LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Oeste,

C1 22 LT 525 kV Ponta Grossa - Bateias, C1

10 (3) LT 230 kV Ponta Grossa Oeste - Ponta Grossa

Sul 23 LT 525 kV Ivaiporã - Areia

11 LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Norte,

C1 24 LT 525 kV Areia - Bateias

12 (4) LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Sul, C1 25 TRF 525/230 kV Areia

13 LT 230 kV Ponta Grossa - Castro 2 26 LT 525 kV Areia - Curitiba

1 – Contingência válida apenas para a alternativa 3.

2 – Contingência válida apenas para as alternativas 1 e 2.



Tabela 5.10: Lista de contingências analisadas para o cenário de variação do mercado local.

Variação Carga Local

Contingência

1 LT 230 kV Areia - Guarapuava Oeste, C1 23 LT 525 kV Areia - Bateias

2 LT 230 kV Areia - São Mateus do Sul 24 TRF 525/230 kV Areia

3 LT 230 kV Areia - União da Vitória Norte 25 LT 525 kV Areia - Curitiba

4 LT 230 kV Areia - Salto Osório, C1 26 LT 230 kV Klacel - Figueira

5 (1) LT 230 kV Guarapuava Oeste - Irati Norte 27 LT 230 kV Klacel - Mauá

6 (1) LT 230 KV Ponta Grossa - Irati Norte, C1 28 LT 230 kV Klacel - Klabin

45

Variação Carga Local

Contingência

7 (2) LT 230 kV Ponta Grossa - Guarapuava Oeste 29 TRF 230/138 kV Areia

8 (3) LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Oeste,

C1 30 TRF 230/138 kV Canoinhas

9 (3) LT 230 kV Ponta Grossa Oeste - Ponta Grossa

Sul 31 TRF 230/138 kV São Mateus do Sul

10 LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Norte,

C1 32 TRF 230/138 kV União da Vitória Norte

11 (4) LT 230 kV Ponta Grossa - Ponta Grossa Sul, C1 33 TRF 230/138 kV Castro 2

12 LT 230 kV Ponta Grossa - Castro 2 34 (1) TRF 230/138 kV Irati Norte

13 LT 230 kV Ponta Grossa - São Mateus do Sul 35 (5) TRF 230/138 kV Ponta Grossa

14 LT 230 kV Ponta Grossa Norte - Ponta Grossa

Sul, C1 36 (3) TRD 230/138 kV Ponta Grossa Oeste

15 LT 230 kV Castro 2 - Klacel 37 TRF 230/138 kV Ponta Grossa Norte

16 LT 230 kV União da Vitória Norte - São Mateus

do Sul 38 TRF 230/034 kV Ponta Grossa Norte

17 LT 230 kV São Mateus do Sul - Canoinhas, C1 39 TRF 230/138 kV Ponta Grossa Sul

18 LT 230 kV Bateias - Ponta Grossa Sul 40 TRF 230/034 kV Ponta Grossa Sul

19 LT 230 kV Curitiba - São Mateus do Sul 41 TRF 230/138 kV Guarapuava Oeste

20 LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa, C1 42 TRF 230/034 kV Klacel

21 LT 525 kV Ponta Grossa - Bateias, C1 43 TRF 230/034 kV Klabin

22 LT 525 kV Ivaiporã - Areia 44 TRF 230/034 Mauá






46

Capítulo 6

Resultados

Neste capítulo, os resultados obtidos das simulações são apresentados e discutidos

para os dois tipos de análises realizadas: intercâmbio e carga local.

6.1 Análise de Intercâmbio

As regiões de segurança dinâmica das três alternativas foram calculadas por meio

da variação dos grupos de geração da UHE Itaipu (Grupo 1) e dos subsistemas Sul (Grupo

2) e Sudeste (Grupo 3). Além disso, uma quarta região foi desenhada relacionando o

intercâmbio RSUL com a geração da UHE Itaipu, de forma a avaliar a influência dessa

usina no referido intercâmbio.

As figuras a seguir mostram os nomogramas resultantes das simulações das

regiões de segurança referentes a cada uma das alternativas.

No nomograma da alternativa 1 (Figura 6.1), as direções 1 a 5 e 25 a 40 são

limitadas pela violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2 – Klacel, na contingência

simples da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa. Essa violação ocorre a partir de um valor

de RSUL de aproximadamente 10.000 MW, sendo que o valor máximo de RSUL para

uma operação segura do sistema (área verde) é de 10.158 MW, e acontece na direção 5.

Além disso, também ocorrem subtensões na SE 230 kV VEGASUL nas direções

1, 2, 3 e 40, para a contingência da LT 525 kV Areia – Curitiba. Essas violações

acontecem para valores de RSUL a partir de 11.100 MW.

47

Figura 6.1: Região de segurança estática da alternativa 1 - Análise de intercâmbio.

48


No nomograma da alternativa 2 (Figura 6.2), assim como acontece na alternativa

1, as direções 1 a 5 e 25 a 40 são limitadas pela violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 – Klacel, na contingência simples da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa. Essa

violação também ocorre a partir de um valor de RSUL de aproximadamente 10.000 MW,

sendo que o valor máximo de RSUL para uma operação segura do sistema (área verde) é

de 10.212 MW, e acontece na direção 4.

Além disso, também ocorrem violações de tensão na SE 230 kV VEGASUL nas

direções 1, 2, 3, 35, 37 e 40, para a contingência da LT 525 kV Areia – Curitiba. No

entanto, as violações das direções 35 e 37 correspondem às regiões com “dentes” no

nomograma da alternativa 2 e, portanto, não serão consideradas, já que indicam uma

diferença no processo de convergência do ponto de operação, ao invés de uma real

diferença no desempenho elétrico do sistema em relação às demais alternativas.

49


No nomograma da alternativa 3 (Figura 6.3), assim como acontece na alternativa

1, as direções 1 a 5 e 26 a 40 são limitadas pela violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 – Klacel, na contingência simples da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa. Essa

violação também ocorre a partir de um valor de RSUL de aproximadamente 10.000 MW,

sendo que o valor máximo de RSUL para uma operação segura do sistema (área verde) é

de 10.075 MW, e acontece na direção 40.

Além disso, também ocorrem violações de tensão na SE 230 kV VEGASUL nas

direções 1, 2, 3 e 33, para a contingência da LT 525 kV Areia – Curitiba.

Para todas as três alternativas, as limitações de geração e de excursão máxima do

ponto de operação são as mesmas. O limite de máxima geração da UHE Itaipu é

responsável pela limitação das direções 4 a 11; e o limite de máxima geração das usinas

do Sul é responsável pela limitação da direção 11, também, e das direções 12 a 15. As

direções 16 a 22 são limitadas pelo raio máximo (4.000 MW) a partir do ponto de

50

operação inicial, sendo que para as alternativas 2 e 3, a direção 23 também é limitada pelo

raio máximo.

A violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2 – Klacel é um problema

comum a todas as alternativas, conforme relatado acima. No entanto, uma análise mais

detalhada das regiões de segurança indica que essa violação ocorre para valores diferentes

de RSUL para cada alternativa. A Tabela 6.1 mostra os valores de RSUL nos pontos

limites da violação do carregamento dessa linha para cada direção. De acordo com essa

tabela, a alternativa 2 apresenta os maiores valores de RSUL para cada ponto limite, ou

seja, apresenta uma maior região de operação segura do sistema. A Tabela 6.2 apresenta

a diferença no valor de RSUL de cada ponto limite entre cada par de alternativas. Em

média, a alternativa 2 tem um ganho de 58 MW no intercâmbio RSUL em relação à

alternativa 1, e um ganho de 108 MW em relação a alternativa 3. Já a alternativa 1 tem

em média um ganho de 48 MW em relação à alternativa 3. Esse resultado indica que a

alternativa 2 é a que melhor garante uma operação do sistema sem violações de limites

térmicos para cenários de elevado intercâmbio RSUL.

Tabela 6.1: Valor de RSUL no ponto limite da violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2

- Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa.

RSUL no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2 - Klacel,

na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa

Direção

RSUL (MW)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

1 10.148,3 10.212,0 10.073,9

2 10.148,6 10.211,8 10.074,0

3 10.151,8 10.210,5 10.074,2

4 10.155,3 10.212,8 10.072,6

5 10.157,9 10.186,7 10.042,5

25 9.747,5 9.755,8 -

26 9.923,9 9.950,4 9.905,5

27 9.990,1 10.025,9 9.989,9

28 10.017,1 10.054,4 9.989,5

29 10.030,2 10.071,7 10.048,1

30 10.042,0 10.081,8 10.056,3

31 10.085,4 10.142,3 9.962,7

32 10.069,5 10.127,6 9.978,2

33 10.060,4 10.114,4 9.996,0

34 10.059,4 10.103,7 10.022,4

35 10.065,1 10.111,4 10.019,3

51

RSUL no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2 - Klacel,

na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa

Direção

RSUL (MW)


36 10.073,7 10.117,0 10.017,6

37 10.133,4 10.189,3 10.050,3

38 10.140,5 10.200,9 10.048,5

39 10.125,2 10.194,7 10.056,7

40 10.135,6 10.194,5 10.075,1

Máximo 10.157,9 10.212,8 10.075,1

Tabela 6.2: Diferença no valor de RSUL dos pontos limites para cada par de alternativas.

Direção

RSUL (MW)

Alt2 - Alt3 Alt1 - Alt3 Alt2 - Alt3

1 63,7 74,4 138,1

2 63,2 74,6 137,8

3 58,7 77,6 136,3

4 57,5 82,7 140,2

5 28,8 115,4 144,2

25 8,3 - -

26 26,5 18,4 44,9

27 35,8 0,2 36,0

28 37,3 27,6 64,9

29 41,5 -17,9 23,6

30 39,8 -14,3 25,5

31 56,9 122,7 179,6

32 58,1 91,3 149,4

33 54,0 64,4 118,4

34 44,3 37,0 81,3

35 46,3 45,8 92,1

36 43,3 56,1 99,4

37 55,9 83,1 139,0

38 60,4 92,0 152,4

39 69,5 68,5 138,0

40 58,9 60,5 119,4

Média 48,03 58,00 108,03

Caso a perda simples da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa seja desconsiderada

da lista de contingências, a região de segurança resultante seria aquela indicada na Figura

6.4. De acordo com essa figura, fica evidente que a remoção dessa contingência elimina

52

os problemas de sobrecarga verificados anteriormente, resultando em um enorme ganho

na operação segura do sistema. Esse mesmo comportamento mostrado para a alternativa

1 é verificado para as alternativas 2 e 3.

Figura 6.4: Região de segurança da alternativa 1, desconsiderando a contingência simples da LT 525 kV

Ivaiporã - Ponta Grossa.

Além disso, todas apresentaram subtensão na SE 230 kV VEGASUL na

contingência da LT 525 kV Areia – Curitiba. A Tabela 6.3 mostra os valores de RSUL

nos pontos limites da violação de tensão para cada direção. É possível observar que a

alternativa 2 possui seis direções onde ocorrem a violação de tensão, enquanto as demais

alternativas possuem apenas quatro direções. No entanto, essas duas violações a mais

(direções 35 e 37) serão desconsideradas pelos motivos citados anteriormente. Sendo

assim, a análise dessa tabela indica que as alternativas 1 e 2 possuem desempenho

53

semelhante quanto a esse problema de subtensão, tendo ambas atingido valores muito

próximos de RSUL.

Tabela 6.3: Valor de RSUL no ponto limite da ocorrência de subtensão na SE 230 kV

VEGASUL, na contingência da LT 525 kV Areia - Ponta Grossa.

RSUL no ponto limite de violação do critério de tensão da SE 30 kV VEGASUL, na

contingência da LT 525 kV Areia - Curitiba

Direção

RSUL (MW)


1 11.091,3 11.116,7 11.010,00

2 11.121,5 11.111,0 11.021,6

3 11.088,9 11.072,0 11.022,2

33 - - 10.593,1

35 - 10.921,9 -

37 - 10.988,0 -

40 11.104,6 11.119,7 -

Máximo 11.121,5 11.119,7 11.022,20

É interessante notar que as três alternativas obtiveram desempenho semelhante em

relação aos tipos de violações encontradas e para as mesmas contingências. Isso acontece

porque os conjuntos de obras das alternativas se diferenciam apenas na rede local de 230

kV e 138 kV, e essa rede não tem impacto significativo no intercâmbio Sul – Sudeste,

apenas no mercado local. Além disso, as contingências que representaram problemas para

o sistema são do nível de tensão de 525 kV, sendo todas comuns às três alternativas, e

com impacto na rede de 230 kV.

No geral, a alternativa 2 apresentou os melhores resultados para o cenário de

elevado recebimento pelo SUL do Sudeste (RSUL), principalmente no desempenho

quanto à sobrecarga na LT 230 kV Castro 2 – Klacel, quando da perda simples da LT 525

kV Ivaiporã – Ponta Grossa. Esse melhor desempenho se traduz em limites maiores de

intercâmbio RSUL suportados para as contingências da lista. No entanto, essas diferenças

nos valores de RSUL entre as três alternativas são da ordem de 100 MW, o que não

representa um valor tão significativo para influenciar no desempate e determinar a

alternativa vencedora.

54

A seção seguinte apresenta os resultados para a análise do mercado local, com

objetivo de agregar mais uma visão no processo de desempate para a tomada de decisão

pela melhor alternativa para o SIN.

6.2 Análise da Variação da Carga Local

As regiões de segurança estática das três alternativas foram calculadas por meio

da variação dos grupos de geração correspondente às gerações fictícias (Grupo 1) e dos

subsistemas Sul (Grupo 2) e Sudeste (Grupo 3).

As figuras a seguir mostram os nomogramas resultantes das simulações das

regiões de segurança referentes a cada uma das alternativas.


55

O nomograma da alternativa 1 (Figura 6.5) é limitado por violações de critérios

de limite térmico e de tensão. As direções 18 e 23 a 33 são limitadas pela ocorrência de

subtensão na SE 230 kV Canoinhas, na contingência simples da LT 230 kV São Mateus

do Sul – Canoinhas. Já as direções 1 a 4 e 34 a 40 são limitadas pela ocorrência de

subtensão na SE 230 kV VEGASUL, na contingência simples da LT 525 kV Areia –

Curitiba.

Por outro lado, as direções 18 a 33 também são limitadas pela violação do limite

térmico da LT 230 kV São Mateus do Sul – Canoinhas, C2, na contingência do primeiro

circuito. Essa violação ocorre no sentido de aumento da carga (redução da geração

fictícia).

As direções 1 a 5 são limitadas pela violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 – Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa; essa mesma

contingência ocasiona a violação do limite térmico da LT 230 kV Ponta Grossa – Castro

2, nas direções 6 e 7. Essas violações ocorrem no sentido de diminuição da carga. Além

disso, no sentido de aumento da carga, essa contingência provoca sobrecarga na mesma

LT 230 kV Castro 2 – Klacel, nas direções 34 a 40.

56


O nomograma da alternativa 2 (Figura 6.6) também é limitado por violações de

critérios de limite térmico e de tensão. As direções 18 e 22 a 33 são limitadas pela

ocorrência de subtensão na SE 230 kV Canoinhas, na contingência simples da LT 230 kV

São Mateus do Sul – Canoinhas. Já as direções 1 a 4 e 34 a 40 são limitadas pela

ocorrência de subtensão na SE 230 kV VEGASUL, na contingência simples da LT 525

kV Areia – Curitiba. Esse é o mesmo comportamento verificado para a alternativa 1.

Por outro lado, as direções 17 a 30 são limitadas pela violação do limite térmico

da LT 230 kV Ponta Grossa – Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do primeiro

circuito. Essa violação ocorre no sentido de aumento da carga (diminuição da geração

fictícia). As direções 31 a 34 são limitadas pela violação do critério de limite térmico da

LT 230 kV São Mateus do Sul – Canoinhas, C2, na contingência do primeiro circuito.

As direções 1 a 6 são limitadas pela violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 – Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa; essa mesma

contingência ocasiona a violação do limite térmico da LT 230 kV Ponta Grossa – Castro

57

2, na direção 7. Essas violações ocorrem no sentido de redução da carga. Além disso, no

sentido de aumento da carga, essa contingência provoca sobrecarga na mesma LT 230 kV

Castro 2 – Klacel, nas direções 35 a 40.


O nomograma da alternativa 3 (Figura 6.7) também é limitado por violações de

critérios de limite térmico e de tensão. As direções 18 e 23 a 32 são limitadas pela

ocorrência de subtensão na SE 230 kV Canoinhas, na contingência simples da LT 230 kV

São Mateus do Sul – Canoinhas. Já as direções 1 a 4 e 33 a 40 são limitadas pela

ocorrência de subtensão na SE 230 kV VEGASUL, na contingência simples da LT 525

kV Areia – Curitiba. Esse é o mesmo comportamento verificado para a alternativa 1.

Por outro lado, as direções 17 a 20 e 22 são limitadas pela violação do limite

térmico da LT 230 kV Ponta Grossa – Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do

primeiro circuito. As direções 21 e 23 a 33 são limitadas pela violação do critério de limite

térmico da LT 230 kV São Mateus do Sul – Canoinhas, C2, na contingência do primeiro

58

circuito. Essas violações ocorrem no sentido de aumento da carga (diminuição da geração

fictícia).

As violações dos carregamentos das LT 230 kV Castro 2 – Klacel e LT 230 kV

Ponta Grossa – Castro seguem o mesmo comportamento verificado para a alternativa 2,

enquanto a da LT 230 kV Castro 2 – Klacel possui o mesmo comportamento da alternativa

1.

Para todas as alternativas, o limite máximo de geração fictícia (carga ativa local

nula) é responsável pela limitação das direções 5 a 11; e o limite máximo de geração das

usinas do Sul é responsável pela limitação da direção 11, também, e das direções 12 a 17.

Além disso, as direções 18 a 30 são limitadas pela impossibilidade de convergência do

caso, ou seja, o sistema atinge o ponto de máximo carregamento.

A violação do limite térmico da LT 230 kV Castro 2 – Klacel é um problema

comum a todas as alternativas, conforme relatado acima. A Tabela 6.4 mostra os valores

de variação da carga local nos pontos limites da violação do carregamento dessa linha

para cada direção. De acordo com essa tabela, as alternativas 1 e 3 apresentam as maiores

variações positivas da carga para cada ponto limite, ou seja, apresenta uma região de

operação segura do sistema maior no sentido de aumento de carga. Já as alternativas 2 e

3 apresentam as maiores variações negativas da carga para cada ponto limite, ou seja,

apresenta uma região de segurança maior no sentido de redução da carga.

Tabela 6.4: Variação da carga no ponto limite da violação do limite térmico da LT 230 kV Castro

2 - Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa.

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 - Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa

Direção

Variação da Carga (MW)


1 -171,7 -176,4 -171,5

2 -208,1 -214,1 -207,7

3 -262,6 -270,3 -263,1

4 -354,1 -363,7 -354,9

5 -547,5 -560,2 -548,7

6 - -1106,6 -1102,8

34 61,4 - 61,4

59

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV

Castro 2 - Klacel, na contingência da LT 525 kV Ivaiporã - Ponta Grossa

Direção



35 30,4 31,3 30,4

36 -1,2 -1,3 -1,2

37 -33,5 -34,5 -33,5

38 -66,4 -68,5 -66,4

39 -99,9 -103,1 -99,8

40 -137,3 -140,8 -137,2

Máximo 61,4 31,3 61,4

Mínimo -547,5 -1106,6 -1102,8

Do mesmo modo, a violação do limite térmico da LT 230 kV São Mateus do Sul

– Canoinhas também é um problema comum, como mostra a Tabela 6.5. De acordo com

essa tabela, é possível notar que, para as alternativas 2 e 3, algumas direções são limitadas

pela contingência LT 230 kV Ponta Grossa – Ponta Grossa Norte antes de se aproximarem

da limitação causada pela perda simples da LT 230 kV São Mateus do Sul – Canoinhas.

A Tabela 6.6 ilustra esse fato. Percebe-se que a perda simples da LT 230 kV Ponta Grossa

– Ponta Grossa Sul não causa nenhuma limitação na região de segurança da alternativa 1,

o que demonstra uma vantagem dessa alternativa em relação às demais.

Tabela 6.5: Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV São

Mateus do Sul - Canoinhas, C2, na contingência do primeiro circuito.

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV São

Mateus do Sul - Canoinhas, C2, na contingência do primeiro circuito

Direção



18 237,80 - -

19 203,50 - -

20 191,60 - -

21 166,80 - 163,3

22 180,00 - -

23 147,20 - 143,2

60

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV São

Mateus do Sul - Canoinhas, C2, na contingência do primeiro circuito

Direção



24 161,00 - 157,1

25 153,00 - 149,3

26 130,70 - 127,1

27 123,00 - 119,8

28 105,40 - 102,6

29 95,90 - 90,4

30 111,90 - 109,9

31 85,30 85,2 83,2

32 84,20 83,9 76,4

33 85,40 85,3 84,2

34 - 62,9 -

Máximo 237,80 85,3 163,3

Mínimo 84,2 62,9 76,4

Tabela 6.6: Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV Ponta

Grossa - Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do primeiro circuito.

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV Ponta

Grossa - Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do primeiro circuito

Direção



17 - 133,0 176,0

18 - 129,4 173,3

19 - 119,9 177,2

20 - 118,2 175,7

21 - 116,0 -

22 - 111,3 174,0

23 - 113,5 -

24 - 114,2 -

25 - 112,6 -

26 - 109,4 -

61

Variação da Carga no ponto limite de violação do limite térmico da LT 230 kV Ponta

Grossa - Ponta Grossa Norte, C2, na contingência do primeiro circuito

Direção



27 - 106,9 -

28 - 98,8 -

29 - 92,5 -

30 - 97,0 -

Máximo - 133 177,2

Mínimo - 92,5 173,3

A Tabela 6.7 mostra a maior carga suportada por cada alternativa para uma

operação segura do sistema. A alternativa 1 é capaz de operar com uma carga até 19%

maior do que a carga do ponto de operação inicial, enquanto a alternativa 3 suporta 12%

a mais, e a alternativa 2, apenas 9%.

Tabela 6.7: Máxima carga suportada por cada alternativa sob operação segura do sistema.

Carga (MW)

Variação Inicial Final

Alternativa 1 1.429,2 1.706,2 19%

Alternativa 2 1.429,2 1.562,2 9%

Alternativa 3 1.429,2 1.605,2 12%

A partir dos resultados analisados, observa-se que a região de segurança da

alternativa 1 possui uma área de operação segura (área verde) maior do que os

nomogramas das demais alternativas. Além disso, a contingência que resulta em violação

do limite térmico da alternativa 1 é diferente da contingência das demais. Isso acontece

porque o pátio de 138 kV de Ponta Grossa possibilita o escoamento de energia

proveniente da transformação 525/230/138 kV para a rede de distribuição, aliviando a

rede local de 230 kV. É por isso que para a alternativa 1 não se verifica a sobrecarga da

LT 230 kV Ponta Grossa – Ponta Grossa Norte, C2, na perda do circuito 1. Essa é a

principal vantagem dessa alternativa.

62

Em relação às alternativas 2 e 3, ambas apresentam desempenho parecidos.

Enquanto a alternativa 3 possui uma área de operação segura (área verde) maior, a

alternativa 2 possui uma maior região de operação sem violação do critério de tensão.

Portanto, essas diferenças devem ser ponderadas. Do ponto de vista da operação do

sistema, os critérios adotados para a escolha da melhor alternativa podem ser, por

exemplo, menor probabilidade de ocorrência de uma determinada contingência.

63

Capítulo 7

Conclusão

Este trabalho teve como objetivo avaliar as regiões de segurança estática e

dinâmica das alternativas com empate técnico-econômico do estudo 133/2015 da EPE,

por meio da ferramenta Organon.

Foram realizados dois tipos de análises: intercâmbio e variação da carga local. Na

análise de intercâmbio, a alternativa 2 apresentou os melhores resultados, enquanto para

a análise da carga local, a alternativa 1 demonstrou um melhor desempenho. A

determinação da melhor alternativa deve considerar qual critério é mais relevante para a

operação, e isso pode variar dependendo do dia considerado ou de alguma situação

específica do sistema.

No entanto, o ganho para a operação do SIN proporcionado pela alternativa 2 no

cenário de intercâmbio RSUL é menor quando comparado ao ganho obtido com a

alternativa 1 na variação da carga local. Sendo assim, pelas análises realizadas nesse

trabalho, a alternativa 1 oferece o melhor desempenho global para o sistema.

A utilização da ferramenta Organon para a análise de regiões de segurança

permitiu visualizar as diferenças operativas das alternativas empatadas e determinar, do

ponto de vista operacional, aquela que trará maiores benefícios e melhores condições

operacionais futuras para o sistema, o que vai de encontro a uma das atribuições do ONS.

É importante ressaltar que a análise das regiões de segurança, para visualização

do ganho operacional de cada alternativa, é apenas uma dentre as demais avaliações

realizadas para se determinar a melhor solução estrutural para o sistema. Outros fatores

devem ser levados em consideração, como os aspectos econômicos, socioambientais e de

planejamento.

No âmbito da EPE, as análises das regiões de segurança podem ser incorporadas

às demais análises realizadas nos estudos de viabilidade técnico-econômica (R1) – como

fluxo de potência, estabilidade transitória, curto circuito –, contribuindo para

identificação da alternativa que oferece melhor benefício ao sistema e agregando mais

64

um critério na análise de desempate de alternativas, e até mesmo na etapa ainda de

concepção das alternativas que, em sua essência, devem oferecer desempenho

semelhantes.

7.1 Trabalhos Futuros

Os resultados apresentados nesse trabalho correspondem a uma avaliação inicial

dos benefícios proporcionados pela utilização de região de segurança no processo de

definição da melhor alternativa para a expansão da transmissão. Essa avaliação se

concentrou na análise de um único estudo da EPE e de apenas um caso de trabalho,

representando um caso de carga média de verão com fornecimento de energia do

subsistema Sudeste/Centro-Oeste para o subsistema Sul.

Recomenda-se como aprimoramento desse trabalho a avaliação do desempenho

do sistema frente a outros cenários, como por exemplo, o intercâmbio de energia do

subsistema Sul para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, os patamares de carga leve,

média e pesada, e cenários de verão e inverno.

A avaliação de outros estudos da EPE, de diversas regiões do país, também é

interessante para consolidar os benefícios do uso de uma ferramenta de cálculo de região

de segurança no planejamento da expansão.

Além disso, recomenda-se como trabalho futuro a análise de regiões de segurança

no processo de concepção das alternativas do estudo R1, e não apenas na avaliação das

alternativas empatadas. Essa análise pode ser interessante para avaliar se as alternativas

em elaboração possuem desempenho elétrico semelhantes para o atendimento do critérios

que as define.

65

Referências

1. EXPANSÃO da Transmissão. EPE. Disponivel em: <http://epe.gov.br/pt/areas-de-

atuacao/energia-eletrica/expansao-da-transmissao>. Acesso em: fev. 2018.

2. CARVALHO JUNIOR, D. et al. O Planejamento da Expansão da Transmissão. In:

GOMES, R. A Gestão do Sistema de Transmissão do Brasil. Rio de Janeiro:

Editora FGV, 2012. Cap. 3.

3. O Que É o ONS. ONS. Disponivel em: <http://ons.org.br/pt/paginas/sobre-o-ons/o-

que-e-ons>. Acesso em: fev. 2018.

4. SISTEMAS Isolados. ONS. Disponivel em: <http://ons.org.br/pt/paginas/sobre-o-

sin/sistemas-isolados>. Acesso em: fev. 2018.

5. ANEEL. ReN n° 67, 8 de junho de 2004. [S.l.]: [s.n.].

6. QUEM Somos. EPE. Disponivel em: <http://epe.gov.br/pt/a-epe/quem-somos>.

Acesso em: fev. 2018.

7. LEI n° 10.847, de 15 de março de 2004. [S.l.]: [s.n.].

8. O Que Fazemos. EPE. Disponivel em: <http://epe.gov.br/pt/a-epe/o-que-fazemos>.


9. PLANEJAMENTO da Expansão. EPE. Disponivel em: <http://epe.gov.br/pt/areas-

de-atuacao/energia-eletrica/expansao-da-transmissao/planejamento-da-expansao>.


10. ONS. Submódulo 41: Procedimentos de Rede. [S.l.]: [s.n.].

11. EPE. Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas

Instalações da Rede Básica. Empresa de Pesquisa Energética. [S.l.]. 2005.

12. CCPE/CTET. Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos

Sistemas de Transmissão. [S.l.]. 2001.

66

13. MME/EPE. Estudo de Atendimento Elétrico ao Estado do Paraná: Região

Centro-Sul. Ministério de Minas e Energia/Empresa de Pesquisa Energética. [S.l.].

2017. (EPE-DEE-RE-133/2015-rev2).

14. ONS. PAR - Interligação Sul - Sudeste/Centro-Oeste. ONS. [S.l.]. 2017.

15. SANTOS, P. H. L. D. Avaliação da Segurança em Sistemas Elétricos de

Potência Utilizando o Programa Computacional Organon. UFRJ. Rio de

Janeiro. 2010.

16. PENNA, L. D. et al. Aplicaão da Ferramenta Organon para Definição de Regiões

de Segurança no Sistema Acre e Rondônia. XII SEPOPE, Rio de Janeiro, 2012.

17. ONS. Submódulo 23.3: Procedimentos de Rede. [S.l.].

18. GOMES, R. A Gestão do Sistema de Transmissão do Brasil. Rio de Janeiro:

Editora FGV, 2012.

67

Anexo

A seguir, encontram-se as listas completas de todas as usinas pertencentes aos grupos de

geração, tanto para a análise de intercâmbio quanto para a análise do mercado local.

Tabela A.7.1: Definição das usinas pertencentes aos grupos de geração para o cenário de

intercâmbio.

Intercâmbio Sul - Sudeste

G1: UHE Itaipu G2: Geração Sul G3: Geração Sudeste

UHE Itaipu

UHE G. B. Munhoz UHE Alzir Antunes UHE Itutinga e Camargos

UHE Itumbiara

UHE Ney Braga UHE Castro Alves UHE Funil Grande UHE Cachoeira Dourada

UHE Salto Santiago UHE Monte Claro UHE Furnas UHE São Simão

UHE Salto Osório UHE 14 de Julho UHE Mascarenhas de Moraes

UHE Caçu

UHE G. José Richa UHE Salto Pilão UHE Luís Carlos Barreto UHE Barra dos Coqueiros

UHE Baixo Iguaçu UHE G. Parigot de Souza

UHE Jaguara UHE Foz do Rio Claro

UHE Campos Novos UTE Candiota 3 UHE Igarapava UHE Salto

UHE Itá UTE Araucária UHE Volta Grande UHE Salto Rio Verdinho

UHE Machadinho UTE J. Lacerda UHE Porto Colômbia UHE Espora

UHE Santa Clara UTE Canoas UHE Marimbondo UHE Ilha Solteira

UHE Fundão UHE Água Vermelha UHE Jupiá

UHE Garibaldi UHE Caconde UHE Porto Primavera

UHE Barra Grande UHE Euclides da Cunha UHE Jurumirim

UHE Passo Fundo UHE Limoeiro UHE Pirajú

UHE Foz do Chapecó UHE Batalha UHE Chavantes

UHE Passo Real UHE Serra do Facão UHE Ourinhos

UHE Jacuí UHE Corumbá UHE Salto Grande

UHE Itaúba UHE Nova Ponte UHE Canoas

UHE Dona Francisca UHE Miranda UHE Capivara

UHE Quebra Queixo UHE Amador Aguiar UHE Taquaruçu

UHE São José UHE Emborcação UHE Rosana

68

Documents

APLICAÇÃO DA FERRAMENTA ORGANON NO …monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10024784.pdf · vi Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como