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APRIMORAMENTOS NO MÓDULO DE EMISSÃO DE RELATÓRIOS PARAANÁLISE DE CONTINGÊNCIAS NO PROGRAMA ANAREDE

Tamiris Fernandes de Paula Crepalde Martins

Projeto de Graduação apresentado ao Cursode Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,Universidade Federal do Rio de Janeiro, comoparte dos requisitos necessários à obtenção dotítulo de Engenheiro Eletricista.

Orientadores: Carmen Lúcia Tancredo BorgesFlávio Rodrigo de MirandaAlves

Rio de JaneiroMarço de 2019



PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DOCURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICADA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTEDOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DEENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Carmen Lúcia Tancredo Borges, D.Sc.

Dr. Flávio Rodrigo de Miranda Alves, D.Sc.

Prof. Sérgio Sami Hazan, Ph.D.

Me. Paula Oliveira La Gatta, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASILMARÇO DE 2019

Martins, Tamiris Fernandes de Paula CrepaldeAprimoramentos no Módulo de Emissão de

Relatórios para Análise de Contingências no ProgramaANAREDE/Tamiris Fernandes de Paula CrepaldeMartins. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica,2019.

XVI, 54 p.: il.; 29, 7cm.Orientadores: Carmen Lúcia Tancredo Borges

Flávio Rodrigo de Miranda AlvesProjeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2019.Referências Bibliográficas: p. 44 – 45.1. ANAREDE. 2. Análise de Sistemas de Potência.

3. Planejamento de Sistemas de Potência. 4. Análise deContingência. 5. Relatório de Análise de Contingência.I. Borges, Carmen Lúcia Tancredo et al. II. UniversidadeFederal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso deEngenharia Elétrica. III. Título.

iii

Aos meus avós, Ana e José, porserem minha referência de amore meus maiores exemplos nesta

vida.

iv

“Agradeço todas as dificuldadesque enfrentei; não fosse por elas,

eu não teria saído do lugar.”Francisco Cândido Xavier

v

Agradecimentos

Tantos foram os momentos de aprendizado e superação e tantas foram as pessoasque me auxiliaram nessa caminhada. Dificilmente poderei citar aqui todos a quedevo essa conquista, mas minha gratidão está com todos vocês.

Aos meus pais, vó Ana e vô José, por terem me ensinado e amado como filha. Porterem me ensinado o valor da honestidade e do respeito, por serem meus exemplosde dedicação, amor e abnegação. Vocês são minha luz no mundo.

À minha mãe, Mônica, por ter sido meu suporte nos últimos anos de graduação.Sou grata pela construção da nossa amizade, por poder contar com seu ouvido nosmeus dias cinzas e pelo seu esforço por me fazer sorrir.

À minha tia/madrinha, Marta, por ser meu maior exemplo de mulher, por todasua força que me inspira e por ser a razão por eu ter amado os livros e me dedicadoa mudar minha vida.

Ao meu amor e melhor amigo, Lucas, por ser minha base e minha âncora portodos esses anos, pela nossa parceria de transformação, por amplificar os bons mo-mentos e superar os não tão bons com respeito, amor e diálogo. Mal posso esperarpor nossa família.

Aos meus grandes amigos, Isabelle e Rodrigo, por sempre terem acreditado emmim e não terem me deixado desistir de encarar o Rio de Janeiro, por todas as risadase amor que a distância não abala. Às minhas amigas queridas, Elisa e Amanda, porterem buscado me compreender, por terem me ouvido e me dado forças tantas vezese por compartilharem comigo tantas risadas, tantos bons sentimentos e todos osaltos e baixos dessa caminhada.

À minha guia e mãe postiça, Vina, por todas as conversas e conselhos, por ter sedisponibilizado a ser uma amiga tão preciosa e tão importante na minha trajetória.Sem você eu não teria chegado nem à metade da graduação e nem à metade daevolução que conquistei nos últimos anos. Gratidão eterna.

Ao professor Richard Magdalena por ter me presenteado com a oportunidade quemudou minha vida e à família LASUP que me recebeu de braços abertos, com osquais vivi tantos bons momentos e que me ensinaram tanto. Gratidão Flávio, Bea-

vi

triz, Ocione, Erick, Felipe Sass e Felipe Costa, Edeval, professor Rubens e professorElkin.

À família que encontrei na MinervaBots, por toda a carga de aprendizado incal-culável que recebi nos 2 anos e meio que estive na equipe. Pelas tardes e madrugadasna sala da equipe, risadas e conquistas. Pelos melhores anos da graduação. GratidãoWeslly, Luciano, André, Philipe, Caio, Fraga, Miojo, Nori, Victor, Pimenta, Avatar,Marquinhos, Kappes, Raposo, Victor, Breno, Daniela, e todos os outros.

Agradeço aos demais familiares e amigos que sempre acreditaram em mim, mederam força e me enviaram boas energias em tantos pontos dessa caminhada. Gra-tidão!

Agradeço aos professores que tive nestes seis anos de graduação, por toda boavontade em ensinar, escutar e muitas vezes buscar nos compreender. Gratidão poraqueles que me proporcionaram além de aprendizado, boas conversas e conhecimentode vida! Agradeço especialmente à professora Karen Caino, que não só esteve abertaa me ouvir como muito me ajudou a conquistar motivação para terminar o curso.E à professora Carmen por se disponibilizar a ser minha orientadora neste TrabalhoFinal de Curso e sempre mostrar tamanha boa vontade para comigo.

Agradeço aos profissionais que conheci no CEPEL, pesquisadores, estagiários ebolsistas que sempre estiveram disponíveis em auxiliar. Gratidão principalmente àPaula e ao Renan, por toda disponibilidade em compartilhar seus conhecimentoscomigo, paciência e dedicação em explicar mais de uma vez quando necessário eda melhor forma que poderiam. Não poderia ter tido melhores orientadores nestemomento. E ao meu orientador, Dr. Flávio, pela grande oportunidade de passardois anos aprendendo no projeto ANAREDE, por toda a disponibilidade para sanarminhas dúvidas e imensa paciência.

E, acima de tudo, a Deus, por mais esta oportunidade de crescimento e evolução,prova suprema do Seu infinito amor. O Senhor me privilegiou por poder realizar estegrande sonho. Ao Mestre Jesus por ser luz que ilumina meus caminhos e modeloque conduz meus frágeis passos. E ao meu guia espiritual pela dedicação, paciênciae amor a todo momento.

vii

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ comoparte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.



Março/2019

Orientadores: Carmen Lúcia Tancredo BorgesFlávio Rodrigo de Miranda Alves

Curso: Engenharia Elétrica

O sucesso do planejamento e da operação do Sistema Interligado Nacional estácondicionado ao conhecimento prévio dos impactos causados no sistema por eventosque possam comprometer a confiabilidade e segurança do suprimento à carga dosistema. Neste contexto, são utilizados programas computacionais que realizamanálises de contingências e fornecem o estado da rede pós evento.

Este trabalho apresenta um novo relatório associado ao módulo de Análise deContingências do programa ANAREDE, desenvolvido pelo CEPEL com o objetivode fornecer resultados complementares ao Relatório de Monitoração de Contingên-cias tradicional. O novo relatório apresenta os valores pré e pós evento para asmagnitudes de tensão nas barras, para geração de reativo nas barras e para o fluxode potência ativo e reativo nos circuitos. Consequentemente, a análise conjunta dosdois relatórios facilitará a identificação dos maiores impactos de uma dada contin-gência nos sistemas estudados.

Para a validação da opção desenvolvida, utilizaram-se as Ferramentas de Análisede Contingência Automática e Programada aplicadas aos casos IEEE 14 Barras eIEEE 118 Barras, respectivamente. Com a emissão de ambos os relatórios foi pos-sível mostrar, na prática, a importância da análise conjunta dos resultados obtidospara uma ampla visualização dos impactos causados nos sistemas. A opção desen-volvida foi implementada na versão 11.0.1 do programa ANAREDE.

Palavras-chave: ANAREDE; Análise de Sistemas de Potência; Planejamentode Sistemas de Potência; Análise de Contingência; Relatório de Análise de Contin-gência.

viii

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillmentof the requirements for the degree of Engineer.

IMPROVEMENTS IN THE ANAREDE SOFTWARE REPORTING MODULEFOR CONTINGENCY ANALYSIS


March/2019

Advisors: Carmen Lúcia Tancredo BorgesFlávio Rodrigo de Miranda Alves

Course: Electrical Engineering

The Brazilian Interconnected Power System’s sucessful planning and operationare conditioned to the previous knowledge about the impacts caused by contingenciesthat could affect the reliability and security to the load supply. It is common touse computational software that performs contingency analysis and provides post-contingency network state, to build a visualization of the resulting disturbances.

This work introduces a new report model linked to the Contingency AnalysesTool of the ANAREDE program, developed aiming to provide additional data tothe Traditional Contingency Monitoring Report. The new model provides pre-valuesand post-values for bus voltage magnitude, reactive generation, and circuit load flow.As a result, the joint analysis of both reports will facilitate the identification of thereal impacts of a given contingency in the systems studied.

To validate the developed option, it was used the Automatic and ScheduledContingency Analysis Tools applied to the IEEE 14 Bus and IEEE 118 Bus cases,respectively. In addition, with the emission of both reports was possible to demon-strate in practice the importance of the integrated analysis of the generated datafor a wide view of perceived impacts. The developed option was implemented in the11.0.1 version of the ANAREDE Program.

Keywords: ANAREDE; Power System Analysis; Power System Planning; Con-tingency Analysis; Contingency Analysis Report.

ix

Sumário

Lista de Figuras xii

Lista de Símbolos xiii

Lista de Abreviaturas xv

1 Introdução 11.1 Motivação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.3 Estrutura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2 Análise de Sistemas de Potência 62.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.2 Solução do Fluxo de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62.3 Formulação do Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3.1 Expressões do Fluxo de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . 92.3.2 Subsistema 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.3.3 Subsistema 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

3 Análise de Contingência 143.1 Considerações Iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.2 Avaliação de Segurança . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.3 Estados de um Sistema de Potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.3.1 Estado Normal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.3.2 Estado de Alerta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173.3.3 Estado de Emergência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173.3.4 Estado Restaurativo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.4 ANAREDE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173.4.1 Códigos de Execução e Opções de Controle de Execução . . . 193.4.2 Módulo de Análise de Contingência . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.4.2.1 Contingência Automática . . . . . . . . . . . . . . . 223.4.2.2 Contingência Programada . . . . . . . . . . . . . . . 25

x

3.4.3 Modelo Proposto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

4 Estudos de Caso 304.1 Caso IEEE 14 Barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4.1.1 Análise de Contingência Automática . . . . . . . . . . . . . . 304.2 Caso IEEE 118 Barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

4.2.1 Análise de Contingência Programada . . . . . . . . . . . . . . 35

5 Conclusões 42

Referências Bibliográficas 44

A IEEE 14 Barras - EXCA 46

B IEEE 118 Barras - EXCT 48

xi

Lista de Figuras

1.1 Número de perturbações ocorridas na Rede Básica em 2018 [1]. . . . . 21.2 Referência informada pelo solicitante utilizada no desenvolvimento do

trabalho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.1 Convenção de sinais para fluxos, injeções de corrente e carregamento. 8

3.1 Interface do programa ANAREDE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193.2 Código de leitura de dados de barra CA IEEE 14 Barras. . . . . . . . 203.3 Fluxograma representativo da análise de contingência. . . . . . . . . . 213.4 Montagem da linguagem de seleção para o código EXCA. . . . . . . . 223.5 Visualização das opções de intervalo para linguagem de seleção. . . . 23

4.1 Trecho do código de seleção utilizado para execução da ACA. . . . . . 314.2 Monitoração de tensão e reativo para o sistema IEEE 14 Barras. . . . 314.3 Monitoração de fluxo para o sistema IEEE 14 Barras. . . . . . . . . . 324.4 Relatório auxiliar de monitoração: variação de tensão. . . . . . . . . . 334.5 Relatório auxiliar de monitoração: variação de reativo. . . . . . . . . 334.6 Relatório auxiliar de monitoração: fluxo. . . . . . . . . . . . . . . . . 344.7 Demonstração para capacidade de emergência igual a 200 MVA. . . . 364.8 Trecho do código de seleção utilizado para execução do EXCT. . . . . 374.9 Relatório de monitoração de tensão de contingência programada. . . . 374.10 Relatório de monitoração de reativo e fluxo de contingência programada. 384.11 Relatório auxiliar de monitoração: tensão. . . . . . . . . . . . . . . . 394.12 Relatório auxiliar de monitoração: reativo. . . . . . . . . . . . . . . . 404.13 Relatório auxiliar de monitoração: fluxo. . . . . . . . . . . . . . . . . 41

xii

Lista de Símbolos

CAPACMVA Carregamento normal em MVA., p. 28

Ek, Em Tensões complexas das barras terminais do ramo k-m, p. 9

FATOR Fator de porporcionalidade do fluxo pré contingência do cir-cuito contingenciado que passa a circular nos demais circuitosapós o evento, assumindo relação linear., p. 28

IS Índice de severidade, p. 15

MVA Fluxo de potência aparente do circuito, maior valor entre k-mou m-k, p. 15

MVACircContpre Fluxo pré contingência do circuito contingenciado., p. 28

MVApos Fluxo pós contingência em MVA., p. 28

MVApre Fluxo pré contingência em MVA., p. 28

NB Número de barras de rede elétrica., p. 8

Pdk Potência ativa sendo demandada pela carga na barra k, p. 12

Pgk Potência ativa sendo gerada na barra k, p. 12

Pk,calc Valor calculado durante a resolução do problema, p. 12

Pk,sch Potência líquida programada (scheduled) sendo injetada pelabarra k na rede, p. 12

Qg Potência reativa gerada pela máquina, p. 15

Qdk Potência reativa sendo demandada pela carga na barra k, p.12

Qgk Potência reativa sendo gerada na barra k, p. 12

Qk,calc Valor calculado durante a resolução do problema, p. 12

xiii

Qk,sch Potência líquida programada (scheduled) sendo injetada pelabarra k na rede, p. 12

V AR1 Diferença percentual entre o fluxo pré contingência e o fluxopós contingência., p. 28

V AR2 Diferença percentual entre o fluxo pré contingência e o fluxopós contingência., p. 28

V IOL Violação da tensão para Monitoração de Tensão e violação dageração para Monitoração de Reativo, p. 15

Vk, Vm Magnitudes das tensões das barras terminais do ramo k −m.,p. 8

Vk, Vm Magnitudes das tensões nas barras terminais do ramo k-m, p.9

%CAPACpos Porcentagem da capacidade normal correspondente ao fluxopós contingência., p. 28

%CAPACpre Porcentagem da capacidade normal correspondente ao fluxopré contingência., p. 28

Ωk Conjunto das barras vizinhas da barra k., p. 8

θk, θm Ângulos das tensões das barras terminais do ramo k −m., p.8

P Vetor das injeções de potência ativa nas barras de carga e degeração, p. 13

Q Vetor das injeções de potência reativa nas barras de carga, p.13

ϕkm Ângulo de defasagem inserido por um transformador defasadorcom relação de transformação (1 : akme

jϕkm) no ramo k-m, p.9

akm Relação de transformação (1 : akm) de um transformador noramo k-m, p. 9

bkm Susceptância série equivalente do ramo k-m, p. 9

bshkm Susceptância shunt equivalente de uma linha de transmissãono ramo k-m, p. 9

xiv

gkm Condutância série equivalente do ramo k-m, p. 9

n Número de violações, p. 15

ykm Admitância série equivalente do ramo k-m, p. 9

xv

Lista de Abreviaturas

ACA Análise de Contingência Automática, p. 14

ACP Análise de Contingência Programada, p. 14

ANAREDE Programa de Análise de Redes Elétricas, p. 3

CAPAC Capacidade de Carregamento Normal, p. 28

CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, p. 3

DCTG Execução de Leitura de Casos de Contingência, p. 35

EXCA Execução Automática de Contingência de Circuito, p. 22

EXCT Execução de Casos de Contingência, p. 35

FP Fluxo de Potência, p. 4

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers, p. 30

MOCF Monitoração Completa de Fluxo, p. 24

MOCG Monitoração Completa de Geração, p. 24

MOCT Monitoração Completa de Tensão, p. 23

MOCV Monitoração Completa de Variações, p. 26

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, p. 3

RAMC Relatório Auxiliar de Monitoração de Contingências, p. 26

RMC Relatório de Monitoração de Contingências, p. 23

SEP Sistema Elétrico de Potência, p. 4

SIN Sistema Interligado Nacional, p. 1

xvi

Capítulo 1

Introdução

1.1 Motivação

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é formado pela interligação de quatro sub-sistemas de controle de energia: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte. Estainterconexão permite o atendimento à demanda por diversas configurações de des-pacho de geração. Para isso, é necessário considerar o impacto de contingências emcada uma destas configurações, priorizando as mais econômicas do ponto de vistaenergético e, dentre estas, as mais seguras do ponto de vista elétrico.

Diariamente, os sistemas elétricos estão sujeitos a perturbações que, em suamaioria, não ocasionam corte de carga e não são sequer percebidas pelo consumidor.No entanto, uma parcela destas perturbações pode comprometer a confiabilidadee segurança do suprimento de energia elétrica. A figura 1.1 apresenta o númerode perturbações na Rede Básica no ano de 2018 e, para cada mês, a proporção depertubações que ocasionaram interrupções no fornecimento de energia [1]. A essasperturbações, no campo de análise e estudos de sistemas de potência, dá-se o nomede contingências [2]. Consequentemente, se faz necessário que os procedimentos aserem adotados após um destes eventos sejam predeterminados, de forma a mantera qualidade da transmissão e fornecer maior agilidade para a tomada de decisão dosoperadores do sistema em tempo real.

1

Número de Perturbações O

corridas na Rede B

ásica(Ao visualizar em

'Anos', utilize o fi

ltro 'Comparar A

nos'. Ao visualizar em

'Meses', utilize o fi

ltro 'Comparar M

eses do Ano'.)

2018

janeirofevereiro

março

abrilmaio

junhojulho

agostosetem

brooutubro

novembro

dezembro

11

317

253

00

49

208

11

6

21

310

00

18

217

00

29

185

00

110

163

00

38

192

00

29

242

00

38

327

11

2

20

336

01

4

24

330

00

3

22

319

0,40%

0,40%

1,19%

6,72%

100,00%

0,00%

0,00%

1,92%

4,33%

100,00%

0,32%

0,32%

1,94%

6,77%

100,00%

0,00%

0,00%

0,46%

3,69%

100,00%

0,00%

0,00%

1,08%

4,86%

100,00%

0,00%

0,00%

0,61%

6,13%

100,00%

0,00%

0,00%

1,56%

4,17%

100,00%

0,00%

0,00%

0,83%

3,72%

100,00%

0,00%

0,00%

0,92%

2,45%

100,00%

0,30%

0,30%

0,60%

5,95%

100,00%

0,00%

0,30%

1,21%

7,27%

100,00%

0,00%

0,00%

0,94%

6,90%

100,00%

Total de PerturbaçõesCom

Corte de CargaCom

Corte ≥ 100 MW

Com Corte ≥ 500 M

WCom

Corte ≥ 1000 MW

Visualizar em

:Meses

Selecionar Anos (V

isualização em Anos):

Nenhum

Selecionar Ano (V

isualização em Meses):

2018Dados disponíveis até:fevereiro de 2019

Figura 1.1: Número de perturbações ocorridas na Rede Básica em 2018 [1].

2

Dessa forma, são realizados previamente estudos com relação ao impacto de umadada contingência sobre equipamentos e sobre a operação do sistema em si. Nestesentido, é imprescindível que existam programas de análise de sistemas capazes de,além de fornecer resultados precisos sobre os impactos de um evento, forneçam umavisualização dos resultados que auxilie o analista na percepção completa dos efeitosgerados.

O Programa de Análise de Redes Elétricas (ANAREDE) é um programa desolução e análise de sistemas de regime permanente, desenvolvido pelo Centro dePesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) e utilizado por várias empresas do setorelétrico brasileiro. Sua manutenção é constante, com novas implementações e ma-nutenção periódicas. Por ser um programa de utilização nacional, os agentes dosetor elétrico que o utilizam podem apresentar sugestões de melhorias e de novasmetodologias que são avaliadas e, atestadas suas validades e viabilidades de uso, sãoimplementadas.

Dentre os diversos módulos disponibilizados pelo programa ANAREDE, um mó-dulo muito utilizado para estudos de planejamento e operação do sistema é o Módulode Análise de Contingências. Por meio da aplicação desta ferramenta são executadosum número elevado de casos de contingências em um sistema de interesse, de formaautomática, a fim de analisar os impactos destas contingências e estabelecer a gra-vidade de cada caso. A apresentação dos resultados da operação é realizada por umrelatório que lista todos os circuitos que apresentam violações quanto à magnitudede tensão e carregamento, além do grau de severidade destes casos.

Este trabalho surgiu a partir da demanda do Operador Nacional do SistemaElétrico (ONS) por um relatório que complementasse os resultados apresentadospelo relatório de monitoração de contingências já existente. O novo relatório, quandoanalisado em conjunto com o relatório já existente, possibilita a obtenção de umacompreensão mais ampla dos impactos de cada contingência nos sistemas por meioda demonstração do estado da rede pré contingência e da variação das grandezasenvolvidas. O relatório permite ainda a identificação de casos previamente violados,apontando os circuitos mais afetados independente de violações, além de permitirque sejam identificados circuitos na iminência de violar seus limites, dessa formafortalecendo os recursos à disposição do operador para a tomada de decisão.

1.2 Objetivo

O objetivo deste trabalho foi o desenvolvimento de um relatório de saída para oMódulo de Análise de Contingências que relaciona os estados pré e pós contingênciadas barras e/ou circuitos da área monitorada mais afetados pelos eventos em estudo.A figura 1.2 apresenta o modelo de relatório que era esperado como resultado da

3

elaboração do projeto.

Figura 1.2: Referência informada pelo solicitante utilizada no desenvolvimento dotrabalho.

As modificações e inclusões no código-fonte do programa ANAREDE foram de-senvolvidas em linguagem Fortran, implementadas para lançamento na versão 11.0.1

do programa e disponíveis também nas próximas versões.Para a composição deste documento, optou-se por apresentar um comparativo

entre os resultados do relatório anterior e do novo modelo, salientando a comple-mentaridade de ambos.

1.3 Estrutura

Este trabalho foi organizado de forma a apresentar uma sucinta introdução de con-ceitos relacionados aos estudos do sistema elétrico de potência (SEP). É detalhadoo trabalho de desenvolvimento e são apresentados estudos para validação de suarelevância. Os capítulos estão organizados como segue:

• Capítulo 1: No primeiro capítulo deste trabalho são apresentadas as conside-rações iniciais, objetivos e motivação que conduziram ao seu desenvolvimento,além da demonstração de sua estrutura.

• Capítulo 2: Neste capítulo é realizada uma revisão de conceitos fundamentaisdos estudos envolvendo análises de sistemas de potência. É descrita como éfeita a solução do problema de fluxo de potência (FP) e apresentada a base desua formulação matemática.

4

• Capítulo 3: O terceiro capítulo apresenta uma revisão dos conceitos de aná-lise de segurança, análise de contingência, realiza uma sucinta introdução aoprograma ANAREDE e inicia a apresentação do modelo de relatório propostoneste trabalho.

• Capítulo 4: No quarto capítulo são apresentados os dois sistemas teste utili-zados e detalhadas as diferenças que confirmam a validade da utilização con-junta dos relatórios. Ao primeiro foi aplicada a Ferramenta de ContingênciaAutomática e ao segundo a Ferramenta de Contingência Programada, ambasdisponíveis no módulo de análise de contingências do programa ANAREDE.

• Capítulo 5: No último capítulo deste trabalho são apresentadas as conclusões,assim como sugestões de trabalhos futuros.

Por fim, apresenta-se o apêndice A contendo os dados elétricos do caso testeIEEE 14 Barras, utilizado para validação do relatório através da utilização da Aná-lise de Contingência Automática, e o apêndice B, contendo os dados elétricos docaso teste IEEE 118 Barras, utilizado para a validação por meio da ferramenta deAnálise de Contingência Programada.

5

Capítulo 2

Análise de Sistemas de Potência

2.1 Considerações Iniciais

O problema de FP ou fluxo de carga envolve a solução de um sistema de equaçõesnão lineares que representam o comportamento de regime permanente de um SEP[2, 3]. Tais estudos são largamente utilizados em sistemas de potência em umagrande variedade de análises essenciais para garantir a confiabilidade e segurança dosistema [3]. É possível realizar o planejamento da operação e da expansão, além deverificar se estão atendidos os procedimentos necessários à operação em tempo real,por meio da utilização de relatórios, tabelas, nomogramas, gráficos, entre outrosrecursos gerados por programas que realizam simulações do próprio sistema, comoo programa ANAREDE [4]. Tais recursos são utilizados juntamente à análises dedeterminadas configurações da rede elétrica e de condições de carga e de geração [4].

Diversos são os recursos disponibilizados em ferramentas computacionais de aná-lise de FP. O programa ANAREDE, por exemplo, reúne módulos que, a partir daresposta fornecida pelo FP, permitem que sejam realizadas análises de contingências,análises de sensibilidade, estudos de segurança de tensão, equivalentes de rede, curvade carga, região de segurança estática e dinâmica, cálculo de margem de transmissãopara leilões de energia nova, entre outros.

2.2 Solução do Fluxo de Potência

Pela complexidade dos sistemas faz-se necessário que o processo de solução utilizemétodos computacionais, ou seja, métodos numéricos aplicados em algoritmos com-putacionais. Por meio destes métodos, o objetivo da solução do FP é obter o estadoda rede, ou ponto de operação, por meio da obtenção das tensões complexas de to-das as barras que compõem o sistema em estudo [2, 5]. A partir deste conhecimentoé possível determinar os fluxos de potência ativa e reativa em todas as barras do

6

sistema [5] e, assim, realizar diversos estudos essenciais à operação e planejamentodas redes elétricas.

No processo de construção do problema de FP busca-se uma solução do sistemaem estado estacionário, o que implica que as variações sofridas pela rede ao longo dotempo são consideradas suficientemente pequenas para que as alterações temporáriasnos padrões nominais do sistema possam ser consideradas irrelevantes aos cálculos[2].

Logo, torna-se possível modelar o sistema por meio de um conjunto de equaçõese inequações algébricas. Por considerar-se o sistema balanceado para análise desistemas de geração e transmissão, os elementos são modelados apenas em termosde sua sequência positiva, sendo possível utilizar a representação unifilar do sistema.[3, 6].

Para cada barra do sistema se estabelecem duas equações que irão envolver estasquatro grandezas, a princípio desconhecidas: as potências ativa e reativa (Pk eQk) e a tensão complexa (magnitude Vk e ângulo θk). Porém, permanecendo comquatro incógnitas por barra torna-se impossível obter uma solução para o sistema.Fez-se necessário então, considerando informações a respeito do comportamento deregime permanente dos diversos barramentos de um SEP, definir-se três classificaçõesprincipais para tipos de barra [2, 7–9]:

• Barras PQ: geralmente representam barras de carga, sendo conhecidos os va-lores de potência ativa e reativa demandados.

• Barras PV: representam barras de geração, é conhecida a potência ativa geradana barra e demandada, se houver. Também é conhecida a magnitude da tensãona barra.

• Barras Vθ: também conhecidas como barras slack, swing ou de referência, éconhecida sua tensão complexa (magnitude e ângulo). Utilizada como referên-cia angular e com o objetivo de suprir as perdas de potência ativa do sistema,geralmente é escolhida entre as barras de geração de maior capacidade degeração [5, 6].

A partir das grandezas envolvidas no caso (Pk, Qk, Vk e θk) são estabelecidasquais destas grandezas são conhecidas e quais desconhecidas considerando-se o con-ceito de tipos de barra [10], reduzindo, assim, o número de variáveis e tornandopossível que o problema seja solucionado. As duas grandezas consideradas desco-nhecidas, dependendo do tipo de barra, deverão ser obtidas ao final do processo[10].

É válido destacar que, na prática, não existe uma barra de referência, mas nocampo de estudos e análise de fluxo de potência o termo barra de referência é um

7

conceito utilizado como artifício matemático para resolver o problema da geração,assumindo as perdas e a referência angular do sistema [5].

2.3 Formulação do Problema

Para obtenção das duas equações que modelam o sistema, faz-se uso das Leis deKirchhoff. A aplicação da Primeira Lei de Kirchhoff, ou Lei dos Nós, correspondea determinar que as injeções de potências ativa e reativa são conservadas em umdado nó de interesse [2]. A equação 2.1 mostra que a injeção de potência ativano nó k, Pk é equivalente ao somatório de todo FP ativa que circula pelo ramok −m, e demais equipamentos shunt ligados a ele [2]. E a equação 2.2 mostra quea injeção de potência reativa Qk somada à injeção de potência reativa injetada peloelemento shunt, Qsh

k , que é função da magnitude de tensão Vk, no nó k será igual aosomatório dos fluxos de potência reativa que circulam pelo ramo k−m [2], e demaisequipamentos shunt conectados a ele [2]. A figura 2.1 mostra a convenção de sinaispara emprego da Lei dos Nós.

Figura 2.1: Convenção de sinais para fluxos, injeções de corrente e carregamento.

Pk =∑mεΩk

Pkm(Vk, Vm, θk, θm), k ε N | 1 ≤ k ≤ NB (2.1)

Qk +Qshk (Vk) =

∑mεΩk

Qkm(Vk, Vm, θk, θm), k ε N | 1 ≤ k ≤ NB (2.2)

Nas equações 2.1 e 2.2 deve-se considerar o sentido das injeções de potência afim de caracterizá-las como geração ou carga [2]. Injeções em direção às barras são

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consideradas positivas e injeções se afastando das barras são consideradas negativas,estas são geração e carga, respectivamente [2]. Para se estabelecerem os sinaisde fluxos e correntes, adota-se a mesma convenção: positivos os elementos que seafastam das barras e negativos os que se aproximam [2].

A formulação clássica do problema de FP é, em alguns casos, monitorada quantoàs magnitudes das tensões nas barras PQ e monitorada quanto às injeções de po-tência reativa nas barras PV [2], como representado pelas inequações 2.3 e 2.4:

V mink ≤ Vk ≤ V max

k (2.3)

Qmink ≤ Qk ≤ Qmax

k (2.4)

Já a utilização da Segunda Lei de Kirchhoff permite mostrar os fluxos de potêncianos componentes de conexão série como função das tensões em seus nós terminais.São considerados componentes série aqueles que se encontram conectados entre doisnós [2].

Na solução do fluxo de potência CA, o problema do FP é dividido em doissubsistemas de equações algébricas a fim de se determinar, primeiramente, o estadoda rede e, em seguida, determinar-se as demais variáveis dependentes [2].

2.3.1 Expressões do Fluxo de Potência

As equações 2.5, 2.6 e 2.7 mostram as expressões gerais para, respectivamente, ofluxo de potência ativa, fluxo de potência reativa e corrente para linhas de transmis-são, transformadores em-fase, defasadores puros e defasadores [2].

Pkm =(akmVk)2gkm − (akmVk)Vmgkm cos(θkm + ϕkm)− (akmVk)Vm

bkm sin(θkm + ϕkm)(2.5)

Qkm = −(akmVk)2(bkm + bshkm) + (akmVk)Vmbkm cos(θkm − (akmVk)ϕkm)

Vmgkm sin(θkm + ϕkm)(2.6)

Ikm = (a2kmykm + jbshkm)Ek + (−akme−jϕkmykm)Em (2.7)

A admitância série equivalente é definida como (ykm = gkm + jbkm), e as tensõescomplexas das barras terminais se relacionam com as magnitudes das tensão naforma (Ek = Vke

Θk) [2].As equações 2.5, 2.6 e 2.7 variam em sua forma de acordo com o componente

ligado ao ramo de interesse e essas variações se expressam por meio dos coeficientes

9

akm, ϕkm e bshkm, que assumem valores baseado na modelagem de cada elemento [2].A equação 2.8 mostra a dedução da injeção líquida de corrente.

Ik + Ishk =∑mεΩk

Ikm (k ε N | 1 ≤ k ≤ NB) (2.8)

Substituindo-se a fórmula geral da injeção líquida de corrente 2.7 em 2.8, pode-sereescrever a última da forma representada na equação 2.9 [2].

Ik = [jbshk +∑mεΩk

(a2kmykm + jbshkm)]Ek +

∑mεΩk

(−akmejϕkmykm)Em (2.9)

Para k ε N | 1 ≤ k ≤ NB pode-se colocar 2.9 na forma matricial apresentadaem 2.10 [2].

I = Y E (2.10)

Para 2.10 tem-se [2]:

• I: é o vetor das injeções de corrente de componentes Ik (k ε N | 1 ≤ k ≤ NB).

• E: é o vetor das tensões nodais de componentes Ek = Vkejθkm .

• Y = G+ jB: é a matriz de admitância nodal.

A matriz de admitância nodal Y é altamente esparsa para grandes sistemas poispossui baixa conectividade entre os barramentos [2, 3, 5]. Ou seja, Ykm se torna nulosempre que entre os nós k e m não existirem circuitos que os conectem [2, 3]. Oselementos da matriz Y são montados conforme 2.11.

Y km = −akme−jϕkmykm

Ykk = jbshk +∑mεΩk

(jbshkm + a2kmykm) (2.11)

É válido observar que, se a rede for formada por linhas de transmissão e trans-formadores em-fase, a matriz Y será simétrica, ou seja, a matriz Y será igual asua transposta (Y = Y T ) [2, 3]. Já no caso em que há presença de defasadores,a matriz é assimétrica [2, 3]. A assimetria é consequência da inserção do ângulopelo defasador no ramo [2, 3]. A partir da equação 2.11, para um transformadordefasador:

Ykm = −e−jφkmykm (2.12)

Ymk = −ejφkmykm (2.13)

10

Nota-se que há uma diferença entre as equações 2.11 e as equações 2.12 e 2.13, jáque o sentido analisado interfere no valor final (k → m ou m→ k). Logo, a matrizY será assimétrica [2].

A forma matricial 2.10 pode ser reescrita na forma da relação entre a correntenodal Ik e a tensão Ek para um sistema de N nós, como mostra a equação linear2.14 [9].

Ik =N∑m=1

YkmEm (2.14)

Ykm é elemento da matriz de admitâncias do sistema. Pode-se escrever, então, apotência complexa conforme a equação 2.15.

(Pk + jQk) = Ek

N∑m=1

YkmEm (2.15)

Reescrevendo-se 2.15 em termos polares, tem-se:

(Pk + jQk) = Vke−jθk

∑mεK

(Gkm + jBkm)(Vmejθm) (2.16)

Isolando-se a parte real da potência complexa da parte imaginária determinam-se as equações 2.17 e 2.18 que representam as injeções de potência ativa e reativa,respectivamente [2, 7].

Pk = Vk∑mεK

Vm(Gkm cos θkm +Bkm sin θkm) (2.17)

Qk = Vk∑mεK

Vm(Gkm sin θkm −Bkm cos θkm) (2.18)

As equações 2.17 e 2.18 representam a forma retangular das equações de FP.Para fins de conhecimento representa-se nas equações 2.19 e 2.20 a forma polar [7].

Pk =N∑m=1

|YkmVkVm| cos(θkm + δm − δk) (2.19)

Qk = −N∑m=1

|YkmVkVm| sin(θkm + δm − δk) (2.20)

As potências ativa e reativa em uma determinada barra k são representadasna formulação do problema em termos de geração e carga, sendo especificadas aspotências injetadas líquidas como mostrado em 2.21 [7]. A potência ativa líquida édefinida como Pk,sch = Pgk − Pdk, enquanto a potência reativa líquida será Qk,sch =

Qgk −Qdk.

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∆Pk = Pk,sch − Pk,calc = (Pgk − Pdk)− Pk,calc = 0 (2.21)

∆Qk = Qk,sch −Qk,calc = (Qgk −Qdk)−Qk,calc = 0 (2.22)

As formulações 2.21 e 2.22 representam a definição de mismatches, que são osresíduos de potência calculados durante a resolução do problema. Quando umabarra específica não possui geração ou carga, os respectivos termos são consideradosiguais a zero [2, 5, 10].

2.3.2 Subsistema 1

Neste subsistema consideram-se os valores de potência ativa e reativa para barras decarga e potência ativa e magnitude da tensão para barras de geração para soluçãodesta etapa [2, 10]. O objetivo é determinar o estado da rede, tensão em magnitudee ângulo, para todas as barras do sistema a partir da resolução de 2 NPQ + NPVequações algébricas não lineares que possuem a forma de 2.23, para barras PQ ePV, e 2.24, para barras PQ [2].

Pk,sch − Vk∑mεK

Vm(Gkm cos θkm +Bkm sin θkm) = 0 (2.23)

Qk,sch − Vk∑mεK

Vm(Gkm sin θkm −Bkm cos θkm) = 0 (2.24)

As formas apresentadas exigem que, ao subsistema 1, seja aplicado um processoiterativo1 de resolução [2, 3, 7, 8]. A expressão 2.25 é a representação de como oconjunto das equações que formam o subsistema 1 podem ser agrupadas na formavetorial [2].

x =

[θ

V

]NPV+NPQ

NPQ(2.25)

Em que:

• θ: é o vetor dos ângulos das tensões nas barras de carga e de geração.

• V : é o vetor das magnitudes das tensões das barras de carga.

As equações 2.23 e 2.24 podem ser generalizadas e reescritas na forma vetorialque segue [2].

1Processos iterativos, ou métodos iterativos, são metodologias utilizadas para solução de proble-mas que envolvem um conjunto de equações não lineares por meio da aplicação de deslocamentossucessivos [9].

12

∆P = P sch − P (V , θ) (2.26)

∆Q = Qsch−Q(V , θ) (2.27)

Pode-se, então, definir uma função vetorial g(x) de forma:

g(x) =

[∆P

∆Q

]=

[P sch − P (x)

Qsch−Q(x)

]NPV+NPQ

NPQ(2.28)

A partir da função 2.28 pode-se representar o subsistema 1 de acordo com 2.29,que deverá ser resolvido por meio de métodos iterativos. O método mais utilizado échamado Método de Newton-Raphson, considerado rápido e eficiente para sistemascom ponto de partida2 próximo à resposta buscada [9]. Entre os outros métodosutilizados pode-se citar o Método de Newton Desacoplado e o Fluxo de PotênciaLinear, que podem ser verificados em [2, 3, 5], por exemplo. Ambos fornecem umasolução com menor precisão que o anterior, porém são úteis em situações específicas,como na obtenção de um ponto de partida mais próximo à solução desejada antesda aplicação do Método de Newton-Raphson.

g(x) = 0 (2.29)

2.3.3 Subsistema 2

Para o subsistema 2 já é conhecido o estado da rede, portando o objetivo é deter-minar as demais variáveis ainda desconhecidas, ou seja, as potências ativa e reativana barra slack e a potência reativa nas barras de geração do sistema. São NPV + 2

equações algébricas não lineares de solução direta [2].

Pk = Vk∑mεK

Vm(Gkm cos θkm +Bkm sin θkm) (2.30)

Qk = Vk∑mεK

Vm(Gkm sin θkm −Bkm cos θkm) (2.31)

A forma da equação 2.30 é aplicada à barra slack e a equação 2.31 é aplicada àbarra slack e às barras de geração.

2Ponto de partida, ou estimativa inicial, é usualmente um valor inicial aplicado às magnitudesde tensão e aos ângulos não conhecidos no início da solução do problema [9].

13

Capítulo 3

Análise de Contingência

3.1 Considerações Iniciais

A análise de contingências é um dos estudos que pode ser realizado a partir daobtenção da solução do FP e consiste em avaliar os efeitos causados por saída ouentrada de qualquer elemento no SEP, seja por defeito, manutenção ou pela atuaçãoda proteção após uma falta. Esta avaliação é desempenhada por meio da monito-ração dos níveis de tensão, gerações e fluxos e posterior análise do estado operativoda rede com base nos resultados [3, 4]. Mensurar o impacto das contingências nosistema tem papel fundamental no trabalho de planejamento e operação em temporeal, para que seja garantida a segurança da rede [5].

O programa ANAREDE contém dois módulos que realizam o estudo da análise decontingência: a Análise de Contingência Programada (ACP), que permite a execuçãode uma lista predefinida de contingências, e a Análise de Contingência Automática(ACA), que executa contingências para uma área pré-selecionada [11].

3.2 Avaliação de Segurança

O controle dos níveis de segurança do SEP em regime permanente, aplicado parao planejamento e operação em tempo real, tem por objetivo manter o sistema emfuncionamento, suprindo a demanda dentro dos limites operacionais. Este modelode operação é, basicamente, o que caracteriza o estado normal do sistema. Alémdisso, envolve preservar este estado na ocorrência de mudanças de carga ou geraçãoe na ocorrência de faltas não previstas [5].

De acordo com [5], é comum se considerar na análise de contingência:

• Perda de um único elemento do sistema.

• Perdas de mais de um elemento, configurando uma combinação de alteraçõesna rede.

14

A avaliação de segurança é, portanto, um conjunto de estudos sobre o estado deum SEP após a ocorrência de contingências simples ou múltiplas. O ponto de partidaé a solução do FP e, a cada aplicação de contingência, é recalculado o estado da redepara avaliação. Esta é a análise estática, que avalia o estado de regime permanentedo sistema logo após a aplicação da contingência.

Também é possível se realizar a análise de segurança dinâmica. Neste caso éavaliada a rede para o regime permanente, considerando o estado final após soluçãodo FP, e para o período transitório, considerando as modificações ocorridas na rededesde o momento da ocorrência até que seja atingido o regime permanente, paratodas as contingências consideradas [12]. No trabalho desenvolvido, a análise decontingências foi sempre realizada do ponto de vista estático.

A seleção do conjunto de contingências a ser analisada varia de acordo com osistema em estudo e toma por consideração experiências prévias do analista e histó-ricos de ocorrências [2, 5]. A aplicação do conjunto de contingências selecionadas éexecutada por meio de algoritmos computacionais que determinam as variações nasgrandezas da rede.

Um método muito utilizado para classificar os resultados obtidos por meio daaplicação de contingências é o de ranqueamento, de forma a identificar as ocorrênciasmais graves [5]. No programa ANAREDE utiliza-se a classificação de acordo com ograu de severidade dos casos em análise mensurado a partir do cálculo dos índicesde severidade de cada caso de contingência. Índices de severidade correspondem aodesvio quadrático médio em relação aos limites estabelecidos para a grandeza a sermonitorada [11]. Os índices de severidade fornecidos pelo programa ANAREDE sãocalculados segundo 3.1, 3.2 e 3.3.

ISfluxo =

∑ni=1MVA2∑n

i=1CAPAC2

(3.1)

IStensao =n∑i=1

(V IOL)2.104 (3.2)

ISreativo =n∑i=1

(V IOL)2

Qmaxg −Qmin

g

(3.3)

Os índices de severidade são utilizados de forma que, em um mesmo caso,agrupam-se diferentes contingências, buscando as mais severas e que causariam mai-ores problemas para o sistema em estudo. Após a execução das ferramentas decontingência, o programa ANAREDE prepara uma lista, separada para cada tipode grandeza monitorada, com todos os índices calculados em ordem decrescente deseveridade, fornecendo um relatório de visualização das contingências mais severas

15

que, associado à experiência do analista, pode reduzir a quantidade de contingênciaspara análises complementares, como a dinâmica.

3.3 Estados de um Sistema de Potência

Os objetivos centrais dos sistemas de controle envolvem manter a operação do sis-tema sem interrupções de fornecimento, mantendo níveis de tensão e frequênciapróximos ao valores nominais. A partir do momento em que há perturbações narede, o objetivo passa a ser o de garantir que o sistema permaneça em estado nor-mal ou fazer com que retorne a um estado operativo adequado de forma eficiente[3]. Os estados de uma rede são uma classificação que se baseia em condições ope-racionais e, por meio destes, pode-se antecipar ações de controle e correção paracada estado, de forma a garantir a confiabilidade e segurança do sistema. Muitossão os casos em que as pertubações são eliminadas pelo próprio sistema de prote-ção da rede, não sendo necessária a interferência do operador, mas prever as açõesnecessárias a recuperar o sistema de perturbações mais severas é essencial para segarantir a qualidade do suprimento. Neste sentido, classificar os variados estados darede auxilia na análise de segurança do sistema e no planejamento dos sistemas decontrole [3], levando-se em consideração o suprimento da demanda e a situação darede com relação às suas restrições [5]. As classificações utilizadas para os estadosda rede são:

• Estado Normal

• Estado de Alerta

• Estado Restaurativo

• Estado de Emergência

3.3.1 Estado Normal

O SEP encontra-se em estado normal, ou seguro, quando todas as suas cargas sãoatendidas, assim como todas as suas restrições operacionais [3]. Todos os equi-pamentos que se encontram inseridos na região em análise, estão operando comoprojetado. Além disso, mesmo que ocorra uma contingência listada, o sistema nãopassará ao estado de emergência [2, 3, 5].

16

3.3.2 Estado de Alerta

Um sistema é considerado estar em estado de alerta quando, apesar de ser supridatoda demanda, não está sendo respeitado o critério de segurança1 estabelecido [3].Isso significa que, pelo menos uma dentre as contingências listadas pode levar o sis-tema em estado de emergência. Além disso, o sistema também pode ser consideradoem alerta quando há um aumento na probabilidade de ocorrência de um eventode contingência por causa de condições adversas de clima [3]. Toda a demanda ésuprida e não há violação dos limites pré definidos [2, 5].

3.3.3 Estado de Emergência

Quando da ocorrência de uma contingência que leva o sistema à violação dos limitesde operação, diz-se que o sistema está em estado de emergência [3]. As magnitudesdas tensões em diversas barras do sistema podem encontrar-se em violação de seuslimites operacionais e equipamentos podem estar em sobrecarga [3]. Faz-se neces-sário, então, que o sistema seja reconduzido à operação normal. Esta ação podeser efetuada pelo desligamento de porções da rede, seja pela ação dos sistemas deproteção e controle, ou ação direta do operador. Outra opção é transferir o sistemapara um estado de alerta para, somente então, executar a transferência para o estadonormal [2, 5].

3.3.4 Estado Restaurativo

Caso o sistema entre em um estado de emergência severo e seja necessário cortarcarga, diretamente pela ação do operador ou pela ação da proteção, ações pararestaurar o suprimento de toda a demanda serão necessárias [3]. O desligamento deuma parcela do sistema é uma das possíveis medidas a serem tomadas para que sejapossível recuperar o estado do sistema, então em emergência. O estado restaurativocaracteriza-se basicamente pelo religamento de carga e circuitos desligados durantea ocorrência de uma emergência. O sistema é recuperado para o estado de alerta oupara o estado normal [2, 3, 5].

3.4 ANAREDE

O programa ANAREDE disponibiliza aos usuários a possibilidade de execução pormeio de sua interface gráfica ou por meio de linha de comando, ficando a cargo

1Critérios de seguranças podem ser entendidos como limites pré estabelecidos utilizados pararepresentar uma área segura de operação do sistema [12]. Quando a operação de um sistema estáobedecendo aos critérios de segurança estabelecidos, este se encontra em estado normal de operação[4, 12].

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do usuário verificar qual opção se adequa melhor aos seus objetivos. O programa écomposto por um conjunto de módulos para análise de redes em regime permanente.São eles:

• Módulo de Fluxo de Potência

• Módulo de Equivalente de Redes

• Módulo de Análise de Contingências

• Módulo de Análise de Sensibilidade de Tensão

• Módulo de Análise de Sensibilidade de Fluxo

• Módulo de Fluxo de Potência Continuado

• Módulo de Definição das Redes Complementar e de Simulação

• Módulo de Análise de Corredores de Recomposição

• Módulo de Análise de Região de Segurança Estática e Dinâmica

• Módulo de Cálculo Automático de Margem de Transmissão

Neste trabalho não serão descritos todos os módulos do programa, uma vezque o foco se encontra nos resultados obtidos por meio do módulo de Análise deContingências.

A interface do programa ANAREDE é apresentada na figura 3.1, onde a janelasuperior corresponde à interface gráfica e a janela inferior corresponde à interface deconsole de comando. Na parte superior encontram-se os menus pelos quais realizam-se todas as operações, desde o carregamento de arquivos de dados, inserção dediagramas, seleção de ferramentas a serem executadas, impressão de relatórios, entreoutros. O programa apresenta, junto a cada diálogo, os mnemônicos2 referentes aoscódigos de execução e opções de controle de execução relacionados com o mesmo.

2Mnemônicos são códigos compostos pela combinação de quatro letras, que realizam o controleda execução das operações do programa.

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Figura 3.1: Interface do programa ANAREDE.

Pode-se realizar o carregamento dos dados do sistema para o programa ANA-REDE de maneira diversificada, estando a critério do usuário o que lhe seja maiseficiente de acordo com suas necessidades. Na interface do programa ANAREDE, ocarregamento pode ser realizado por meio de arquivo .PWF ou arquivo .SAV, ape-nas com os dados da rede ou contendo, também, os códigos e opções de execuçãorequeridos para o estudo. Caso sejam carregados apenas os dados do sistema, aseleção da operação a ser executada é realizada por meio da interface ou via consolede comando.

3.4.1 Códigos de Execução e Opções de Controle de Execução

Os códigos de execução definem a operação a ser executada, enquanto as opçõesde controle definem como tal operação será executada. Por exemplo, por meio deum código de execução, pode-se estabelecer que será executado o módulo de fluxode potência continuado, a análise de contingência, a impressão de um relatório,entre outros. Já a definição das opções de controle irão personalizar esta ferramentaescolhida, estabelecendo um método específico ou modificando certos detalhes daoperação. Além disso, são as opções de controle que escolhem qual relatório e de quetipo será impresso ao usuário. A lista de todos os códigos disponíveis está presenteno manual do programa [11]. Caso o usuário opte por utilizar a interface de linhade comando, deverá fornecer ao programa todos os códigos e opções de execuçãonecessários a obter os resultados desejados. A figura 3.2 mostra a utilização do códigode execução DBAR (referente à leitura dos dados de barra CA) e a utilização de suarégua de auxílio, em verde, que apresenta a ordem dos dados a serem informados

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pelo usuário.

Figura 3.2: Código de leitura de dados de barra CA IEEE 14 Barras.

3.4.2 Módulo de Análise de Contingência

O Módulo de Análise de Contingência do programa ANAREDE possui a capacidadede realizar análises envolvendo contingências simples ou múltiplas, abrangendo ope-rações que permitem desligar ou ligar elementos, realizar alterações no estado darede ou alterar os níveis de geração e carga [11].

O conjunto convergido dos dados da rede a ser analisada, que for inserido noprograma pelo usuário, é classificado como caso base e será utilizado como cenárioinicial para a avaliação das contingências. Internamente a execução computacionalparte do estado da rede do caso base convergido, efetua a contingência selecionada(desliga um circuito listado, por exemplo) e, então, executa o FP para obter o novoestado da rede referente a esta contingência. Após armazenamento interno, o pro-grama recupera o caso convergido para, só então, iniciar a execução da próximacontingência listada. A figura 3.3 apresenta um fluxograma simplificado destas ope-rações.

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25/02/2019 Pré-visualizar

1/2

Inicio

Fim

Sim

Sim

Não

Não Caso convergiu?

Caso convergiu?

Lista decontingências

finalizada?

Sim

Não

Carregamento dos dados

do caso base

Execução doFluxo

de Potência

Armazenamentodo caso

convergido

Armazenamentodos resultados

Acesso à lista de

contingências

Recuperaçãodos dados do

caso base

Aplicação de contingência

listada

Execução doFluxo dePotência

Emissão deRelatórios

Figura 3.3: Fluxograma representativo da análise de contingência.

21

3.4.2.1 Contingência Automática

A ACA no programa ANAREDE permite ao usuário selecionar uma parcela desejadado sistema, ou optar pelo sistema completo, sobre o qual se aplica o critério N − 13,caracterizando a aplicação de contingências simples.

Para o cálculo de ACA, o código de execução utilizado é o EXCA, onde se deveconstruir a linguagem de seleção, que define as contingências a serem executadas. Afigura 3.4 mostra como é construída a linguagem de seleção para este caso.

Figura 3.4: Montagem da linguagem de seleção para o código EXCA.

É necessário que seja identificado na linguagem de seleção o tipo de grupo aque pertencem os elementos que passarão pela contingência, sua identificação e umacondição de intervalo ou união [11]. Os elementos que podem ser selecionados paraesta operação são:

• BARR: especifica que o elemento é uma barra

• AREA: especifica que o elemento é uma área

• TENS : especifica que o elemento é um grupo base de tensão

• AG01...AG10 : especifica que o elemento é um agregador

A identificação do elemento é informada por meio de sua numeração (Num). Acondição a ser informada para a primeira e para a segunda cláusulas pode especificarum intervalo (A) ou uma união (E ). Já a condição que define a relação entre as duascláusulas pode estabelecer a união dos conjuntos definidos pelas cláusulas 1 e 2 (E ),

3Critério de segurança N − 1 é utilizado de forma geral no estudo do planejamento do SIN,buscando a garantia de que, havendo a perda de qualquer elemento, não haja perda de fornecimento,violação ou sobrecarga sobre demais equipamentos e instalações de circuitos [13].

22

a diferença entre os conjuntos (X ) ou a interseção entre os mesmos (S ). A figura 3.5mostra tais opções.

Figura 3.5: Visualização das opções de intervalo para linguagem de seleção.

Após a execução de todas as contingências listadas e considerando a opção deexecução RMON, que relaciona a impressão do relatório de monitoração [11], oprograma emite o Relatório de Monitoração de Contingências (RMC), de acordocom o tipo de monitoração selecionada [11]:

• Para monitoração de tensão:

A monitoração de tensão é selecionada por meio do código de execução DMTE.Para o caso da monitoração do sistema completo deve-se ativar a opção deexecução MOCT e para a monitoração de barras CA selecionadas pelo usuário,

23

deve-se ativar a opção de execução MOST. Os dados entregues pelo relatóriode saída serão:

– Número da barra CA

– Nome da barra CA

– Número da área da barra CA

– Limite mínimo da tensão na barra

– Magnitude atual da tensão na barra

– Limite máximo da tensão na barra

– Violação do limite máximo de tensão na barra

– Severidade da violação

• Para monitoração de geração de potência reativa:

O código de execução DMGR é responsável pela monitoração da geração de po-tência reativa e é a partir dele que o usuário define a região monitorada. Casoo usuário tenha por objetivo a monitoração de todo o sistema, deve ativar aopção de execução MOCG, se deseja monitorar apenas barras CA selecionadasno código DMGR, deve ativar a opção MOSG. O RMC irá fornecer:

– Número da barra CA

– Nome da barra CA

– Tipo da barra CA

– Número da área da barra CA

– Limite mínimo de geração reativa na barra

– Geração reativa atual

– Limite máximo de gração reativa na barra

– Violação de potência reativa

– Indicação do limite violado, superior ou inferior

• Para monitoração de fluxo:

Se o objetivo é a monitoração de fluxo, o código de execução será o DMFLpara informar a região de monitoração. A utilização do código de execuçãoMOCF fará com que todo o sistema seja monitorado e o código MOSF fará comque apenas barras selecionadas sejam monitoradas. Os resultados da operaçãoserão gerados e entregues pelos dados:

– Números das barras CA terminais do circuito

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– Identificação do número do circuito

– Fluxos de potência (MW, Mvar e MVA)

– Violação da capacidade de carregamento

– Severidade da violação

Como mencionado anteriormente, a ordenação decrescente dos índices de severi-dade dos casos em análise são utilizados para evidenciar os casos mais severos [11]de violação na análise de contingência. Tais índices são informados no relatório desaída por meio da utilização do caractere (*) e cada elemento deste representa até1% de violação para o caso de monitoração de tensão e 10% de violação para amonitoração de fluxo.

3.4.2.2 Contingência Programada

A ACP no programa ANAREDE permite que o usuário selecione contingênciasespecíficas a serem executadas. Neste módulo de execução, diferentemente da ACAque se utiliza do critério N-1, pode-se realizar estudos de contingências múltiplas.Estas podem ser contingências de carga, de fechar ou abrir um circuito, de geração,de elemento shunt, e de desligar ou ligar uma barra.

As contingências a serem executadas são organizadas em listas de prioridade pormeio do código de execução DCTG. Para identificação do caso e identificação de suaprioridade pede-se informar [11]:

• Identificação numérica do caso de contingência.

• Tipo de operação a ser executada, adição ou eliminação do caso de contingên-cia.

• Prioridade do caso.

• Identificação alfanumérica do caso.

Diversos são os tipos de contingência que podem ser executados por meio daferramenta de contingência programada, desta forma os dados necessários a cadatipo são diferentes. Alguns destes casos são citados abaixo.

• Contingências de barras podem ser o desligamento ou religamento de uma oumais barras e os dados de entrada solicitados ao usuário são:

– Tipo de contingência. BARD para desligamento de barra e BARL parareligamento de barra.

– Número da barra.

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• Contingências de circuitos consistem no desligamento ou religamento de umou mais circuitos e os dados de entrada são:

– Tipo de contingência. CIRD para desligamento de circuito e CIRL parareligamento de circuito.

– Número da barra DE, uma das extremidades do circuito.

– Número da barra PARA, uma das extremidades do circuito.

– Número do circuito em paralelo.

– Número da extremidade do circuito a ser aberta, para o caso CIRL.

• Contingências de chaves de bypass de compensador série controlável podemser o fechamento ou abertura das chaves e sua execução necessita dos seguintesdados de entrada:

– Tipo de contingência. CSCL para fechamento e CSCD para abertura.

– Número da barra DE, uma das extremidades do circuito.

– Número da barra PARA, uma das extremidades do circuito.

– Número do circuito em paralelo.

Ainda há possibilidade de fornecer dados para casos de contingências de geração,de gerador individualizado, de carga, de carga individualizada, de shunt, de shuntde linha, de banco shunt, de compensador estático de reativos, de motor de induçãoe de elo CC [11].

3.4.3 Modelo Proposto

O sistema atual de emissão de relatórios de análise de contingências do programaANAREDE possui foco sobre a análise dos casos de contingência em que há violaçãodos limites pré-estabelecidos. Pode-se observar no fluxograma apresentado pelafigura 3.3 que apenas os casos em que há violação possuem seus dados armazenadospara, posteriormente, serem compilados em um relatório.

Há, porém, possibilidade de que já existam violações aos limites no caso baseinserido pelo usuário que não sejam de conhecimento dele. No RMC, estas violaçõespré-existentes seriam compiladas e apresentadas mesmo que não tenham sido causa-das pelo caso de contingência em análise, dificultando a verificação do real impactodesta contingência.

O modelo de relatório proposto neste trabalho consiste daMonitoração Completade Variações (MOCV ) , opção de execução que gera o Relatório Auxiliar de Moni-toração de Contingência (RAMC) que reune as dez maiores variações de magnitude

26

de tensão, de geração reativa e de fluxo de cada caso de contingência com relaçãoao caso base. Sendo, assim, é possível visualizar o verdadeiro impacto de cada con-tingência nas grandezas originais independente de haver violação dos limites. Sãoexibidos no relatório proposto:

• Monitoração de Variação de Tensão

– Número da barra

– Nome da barra

– Magnitude de tensão pré contingência

– Magnitude de tensão pós contingência

– Variação da magnitude de tensão

• Monitoração de Variação de Geração Reativa

– Número da barra

– Nome da barra

– Geração de potência reativa pré contingência

– Geração de potência reativa pós contingência

– Variação da geração de potência reativa

• Monitoração de Variação de Fluxo

– Número da barra DE

– Nome da barra DE

– Número da barra PARA

– Nome da barra PARA

– Número do Circuito

– Direção do fluxo

– Capacidade de carregamento normal corrigida pela tensão

– Carregamento percentual pré contingência relacionado à capacidade nor-mal

– Carregamento percentual pós contingência relacionado à capacidade nor-mal

– Variação 1 (V AR1)

– Variação 2 (V AR2)

– Fator

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– Capacidade de carregamento de emergência corrigida pela tensão

– Carregamento percentual pré contingência relacionado à capacidade deemergência

– Carregamento percentual pós contingência relacionado à capacidade deemergência

– Variação 1

O valores de V AR1, V AR2 e FATOR são calculados segundo as equações 3.4,3.5 e 3.6, sendo que, 3.4 e 3.5 se referem à diferença percentual entre o fluxo précontingência e o fluxo pós contingência com relação às capacidades normal e deemergência do circuito. O fator expresso pela equação 3.6 é o fator de proporciona-lidade do fluxo pré-contingência do circuito contingenciado que passa a circular nosdemais circuitos após o evento, assumindo uma relação linear.

A saída do relatório é organizada de acordo com os maiores valores atingidospela V AR1, divididos entre valores mais positivos e mais negativos.

V AR1 = %CAPACpos −%CAPACpre (3.4)

V AR2 =MVApos −MVApre

CAPACMVA

∗ 100 (3.5)

FATOR =MVApos −MVApre

MVACirc.Contpre

(3.6)

Em que:

• V AR1 é a diferença percentual entre o fluxo pré contingência e o fluxo póscontingência, calculado a partir dos valores percentuais:

– %CAPACpos: Porcentagem da capacidade normal correspondente aofluxo pós contingência.

– %CAPACpre: Porcentagem da capacidade normal correspondente aofluxo pré contingência.

• V AR2 é a diferença percentual entre o fluxo pré contingência e o fluxo póscontingência, calculado com os valores em MVA:

– MVApos: Fluxo pós contingência em MVA.

– MVApre: Fluxo pré contingência em MVA.

– CAPACMVA: Carregamento normal em MVA.

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• FATOR é o fator de porporcionalidade do fluxo pré contingência do circuitocontingenciado que passa a circular nos demais circuitos após o evento, assu-mindo relação linear, calculado com valores em MVA:

– MVApos: Fluxo pós contingência em MVA.

– MVApre: Fluxo pré contingência em MVA.

– MVACircContpre : Fluxo pré contingência do circuito contingenciado.

Para casos de contingência de barra, a variável FATOR considera paraMVACirc.Contpre todos os circuitos conectados à barra contingenciada. E para ca-sos de contingências múltiplas de circuitos, é considerado o somatório de todos oscircuitos contingenciados. Os valores apresentados por V AR1 e V AR2 são referentesà capacidade de carregamento corrigida pela tensão.

O principal objetivo do desenvolvimento do relatório aqui apresentado é, por-tanto, a criação de uma ferramenta complementar ao relatório tradicional do mó-dulo de Análise de Contingência do programa ANAREDE. A partir da integraçãode ambos os relatórios, pode-se identificar quais as violações provocadas pelo eventoaplicado e quais já existiam no caso base. Da mesma forma, é possível estabeleceros circuitos mais afetados, inclusive quando não houver violações aos limites impos-tos. Torna-se possível, para o analista, indicar uma região de monitoração melhordetalhada, sem correr o risco de considerar violações que não são consequentes doevento executado.

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Capítulo 4

Estudos de Caso

Os estudos aqui apresentados objetivam mostrar, na prática, as diferenças entre osistema principal de emissão de relatórios para análise de contingências e o relatórioauxiliar proposto, bem como discorrer sobre as vantagens analíticas dos aprimora-mentos de que trata este trabalho.

Utilizou-se o sistema IEEE 14 Barras para execução da ferramenta de ACA e osistema IEEE 118 Barras para a execução da ferramenta de ACP. Ambos os siste-mas utilizados são propostos pelo Institute of Electrical and Electronics Engineers(IEEE) [14].

Em ambos os casos optou-se por utilizar a opção de carregamento do arquivo.PWF modificado de forma a conter, além dos dados das redes, os códigos e opçõesde execução necessários a cada estudo aplicado.

4.1 Caso IEEE 14 Barras

O primeiro caso analisado foi o IEEE 14 Barras, composto ao todo de nove barrasPQ, quatro barras PV e uma barra slack. Os dados elétricos utilizados neste casopodem ser consultados no apêndice A.

4.1.1 Análise de Contingência Automática

A figura 4.1 apresenta a linguagem de seleção utilizada para aplicar a ferramentade contingência automática, EXCA, ao sistema IEEE 14 Barras, com a inclusão daopção de execução MOCV, que gera o relatório auxiliar implementado. A área 1selecionada por meio do código de execução EXCA corresponde ao sistema completo.

Os limites de magnitude de tensão e de geração reativa monitorados neste casopodem ser verificados na figura 4.2. Já o limite de fluxo monitorado para todos oscircuitos do sistema teste, tanto para capacidade normal quanto para capacidade deemergência, foi 150 MVA, que pode ser visto na figura 4.6.

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Figura 4.1: Trecho do código de seleção utilizado para execução da ACA.

A seguir, as figuras 4.2 e 4.3, apresentam as formas do RMC estabelecido pe-las opções de execução MOCT, MOCG e MOCF. Como citado anteriormente, talrelatório imprime os resultados atrelados a equipamentos que violaram os limitespré estabelecidos para tensão, geração de potência reativa ou fluxo. Este relatóriofornece uma visão parcial das consequências da contingência aplicada, não permi-tindo que o usuário analise de forma direta as variações mais significativas causadaspelo evento. A contingência exemplificada nas figuras se refere ao desligamento docircuito da barra DE 1 para a barra PARA 2.

Figura 4.2: Monitoração de tensão e reativo para o sistema IEEE 14 Barras.

Neste exemplo, o RMC apresenta a barra 8 como a mais afetada quanto à mag-nitude de tensão, atingindo o maior grau de severidade no caso, porém, por meio davisualização apenas do relatório, não há como presumir o impacto real da contin-gência no sistema como um todo. Para monitoração de geração reativa, são exibidasapenas duas barras. Neste trabalho optou-se pela não utilização da verificação de

31

limite de reativo, selecionada pela opção de execução QLIM, pois o interessante parao trabalho seria a visualização de violações dos limites de geração reativa.

Figura 4.3: Monitoração de fluxo para o sistema IEEE 14 Barras.

Nas figuras 4.4, 4.5 e 4.6 são mostrados os resultados gerados pela ativação daopção MOCV. Percebe-se que, além de ser complementar aos resultados fornecidosno relatório padrão, a metodologia proposta adiciona resultados de interesse paratomada de decisão. Nos resultados referentes à Monitoração de Variação de Tensão,por conter os valores originais do sistema e os valores após o evento, nota-se quenão houve barra de carga com variação positiva, todas as listadas sofreram reduçõesem seus níveis de tensão. Outra vantagem adquirida com a implementação destemodelo está em se conhecer as barras que estão próximas aos limites, como no casoda barra 9 com 1.0469 p.u, que não foi listada pelo MOCT mas possui magnitudede tensão muito próxima ao limite superior. Além disso, nota-se que a 7, apesarde estar acima do seu limite superior, teve sua magnitude de tensão reduzida pelacotingência aplicada.

Fica claro o caráter complementar do relatório desenvolvido a partir da identi-ficação de que nem todas as barras listadas no RMC, o foram pelo RAMC, nestecaso as barras 1, 12 e 11.

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Figura 4.4: Relatório auxiliar de monitoração: variação de tensão.

Figura 4.5: Relatório auxiliar de monitoração: variação de reativo.

Ao comparar os resultados relacionados à Monitoração de Geração Reativa, vê-se que a barra 2 ultrapassou o limite superior de geração reativa em 33, 7 Mvar,enquanto a barra 6 obteve um nível de geração com 2, 2 Mvar acima do limitesuperior segundo o MOCG. Mas ao verificar os registros no relatório auxiliar, nota-se que o maior impacto ocorreu sobre a barra 1, nada menos que 329% de acréscimona geração de reativo.

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Figura 4.6: Relatório auxiliar de monitoração: fluxo.

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A saída fornecida pelo RAMC para a Monitoração de Fluxo possui alguns fatoresde avaliação da contingência calculados segundo as expressões 3.4, 3.5 e 3.6.

Neste caso estudado, os valores de V AR1 estão próximos dos valores do FATORpois o circuito que sofreu a contingência está conectado à barra slack, que por suavez está conectada apenas ao circuito DE 1 para a barra PARA 5. Dessa forma,quando o circuito foi desligado, seu fluxo foi transferido para o circuito da barra DE1 para a barra PARA 5. Como este circuito passa a ter resistência maior, as perdasserão maiores e, consequentemente, V AR1 e FATOR serão próximos.

Como mencionado, o cálculo de V AR1 é realizado com respeito à capacidadenormal do circuito e à capacidade de emergência. Para o caso IEEE 14 Barras nãose pode destacar diferenças entre os valores calculados para V AR1 pois os valoresde carregamento normal e de emergência são iguais no caso, mas isto não é usual.

A título de ilustração, a figura 4.7 mostra os resultados obtidos caso as capaci-dades possuíssem valores diferentes. Para demonstração foi adotada capacidade deemergência de 200 MVA.

4.2 Caso IEEE 118 Barras

O sistema IEEE 118 barras é composto por cinquenta e três barras de carga, sessentae quatro barras de geração e a barra slack. Este caso foi selecionado para aplicaçãoda ACP. Os dados elétricos utilizados neste caso podem ser consultados no apêndiceB.

4.2.1 Análise de Contingência Programada

Para a aplicação da ferramenta de contingência programada, EXCT , foi utilizadoo código de execução DCTG que faz a seleção dos casos de contingência a seremaplicados, apresentado na figura 4.8. Optou-se pela utilização de contingências debarra, e nesta figura é possível verificar quais barras foram contingenciadas.

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Figura 4.7: Demonstração para capacidade de emergência igual a 200 MVA.

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Figura 4.8: Trecho do código de seleção utilizado para execução do EXCT.

Da mesma forma que no caso anterior, os limites das magnitudes de tensão edas gerações reativas podem ser verificados nas figuras 4.9 e 4.10, que apresentamos relatórios gerados pelas opções MOCT, MOCG e MOCF. Neste caso, o limite demonitoração de fluxo foi deixado aberto (9999 MVA/V ).

Figura 4.9: Relatório de monitoração de tensão de contingência programada.

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Figura 4.10: Relatório de monitoração de reativo e fluxo de contingência progra-mada.

Os relatórios com os resultados da contingência na barra Sorenson–V1, podemser verificados nas figuras 4.9 e 4.10. Para Monitoração de Tensão, nota-se quetodas as oito barras que sofreram violação dos limites de tensão apresentaram baixaseveridade. Por meio deste relatório pode-se concluir que, apesar de tais violações, oevento aplicado causou reduzido impacto no sistema. De forma complementar, vê-sepela figura 4.11 as dez barras que sofreram as maiores variações em suas magnitudesde tensão devido à contingência. Nota-se a partir do RAMC que, apesar de a barraWHuntngd–V2 estar com magnitude de tensão igual ao seu limite inferior no RMC,sua tensão já estava neste valor antes da contingência. Verifica-se, da mesma forma,que as barras Wooster—V2 e Darrah—-V2 já estavam com seus respectivos valoresde magnitude de tensão violando seus limites inferiores. Com auxílio do relatórioaqui apresentado, é possível observar que o primeiro evento não possui influência noestado de tais barras.

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Figura 4.11: Relatório auxiliar de monitoração: tensão.

Os resultados listados com relação à Monitoração de Geração Reativa apresen-tam seis barras com violações de seus limites pré estabelecidos, mas não é possívelmensurar o real impacto da contingência apenas pelo RMC. Ao avaliar os resulta-dos entregues pelo RAMC, torna-se claro o imenso impacto causado pelo evento.A barra FtWayne—V2 sofreu acréscimo de 1304, 63% em sua geração reativa, sal-tando de 2, 982 Mvar para 41, 880 Mvar. Verifica-se, também, que mesmo barrasque não violaram seus limites estiveram submetidas a grandes variações, como abarra Madison—V2 com 1.239, 80% de variação.

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Figura 4.12: Relatório auxiliar de monitoração: reativo.

Quanto à Monitoração de Fluxos, verifica-se que o RMC apresentou mensageminformando que não foram encontradas violações de fluxo. Todavia, é apreciávelobter uma medida dos impactos causados pelo evento em relação aos fluxos dosistema. Por meio da avaliação do RAMC pode-se perceber que as variações entreos estados pré e pós contingência, pois apesar de terem sido baixas é apreciáveladquirir uma listagem das dez linhas mais afetadas.

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Figura 4.13: Relatório auxiliar de monitoração: fluxo.

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Capítulo 5

Conclusões

O objetivo do desenvolvimento deste trabalho foi desenvolver um novo modelo derelatório de saída para a Ferramenta de Análise de Contingências do programaANAREDE que fosse complementar ao relatório de saída tradicional. Devido à im-portância da Análise de Contingência para os estudos no setor elétrico, é necessárioque os relatórios de saída apresentem os resultados de forma a fornecer ao usuáriouma visão a mais completa possível do estado do sistema pré e pós contingência.Foi desenvolvida e implementada a opção de execução Monitoração Completa deVariações que, quando selecionada, gera o Relatório Complementar de Análise deContingência, o qual acrescenta ao relatório tradicional os valores de magnitude detensão pré contingência das dez barras mais afetados por cada contingência. Damesma forma, essa opção acrescenta os dez circuitos com maior variação de fluxo eas dez barras com maior variação de geração de potência reativa.

A utilização conjunta dos dois modelos de relatório se mostrou eficaz quanto aapresentar um cenário mais amplo dos impactos de uma contingência independente-mente da ocorrência de violações. A partir da validação do relatório auxiliar com autilização dos casos teste IEEE 14 Barras e IEEE 118 Barras foi possível mostrar,na prática, a possibilidade de, além de identificar os circuitos em violação, apontaros casos de circuitos que já estavam em violação no caso base convergido. Alémdos casos de circuitos na iminência de uma violação,comprovando o caráter comple-mentar do novo relatório e ampliando as informações que o operador obtém para atomada de decisão.

Em vista de ampliar futuramente e de maneira personalizada os dados pré e póscontingência que o usuário terá acesso, uma proposta de trabalho futuro é a inclusãoda possibilidade de que o número de barras e circuitos a serem listados como as maisafetados no RAMC possa ser definido pelo usuário. Dessa forma, caso os circuitosapresentados pelo modelo tradicional não estejam todos entre os dez elementos maisafetados apresentados pelo RAMC, é possível que o usuário estabeleça um maiornúmero de circuitos a serem listados e consiga identificar qual o nível de impacto

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causado em cada circuito com violações. Outra proposta de trabalho futuro é aimplementação da opção MOCV nas demais ferramentas que executam a Análise deContingência no programa ANAREDE, tais como a Região de Segurança, a Margemde Transmissão, entre outros.

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http://labs.ece.uw.edu/pstca/

TITUIEEE 14 Bus Test Case - Winter 1962DBAR(Num)OETGb( nome )Gl( V)( A)( Pg)( Qg)( Qn)( Qm)(Bc )( Pl)( Ql)( Sh)Are(Vf) 1 2 Barra-01--HVA 1060 0.0232.4-16.9 1 1 2 1 Barra-02--HVA 1045-4.9 40.0 42.4-40.0 50.0 2 21.7 12.7 1 3 1 Barra-03--HVA 1010-12. 0.0 23.4 0.0 40.0 3 94.2 19.0 1 4 0 Barra-04--HVA 1019-10. 47.8 -3.9 1 5 0 Barra-05--HVA 1020-8.7 7.6 1.6 1 6 1 Barra-06--LVA 1070-14. 0.0 12.2 -6.0 24.0 6 11.2 7.5 1 7 0 Barra-07--ZVA 1062-13. 1 8 1 Barra-08--TVA 1090-13. 0.0 17.4 -6.0 24.0 8 1 9 0 Barra-09--LVA 1056-14. 29.5 16.6 19.0 1 10 0 Barra-10--LVA 1051-15. 9.0 5.8 1 11 0 Barra-11--LVA 1057-14. 3.5 1.8 1 12 0 Barra-12--LVA 1055-15. 6.1 1.6 1 13 0 Barra-13--LVA 1050-15. 13.5 5.8 1 14 0 Barra-14--LVA 1036-16. 14.9 5.0 199999DLIN(De )d O d(Pa )NcEP ( R% )( X% )(Mvar)(Tap)(Tmn)(Tmx)(Phs)(Bc )(Cn)(Ce)Ns 1 2 1 1.938 5.917 5.28 150 200 1 5 1 5.40322.304 4.92 150 200 2 3 1 4.69919.797 4.38 150 200 2 4 1 5.81117.632 3.40 150 200 2 5 1 5.69517.388 3.46 150 200 3 4 1 6.70117.103 1.28 150 200 4 5 1 1.335 4.211 150 200 4 7 1 0.00020.912 0.978 150 200 4 9 1 0.00055.618 0.969 150 200 5 6 1 0.00025.202 0.932 150 200 6 11 1 9.49819.890 150 200 6 12 1 12.29125.581 150 200 6 13 1 6.61513.027 150 200 7 8 1 0.00017.615 150 200 7 9 1 0.00011.001 150 200 9 10 1 3.181 8.450 150 200 9 14 1 12.71127.038 150 200 10 11 1 8.20519.207 150 200 12 13 1 22.09219.988 150 200 13 14 1 17.09334.802 150 20099999dglt(G (Vmn) (Vmx) (Vmne (Vmxe A .95 1.0599999ulog414barras_exca.txtdopc(Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) Efile l99999exlf qlim

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Apêndice A

IEEE 14 Barras - EXCA

rela rmon moct mocg mocf(exca moct mocg mocf emrg mocv file(tp) (no ) C (tp) (no ) C (tp) (no ) C (tp) (no )area 199999(FIM

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TITUIEEE/RTS-SISTEMA TESTE DO IEEE-118 BARRAS DCTE(Mn) ( Val) (Mn) ( Val) (Mn) ( Val) (Mn) ( Val) (Mn) ( Val) (Mn) ( Val) BASE 100. DASE 6264. TEPA .1 EXST .4 TETP 5. TBPA 5.TLPP 1. TEPR .1 QLST .4 TLPR 1. TLPQ 2. TSBZ .01TSBA 5. ASTP .05 VSTP 5. TLVC .1 TLTC .1 TSFR .01ZMAX 500. TLPV .5 VDVM 150. VDVN .1 TUDC .01 TADC .01PGER 30. TPST 500. VFLD 70. ZMIN .001 HIST 470 LFIT 10ACIT 90 LFCV 3 DCIT 10 VSIT 10 LPIT 50 LFLP 10PDIT 10 LCRT 32 LPRT 60 CSTP 500.ICIT 30 DMAX 5 FDIV 2. ICMN .05 VART 5. TSTP 33ICMV .5 APAS 90. CPAR 70. VAVT 2. VAVF 5. VMVF 15.VPVT 2. VPVF 5. VPMF 10. VSVF 20. VINF 1. VSUP 1.99999DBAR(Num)OETGb( nome )Gl( V)( A)( Pg)( Qg)( Qn)( Qm)(Bc )( Pl)( Ql)( Sh)Are(Vf)M(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)(10 1 L1 Riversde--V2A 95510.7 0. 0. -5. 15. 51. 27. 11000 2 L Pokagon---V2A 97111.2 20. 9. 11000 3 L HickryCk--V2A 96811.6 39. 10. 11000 4 L1 NwCarlsl--V2A 99815.3 -9. 0.-300. 300. 30. 12. 11000 5 L Olive-----V2A 100215.7 -40. 11000 6 L1 Kankakee--V2A 990 13. 0. 0. -13. 50. 52. 22. 11000 7 L JacksnRd--V2A 98912.6 19. 2. 11000 8 L1 Olive-----V1A 101520.8 -28. 0.-300. 300. 11000 9 L Bequine---V1A 1043 28. 11000 10 L1 Breed-----V1A 105035.6 450. 0.-147. 200. 11000 11 L SouthBnd--V2A 98512.7 70. 23. 11000 12 L1 TwinBrch--V2A 99012.2 85. 0. -35. 120. 47. 10. 11000 13 L Concord---V2A 96811.4 34. 16. 11000 14 L GoshenJt--V2A 98411.5 14. 1. 11000 15 L1 FtWayne---V2A 97011.2 0. 0. -10. 30. 90. 30. 11000 16 L N.E.------V2A 98411.9 25. 10. 11000 17 L Sorenson--V2A 99513.7 11. 3. 11000 18 L1 McKinley--V2A 97311.5 0. 0. -16. 50. 60. 34. 11000 19 L1 Lincoln---V2A 96311.1 0. 0. -8. 24. 45. 25. 11000 20 L Adams-----V2A 95811.9 18. 3. 11000 21 L Jay-------V2A 95913.5 14. 8. 11000 22 L Randolph--V2A 97016.1 10. 5. 11000 23 L CollCrnr--V2A 1000 21. 7. 3. 11000 24 L1 Trenton---V2A 99220.9 -13. 0.-300. 300. 11000 25 L1 TannrsCk--V2A 105027.9 220. 0. -47. 140. 11000 26 L1 TannrsCk--V1A 101529.7 314. 0.-10001000. 11000 27 L1 Madison---V2A 96815.4 -9. 0.-300. 300. 62. 13. 11000 28 L Mullin----V2A 96213.6 17. 7. 11000 29 L Grant-----V2A 96312.6 24. 4. 11000 30 L Sorenson--V1A 96818.8 11000 31 L1 DeerCrk---V2A 96712.8 7. 0.-300. 300. 43. 27. 11000 32 L1 Delaware--V2A 96414.8 0. 0. -14. 42. 59. 23. 11000 33 L Haviland--V2A 97210.6 23. 9. 11000 34 L1 Rockhill--V2A 98611.3 0. 0. -8. 24. 59. 26. 14. 11000 35 L WestLima--V2A 98110.9 33. 9. 11000 36 L1 Sterling--V2A 98010.9 0. 0. -8. 24. 31. 17. 11000 37 L EastLima--V2A 99211.8 -25. 11000

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Apêndice B

IEEE 118 Barras - EXCT

38 L EastLima--V1A 96216.9 11000 39 L NwLibrty--V2A 970 8.4 27. 11. 11000 40 L1 WestEnd---V2A 970 7.4 -46. 0.-300. 300. 20. 23. 11000 41 L S.Tiffin--V2A 967 6.9 37. 10. 11000 42 L1 Howard----V2A 985 8.5 -59. 0.-300. 300. 37. 23. 11000 43 L S.Kenton--V2A 97811.3 18. 7. 11000 44 L WMVernon--V2A 98513.8 16. 8. 10. 11000 45 L N.Newark--V2A 98715.7 53. 22. 10. 11000 46 L1 W.Lancst--V2A 100518.5 19. 0.-100. 100. 28. 10. 10. 11000 47 L Crooksvl--V2A 101720.7 34. 0. 11000 48 L Zanesvll--V2A 102119.9 20. 11. 15. 11000 49 L1 Philo-----V2A 102520.9 204. 0. -85. 210. 87. 30. 11000 50 L WCambrdg--V2A 100118.9 17. 4. 11000 51 L Newcmrst--V2A 96716.3 17. 8. 11000 52 L SCoshoct--V2A 95715.3 18. 5. 11000 53 L Wooster---V2A 94614.4 23. 11. 11000 54 L1 Torrey----V2A 95515.3 48. 0.-300. 300. 113. 32. 11000 55 L1 Wagenhls--V2A 952 15. 0. 0. -8. 23. 63. 22. 11000 56 L1 Sunnysde--V2A 95415.2 0. 0. -8. 15. 84. 18. 11000 57 L WNwPhil1--V2A 97116.4 12. 3. 11000 58 L WNwPhil2--V2A 95915.5 12. 3. 11000 59 L1 Tidd------V2A 98519.4 155. 0. -60. 180. 277. 113. 11000 60 L SWKammer--V2A 99323.2 78. 3. 11000 61 L1 W.Kammer--V2A 995 24. 160. 0.-100. 300. 11000 62 L1 Natrium---V2A 99823.4 0. 0. -20. 20. 77. 14. 11000 63 L Tidd------V1A 96922.8 11000 64 L Kammer----V1A 98424.5 11000 65 L1 Muskngum--V1A 100527.7 391. 0. -67. 200. 11000 66 L1 Muskngum--V2A 105027.5 392. 0. -67. 200. 39. 18. 11000 67 L Summerfl--V2A 102024.8 28. 7. 11000 68 L Sporn-----V1A 100327.6 11000 69 L2 Sporn-----V2A 1035 30.516.4 0.-300. 300. 11000 70 L1 Portsmth--V2A 98422.6 0. 0. -10. 32. 66. 20. 11000 71 L NPortsmt--V2A 98722.2 11000 72 L1 Hillsbro--V2A 980 21. -12. 0.-100. 100. 11000 73 L1 Sargents--V2A 99121.9 -6. 0.-100. 100. 11000 74 L1 Bellefnt--V2A 95821.6 0. 0. -6. 9. 68. 27. 12. 11000 75 L SthPoint--V2A 96722.9 47. 11. 11000 76 L1 Darrah----V2A 94321.8 0. 0. -8. 23. 68. 36. 11000 77 L1 Turner----V2A 100626.7 0. 0. -20. 70. 61. 28. 11000 78 L Chemical--V2A 100326.4 71. 26. 11000 79 L CapitlHl--V2A 100926.7 39. 32. 20. 11000 80 L1 CabinCrk--V2A 1040 29. 477. 0.-165. 280. 130. 26. 11000 81 L Kanawha---V1A 99728.1 11000 82 L Logan-----V2A 98927.2 54. 27. 20. 11000 83 L Sprigg----V2A 98528.4 20. 10. 10. 11000 84 L BetsyLne--V2A 980 31. 11. 7. 11000 85 L1 BeaverCk--V2A 98532.5 0. 0. -8. 23. 24. 15. 11000 86 L Hazard----V2A 98731.1 21. 10. 11000 87 L1 Pinevlle--V3A 101531.4 4. 0.-100.1000. 11000 88 L Fremont---V2A 98735.6 48. 10. 11000 89 L1 ClinchRv--V2A 100539.7 607. 0.-210. 300. 11000 90 L1 Holston---V2A 98533.3 -85. 0.-300. 300. 78. 42. 11000 91 L1 HolstonT--V2A 98033.3 -10. 0.-100. 100. 11000

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92 L1 Saltvlle--V2A 99333.8 0. 0. -3. 9. 65. 10. 11000 93 L Tazewell--V2A 98730.8 12. 7. 11000 94 L Switchbk--V2A 99128.6 30. 16. 11000 95 L Caldwell--V2A 98127.7 42. 31. 11000 96 L Baileysv--V2A 99327.5 38. 15. 11000 97 L Sundial---V2A 101127.9 15. 9. 11000 98 L Bradley---V2A 102427.4 34. 8. 11000 99 L1 Hinton----V2A 1010 27. -42. 0.-100. 100. 11000 100 L1 GlenLyn---V2A 1017 28. 252. 0. -50. 155. 37. 18. 11000 101 L Wythe-----V2A 99329.6 22. 15. 11000 102 L Smythe----V2A 99132.3 5. 3. 11000 103 L1 Claytor---V2A 100124.4 40. 0. -15. 40. 23. 16. 11000 104 L1 Hancock---V2A 97121.7 0. 0. -8. 23. 38. 25. 11000 105 L1 Roanoke---V2A 96520.6 0. 0. -8. 23. 31. 26. 20. 11000 106 L Cloverdl--V2A 96220.3 43. 16. 11000 107 L1 Reusens---V2A 95217.5 -22. 0.-200. 200. 28. 12. 6. 11000 108 L Blaine----V2A 96719.4 2. 1. 11000 109 L Franklin--V2A 96718.9 8. 3. 11000 110 L1 Fieldale--V2A 97318.1 0. 0. -8. 23. 39. 30. 6. 11000 111 L1 DanRiver--V2A 98019.7 36. 0.-100.1000. 11000 112 L1 Danville--V2A 975 15. -43. 0.-100.1000. 25. 13. 11000 113 L1 DeerCrk---V2A 99313.7 -6. 0.-100. 200. 11000 114 L WMedford--V2A 96014.5 8. 3. 11000 115 L Medford---V2A 96014.5 22. 7. 11000 116 L1 KygerCrk--V2A 100527.1-184. 0.-10001000. 11000 117 L Corey-----V2A 97410.7 20. 8. 11000 118 L WHuntngd--V2A 94921.9 33. 15. 1100099999DLIN(De )d O d(Pa )NcEP ( R% )( X% )(Mvar)(Tap)(Tmn)(Tmx)(Phs)(Bc )(Cn)(Ce)Ns(Cq)(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)(10 1 2 1 3.03 9.99 2.54 250 1 3 1 1.29 4.24 1.082 250 2 12 1 1.87 6.16 1.572 250 3 5 1 2.41 10.8 2.84 250 3 12 1 4.84 16. 4.06 250 4 5 1 .176 .798 .21 250 4 11 1 2.09 6.88 1.748 250 5 6 1 1.19 5.4 1.426 250 5 11 1 2.03 6.82 1.738 250 6 7 1 .459 2.08 .55 250 7 12 1 .862 3.4 .874 250 8 5 1 2.67 .985 250 8 9 1 .244 3.05 116.2 250 8 30 1 .431 5.04 51.4 250 9 10 1 .258 3.22 123. 250 11 12 1 .595 1.96 .502 250 11 13 1 2.225 7.31 1.876 250 12 14 1 2.15 7.07 1.816 250 12 16 1 2.12 8.34 2.14 250 12 117 1 3.29 14. 3.58 250 13 15 1 7.44 24.44 6.268 250 14 15 1 5.95 19.5 5.02 250 15 17 1 1.32 4.37 4.44 250 15 19 1 1.2 3.94 1.01 250

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99999dglt A .95 1.0599999ulog4118barras_exct.txtdopc(Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) E (Op) Efile L 99999exlf qlimrela rmon moct mocg mocfdctg(Nc) O Pr ( IDENTIFICACAO DA CONTINGENCIA ) 1 1 BARR: Sorenson--V1(Tp) (El ) (Pa ) Nc (Ext) (DV1) (DV2) (DV3) (DV4) (DV5) (DV6) (DV7) Gr UndBARD 30FCAS(Nc) O Pr ( IDENTIFICACAO DA CONTINGENCIA ) 2 1 BARR: Crooksvl--V2(Tp) (El ) (Pa ) Nc (Ext) (DV1) (DV2) (DV3) (DV4) (DV5) (DV6) (DV7) Gr UndBARD 47FCAS(Nc) O Pr ( IDENTIFICACAO DA CONTINGENCIA ) 3 1 BARR: DeerCrk---V2(Tp) (El ) (Pa ) Nc (Ext) (DV1) (DV2) (DV3) (DV4) (DV5) (DV6) (DV7) Gr UndBARD 113 FCAS99999dopcRCVG D99999exct moct mocg mocf emrg mocv file 1FIM

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APRIMORAMENTOSNOMÓDULODEEMISSÃODERELATÓ ...monografias.poli.ufrj.br/monografias/monopoli10027941.pdfAgradecimentos Tantos foram os momentos de aprendizado e superação e tantas