ESTUDO DO DESEMPENHO DE UM SVC APLICADO ... - … · FIGURA 2.9 – TCSR OU TSSR ... 4.2.8 QUADRO COMPARATIVO ... eficiência e capacidade de transferência de energia das redes

CARLA DA COSTA PASSOS

ESTUDO DO DESEMPENHO DE UM SVC APLICADO A UM

SISTEMA REAL DE BARRAS

CURITIBA

2013

CARLA DA COSTA PASSOS

ESTUDO DO DESEMPENHO DE UM SVC APLICADO A UM SISTEMA REAL DE

BARRAS

Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação, apresentado à disciplina TE105 - Projeto de Graduação, do Curso Superior de Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico de Engenharia Elétrica, da Universidade Federal do Paraná – UFPR, como requisito para obtenção do título de Engenheira Eletricista. Orientador: Prof. MSc. Mateus Duarte Teixeira Coorientador: MSc. Henry Leonardo López Salamanca

CURITIBA

2013

AGRADECIMENTOS

À minha família que é a razão pela qual não só esta, mas toda e qualquer

conquista, maior ou menor, visível ou não, foi possível. Pelo apoio irrestrito e

incondicional, pelo amor incomensurável e por serem o alicerce mais profundo,

valioso e inabalável.

Ao meu querido orientador Prof. MSc. Mateus Duarte Teixeira, por ser o

perfeito exemplo daquilo que pode ser chamado mestre. Pela paciência, dedicação e

todo o conhecimento e experiência propiciados. Pela calma, entusiasmo e

serenidade que me incentivaram nos momentos mais difíceis. Por superar todas as

expectativas e ter agregado valores indeléveis à minha formação.

Ao meu coorientador MSc. Henry Leonardo López Salamanca, pelas

valiosas colocações e correções, pela ajuda, palavra e conselho na hora certa e pela

disponibilidade ilimitada.

Ao Pedro Biasuz Block, a quem devo intermináveis agradecimentos e cuja

enorme ajuda foi vital desde o início até o fim deste trabalho. Por não deixar

esquecer que existem pessoas – as mais grandiosas – que jamais negarão ajuda,

pelo contrário, o farão de forma extraordinária, pois acreditam e, de fato, vivem a

generosidade, a gentileza e o serviço.

Ao MSc. Rodrigo Antonio Peniche, sem cuja ajuda sempre pronta,

disponibilidade e preciosos dados e esclarecimentos, este trabalho não teria se

concretizado.

Ao Prof. Dr. Rogers Demonti e ao Prof. Dr. Roman Kuiava por terem aceitado

o convite para participar da banca de avaliação deste trabalho.

À Megan Gabriele, que mesmo de tão longe me deu a alegria de ter seu apoio

e confiança inabaláveis. À Danusa Dembiski e ao Mauricio Freitas, que carrego

sempre comigo e com quem compartilhei os melhores momentos deste curso de

graduação. À Laura de Mattos, Juliana Popovitz, Mayara Miqueletti e Leila Cardoso,

pelo amor, carinho, paciência, atenção e amizade verdadeira. E a todos aqueles

que, mesmo não citados aqui, estiveram sempre ao meu lado e me deram o

privilégio de poder chamá-los de amigos.

“Tudo vale a pena se a alma não é pequena.”

Fernando Pessoa

RESUMO

A tecnologia FACTS (Flexible AC Transmission Systems) vem se estabelecendo como uma importante solução para o aumento da capacidade de transferência de potência nas linhas de transmissão e melhora na estabilidade transitória e de tensão de sistemas elétricos de potência. Desta forma, este trabalho apresenta uma avaliação dos resultados obtidos através da modelagem a partir de dados reais de um sistema de 19 barras centrado na barra de 230 kV da subestação Ponta Grossa Sul (Copel) e da inserção de um modelo de um Compensador Estático de Reativos (SVC) na referida barra para compensação de tensão. Esta avaliação é efetuada a partir da comparação do desempenho do referido equipamento ao desempenho de diferentes bancos de capacitores convencionais quando da ocorrência de distúrbios como perda de linha, curto-circuito e rejeição de carga.

Palavras-chave: FACTS; SVC; controle de tensão; sistemas elétricos de potência.

ABSTRACT

FACTS (Flexible AC Transmission Systems) technology has taken its place as one of the most important solutions to increasing power flow transfer capability of transmission lines and improving transient and voltage stability. This paper presents an assessment of the results obtained from the modeling of a working system of 19 busses and from the insertion of a Static VAR Compensator (SVC) at the central bus (Ponta Grossa Sul 230 kV) for voltage control. This assessment is accomplished by comparing the SVC performance with different capacitor banks during phenomena such as transmission line loss, short-circuits and load rejection.

Keywords: FACTS; SVC; voltage control; electrical power systems.

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1.1 – CARACTERÍSTICA DE TENSÃO E CORRENTE SOBRE UM

CAPACITOR E UM INDUTOR ................................................................................... 16

FIGURA 2.1 – CONTROLE DE FLUXO DE POTÊNCIA COM IMPEDÂNCIA

VARIÁVEL E COM ÂNGULO DE FASE VARIÁVEL. ................................................. 23

FIGURA 2.2 – FLUXO DE POTÊNCIA EM SISTEMA MALHADO ............................ 23

FIGURA 2.3 – TIPOS BÁSICOS DE FACTS. ........................................................... 26

FIGURA 2.4 – STATCOM ......................................................................................... 28

FIGURA 2.5 – SVC ................................................................................................... 29

FIGURA 2.6 – RESISTOR DE FRENAGEM CONTROLADO POR TIRISTOR ........ 31

FIGURA 2.7 – COMPENSADOR SÍNCRONO ESTÁTICO EM SÉRIE .................... 32

FIGURA 2.8 – TCSC OU TSSC. .............................................................................. 33

FIGURA 2.9 – TCSR OU TSSR ............................................................................... 35

FIGURA 2.10 – TCPST E UPFC .............................................................................. 36

FIGURA 2.11 – TCVL, TCVR E TCVR COM INJEÇÃO DE TENSÃO. ..................... 38

FIGURA 3.1 – SVC (STATIC VAR COMPENSATOR) EM DETALHES. ................... 40

FIGURA 3.2 – TENSÃO NA REDE E CORRENTE ATRAVÉS DE UM INDUTOR . .. 42

FIGURA 3.3 – INTERFACE GRÁFICA DO ATP (ATPDRAW). ................................. 45

FIGURA 3.4 – DIAGRAMA UNIFILAR PARA A MODELAGEM DO SVC NO ATP. ... 46

FIGURA 3.5 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO SVC NO ATP............ 47

FIGURA 3.6 – DIAGRAMA DE BLOCOS DA UNIDADE DE CONTROLE DO

MODELO DO SVC. ................................................................................................... 47

FIGURA 3.7 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO TSC NO ATP. ........... 48

FIGURA 3.8 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO TCR NO ATP. .......... 49

FIGURA 3.9 – DIAGRAMA UNIFILAR DE SISTEMA TESTE PARA O SVC. ........... 50

FIGURA 3.10 – VRMS, ANG E VRMS (CHAVEAMENTO DE CARGAS). ................ 50

FIGURA 3.11 – DETALHE DE PONTA GROSSA NO SISTEMA DA COPEL. .......... 52

FIGURA 3.12 – SISTEMA DE TRANSMISSÃO DA COPEL EM MARÇO DE 2013. 55

FIGURA 3.13 – ARRANJO DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL NO ATP COM

FOCO NA BARRA DE 230 KV DA SUBESTAÇÃO PONTA GROSSA SUL ............... 56

FIGURA 3.14 – BANCO DE DADOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO DA COPEL 57

FIGURA 3.15 – ENTRADA DE DADOS PARA O MODELO DE LINHAS DE

TRANSMISSÃO TRANSPOSTAS COM PARÂMETROS DISTRIBUÍDOS NO ATP. . 58

FIGURA 4.1 –TENSÕES EM PGS 230 KV (SAÍDA DA LT BAT-PSG), COM BC 50

MVAR E SEM O MESMO BANCO. ........................................................................... 64

FIGURA 4.2 – TENSÕES EM PGS 230 KV (SAÍDA DA LT BAT-PGS), COM BC DE

50 MVAR E COM BC DE 80 MVAR. .......................................................................... 65

FIGURA 4.3 – TENSÕES EM PGS 230 KV (SAÍDA DA LT BAT-PSG), COM BANCO

DE CAPACITORES DE 80 MVAR E COM O SVC. ................................................... 65

FIGURA 4.4 – POTÊNCIA REATIVA EM PGS 230 KV (SAÍDA DA LT BAT-PSG),

COM BC 80 MVAR, COM O BC 50 MVAR E COM O SVC. ...................................... 66

FIGURA 4.5 –TENSÕES EM PGS 230 KV (REJEIÇÃO DE TRÊS CENTROS DE

CARGA), COM BC 80 MVAR, COM BC 50 MVAR E SEM COMPENSAÇÃO. ......... 67

FIGURA 4.6 –TENSÕES EM PGS 230 KV (REJEIÇÃO DE TRÊS CENTROS DE

CARGA), COM BC 80 MVAR E SVC E POTÊNCIA REATIVA DO SVC. ................... 68

FIGURA 4.7 – TENSÕES EM PGS 230 KV (CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO PGN),

COM BC 80 MVAR, COM BC 50 MVAR E SEM COMPENSAÇÃO. ......................... 69

FIGURA 4.8 – TENSÕES EM PGS 230 KV (CURTO-CIRCUITO PGN), COM

BANCO DE CAPACITORES DE 80 MVAR E COM SVC. ......................................... 70

FIGURA 4.9 – TENSÃO E POTÊNCIA REATIVA EM PGS 230 KV (CURTO-

CIRCUITO PGN), COM SVC 160 MVAR. ................................................................. 71

LISTA DE TABELAS

TABELA 3.1 – COMPARAÇÃO DE DIFERENTES VARIÁVEIS DIANTE DO

CHAVEAMENTO SUCESSIVO DE CARGAS, COM E SEM O SVC. ........................ 51

TABELA 3.2 – CLASSIFICAÇÃO DA TENSÃO DE ATENDIMENTO A PARTIR DA

TENSÃO DE LEITURA, PARA DIFERENTES VALORES DE TENSÃO NOMINAL...53

TABELA 3.3 – VALORES CALCULADOS PARA MODELAGEM DOS

EQUIVALENTES DE CURTO-CIRCUITO ................................................................. 59

TABELA 3.4 – VALORES CALCULADOS PARA MODELAGEM DAS CARGAS .... .59

TABELA 4.1 – DESCRIÇÃO DOS CASOS ANALISADOS REFERENTES AO

SISTEMA DA COPEL. ............................................................................................... 62

TABELA 4.2 – TENSÕES EM DIFERENTES BARRAS DO SISTEMA ANTES E

DEPOIS DA PERDA DA LINHA DE TRANSMISSÃO PONTA GROSSA SUL -

BATEIAS ................................................................................................................... 63

TABELA 4.3 - COMPARAÇÃO DOS TRÊS CASOS ANALISADOS..........................71

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 14

1.1 MOTIVAÇÃO ................................................................................................... 14

1.2 OBJETIVOS .................................................................................................... 15

1.3 JUSTIFICATIVA ............................................................................................... 15

1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA ....................................................................... 18

2 DISPOSITIVOS FACTS ......................................................................................... 19

2.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 19

2.2 O CONTEXTO DA INSERÇÃO DOS FACTS ...................................................... 20

2.3 O FLUXO DE POTÊNCIA EM SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA ......... 21

2.4 TIPOS DE CONTROLADORES FACTS .............................................................. 24

2.5 CONTROLADORES EM PARALELO .................................................................. 27

2.5.1 STATCOM ................................................................................................. 27

2.5.2 SSG ........................................................................................................... 28

2.5.3 SVC ........................................................................................................... 29

2.5.4 TCR ........................................................................................................... 30

2.5.5 TSR ........................................................................................................... 30

2.5.6 TSC ........................................................................................................... 30

2.5.7 SVS ........................................................................................................... 30

2.5.8 TCBR ........................................................................................................ 31

2.6 CONTROLADORES SÉRIE ................................................................................ 31

2.6.1 SSSC ........................................................................................................ 31

2.6.2 IPFC .......................................................................................................... 32

2.6.3 TCSC ........................................................................................................ 33

2.6.4 TSSC ......................................................................................................... 34

2.6.5 TCSR ........................................................................................................ 34

2.7 CONTROLADORES COMBINADOS .................................................................. 35

2.7.1 UPFC ........................................................................................................ 35

2.7.2 TCPST ...................................................................................................... 36

2.7.3 IPC ............................................................................................................ 36

2.8 OUTROS CONTROLADORES ........................................................................... 37

2.8.1 TCVL ......................................................................................................... 37

2.8.2 TCVR ........................................................................................................ 37

3 MODELAGEM ........................................................................................................ 39

3.1 SVC ..................................................................................................................... 39

3.1.1 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO ......................................................... 39

3.1.2 TCR ........................................................................................................... 41

3.1.3 TSC ........................................................................................................... 43

3.2 ATP ...................................................................................................................... 44

3.3 MODELAGEM DO SVC ...................................................................................... 45

3.4 MODELAGEM DO SISTEMA DE BARRAS......................................................... 52

3.4.1 A PROBLEMÁTICA .................................................................................. 52

3.4.2 MODELAGEM DO SISTEMA DE BARRAS NO ATP ................................. 54

3.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 59

4 SIMULAÇÕES E RESULTADOS ........................................................................... 61

4.1 INTRODUÇÂO ................................................................................................... 61

4.2 RESULTADOS E ANÁLISE ................................................................................ 62

4.2.1 CASO 1 E CASO 2 .................................................................................... 62

4.2.2 CASO 3 ..................................................................................................... 63

4.2.3 CASO 4 ..................................................................................................... 64

4.2.4 CASO 5 ..................................................................................................... 65

4.2.5 CASO 6 E CASO 7 .................................................................................... 67

4.2.6 CASO 8 ..................................................................................................... 68

4.2.7 CASO 9, CASO 10 E CASO 11 ................................................................. 69

4.2.8 QUADRO COMPARATIVO ........................................................................ 71

4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ....................................................... 73

5 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ......................................................... 74

5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................ 74

5.2 TRABALHOS FUTUROS .................................................................................... 75

REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 76

14

1 INTRODUÇÃO

1.1 MOTIVAÇÃO

O desenvolvimento tecnológico e o crescimento populacional e industrial

trouxeram profundas mudanças nas mais diversas escalas e setores da sociedade.

Dentre elas, o crescimento da demanda energética tem sido um tema central, visto

que sofreu um salto não apenas em magnitude, mas também em complexidade.

Somem-se a isso as restrições provocadas pelo escasseamento de recursos

naturais e pela novas demandas e exigências com relação às questões ambientais.

Desta forma, as limitações físicas dos sistemas elétricos de potência ficaram

cada vez mais evidentes à medida que seu crescimento acelerado e, em certa

medida, descontrolado, passou a inserir ou elevar a ocorrência de distúrbios de

magnitude e importância significativas, como os ligados à estabilidade de tensão.

Neste contexto, tem-se empregado um enorme esforço em direção ao entendimento

dos problemas ligados à potência reativa e ao controle de tensão nestes sistemas.

O desenvolvimento de técnicas e de dispositivos que atuem sobre esse

tipo de problema, tornou-se, assim, uma prioridade. Os dispositivos FACTS

(Flexible AC Transmission Systems) vêm, assim, como uma resposta a essa

demanda permanente pela elevação da flexibilidade, segurança, previsibilidade,

robustez, controlabilidade, eficiência e capacidade de transferência de energia das

redes. Seu surgimento e aplicação estão relacionados ao desenvolvimento da

Eletrônica de Potência e de metodologias de Controle aplicadas a ela.

Inserido nessa tecnologia, um dos mais importantes dispositivos utilizados para

melhorar o suporte de reativos em sistemas, e, por conseguinte, a estabilidade de

tensão, é o Compensador Estático de Reativos ou SVC (Static VAr Compensator),

formado por um grupo de indutores controlados e capacitores chaveados shunt,

ambos por chaveamento contínuo de tiristores, os quais podem ser ajustados para

controlar a tensão e a potência reativa em seus terminais. Neste trabalho, através da

modelagem de um sistema de barras e da simulação de diversas ocorrências, é

investigado o comportamento de um modelo de um SVC utilizado para controle de

tensão em uma das barras.

15

1.2 OBJETIVOS

O conceito de compensação de reativos engendra um vasto e diversificado

campo de estudo diretamente relacionado às questões de qualidade de energia,

visto que grande parte dos problemas relacionados a ela pode ser atenuada ou

solucionada com um controle adequado de reativos. Isto só é possível devido ao

desenvolvimento e aplicação em paralelo de equipamentos para sistemas elétricos

de potência e de programas computacionais específicos para determinadas

análises. Desta forma, o objetivo geral deste trabalho é descrito a seguir.

• Realizar um estudo de caso real referente ao sistema elétrico da Copel

(Companhia Paranaense de Energia) com a inserção de um SVC, empregado

para compensação de tensão em sistemas de potência;

Os objetivos específicos que visam ao alcance do objetivo geral são:

• Realizar um estudo sobre equipamentos FACTS (Flexible AC Transmission

Systems), seu funcionamento e importância;

• Realizar um estudo sobre o Static VAR Compensator (SVC), seus

componentes, modelagem e funcionamento;

• Adquirir conhecimentos nas áreas de qualidade de energia, linhas de

transmissão e equipamentos de alta tensão;

• Conhecer e utilizar o software Alternative Transients Program (ATP)

amplamente utilizado na simulação de distúrbios de qualidade de energia e

transitórios em sistemas de potência.

1.3 JUSTIFICATIVA

A potência reativa é uma propriedade que se tornou fundamental para o

entendimento e a análise dos sistemas elétricos de potência. Ela tem sua origem na

16

diferença de fase entre a onda de tensão e a onda de corrente em uma mesma

frequência. Assim, quando um dispositivo utiliza potência ativa tal que a tensão e a

corrente estão em fase uma com a outra, este não necessita de potência reativa.

Porém, quando um determinado dispositivo necessita gerar campos magnéticos

(indutores) ou campos elétricos (capacitores), a corrente se defasa (atrasa ou

adianta) em relação à tensão. O módulo da potência reativa responsável pela

geração dos campos eletromagnéticos supracitados depende da diferença de fase

entre corrente e tensão.

A Figura 1.1 (a) ilustra as curvas características do capacitor, onde a curva

da corrente está adiantada em relação a tensão. Na Figura 1.1 (b) tem-se o caso do

indutor, onde a curva da corrente está atrasada em relação à curva da tensão.

FIGURA 1.1 – (A) CARACTERÍSTICA DE TENSÃO E CORRENTE SOBRE UM CAPACITOR; (B) CARACTERISTICA DE TENSÃO E CORRENTE SOBRE UM INDUTOR.

FONTE: NDT RESOURCE CENTER

Há inúmeras formas pelas quais a potência reativa pode afetar um sistema.

Dentre elas:

17

Muitas cargas necessitam de reativo para funcionar, portanto esta

parcela precisa ser suprida por uma fonte;

O sistema de transmissão (linhas e transformadores) a absorve, o que

também necessita ser suprido por uma fonte;

O fluxo de potência reativa das fontes para as cargas causa

aquecimento adicional das linhas e afundamentos de tensão na rede;

A geração de potência reativa pode limitar a geração de potência ativa.

Um dilema básico em relação à potência reativa reside no fato de que certa

quantidade de tal é necessária para suprir as cargas e as perdas na rede, mas a sua

presença em excesso, circulando no sistema, causa superaquecimento e

afundamentos de tensão indesejáveis. A resposta lógica para este dilema seria

incluir fontes de reativos no local exato onde estes são consumidos, porém, isto não

é de todo prático, dado que há milhões de fontes, linhas e cargas conectadas ao

sistema, ou seja, milhões de fontes de reativos seriam necessárias – todas

controladas para fornecer a quantidade exata de potência reativa, no exato momento

em que são requeridas. Outra alternativa é disponibilizar reativos em pontos onde

são agregadas múltiplas cargas (por exemplo, no alimentador que deixa a

subestação ou nos terminais de grandes linhas e transformadores). Isso, por sua

vez, traz o problema da diferença entre os conceitos de controle do fator de potência

(tentar fornecer a quantidade exata de reativo necessário para igualar o que é

consumido) e o controle de tensão (tentar manter os níveis de tensão sempre os

mesmos independentemente da quantidade de reativo necessária para isso).

Vê-se que a potência reativa é, ao mesmo tempo, o problema e a solução

para o controle de tensão da rede. A reatância das linhas cria um afundamento de

tensão que deve ser compensado quer o fluxo da linha esteja transferindo potência

ativa, quer esteja transferindo potência reativa, quer esteja transferindo ambos.

Disponibilizar reativo para as cargas é especialmente difícil porque a potência

reativa deve fluir da fonte para a carga – portanto, aumentando as perdas por

reativos – o que por sua vez requer mais reativo da fonte.

É neste contexto que se insere este trabalho, o qual pretende estudar a

aplicação de um SVC a um caso real detectado no sistema elétrico da Copel onde a

18

perda de uma linha de transmissão interconectando as subestações de Ponta

Grossa Sul (PGS) e Bateias (BTA), ambas em 230 kV, tem trazido sérios problemas

de atendimento no que diz respeito a níveis de tensão na subestação PGS.

1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA

Esta monografia encontra-se dividida em cinco capítulos. O primeiro capítulo

se ocupa da contextualização do tema em estudo e justifica sua relevância. O

segundo capítulo trata dos diferentes tipos de dispositivos FACTS, os principais

exemplos de cada tipo e o contexto de sua inserção. O terceiro capítulo trata do

processo de modelagem no software ATP do sistema de barras centrado no setor de

230 kV da subestação Ponta Grossa Sul, bem como da validação e testes do

modelo do SVC utilizado. No quarto capítulo são expostos os resultados obtidos

após a inserção e adaptação do modelo do SVC ao sistema de barras modelado.

Foram apresentadas comparações entre o desempenho do SVC no controle de

tensão e no suporte de reativos e o desempenho de dois diferentes bancos de

capacitores. Finalmente, o capítulo 5 é destinado à apresentação das considerações

finais e de propostas de trabalhos futuros.

19

2 DISPOSITIVOS FACTS

2.1 INTRODUÇÃO

Ao longo dos últimos quarenta anos, as tecnologias para sistemas de alta

tensão baseadas em semicondutores e as tecnologias de controle avançado tiveram

um profundo efeito nos sistemas elétricos de geração e transmissão. Paralelamente,

avanços em ferramentas de análise, modelos e softwares passaram a ser

explorados não só para o planejamento de novos sistemas, mas também para o

aumento da capacidade de sistemas já existentes (ASARE et al., 1994).

Os sistemas evoluíram, e o propósito das redes de transmissão passou a ser

não só interligar centros de geração e carga, mas também minimizar custos de

geração e melhorar a confiabilidade no suprimento das cargar a partir do aumento

das interligações entre diferentes regiões do sistema. Com a desregulamentação do

setor elétrico, diferentes negociações entre diferentes agentes do mercado de

energia passaram a garantir competitividade. Em função disso, novos requisitos

recaíram sobre a rede de transmissão, levando à definição de novos padrões de

desempenho, e também a novas exigências sobre o controle e a operação do

sistema. Além disso, sérias restrições de confiabilidade surgiram como resultado de

o sistema de transmissão estar sendo adaptado a aplicações para as quais não foi

projetado inicialmente, como a inserção de geração distribuída.

Assim, à medida que os sistemas de potência tornaram-se cada vez mais

interligados e passaram a transportar cada vez mais energia, a complexidade da

operação e a insegurança no que diz respeito a faltas aumentaram. Controle

inadequado de fluxo de potência, excesso de reativos em várias partes do sistema,

grandes oscilações dinâmicas entre diferentes pontos e gargalos cada vez mais

frequentes impossibilitaram a utilização plena do potencial de transmissão. Tornou-

se, portanto, necessário o desenvolvimento de meios para controlar diretamente os

fluxos de potência em determinadas linhas de um sistema.

Desta forma, mais do que nunca, tecnologias avançadas são proeminentes

para a operação confiável e segura dos sistemas de potência. A fim de se ter tanto

confiabilidade operacional quanto viabilidade econômica, tornou-se claro que uma

20

utilização mais eficiente e maior controle dos sistemas existentes são necessários

(PASERBA, 2003).

É neste cenário onde demandas econômicas e sociais coexistem com

exigências de confiabilidade no fornecimento de energia elétrica, que os dispositivos

FACTS se inserem.

2.2 O CONTEXTO DA INSERÇÃO DOS FACTS

Os sistemas de potência atuais são largamente controlados mecanicamente.

Mesmo com o uso extensivo da Microeletrônica e de comunicação de alta

velocidade para controle e proteção, no estágio final de controle, os dispositivos de

chaveamento são, muitas vezes, mecânicos, o que compromete a velocidade de

atuação. Outro problema dos dispositivos mecânicos é o fato de não poderem ser

ativados frequentemente, visto que tendem a se desgastar muito mais rapidamente

que dispositivos estáticos.

Os Controladores FACTS, juntamente com a tecnologia HVDC (High Voltage

Direct Current), estão entre os expoentes da revolução causada pela Eletrônica de

Potência nos Sistemas Elétricos. A variedade de dispositivos a semicondutores

existentes não apenas oferece alta velocidade de resposta como também

confiabilidade em seu chaveamento. No caso do HDVC, trata-se de uma forma

econômica de conectar sistemas separados por longas distâncias ou que

apresentam diferentes frequências ou ainda controle incompatível de frequência. O

HVDC envolve a conversão de AC para DC de um lado do sistema e de DC para AC

do outro (HINGORANI et al., 2000).

No caso da tecnologia FACTS, esta oferece oportunidades para controle de

potência e aumento da capacidade de transferência de fluxo de potência tanto para

linhas atuais quando para linhas novas ou remodeladas, possibilitando o

funcionamento próximo do limite térmico. Estas oportunidades nascem da habilidade

dos Controladores FACTS de controlar parâmetros inter-relacionados que governam

a operação dos sistemas de transmissão: impedância série, impedância paralelo,

21

corrente, tensão, ângulo de fase e o amortecimento das oscilações em frequências

diferentes da frequência nominal.

O conceito FACTS nasceu em 1988 quando Hingorani publicou o artigo

intitulado “Power Electronics in Electric Utilities: Role of Power Electronics in Future

Power Systems” propondo o uso extensivo de Eletrônica de Potência ou, como ele

chamou, “Eletrônica de Mega-Watt” para o controle de sistemas de potência CA. A

ideia básica de Hingorani era obter, no futuro, sistemas CA com alto nível de

flexibilidade como no caso de sistemas de transmissão HVDC. Estas ideias foram

baseadas no uso de tiristores de potência, bem como, no desenvolvimento de novos

dispositivos semicondutores autocomutados (disparo e corte controlados) tais como:

GTO (“Gate Turn-off Thyristor”), MCT (“MOS Controlled Thyristor”) e IGBT

(“Insulated Gate Bipolar Transistor”). Estes dispositivos são pesquisados com

dois objetivos principais: aumentar a capacidade de transmissão de potência das

redes e controlar diretamente o fluxo de potência em rotas especificas de

transmissão (WATANABE et. al, 1997).

Controladores FACTS podem ser empregados individual ou coordenadamente

para controlar um ou mais dos parâmetros inter-relacionados supracitados. Um

Controlador bem escolhido pode superar limitações específicas de uma dada linha

ou corredor. É notável a importância do SVC no controle da tensão, cujo uso inicial

se deu na década de 1960, tendo sido lançado no estado norte-americano de

Nebraska e comercializado em 1974 pela GM e pela Westinghouse em Minnesota in

1975. O primeiro Controlador série, NGH-SSR, um esquema de controle baseado

em reatância capacitiva de baixa potência, foi demonstrado pela primeira vez em

1984 pela Siemens na Califórnia. Anteriormente ao SVC, houve duas versões do

reator estático saturável para limitação de sobretensão, além de para-raios de óxido

de metal para limitação de sobretensão dinâmica. (HINGORANI et al., 2000).

2.3 O FLUXO DE POTÊNCIA EM SISTEMAS DE CORRENTE ALTERNADA

Além de parâmetros de rede limitantes, os sistemas de transmissão podem

apresentar o problema da inabilidade de direcionar o fluxo de potência quando

22

requerido. Dada a insignificância do armazenamento da energia elétrica, a geração e

a carga devem ser balanceadas a todo o tempo. Em alguma extensão, o sistema

elétrico é autorregulado. Se a geração é menor que a carga, a tensão e a frequência

caem, e, portanto, a carga diminui para se equalizar ao total gerado menos as

perdas de transmissão. Entretanto, há apenas uma pequena margem para a

autorregulação. Se a tensão aumenta juntamente com a potência reativa, a carga irá

aumentar e, consequentemente, a frequência continuará caindo, ou seja, o sistema

entrará em colapso. Alternativamente, se há uma quantidade inadequada de

potência reativa, o sistema pode ter um colapso de tensão. Quando uma geração

adequada é disponibilizada, a potência ativa flui das áreas com excesso para as

áreas com falta de geração através de todos os caminhos paralelos disponíveis.

Na presença de Controladores FACTS, seja por controle de impedância,

ilustrado na Figura 2.1 (a), controle de ângulo de fase, mostrado na Figura 2.1 (b) ou

injeção série de tensão, o fluxo de potência pode ser controlado conforme exigido.

Na Figura 2.2 é possível observar geradores servindo um centro de carga

através de um sistema com três linhas em conexão malhada. Supõe-se que as

linhas AB, BC e AC têm carregamento nominal de 1000 MW, 1250 MW e 2000 MW,

respectivamente. Se um dos geradores está gerando 2000 MW e o outro, 1000 MW,

um total de 3000 MW seria entregue ao centro de carga. A potência flui de acordo

com a impedância série das linhas de transmissão. De acordo com as impedâncias

mostradas, as três linhas carregariam 600, 1600 e 1400 MW, respectivamente, como

mostrado na Figura 2.2 (a). Esta situação sobrecarregaria a linha BC, e, portanto, a

geração teria que ser diminuída em A.

Se, no entanto, um banco de capacitores com reatância -5 Ω à frequência do

sistema é inserido em uma das linhas, conforme Figura 2.2 (b), a impedância é

reduzida para 5 Ω, o que faz com que o fluxo de potência através das linhas AB, BC

e AC seja de 250, 1250 e 1750 MW, respectivamente. Desta forma, com um banco

de capacitores, o fluxo de potência pode ser controlado e obedecer, por exemplo,

questões contratuais, os limites térmicos das linhas, perdas de transmissão e a

programação das centrais geradoras. Porém, sendo mecanicamente chaveado, teria

seu número de operações severamente limitado, visto que o carregamento das

linhas muda continuamente, seja pelas condições da carga, pela programação da

geração ou por faltas quaisquer.

23

FIGURA 2.1 – (A) CONTROLE DE FLUXO DE POTÊNCIA COM IMPEDÂNCIA VARIÁVEL; (B) CONTROLE DE FLUXO DE POTÊNCIA COM ÂNGULO DE FASE VARIÁVEL.

FONTE: HINGORANI & LASZLO, 2000

FIGURA 2.2 – FLUXO DE POTÊNCIA EM SISTEMA MALHADO: (A) DIAGRAMA DO SISTEMA; (B) DIAGRAMA DO SISTEMA COM TCSC (CAPACITOR SÉRIE CONTROLADO POR TIRISTOR) NA

LINHA AC;(C) DIAGRAMA DO SISTEMA COM TCSR (REATOR SÉRIE CONTROLADO POR TIRISTOR) NA LINHA BC; (D) DIAGRAMA DO SISTEMA COM TCPAR (REGULADOR DE ÂNGULO

DE FASE CONTROLADO POR TIRISTOR) NA LINHA AC. FONTE: HINGORANI & LASZLO, 2000

24

Além disso, um capacitor série numa linha pode conduzir à ressonância

síncrona (tipicamente de 10 a 50 Hz em sistemas 60 Hz).

Se, no entanto, alguma ou todas as partes do capacitor série forem

controladas por tiristores, este pode ser utilizado sempre que requerido. Além disso,

pode ser modulado para amortecer rapidamente quaisquer condições de

ressonância subssíncronas ou oscilações de frequência no fluxo de potência. Isso

permite que o sistema vá de um estado estável a outro sem risco de dano ao eixo de

um gerador, além de reduzir o risco de colapso do sistema. Ou seja, um capacitor

série controlado por tiristor pode contribuir grandemente para a estabilidade de um

sistema. Porém, por questões econômicas, é frequente encontrar compensação

série controlada em parte por tiristores e em parte mecanicamente.

Resultados similares podem ser obtidos aumentando a impedância de uma

das linhas inserindo um reator em série com a linha BC, conforme Figura 3.2 (c), o

que favoreceria o ajuste do fluxo de potência em regime permanente e reduziria

oscilações indesejadas.

Outra opção seria um regulador de ângulo de fase, como na Figura 3.2 (d),

que poderia ser inserido no lugar de um reator ou de um capacitor série para servir

aos mesmos propósitos. Neste caso, o regulador ocasionaria a redução do ângulo

de fase.

Os mesmos resultados podem ser também obtidos injetando uma tensão

variável em uma das linhas.

2.4 TIPOS DE CONTROLADORES FACTS

Há quatro categorias de Controladores FACTS: Série, Paralelo, Combinado

Série-Série e Combinado Série-Paralelo.

O Controlador Série, apresentado Figura 2.3 (a), pode ser uma impedância

variável, como um capacitor ou reator, ou uma fonte variável de frequência principal,

frequências subsíncronas ou harmônicas (ou uma combinação).

Basicamente, Controladores Série injetam tensão em série com a linha,

impactando na queda de tensão de tal e, por consequência, diretamente na corrente

25

e no fluxo de potência e no amortecimento de oscilações. Enquanto a tensão estiver

em quadratura com a corrente da linha, o Controlador série fornece ou consome

somente potência reativa. Quaisquer outras relações de fase envolvem potência

ativa.

O Controlador Paralelo, mostrado na Figura 2.3 (b), também pode ser uma

impedância variável, uma fonte variável ou uma combinação de ambos.

Basicamente, Controladores Paralelos injetam corrente no ponto de conexão com a

linha, atuando diretamente no controle da tensão através injeção de corrente reativa

(adiantada ou atrasada) de uma natureza ou a combinação de ambas para um

controle mais efetivo da tensão e de suas oscilações. Enquanto a corrente injetada

estiver em quadratura com a tensão da linha, o Controlador fornece ou consome

somente potência reativa.

O Controlador Combinado Série-Série pode ser uma combinação

coordenada de Controladores Série em um sistema de transmissão multilinhas ou

um Controlador unificado, conforme exibido na Figura 2.3 (c), onde os terminais de

todos os conversores do Controlador estão conectados e os Controladores

proporcionam compensação série de reativo para cada uma das linhas e também

potência ativa através das linhas (via link de potência). A capacidade de

transferência de potência ativa (Controlador de Fluxo de Potência Interlinhas) torna

possível balancear tanto potência reativa quando potência ativa nas linhas, e,

portanto, maximiza sua utilização.

O Controlador Combinado Série-Paralelo pode ser uma combinação de

Controladores coordenados Série e Paralelo, mostrado na Figura 2.3 (d) ou ainda

um Controlador Unificado de Fluxo de Potência, apresentado na Figura 2.3 (e).

Basicamente, estes elementos injetam corrente no sistema através de seu

componente em paralelo e tensão através de seu componente em série. Entretanto,

quando ambas as partes estão conectadas, pode haver intercâmbio de potência

ativa entre elas.

26

FIGURA 2.3 – TIPOS BÁSICOS DE FACTS: (A) CONTROLADOR SÉRIE; (B) CONTROLADOR PARALELO; (C) CONTROLADOR SÉRIE-SÉRIE UNIFICADO; (D)

CONTROLADOR SÉRIE-PARALELO COORDENADO; (E) CONTROLADOR SÉRIE-PARALELO UNIFICADO; (F) CONTROLADOR UNIFICADO PARA MÚLTIPLAS LINHAS.


Apesar de não ser sua função principal, o Controlador Série também pode

ser usado para manter a tensão numa faixa específica, afinal de contas, flutuações

de tensão são, em grande parte, consequência da queda de tensão na impedância

série dos elementos do sistema. Portanto, adicionar ou retirar tensão através de um

Controlador Série pode ser a maneira mais efetiva de se melhorar o perfil de tensão.

Porém, um Controlador Paralelo é muito mais efetivo para manter um perfil de

tensão adequado se a aplicação for a barra de uma subestação. Uma grande

vantagem destes Controladores é que possibilitam o controle de uma barra

independentemente de linhas individuais conectadas a ela. Em contrapartida, pode

ser necessário um Controlador Série para cada linha conectada em uma barra,

27

especialmente quando a aplicação está relacionada à saída de uma determinada

linha. De qualquer maneira, esta não pode ser uma razão definitiva para se efetuar a

escolha entre um e outro, visto que a potência nominal de um Controlador Paralelo

deve ser várias vezes maior que a de um Controlador Série para oferecer o mesmo

suporte de reativos, além disso, o Controlador Paralelo não é utilizado para controle

de fluxo de potência. Por outro lado, Compensadores Série devem ser modelados

para funcionar durante contingências, sobrecarga dinâmica e curtos-circuitos, o que

não acontece no caso dos Controladores Paralelos.

Um Controlador Combinado Série-Paralelo, portanto, poderia proporcionar

tanto controle de fluxo de potência quanto de tensão. Este pode ser, por exemplo,

uma só unidade funcionando de forma coordenada com Controladores individuais de

linha, como na Figura 2.3 (f), o que pode proporcionar benefícios adicionais (controle

de fluxo de potência reativa) com Controladores unificados.

Controladores FACTS podem ser baseados em tiristores com ou sem

desligamento de gate.

2.5 CONTROLADORES EM PARALELO

2.5.1 STATCOM

O STATCOM (Static Synchronous Compensator), ou Compensador Estático

Síncrono é um gerador estático síncrono que funciona como um compensador

estático de reativos, e cuja corrente de saída pode ser controlada

independentemente do sistema AC. Pode ser baseado tanto em fonte de corrente

quanto em fonte de tensão. Assemelha-se em muitos aspectos às máquinas

rotativas usadas para compensação de reativos e está entre os principais tipos de

FACTS. A Figura 2.5 mostra um STATCOM alimentado a partir de uma fonte de

tensão e outro a partir de uma fonte de corrente. Somente sob o ponto vista de

custos, o conversor alimentado em tensão parece ser o preferido. Neste,

basicamente a troca de potência reativa entre o inversor e o sistema AC é feita com

a variação da amplitude da tensão de saída. Se esta estiver acima da tensão AC do

sistema, o inversor gera potência reativa (capacitiva), caso contrário, o inversor

28

absorve potência reativa (indutiva). Ou seja, a tensão de saída é controlada de tal

forma que, a fim de se ter uma determinada tensão do lado AC, o fluxo de corrente

reativa necessário é obtido a partir do ajuste automático da tensão do capacitor, que

atua como uma fonte DC para o conversor. O STATCOM pode também ser utilizado

para funcionar como um filtro ativo na absorção de harmônicos do sistema.

FIGURA 2.4 – STATCOM FONTE: MACHADO (2003)

2.5.2 SSG

O SSG (Static Synchronous Generator) ou Gerador Síncrono Estático é um

conversor estático de potência auto-comutado alimentado por uma fonte e operado

para produzir tensões de saídas multifase ajustáveis, que pode ser acoplado a um

sistema de potência AC a fim de realizar intercâmbio de potência ativa e reativa

independentemente. O SSG é uma combinação de um STATCOM com uma fonte

que fornece ou absorve energia, podendo ser um termo geral para dispositivos

acoplados a quaisquer fontes de energia. Para um conversor baseado em fonte de

tensão, a bateria serve para compensar o carregamento do capacitor e manter sua

tensão requerida. Um dos principais SSG é o BESS (Batery Energy Storage System)

ou Sistema de Armazenamento de Energia em Bateria em que há armazenamento

de energia química utilizando conversores conectados em paralelo alimentados em

tensão capazes de rapidamente ajustar a quantidade de energia que possa ser

absorvida ou fornecida por um sistema AC. Geralmente, comporta-se como outra

29

máquina síncrona ligada à rede, capaz de dar suporte de reativo e também de

trocar potência ativa com a rede, podendo simultaneamente fornecer e absorver

reativos. Para aplicações em sistemas de transmissão, o armazenamento de energia

em bateria tende a ser pequeno. Quando não estiver fornecendo potência ativa ao

sistema, o conversor é usado para manter a bateria carregada.

2.5.3 SVC

O SVC (Static Var Compensator) ou Compensador Estático de Reativos,

evidenciado na Figura 2.6, é um gerador e absorvedor de reativos conectado em

paralelo cuja saída é ajustada para realizar o intercâmbio de corrente reativa ou

indutiva a fim de manter ou controlar parâmetros específicos de um sistema elétrico

de potência (tipicamente a tensão de uma barra). O termo SVC é uma generalização

para reator controlado/chaveado por tiristor, capacitor chaveado por tiristor ou a

combinação de ambos. No SVC os tiristores não possuem capacidade de

desligamento de gate. É uma alternativa mais barata que o STATCOM ao se

considerar a capacidade em MVA em detrimento do desempenho.

No capítulo 3 o SVC, sua importância e sua estrutura serão discutidos mais

detalhadamente.

FIGURA 2.5 – SVC FONTE: ADAPTADO DE SILVA (2008)

30

2.5.4 TCR

O TCR (Thyristor Controlled Reactor) ou Reator Controlado a Tiristor é um

subconjunto do SVC e trata-se de um indutor conectado em paralelo cuja reatância

efetiva é variada continuamente via condução parcial da válvula do tiristor, ou seja,

controle do ângulo de disparo.

2.5.5 TSR

O TSR (Thyristor Switched Reactor) ou Reator Chaveado a Tiristor pode ser

um outro subconjunto do SVC e trata-se de um indutor conectado em paralelo cuja

cuja reatância efetiva tem apenas dois valores, zero ou o valor correspondente à

operação em plena condução. É composto de diversas indutores conectados em

paralelo.

2.5.6 TSC

O TSC (Thyristor Switched Capacitor) ou Capacitor Chaveado a Tiristor é

também parte do SVC. Nele, tiristores são utilizados para chavear unidades de

capacitores em paralelo (sem controle de ângulo de disparo) a fim de fornecer a

compensação requerida ao sistema. Diferentemente dos reatores em paralelos, os

capacitores não podem ser chaveados continuamente e com valores variáveis.

2.5.7 SVS

O SVS (Static Var System) ou Sistema Estático de Reativos é uma

combinação de diferentes compensadores estáticos e chaveados mecanicamente

cuja saída é coordenada.

31

2.5.8 TCBR

O TCBR (Thyristor Controled Braking Resistor), mostrado na Figura 2.6, ou

Resistor de Frenagem Controlado Por Tiristor tem como principais aplicações o

auxílio à estabilidade de um sistema e a minimização da aceleração da potência de

uma unidade geradora durante um distúrbio. Trata-se do chaveamento ciclo a ciclo

de um resistor, geralmente linear, através de um Tiristor com controle de ângulo de

disparo. Pode ser também utilizado na versão chaveada pra diminuição de custos.

Entretanto, havendo-se controle de ângulo de disparo, é possível reduzir oscilações

de baixa frequência a cada meio ciclo.

FIGURA 2.6 – RESISTOR DE FRENAGEM CONTROLADO POR TIRISTOR FONTE: MACHADO (2003)

2.6 CONTROLADORES SÉRIE

2.6.1 SSSC

O SSSC (Static Synchronous Series Compensator) ou Compensador

Síncrono Estático em Série, mostrado na Figura 2.7, é operado sem uma fonte

externa de energia e sua saída é controlada de forma independente, funcionando

em quadratura com a corrente de linha com o objetivo aumentar ou diminuir a queda

32

de tensão reativa através da linha, ou seja, controlar a potência transmitida. O SSSC

pode incluir armazenamento de energia transitório ou ainda dispositivos de absorção

para melhorar o comportamento dinâmico do sistema através da adição de

compensação de potência ativa temporária, diminuindo a queda de tensão real

através da linha.

FIGURA 2.7 – COMPENSADOR SÍNCRONO ESTÁTICO EM SÉRIE FONTE: ADAPTADO DE SILVA, 2011

O SSSC é o equivalente série do STATCOM. Pode ser baseado em conversor

com fonte de tensão ou de corrente. Usualmente a tensão injetada é bastante

pequena em relação à tensão de linha, porém o isolamento deve ser alto. A relação

de transformação é adaptada de forma a se obter a modelagem mais econômica,

visto que o seu primário, e, por consequência, seu secundário, assim como o

conversor, devem suportar a corrente de linha mesmo em caso de falta. Sem uma

fonte extra de energia, o SSSC pode apenas injetar uma tensão variável 90º

adiantada ou atrasada, sem possibilidade de variação de ângulo.

2.6.2 IPFC

O IPFC (Interline Power Flow Controller) ou Controlador de Fluxo de Potência

entre Linhas é um combinação de dois ou mais compensadores síncronos estáticos

série acoplados através de um link DC para facilitar o fluxo de potência ativa

33

bidirecional entre os terminais AC dos SSSCs, sendo controlados para fornecer

compensação reativa independente através do ajuste do fluxo de potência ativa em

cada linha e manter o fluxo de potência reativa desejado entre as linhas. Pode

também incluir um STATCOM para prover compensação reativa shunt, fornecendo

ou absorvendo todo o déficit de potência ativa do conjunto de SSSCs.

2.6.3 TCSC

O TCSC (Thyristor-Controlled Series Capacitor) ou Capacitor Série

Controlado a Tiristor, mostrado na Figura 2.8, é baseado em um banco de

capacitores em série com a linha e em um indutor controlado a tiristores (sem

desligamento de gate) em paralelo, a fim de proporcionar uma variação suave da

reatância capacitiva.

FIGURA 2.8 – CAPACITOR SÉRIE CONTROLADO POR TIRISTOR (TCSC) OU CAPACITOR SÉRIE CHAVEADO POR TIRISTOR (TSSC).

FONTE: MACHADO (2003)

Trata-se de uma alternativa ao SSSC e baseia-se em um reator variável como

o TCR conectado em paralelo com um capacitor série. Quando o ângulo de disparo

do tiristor é 180º, o reator deixa de conduzir e o capacitor série apresenta sua

impedância normal. Quando o ângulo de disparo está entre 180º e -180º, a

impedância capacitiva aumenta. Por outro lado, quando o ângulo de disparo é 90º o

reator passa a conduzir totalmente e a impedância total torna-se indutiva, pois a

impedância do reator é modelada para ser muito menor que a impedância do

capacitor série. O TCSC pode ser apenas um capacitor ou uma junção de

34

capacitores menores de diferentes valores, modelados para obtenção de um melhor

desempenho.

2.6.4 TSSC

O TSSC (Thyristor-Switched Series Capacitor) ou Capacitor Série Chaveado a

tiristor é um compensador com reatância capacitiva que consiste de um banco de

capacitores série em paralelo com um TSR (Reator Chaveado Por Tiristor), que

fornece controle discretizado da reatância capacitiva série. Chavear indutores

quando o ângulo de disparo é 90º ou 180º pode reduzir custos e perdas do

Controlador. Existe ainda a opção de modelar um módulo a tiristor controlado e outro

a tiristor chaveado.

2.6.5 TCSR

O TCSR (Thyristor-Controlled Series Reactor) ou Reator Série Controlado a

Tiristor, mostrado na Figura 2.9, é um compensador com reatância indutiva que

consiste de um reator série em paralelo com um TCR (Reator Controlado Por

Tiristor), que fornece uma reatância indutiva variando suavemente. Quando o ângulo

de disparo do tiristor vale 180º, ele para de conduzir e o reator não controlado entra

em ação como um limitador de corrente de falta. À medida que o ângulo ultrapassa

180º graus, a indutância da rede cai até que o ângulo atinja 90º, quando a indutância

da rede é a combinação em paralelo dos dois reatores. Assim como para o TCSC, o

TCSR pode ser um único módulo ou diversas unidades menores.

35

FIGURA 2.9 – REATOR SÉRIE CONTROLADO POR TIRISTOR (TCSR) OU REATOR SÉRIE CHAVEADO POR TIRISTOR (TSSR)

FONTE: MACHADO (2003)

2.7 CONTROLADORES COMBINADOS

2.7.1 UPFC

O UPFC (Unified Power Flow Controller) ou Controlador Unificado de Fluxo de

Potência, mostrado na Figura 2.10 (b), é uma combinação do STATCOM

(Compensador Síncrono Estático) com o SSSC (Compensador Síncrono Estático

Série), que são acoplados via link dc para permitir fluxo bidirecional de potência ativa

entre a saída série do SSSC e a saída paralela do STATCOM a fim de fornecer

simultaneamente compensação ativa e reativa série e shunt à linha, sem o uso de

uma fonte de energia elétrica externa. O UPFC, por meio da injeção de tensão série

sem restrição de ângulo, pode controlar simultaneamente ou seletivamente a tensão

de transmissão na linha, a impedância e o ângulo ou, alternativamente, o fluxo de

potência ativa e reativa na linha. Pode fornecer ainda compensação reativa shunt

controlável de forma independente.

Nesta combinação, a potência ativa para o SSSC é obtida da própria linha

através do STATCOM; este, por sua vez, é também usado para controle de tensão

através do controle de sua potência reativa. Assim, há um controle completo tanto de

potência ativa e reativa através da linha quanto de tensão em seus terminais.

36

2.7.2 TCPST

O TCPST (Thyristor-Controlled Phase Shifting Transformer) ou Transformador

Defasador Controlado a Tiristor, também conhecido como TCPAR (Thyristor-

Controlled Phase Angle Regulator) proporciona rápida variação de ângulo de fase

através da associação do transformador com tiristores. Em geral, defasamento de

fase é obtido adicionando um vetor de tensão perpendicular em série com uma fase.

Este vetor é derivado de outras duas fases via transformadores conectados em

paralelo, ilustrado na Figura 2.10 (a). A tensão série perpendicular pode ser variada

através de diferentes topologias.

FIGURA 2.10 – (A) TRANSFORMADOR DEFASADOR CONTROLADO POR TIRISTOR (TCPST); (B) CONTROLADOR UNIFICADO DE FLUXO DE POTÊNCIA (UPFC)


2.7.3 IPC

O IPC (Interphase Power Controller) ou Controlador de Potência Entre Fases

é um Controlador de potência ativa e reativa conectado em série, possuindo, em

cada uma de suas fases, ramos tanto indutivos quanto capacitivos sujeitos a

defasamento de ângulo de tensão separadamente. As potências ativa e reativa

37

podem ser reguladas independentemente ajustando o defasamento de fase ou

mesmo a impedância dos ramos através de chaves mecânicas ou eletrônicas.

2.8 OUTROS CONTROLADORES

2.8.1 TCVL

O TCVL (Thyristor-Controlled Voltage Limiter) ou Limitador de Tensão

Controlado a Tiristor é um varistor de óxido de metal (MOV) utilizado para limitar a

tensão através dos seus terminais durante transitórios. O Tiristor pode ser conectado

em série com um para-raios sem gap ou, como mostrado na Figura 2.11 (a), com

uma parte do para-raios sem gap (10 a 20%), by-passada por uma chave de

tiristores a fim de diminuir dinamicamente o nível de limitação de tensão.

2.8.2 TCVR

O TCVR (Thyristor-Controlled Voltage Regulator) ou Regulador de Tensão

Controlado a Tiristor é um transformador capaz de fornecer tensão em fase variável

e controle contínuo. Pode ser formado por um transformador regular com um

comutador de tap controlado a Tiristor, ilustrado na Figura 2.11 (b), ou com um

conversor de tensão AC/DC para injeção de tensão AC variável em fase e em série

com a linha, evidenciado na Figura 2.11 (c). Seu custo é relativamente baixo e

apresenta uma boa efetividade no controle do fluxo de reativos entre dois sistemas

AC.

38

FIGURA 2.11 – (A) LIMITADOR DE TENSÃO CONTROLADO POR TIRISTOR (TCVL); (B) REGULADOR DE TENSÃO CONTROLADO POR TIRISTOR (TCVR) COM COMUTADOR DE TAP;

(C) REGULADOR DE TENSÃO CONTROLADO POR TIRISTOR (TCVR) COM INJEÇÃO DE TENSÃO.


39

3 MODELAGEM

3.1 SVC

3.1.1 PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO

O SVC (Static Var Compensator) é uma das primeiras tecnologias FACTS

desenvolvidas, tendo-se baseado inicialmente na utilização do TCR (Thyristor-

Controlled Reactor) e de capacitores mecanicamente chaveados. Foi primeiramente

empregado em aplicações industriais, como controle de flicker (cintilações

provocadas por oscilações rápidas de tensão) e regulação de tensão na presença de

fornos a arco ou em partida de grandes motores. Com o passar do tempo as

aplicações do SVC se ampliaram, e este passou a ser utilizado, de forma geral, em

situações onde há exigência de um controle rápido e contínuo de potência reativa,

principalmente, com os seguintes objetivos:

• Controle de sobretensões temporárias;

• Prevenção do colapso de tensão;

• Melhoria da estabilidade transitória e de pequenas oscilações;

• Amortecimento de oscilações subsíncronas;

• Redução de desbalanços de tensão e corrente.

O SVC consiste essencialmente de um sistema composto por elementos

passivos - reatores e capacitores - conectados em derivação, dispositivos de

chaveamento, e, em muitos casos, transformadores. Estes elementos são

controlados coordenadamente de forma a fornecer ao sistema uma compensação

rápida e variável de potência reativa, possibilitando, dentro de limites específicos, o

controle da tensão em uma determinada barra. Estes dispositivos podem ser

agrupados em duas categorias:

• TSC (Thyristor Switched Capacitor) – capacitores chaveados a tiristores.

Permitem compensação com variação discreta.

40

• TCR (Thyristor Controlled Reactor) – reatores controlados a tiristores.

Permitem variação contínua através do controle do ângulo de disparo

tiristores.

A Figura 3.1 ilustra uma configuração típica de um SVC. Este equipamento

possibilita o controle, praticamente contínuo e independente, da susceptância para

cada fase da barra onde está aplicado o compensador. A inserção dos elementos

reativos no sistema ocorre quando os tiristores são disparados, o que é realizado a

partir da emissão de um sinal de controle, sendo que o ângulo de atraso deste sinal

é chamado de ângulo de disparo, representado por α. O controle do TCR varia

continuamente dentro da faixa de condução do conjunto formado pelos tiristores (em

antiparalelo) e o reator. Esta faixa, em função do ângulo α, está entre 90º e 180º,

tendo como referência o pico da onda de tensão. Quando os tiristores estão

bloqueados a corrente é nula, o que resulta em uma corrente descontínua,

introduzindo um significativo conteúdo harmônico e exigindo, então, a utilização,

juntamente com o TCR, de um filtro harmônico. Os filtros representam uma reatância

adicional para o sistema na frequência fundamental. Em alguns casos todo o reativo

capacitivo necessário durante a operação do SVC é fornecido por bancos de filtros.

FIGURA 3.1 – SVC (STATIC VAR COMPENSATOR) EM DETALHES. FONTE: ADAPTADO DE MACHADO (2003)

41

3.1.2 TCR

O TCR (Thyristor-Controlled Reactor) se destaca entre os compensadores

estáticos devido à sua flexibilidade operacional, visto que além de prover controle de

tensão, podem ser usados no controle de várias outras grandezas elétricas.

Conforme já mostrado na Figura 3.1, o TCR é constituído por um reator linear

em série com dois tiristores em antiparalelo, cuja finalidade é conduzir a corrente em

meio-ciclos alternados. O instante de disparo dos tiristores define o grau de

absorção da potência reativa, consistindo na passagem de maior ou menor

quantidade de corrente através do reator, o que, por sua vez, é controlado pela

tensão a que este é submetido. No instante em que um dos tiristores entra em

condução, uma dada tensão é aplicada aos terminais do reator. Assim, se os

tiristores Th1 e Th2 forem disparados, nesta ordem, quando a tensão aplicada ao

reator for máxima, a corrente será a mesma de um reator fixo, estando atrasado em

90º em relação à tensão e possuindo forma senoidal. Nestas condições, o ângulo de

disparo dos tiristores é o mesmo e vale 90º, sendo que Th2 é disparado um semi-

ciclo após o disparo de Th1, o que faz com que Th1 conduza durante o semi-ciclo

positivo e Th2 conduza durante o semi-ciclo negativo. Porém, se o ângulo de disparo

for maior do que 90º, ou seja, se o disparo dos tiristores levar mais tempo, a

corrente através do reator será menor e este absorverá menos reativo. Desta forma,

através da modificação do instante de disparo dos tiristores, é possível controlar a

corrente passando pelo reator e a potência reativa consumida por ele. Tem-se

portanto um valor máximo a 90º e 0 a 180º.

A equação (3.1) expressa a tensão VL medida nos terminais do indutor

quando há condução.

𝑣𝐿 = 𝑉 𝑠𝑒𝑛 (𝑤𝑡) = 𝐿 𝑑𝑖𝑇𝑆𝑅

𝑑𝑡 (3.1)

A equação (3.2) representa a corrente iTCR, que passa através do indutor,

durante seu período de condução.

𝑖𝑇𝐶𝑅(𝑡) =1

𝐿∫ 𝑉𝑠𝑒𝑛(𝑤𝑡)

𝑤𝑡

𝛼=

𝑉

𝑤𝐿[𝑐𝑜𝑠𝛼 − cos(𝑤𝑡)] (3.2)

42

A Figura 3.2 (a) mostra, em azul, a tensão da rede e, em vermelho, a corrente

no indutor. Já na Figura 3.2 (b) vê-se a corrente no indutor, que não é senoidal.

FIGURA 3.2 – (A) FORMA DE ONDA DA TENSÃO NA REDE (EM AZUL) E FORMA DE ONDA DA CORRENTE ATRAVÉS DE UM INDUTOR (EM VERMELHO); (B) FORMA DE ONDA DA TENSÃO

ATRAVÉS DE UM INDUTOR (RCT). FONTE: SILVEIRA (2011)

Esta irregularidade na forma de onda da corrente provoca o aparecimento de

um espectro harmônico de tal que depende do ângulo de disparo α. Aplicando-se a

análise de Fourier tem-se que a componente fundamental vale:

𝐼1(𝛼) = 2𝛼

𝜋− 2 −

𝑠𝑒𝑛(2𝛼)

𝜋 (3.3)

As amplitudes dos componentes harmônicos da corrente em função do

ângulo α são expressas por:

43

𝐼𝑛(𝛼) =4𝑉

𝜋𝑤𝐿[

𝑠𝑒𝑛[𝛼(𝑛−1)]

2(𝑛−1)+

𝑠𝑒𝑛[𝛼(𝑛−1)]

2(𝑛+1)−

cos(𝛼)𝑠𝑒𝑛(𝑛𝛼)

𝑛] (3.4)

Onde n é a ordem harmônica (n=3, 5, 7,...).

A susceptância equivalente do TCR [BTCR(α)] em função do ângulo de disparo

α, pode ser calculada substituindo-se (3.3) em (3.5), conforme equação (3.6).

𝐼1(𝛼) = 𝑉𝐵𝑇𝐶𝑅(𝛼) (3.5)

𝐵𝑇𝐶𝑅(𝛼) = 𝐵𝑚𝑎𝑥 [2𝛼

𝜋− 2 −

𝑠𝑒𝑛(2𝛼)

𝜋] (3.6)

Onde Bmax = 1/(wL).

O valor máximo de susceptância ocorre quando o ângulo de disparo é 90º,

sendo que vale 0 quando o ângulo é 180º.

3.1.3 TSC

O controle do TSC consiste na ação de conectar ou desconectar bancos de

capacitores, o que é realizado pelos tiristores. Porém, isto gera o problema de

transitórios, que podem alcançar altos valores. Considerando a equação (3.7),

percebe-se que quanto maior for a variação de tensão na energização do banco de

capacitor, maior será a corrente passando por ele (SILVEIRA, 2011).

𝑖𝑐(𝑡) = 𝐶𝑑𝑣𝑐(𝑡)

𝑑𝑡 (3.7)

Onde:

Ic(t) – Corrente no banco de capacitores

C – Capacitância

Vc(t) – Diferença de potencial nos terminais do capacitor

O controle do ângulo de disparo dos tiristores deve ser selecionado de tal

forma que minimize o transitório no chaveamento do TSC. Para tal, o disparo dos

tiristores deve ser realizado quando o nível de tensão no tiristor estiver próximo da

44

tensão remanescente da carga prévia do capacitor, pois o tiristor cessa a condução

somente quando se extingue a corrente no capacitor, isto ocorrerá quando a tensão

for máxima. Esta técnica reduz o surgimento de distorção harmônica no TSC.

Um reator limitador de corrente é, comumente, inserido no circuito para limitar

o transitório no chaveamento do TSC. A aplicação deste elemento permite amortecer

possíveis surtos de corrente causados por uma eventual operação do banco fora da

condição adequada, além de permitir evitar possíveis ressonâncias.

Entre dificuldades no controle dos bancos de capacitores, pode-se citar:

• Transitórios de tensão e corrente durante o chaveamento dos capacitores;

• Possível excitação de correntes harmônicas em decorrência de não-

linearidades magnéticas (ferro-ressonância) ou da carga (fornos a arco,

pontes chaveadas, entre outros).

3.2 ATP

As modelagens e simulações realizadas neste projeto foram realizadas no

programa ATP (Alternative Transients Program), através de sua interface gráfica, o

ATPDraw. O ATP é um programa computacional, que é uma versão do EMTP

(Electromagnetic Transients Program) adaptada para a utilização em

microcomputadores, completamente livre de “royalties”, distribuído em diversas

partes do mundo pelo grupo de usuários do EMTP.

O programa ATP permite a simulação de transitórios eletromagnéticos em

redes polifásicas, com configurações arbitrárias, por um método que utiliza a matriz

de admitância de barras. Como não permite obter uma solução contínua no tempo,

são calculados valores a intervalos de tempo discretos. O programa permite a

representação de não-linearidades, elementos com parâmetros concentrados,

elementos com parâmetros distribuídos, chaves, transformadores e reatores.

O primeiro passo para uma simulação com o ATP é a construção de um dado

circuito ou sistema no ATPDraw, uma interface gráfica de processamento interativo

em ambiente Windows para criação e edição de arquivos de dados de entradas

45

para o programa ATP, onde selecionam-se modelos pré-definidos dos principais

elementos componentes de uma rede elétrica.

FIGURA 3.3 – INTERFACE GRÁFICA DO ATP (ATPDRAW). FONTE: PRINT SCREEN DA APLICAÇÃO NO SISTEMA OPERACIONAL WINDOWS 7

3.3 MODELAGEM DO SVC

O diagrama unifilar base para a modelo do SVC no ATP incorporado a este

trabalho, cujo desenvolvimento se deu em trabalhos precedentes a este, baseados

em Fandi (1998) é mostrado na Figura 3.10, onde as três unidades básicas, a saber,

TCR, TSC e Filtros de 5ª Harmônica são conectadas paralelamente à barra através

de um transformador abaixador.

O modelo do SVC desenvolvido representado na Figura 3.4 acima foi dividido

em sistema de potência, sistema de controle e sistema de proteção.

O sistema de potência, mostrado na Figura 3.5, é constituído pelos seguintes

componentes: um transformador abaixador, um TCR, um TSC, dois STF (Single

Tuned Filter) e três para-raios no barramento de alta tensão. É importante salientar

que os filtros também contribuem para a potência reativa capacitiva total do SVC.

46

FIGURA 3.4 – DIAGRAMA UNIFILAR BASE PARA A MODELAGEM DO SVC NO ATP. FONTE: ADAPTADO DE FANDI (1998)

Conforme pode-se observar na Figura 3.5, há uma unidade de medição

conectada à barra controlada, chamada de Meter. A Figura 3.6 mostra que este

medidor divide-se em Q Meter e V Meter. V Meter forma a partir das tensões de

cada uma das fases um único sinal equivalente à sua média. Q meter, por sua vez,

forma a partir das tensões e correntes da barra, um único sinal proporcional à

potência reativa neste ponto. Os sinais resultantes destes medidores passam por um

somador. O sinal de saída deste somador é comparado a um valor referência de

tensão (Vref). A diferença é o erro de tensão, que é processado por um controlador

proporcional integral (PI), passando em seguida por um saturador que limita o sinal e

pode ser variado de -8,13 (máximo reativo indutivo) a 10 (máximo reativo capacitivo).

O sinal de controle do sistema corresponde a um valor proporcional à susceptância

solicitada ao SVC chamado de Bref.

47

FIGURA 3.5 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO SVC NO ATP. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

FIGURA 3.6 – DIAGRAMA DE BLOCOS DA UNIDADE DE CONTROLE DO MODELO DO SVC. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

A partir da obtenção de Bref, pulsos de disparo, atualizados a cada ciclo, em

sincronia com a tensão da rede são aplicados nos tiristores do sistema de potência,

aumentando ou diminuindo o tempo de condução do TCR em cada semi-ciclo e

conectando ou retirando, se necessário, o TSC.

A Figura 3.7 ilustra o circuito de potência do TSC. Entre os pares de tiristores

de cada fase em antiparalelo pode-se observar a presença do circuito “Snubber”,

que é formado por um resistor em série com um capacitor. O capacitor tem a

finalidade de reduzir a variação brusca de tensão sobre os terminais do tiristor

quando este deixa de conduzir, o que pode provocar novo disparo. O resistor limita a

corrente de descarga do capacitor no tiristor quando este é disparado.

48

FIGURA 3.7 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO TSC NO ATP. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

A Figura 3.8 ilustra o circuito de potência do TCR. Este também apresenta

circuitos “Snubber”.

49

FIGURA 3.8 – ARRANJO DO CIRCUITO DE POTÊNCIA DO TCR NO ATP. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

A Figura 3.9 representa o diagrama unifilar de um sistema elétrico hipotético

que foi simulado com a finalidade de fornecer as representações gráficas das

principais variáveis do modelo do SVC. Este sistema contém uma fonte trifásica ideal

de tensão de linha eficaz de 230 kV e quatro cargas resistivas (150 Ω cada)

chaveadas em diferentes momentos. As cargas resistivas são chaveadas

respectivamente em 1,5 s, 2,5 s, 3,5 s e 4,5 s.

A partir da Figura 3.10 é possível visualizar a evolução gráfica de três

variáveis: Vrms (a tensão eficaz de linha), Bref (a variável de controle que representa

a susceptância solicitada ao SVC) e ANG (o ângulo de disparo dos tiristores).

50

FIGURA 3.9 – DIAGRAMA UNIFILAR DE SISTEMA ELÉTRICO TESTE PARA O SVC. FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

FIGURA 3.10 – VRMS, BREF E ÂNGULO (CHAVEAMENTO SUCESSIVO DE CARGAS RESISTIVAS).

FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

51

A Tabela 3.1 compara a evolução destas variáveis, bem como de Q (a

potência reativa fornecida pelo SVC) e de Cap (que vale 0 ou 1, sendo que 1 indica

que o TSC foi chaveado).

TABELA 3.1 – COMPARAÇÃO DE DIFERENTES VARIÁVEIS DIANTE DO CHAVEAMENTO SUCESSIVO DE CARGAS, COM E SEM O SVC.

SEM SVC COM SVC

Tempo (s) Carga (Ω) V (kV) V

(p.u.) P

(W) V

(kV) V

(p.u.) Q

(MVAr) Bref Cap

Ang (º)

1 0 230,0 1,00 529,0 230,0 1,00 0,5 -4,4 0 41,4

2 150 225,7 0,98 509,6 228,3 0,99 7,6 -2,8 0 58,1

3 300 215,5 0,94 464,7 224,0 0,97 27,4 1,9 1 25,5

4 450 201,6 0,88 406,6 216,0 0,94 52,0 10,0 1 88,4

5 600 186,2 0,81 346,7 197,4 0,86 43,4 10,0 1 88,4


Com o SVC, percebe-se que, assim que a primeira carga é chaveada, o

sistema de controle do SVC detecta uma queda de tensão na barra controlada

(Vrms), representada no eixo esquerdo, fornecendo um valor Bref (eixo direito

variando de -10 a 90) maior do que o anterior, portanto indicando que a susceptância

equivalente do SVC deve tornar-se mais capacitiva. Para isso, o ângulo de disparo

dos tiristores, que é máximo em 90º e mínimo em 180º, deve ser aumentado, como

se pode perceber na evolução da curva correspondente à variável ANG. Isto diminui

o ângulo de condução dos mesmos, reduzindo o valor total de potência reativa

indutiva fornecida. Porém, quando a segunda carga é chaveada (2,5 s), mesmo com

o TCR apresentando seu valor mínimo de condução, a capacitância equivalente dos

filtros não é suficiente para compensar a queda de tensão. Neste instante, o TSC é

chaveado, o que pode ser observado a partir da análise da variável Cap mostrada

na Tabela 3.6. Porém, visto que o reativo capacitivo é discretizado, o SVC passa a

fornecer capacitivo em excesso, o que faz com que o ângulo de disparo dos

tiristores do TCR seja reduzido, contrabalanceando a reatância capacitiva do TSC.

Percebe-se que após o chaveamento da terceira carga, a variável Bref

assume seu valor máximo, o que indica que o SVC chegou ao seu valor máximo no

que diz respeito ao fornecimento de reativo capacitivo. A partir do chaveamento da

quarta carga, o SVC atinge seu ponto de saturação, sofrendo uma redução no total

de reativos fornecidos devido à queda do valor da corrente circulando pelo sistema.

52

3.4 MODELAGEM DO SISTEMA DE BARRAS

3.4.1 A PROBLEMÁTICA

O sistema da Copel (Companhia Paranaense de Energia) possui capacidade

instalada de 4621 MW, tendo disponibilizado no primeiro semestre de 2013 um total

de 13617 GWh, somando-se geração própria e comprada. Em seu sistema de

transmissão possui 2174 km em ativos relativos a linhas de transmissão e 32

subestações automatizadas. No que diz respeito ao sistema de distribuição, possui

um total de 186.652 km em linhas e 361 subestações.

Este trabalho tem como foco a barra de 230 kV da subestação (SE) Ponta

Grossa Sul (Figura 3.11). Esta SE é do tipo abaixadora possuindo 4 transformadores

trifásicos com três enrolamentos cada (ligação estrela aterrada-estrela aterrada-

triângulo), cuja relação de transformação é 230/138/13,8 kV para dois destes

transformadores e 230/34,5/13,8 kV para os outros dois.

FIGURA 3.11 – DETALHE DE PONTA GROSSA NO SISTEMA DA COPEL. FONTE: COPEL (2012)

53

Esta barra apresenta uma carga instalada de S = 57 MVA, sendo que possui

dois vãos de entrada de linha de transmissão para as linhas de transmissão Ponta

Grossa Norte – Ponta Grossa Sul 230 kV e Bateias – Ponta Grossa Sul 230 kV. No

setor de 138 kV, possui três vãos 138 kV referentes às saídas para as linhas que se

dirigem às SEs Masisa/Crown, Palmeira e Belém.

Em condições normais de carga, a barra de 230 kV da SE Ponta Grossa Sul

apresenta uma tensão de aproximadamente 0,95 p.u., sendo que, por ocasião da

perda da linha de transmissão Bateias – Ponta Grossa Sul, esta tensão cai a valores

em torno de 0,90 p.u., segundo informações do Departamento de Planejamento da

Expansão do Sistemas (DPEX) da Copel.

De acordo com ONS (2009b), em níveis de tensão nominal (TN) iguais ou

maiores que 230 kV, 0,95 p.u. é o limite inferior de uma tensão de atendimento

considerada adequada. Sendo que tensões abaixo de 0,93 p.u. são consideradas

críticas. Esta classificação pode ser observada na Tabela 3.2.

TABELA 3.2 – CLASSIFICAÇÃO DA TENSÃO DE ATENDIMENTO A PARTIR DA TENSÃO DE LEITURA, PARA DIFERENTES VALORES DE TENSÃO NOMINAL.

FONTE: ONS (2009b)

A fim de se classificar os níveis de tensão de atendimento de acordo com os

limites expostos na Tabela 3.2 é necessária uma base de dados de um período um

mês, sendo que estes dados devem ser colhidos a cada dez segundos. Caso, no

período de um mês, a tensão do ponto de conexão seja classificada como precária

por mais do que duas vezes ou crítica por mais do que uma vez, o ONS, juntamente

com os agentes que têm controle sobre o ponto de conexão ou são afetados pelo

54

seu desempenho, irão analisar as causas do desempenho inadequado e propor, se

necessário, ações para a solução do problema e regularização do referido ponto de

conexão, devendo ser acompanhado o prazo de sua implantação.

Em regime permanente o nível de tensão do setor de 230 kV da SE Ponta

Grossa Sul é o limite inferior de tensão de atendimento considerada adequada. Já

em situações que acarretam a perda da conexão com a SE Bateias através da linha

de transmissão Bateias-Ponta Grossa Sul, a tensão chega a níveis considerados

críticos, estando 3% abaixo do nível do limite inferior de tensão precária.

Para regime de emergência, a faixa de tensão permitida pela Copel para

níveis de tensão iguais ou maiores que 69 kV deve se situar entre + 5% e - 10% da

tensão nominal.

A fim de corrigir os níveis de tensão medidos nesta barra, foi instalado em

2012 um módulo de banco de capacitores de 50 MVAr, sendo que segundo as

previsões de carga, em 3 anos, este módulo não poderá mais garantir níveis de

tensão adequados.

3.4.2 MODELAGEM DO SISTEMA DE BARRAS NO ATP

A fim de se modelar o sistema de barras cujo elemento central é a barra de

230 kV da SE Ponta Grossa Sul, utilizou-se como base o banco de dados relativo a

carga média de Abril de 2013 da Divisão de Estudos de Alta Tensão (VEAL) da

Copel, o que possibilitou a definição do modelo e a parametrização de cada

elemento do sistema: linhas de transmissão, transformadores, cargas e fontes.

Além disso, para a definição de quais e quantas barras seriam representadas,

foram utilizados o Mapa do Sistema Elétrico de Transmissão atualizado em Março de

2013 (Figura 3.12) e ONS (2010b), o Submódulo 23.3 - Diretrizes e critérios para

estudos elétricos, presente nos Procedimentos de Rede. Segundo este Submódulo,

entre a barra focalizada no estudo e a barra de fronteira, cuja representação é

realizada através do equivalente do sistema naquele ponto, devem existir pelo

menos duas outras barras. A Figura 3.13 mostra o arranjo do sistema em questão

conforme arquitetado no ATPDraw.

55

FIGURA 3.12 – SISTEMA ELÉTRICO DE TRANSMISSÃO DA COPEL EM MARÇO DE 2013. FONTE: COPEL (2013)

56

FIGURA 3.13 – ARRANJO DO SISTEMA ELÉTRICO DA COPEL NO ATP COM FOCO NA BARRA DE 230 KV DA SUBESTAÇÃO PONTA GROSSA SUL


A Figura 3.14 mostra parte do banco de dados relativo aos parâmetros de

linhas de transmissão. Pode-se observar que, além do comprimento de cada linha,

57

são disponibilizados valores de resistência de sequência positiva e zero, reatância

de sequência positiva e zero e susceptância de sequência positiva e zero.

FIGURA 3.14 – BANCO DE DADOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO DA COPEL FONTE: COPEL (2013)

O modelo de linha de transmissão escolhido foi o de linhas polifásicas

transpostas e parâmetros distribuídos constantes, que utiliza a matriz de

transformação de Clarke. A transformação é feita automaticamente pelo ATP, sendo

que foram fornecidos os parâmetros de sequência zero e de sequência positiva.

Visto que não se trabalhou com variações na frequência, este modelo é adequado,

pois a matriz de Clarke é real e independente da frequência e aplicável durante a

simulação de transitórios eletromagnéticos diretamente no domínio do tempo. A

Figura 3.15 evidencia os dados de entrada para modelagem das linhas de

transmissão transpostas com parâmetros distribuídos. O valor da indutância foi

obtido a partir da reatância e o da capacitância a partir da susceptância. A

condutância (G) pode ser aproximada a zero, visto que não foram feitos estudos

relativos a Efeito Corona.

58

FIGURA 3.15 – ENTRADA DE DADOS PARA O MODELO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO TRANSPOSTAS COM PARÂMETROS DISTRIBUÍDOS NO ATP. FONTE: PRINT SCREEN DA APLICAÇÃO PARA WINDOWS 7

O modelo de transformadores escolhido foi o de transformadores saturáveis,

que, diferentemente do modelo ideal, leva em consideração a reatância de dispersão

de cada enrolamento.

Para a modelagem dos equivalentes da rede referentes às barras de fronteira,

foi utilizado o conceito segundo o qual é possível representar um sistema ou partes

deste através da obtenção das impedâncias de curto-circuito ou, alternativamente,

através de impedâncias que reproduzam o comportamento da rede em função da

frequência, de sequência zero e de sequência positiva, vistas a partir da(s) barra(s)

de fronteira.

Visto que os equivalentes referem-se à frequência fundamental, estes foram

representados por circuitos RL mutuamente acoplados, obtidos a partir das

impedâncias de curto-circuito de sequência zero e de sequência positiva, conforme

diretrizes presentes em ONS (2010b). Estes circuitos RL foram representados por

uma fonte AC trifásica e uma carga RL, sendo que para a obtenção de tais foram

59

utilizadas as tensões nominais das barras. Os valores calculados são mostrados na

Tabela 3.3.

TABELA 3.3 – VALORES CALCULADOS PARA MODELAGEM DOS EQUIVALENTES DE CURTO-CIRCUITO

Barra Vfase (kV) R (Ω) L (mH)

Figueira 230 kV 187,79 1,86 35,03

Bateias 525 kV 428,66 1,42 44,71

Campo Comprido 230 kV 187,79 0,53 13,08

Jaguariaiva 230 kV 187,79 2,64 45,47

Pilarzinho 230 kV 187,79 1,18 21,83

Areia 230 kV 187,79 0,50 17,17


Finalmente, foram calculados os valores de resistência e indutância das

cargas a partir de dados relativos à potência aparente. Os valores calculados de

todas as cargas representadas no sistema são evidenciados na Tabela 3.4.

TABELA 3.4 – VALORES CALCULADOS PARA MODELAGEM DAS CARGAS

Barra R (Ω) L (mH)

BATÁVIA 138 KV 401,77 2131,47

IMBITUVA 138 KV 991,88 4245,02

UVARANAS 138 KV 755,71 3660,56

BELÉM 138 KV 1295,51 5551,18

PALMEIRA 138 KV 1442,73 6013,78

CROWN 138 KV 865,64 5490,85

SABARÁ 138 KV 0,00 881,60

BATEIAS 138 KV 141,28 723,72

PONTA GROSSA SUL 230 KV 1066,53 4993,65

PONTA GROSSA NORTE 230 KV 1734,43 9881,80

AREIA 230 KV 629,76 2698,49

PILARZINHO 230 KV 191,32 1059,83

JAGUARIAIVA 230 KV 288,13 4032,23

CAMPO COMPRIDO 230 KV 275,52 1810,60

FIGUEIRA 230 KV 881,67 4127,11


3.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO

Conforme pôde ser visto neste este capítulo, para a tarefa de modelagem de

componentes e sistemas de energia no ATP houve a necessidade de se obter o

60

máximo de dados do sistema de forma que os modelos e as simulações pudessem

convergir para resultados próximos à realidade.

Neste sentido, o modelo do SVC, bem como do sistema da COPEL, foram

testados de forma que os resultados foram bastante satisfatórios. Para o caso do

SVC, a referência de comparação foram os resultados obtidos em Fandi (1998). Já o

modelo do sistema elétrico foi validado comparando-o aos resultados utilizados pela

própria COPEL em seus estudos.

Assim, no próximo capítulo ambos os modelos serão utilizados conjuntamente

com o objetivo de analisar o comportamento de um SVC na barra de PGS, a fim de

solucionar possíveis problemas de níveis de tensão causados por contingências

comuns ao SEP.

61

4 SIMULAÇÕES E RESULTADOS

4.1 INTRODUÇÂO

Conforme comentado anteriormente, foram desenvolvidas simulações com o

objetivo de analisar o desempenho de um SVC, caso fosse instalado na barra de

230 kV de Ponta Grossa Sul (PGS) da COPEL. Para tanto, são propostos alguns

casos em que o objetivo principal é comparar o desempenho do SVC com a solução

utilizada pela COPEL para melhorar o problema de níveis de tensão, qual seja, a

instalação de um banco de 50 MVAr na referida barra de 230 kV.

Assim, além da situação em regime, foram geradas três tipos de

contingências distintas a fim de se comparar ambas as soluções. Vale comentar que

uma terceira solução foi inserida, também para fins comparativos. Para tanto, foi

definido um banco de capacitor de 80 MVAr. Este valor foi definido em função de

duas questões:

1. O banco de 50 MVAr se mostrou já no limiar de sua capacidade,

especialmente em situações como a perda da linha PGS-BTA;

2. O SVC com 50 MVAr, não atingiu os valores que atendem aos limites de

tensão adequados, fato que se normalizou com 85 MVAr, devido a sua

dinâmica de controle.

Desta maneira, pôde-se comparar, efetivamente, o desempenho de

dispositivos de capacidade semelhante de fornecimento de potência reativa

capacitiva.

Vale destacar que durante as simulações não foram consideradas as

possíveis comutações de tap dos transformadores representados. Além disso, com

relação à duração dos transitórios verificados, deve-se ressaltar que se devem aos

parâmetro do circuito de controle do SVC, sendo que estão não foram variados

durante as simulações.

Os casos são resumidos na tabela 4.1

62

TABELA 4.1 – DESCRIÇÃO DOS CASOS ANALISADOS.

Caso Descrição

1 Sistema em regime, sem a presença de nenhum equipamento de correção

2 Sistema em regime, sem a presença de nenhum equipamento de correção

e perda da linha BTA-PGS

3 Sistema em regime, com a presença de banco de capacitor de 50 MVAr e

perda da linha BTA-PGS

4 Sistema em regime, com banco de capacitor de 80 MVAr e perda da linha

BTA-PGS

5 Sistema em regime, com a presença do SVC e perda da linha BTA-PGS

6 Rejeição das cargas de Batávia, Sabará e Imbituva, com a presença de

banco de capacitor de 50 MVAr

7 Rejeição das cargas de Batávia, Sabará e Imbituva, com a presença de

banco de capacitor de 80 MVAr

8 Rejeição das cargas de Batávia, Sabará e Imbituva, com a presença do

SVC

9 Curto-circuito de 100 Ω/fase, com a presença de banco de capacitor de 50

MVAr

10 Curto-circuito de 100 Ω/fase, com a presença de banco de capacitor de 80

MVAr

11 Curto-circuito de 100 Ω/fase, com a presença de SVC


4.2 RESULTADOS E ANÁLISE

4.2.1 CASO 1 E CASO 2

O primeiro e o segundo caso analisados são os do sistema mostrado na

Figura 3.6, sem a inserção do SVC ou de qualquer outro equipamento de correção.

63

Foi incluída uma chave trifásica entre as barras de Ponta Grossa Sul 230 kV e

a LT Bateias Ponta Grossa Sul temporizada para abrir no instante 1 s. Esta abertura

representa o segundo caso, que consiste na perda da LT Bateias-Ponta Grossa Sul

e tem o intuito de avaliar seus efeitos na barra de 230 kV da SE Ponta Grossa Sul e

nas barras adjacentes.

A Tabela 4.2 evidencia os valores da tensão eficaz de linha e em p.u. medidos

em diversos pontos do sistema antes e após a saída da LT Bateias Ponta Grossa

Sul. Percebe-se que na barra de Ponta Grossa Sul 230 kV a tensão cai de

aproximadamente 0.95 p.u. para 0.90 p.u., o que corresponde efetivamente aos

valores reais medidos pela Copel.

A situação se agrava ainda mais nas barras de Ponta Grossa Sul 138 kV e

Palmeira 138 kV, onde a tensão passa a ser 0,88 e 0,87 p.u., respectivamente. Em

Ponta Grossa Norte, separada de Ponta Grossa Sul pela LT Ponta Grossa Norte-

Ponta Grossa Sul, a tensão cai de 0,96 p.u. para 0,91.

TABELA 4.2 – TENSÕES EM DIFERENTES BARRAS DO SISTEMA ANTES E DEPOIS DA PERDA DA LINHA DE TRANSMISSÃO PONTA GROSSA SUL - BATEIAS

Ponto Tensão 1º Caso (V) p.u. Tensão 2º Caso (V) p.u.

Ponta Grossa Sul 230 kV 217956 0,948 205929 0,895 Ponta Grossa Sul 138 kV 127263 0,922 120587 0,874 Ponta Grossa Norte 230 kV 218188 0,949 208366 0,906 Figueira 230 kV 227215 0,988 225867 0,982 Areia 230 kV 228439 0,993 227986 0,991 Palmeira 138 kV 126675 0,918 119988 0,869 Bateias 230 kV 226566 0,985 227925 0,991

Bateias 525 kV 523885 0,998 524570 0,999


4.2.2 CASO 3

No terceiro caso é incluído um capacitor de 50 MVAr ainda na barra de 230 kV

da SE Ponta Grossa Sul. Visto que há, de fato, um banco de capacitores com esta

potência desde 2012 conectado na referida barra. Este caso foi simulado a fim de

verificar seu desempenho quando da queda da linha de transmissão BTA-PGS.

A Figura 4.1 representa as curvas das tensões eficazes em PGS 230 kV sem

a presença do banco de capacitores (em vermelho) e com a inserção do mesmo

64

(em verde). Observa-se que, anteriormente ao distúrbio ocorrido em t = 1 s, a saber,

a saída da LT BTA-PGS, o perfil da tensão em PGS 230 kV é melhorado de 0.95 p.u.

(sem compensação) para 0.97 p.u. (com o banco de capacitores de 50 MVAr). Após

a ocorrência do distúrbio, o valor da tensão na barra cai para 0.90 p.u. para o caso

onde o banco de capacitores não está presente e para 0.94 p.u. com o banco de

capacitores conectado. Observa-se uma melhora significativa no comportamento da

tensão com a presença desta correção.

FIGURA 4.1 –TENSÕES EM PGS 230 KV QUANDO DA SAÍDA DA LT BAT-PSG, COM BANCO DE CAPACITORES DE 50 MVAR (EM VERDE) E SEM O MESMO BANCO (EM VERMELHO).


4.2.3 CASO 4

No quarto caso, a fim de se obter uma melhor resposta à saída da linha

mencionada substituiu-se o banco de capacitores de 50 MVAr por um de 80 MVAr. A

Figura 4.2 ilustra a diferença no desempenho de cada um destes bancos.

Percebe-se que o banco de capacitores de 80 MVAr (curva em azul) melhora

o perfil da tensão para 0.98 p.u. anteriormente à perturbação e para 0.97 p.u. após a

perturbação.

65

FIGURA 4.2 – TENSÕES EM PGS 230 KV (SAÍDA DA LT BAT-PGS), COM BC DE 50 MVAR (EM VERDE) E COM BC DE 80 MVAR (EM AZUL).


4.2.4 CASO 5

O quinto caso trata da perda da LT BTA-PGS com a presença do SVC

limitado a uma potência reativa capacitiva de 85 MVAr.

FIGURA 4.3 – CURVAS DAS TENSÕES EM PGS 230 KV QUANDO DA SAÍDA DA LT BAT-PSG, COM BANCO DE CAPACITORES DE 80 MVAR (EM VERDE) E COM O SVC (EM VERMELHO).


66

Percebe-se, a partir da Figura 4.3, que anteriormente à saída da linha, a

configuração com o SVC apresenta aproximadamente o mesmo desempenho da

configuração com o banco de capacitores de 80 MVAr. Situação que se modifica

quando da queda da linha, onde a tensão na barra PGS 230 kV é de 0.97 p.u. para o

caso onde há a presença do banco de capacitores e 0.98 p.u. na presença do SVC.

Percebe-se, porém que a duração do transitório com o SVC é maior do que com o

banco de capacitores.

Na Figura 4.4 observam-se as curvas da potência reativa fornecida ao

sistema pelo banco de 50 MVAr (em azul), pelo banco de 80 MVAr (em verde) e pelo

SVC (em vermelho). Anteriormente à falta, o SVC disponibiliza menos potência

reativa que o banco de 80 MVAr, que vale 72 MVAr para o SVC e 77,5 MVAr para o

banco. Isto ocorre devido aos parâmetros da unidade de controle do SVC que está

modelada para buscar uma tensão que esteja entre 0,95 p.u. e 1,05 p.u. Porém,

após a falta é possível observar que, diferentemente dos bancos de capacitores, o

SVC aumenta a oferta de reativos (passa a ser 85 MVAr), estabilizando-se com uma

tensão maior do que a tensão final do banco.

FIGURA 4.4 – CURVAS DA POTÊNCIA REATIVA EM PGS 230 KV ( SAÍDA DA LT BAT-PSG), COM BC 80 MVAR (EM VERDE), COM O BC 50 MVAR (EM AZUL) E COM O SVC (EM VERMELHO).


67

4.2.5 CASO 6 E CASO 7

A fim de se observar o comportamento do sistema após uma rejeição conjunta

de cargas, simulou-se a saída das linhas conectadas à barra de 138 kV da SE Ponta

Grossa Norte. Tratam-se de linhas que atendem a três centros de carga, a saber,

Batávia (47,4 MW + 23,7i MVAr), Imbituva (19.2 MW+ 11.9i MVAr) e Sabará (57.3i

MVAr), totalizando uma carga de 66,6MW + 92.9j MVAr cuja saída ocorre em t=1s. O

sexto caso apresentado neste trabalho evidencia a saída destas cargas com a

presença de compensação através do banco de capacitores de 50 MVAr. Para efeito

de comparação, é apresentado também o sétimo caso, onde o banco de capacitores

passa a ser aquele cuja potência total é de 80 MVAr.

A Figura 4.5 mostra o comportamento das tensões eficazes em PGS 230 kV

antes e depois da rejeição das três cargas mencionadas acima. A curva em azul

representa o caso do sistema com compensação efetuada pelo banco de

capacitores de 80 MVAr. A tensão atinge 1,02 p.u. neste caso, chegando a 1 p.u com

o capacitor de 50 MVAr, enquanto que a tensão sem a presença de compensação

chega a a 0.98 p.u.

FIGURA 4.5 –TENSÕES EM PGS 230 KV ( REJEIÇÃO DE TRÊS CENTROS DE CARGA), COM BC 80 MVAR (EM AZUL), COM BC 50 MVAR (EM VERDE) E SEM COMPENSAÇÃO (EM VERMELHO).


68

4.2.6 CASO 8

O oitavo caso consiste na rejeição das cargas mencionadas acima com a

presença do SVC.

Visto que este pode atuar no controle de sobretensão, pode-se constatar

através da Figura 4.6 que, a partir do momento em que o SVC detecta a

sobretensão causada pela saída das três cargas, este responde diminuindo a

potência reativa capacitiva disponibilizada à barra (curva em azul).

A potência reativa fornecida ao sistema, que anteriormente ao distúrbio era de

72 MVAr passou a 33,6 MVAr, o que compensa a sobretensão, diminuindo seu valor

para 0.99 p.u (curva em verde). Esta compensação não ocorre com a presença do

banco de capacitores, que sem elementos indutivos, mantém a tensão em 1,02 p.u.

(curva em vermelho).

FIGURA 4.6 –TENSÕES EM PGS 230 KV ( REJEIÇÃO DE TRÊS CENTROS DE CARGA), COM BC

80 MVAR (EM VERMELHO) E SVC (EM VERDE) E POTÊNCIA REATIVA DO SVC (EM AZUL). FONTE: ELABORAÇÃO PRÓPRIA

69

4.2.7 CASO 9, CASO 10 E CASO 11

Os três últimos casos simulam um curto-circuito trifásico de 100 Ω/fase

ocorrido na barra de 230 kV da SE Ponta Grossa Norte de t = 1 s até t = 1,2 s

(duração de 12 ciclos).

Através da Figura 4.7, percebem-se os efeitos deste curto-circuito em PGS

230 kV. A curva em azul representa a tensão nesta barra com a presença do banco

de capacitores de 80 MVAr, a curva em verde, a tensão com o banco de capacitores

de 50 MVAr e a curva em vermelho a tensão sem compensação.

Durante o curto-circuito, a tensão da barra sem compensação cai a 0,89 p.u.

As tensões com os bancos de capacitores passam a valer 0,92 p.u. com a

compensação de 80 MVAr e 0,91 p.u. com a compensação de 50 MVAr.

FIGURA 4.7 – TENSÕES EM PGS 230 KV ( CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO PGN), COM BC 80 MVAR (EM AZUL), COM BC 50 MVAR (EM VERDE) E SEM COMPENSAÇÃO (EM VERMELHO).

FONTE ELABORAÇÃO PRÓPRIA

70

O último caso trata da ocorrência do curto-circuito mencionado acima na

presença do SVC. A Figura 4.8 compara a atuação do SVC para esta ocorrência

com a atuação do capacitor de 80 MVAr.

Percebe-se que atuação do SVC (curva em vermelho) é ligeiramente melhor

do que a do banco (curva em verde) durante a falta, sendo que ambos apresentam

tensão de aproximadamente 0,98 p.u. após a supressão do curto-circuito.

É possível observar ainda que mesmo com a inserção do SVC, há uma forte

queda de tensão (de 0,98 p.u. para 0,92 p.u.), indicando que este atingiu seu valor

máximo no suporte de reativo capacitivo, sem que este valor tenha sido suficiente

para restabelecer o nível de tensão anterior à falta.

FIGURA 4.8 – TENSÕES EM PGS 230 KV (CURTO-CIRCUITO PGN), COM BANCO DE CAPACITORES DE 80 MVAR (EM VERDE) E COM SVC (EM VERMELHO).


A fim de se estabelecer qual seria o total de reativo necessário para

compensar a queda de tensão causada pela falta, os parâmetros do SVC foram

recalculados modificando sua potência para 160 MVAr.

Na Figura 4.9, tem-se a curva da tensão em verde e da potência reativa em

vermelho. A potência reativa disponibilizada ao sistema passa de 72 MVAr para 162

MVAr, sendo que a tensão durante a falta é mantida em 0.96 p.u. O suporte de

reativos aumenta 2,25 vezes para assegurar este nível de tensão.

71

FIGURA 4.9 –TENSÃO (VERDE) E POTÊNCIA REATIVA (VERMELHO) EM PGS 230 KV (CURTO-CIRCUITO PGN), COM SVC 160 MVAR.


4.2.8 QUADRO COMPARATIVO

A Tabela 4.3 resume a atuação dos dispositivos de compensação para cada

um dos casos estudados neste trabalho. V indica as tensões pré-falta e V’ indica as

tensões após a falta. Q representa a potência reativa disponibilizada à barra

anteriormente à falta e Q’ a potência reativa pós-falta.

Vale ressaltar que bancos de capacitores, que são mecanicamente

chaveados, não possuem capacidade para modificar de forma contínua a

quantidade de potência reativa que disponibilizam ao sistema, sendo que a diferença

entre valores de potência reativa pré e pós-falta é causada pela variação da própria

tensão na barra, visto que a potência reativa é diretamente proporcional ao

quadrado desta grandeza.

Sendo o único entre os dispositivos analisados com a capacidade de variar o

ângulo de disparo de seus tiristores a fim de aumentar ou reduzir o suporte de

reativos ao sistema, o SVC provoca variações na potência reativa sempre inversas

às variações na barra sem a presença de compensação ou na presença dos outros

dispositivos analisados. Esta variação de potência reativa proferida pelo SVC é,

72

respeitando-se sua máxima potência, tão maior quanto maior for a variação da

grandeza que se deseja controlar, a saber, a tensão.

Nos casos de rejeição de carga, onde há um aumento da tensão na barra, o

único dispositivo que tem capacidade de reduzir a potência reativa disponível é o

SVC, e assim ele o faz, reduzindo-a em 53%, o que faz com que a variação de

tensão se de apenas 1%.

Nos casos de curto-circuito percebe-se que nem mesmo o SVC nem mesmo

o BC de 80 MVAr são capazes de assegurar uma tensão maior ou igual a 0.95 p.u.,

sendo que a forte queda na tensão reduz em 12.6% o reativo na barra com o banco

e impossibilita que o SVC disponibilize a totalidade de sua capacidade que é de 85

MVAr. Vale ressaltar que em situação de regime, a fim de manter a tensão em 0.98

p.u., o SVC já utiliza 84,8% de sua capacidade de suporte de reativo capacitivo,

possuindo 15,2% livre para atuar em ocorrências diversas que ocasionem

afundamento de tensão.

O SVC de 160 MVAr é o único entre os dispositivos analisados que foi capaz

de manter a tensão em nível adequado, haja vista possuir quase o dobro da

capacidade do outro SVC analisado neste trabalho. Assim, a variação da tensão é

de apenas 2%, 4% a menos que as variações ocorridas na presença dos outros

dispositivos.

TABELA 4.3 – COMPARAÇÃO DOS TRÊS CASOS ANALISADOS

Caso Dispositivo V V' ΔV (%)

Q (MVAr)

Q' (MVAr)

ΔQ (%)

Saída da LT BTA-PGS

Nenhum 0,95 0,89 -6 N/A N/A N/A

BC 50 MVAr 0,97 0,94 -3 47,15 44,36 -5,9

BC 80 MVAr 0,98 0,97 -1 77,5 75,3 -2,8

SVC 0,98 0,98 0 72,1 85 17,9

Rejeição de Carga

Nenhum 0,95 0,98 3 N/A N/A N/A

BC 50 MVAr 0,97 1 3 47,15 50,3 6,7

BC 80 MVAr 0,98 1,02 4 77,5 82,8 6,8

SVC 0,98 0,99 1 72,1 33,5 -53,5

Curto-Circuito

Nenhum 0,95 0,89 -6 N/A N/A N/A

BC 50 MVAr 0,97 0,91 -6 47,15 41,29 -12,4

BC 80 MVAr 0,98 0,92 -6 77,5 67,72 -12,6

SVC 0,98 0,92 -6 72,1 76,38 5,9

SVC 160 MVAr

0,98 0,96 -2 72,09 158,14 119,4


73

Analisando-se a atuação do banco de capacitores de 50 MVAr, de fato

existente na barra, é possível observar que somente assegura níveis de tensão

adequados em situação de regime permanente, sem a inserção de ocorrências que

ocasionem afundamento de tensão na barra. Durante a saída da LT BTA-PGS e no

caso de rejeição das cargas, a tensão com este banco varia 3% para menos e para

mais, respectivamente. Em ambos os casos, a variação de tensão ocorrida com a

presença do SVC é desprezível para a saída da linha e equivalente a 1% para a

situação de rejeição de cargas.

4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO

Este capítulo expôs os resultados obtidos para cada um dos casos analisados

neste trabalho. Na comparação do desempenho no controle de tensão de cada um

dos dispositivos foi possível comparar o existente com outros hipotéticos no que diz

respeito à efetividade de cada solução.

O banco de capacitores de 50 MVAr apresentou tensão acima de 0.95 p.u.

apenas em situação de regime permanente, sendo que no caso da saída da LT BTA-

PGS a tensão passou a 0.94 p.u.

Tanto o banco de capacitores de 80 MVAr quanto o SVC de potência

equivalente apresentaram atuações semelhantes nas faltas que ocasionaram

afundamento de tensão, sendo que o SVC mostrou-se ligeiramente mais eficaz

quando da saída da LT BTA-PGS. O SVC, no entanto, foi o único dispositivo que

atuou para compensar o aumento de tensão causado pela rejeição das cargas

conectadas à SE PGN.

Na ocorrência mais severa, a saber, o curto-circuito trifásico ocorrido em PGN

(adjacente à PGS), apenas o SVC de 160 MVAr atingiu tensão maior que 0.95 p.u.,

sendo que a tensão nos três outros casos caiu cerca de 6% com relação ao período

anterior à falta.

74

5 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS

5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Conforme foi relatado ao longo de todos os capítulos deste trabalho de

conclusão de curso, o principal objetivo foi verificar o comportamento de um

dispositivo FACTS para controle de tensão em uma barra de 230 kV da Copel, a

saber, o Compensador Estático de Reativos (SVC). Para tanto, além de uma

considerável revisão bibliográfica sobre os principais dispositivos FACTS atualmente

disponíveis, e, em especial, sobre o próprio SVC, foi modelado um sistema de 19

barras referente ao sistema elétrico da Copel, bem como adaptado e testado um

modelo de um SVC no software ATP. A partir disto, foram efetuadas simulações

computacionais de diferentes casos de distúrbios no sistema em questão.

Os resultados das simulações realizadas, apresentados no capítulo 4,

mostraram que os valores de tensão encontrados, sem a presença de dispositivos

de compensação de reativos, obtidos na barra de PGS 230 kV antes e após a saída

da linha de transmissão BTA-PGS, estavam de acordo com os valores reais. Além

disso, foi possível verificar a eficácia do SVC para a melhoria do perfil da tensão na

barra, tendo como principais vantagens sobre os bancos de capacitores, a maior

flexibilidade com relação à diversidade de distúrbios sobre os quais é capaz de atuar

e maior eficiência na redução da variação da tensão quando da ocorrência de

distúrbios.

Foi possível mostrar ainda que vários dos problemas enfrentados atualmente

no planejamento e na operação de sistemas elétricos de potência podem ser

minimizados através do controle e da compensação adequada da potência reativa.

Sendo que a tecnologia FACTS, é capaz de efetuar esta compensação de forma

precisa, rápida e controlada.

Assim como conceitos como o da geração distribuída, os dispositivos FACTS

podem ser uma alternativa mais viável econômica e ambientalmente do que a

construção de grandes centrais geradoras e linhas de transmissão, o que, por si só,

mostra a importância do estudo e desenvolvimento desta tecnologia.

75

5.2 TRABALHOS FUTUROS

No transcorrer do trabalho foram identificados temas e tópicos que, por não

pertencerem ao foco deste trabalho, não foram objeto de desenvolvimento, mas são

de interesse para o prosseguimento de estudos correlacionados ao assunto

abordado nesta monografia. Dentre os quais se destacam:

• Estudo envolvendo outros distúrbios reais e recorrentes e inserção destes

distúrbios em diferentes regiões do sistema elétrico;

• Análise dos dados obtidos no que diz respeito a efeitos da duração dos

distúrbios, levando em consideração a atuação típica dos sistemas de

proteção, controle e supervisão;

• Análise da viabilidade econômica da inserção do SVC em comparação com

bancos de capacitores convencionais e determinação da potência ótima deste

dispositivo para o sistema em questão;

• Estudo de outras formas de controle para o SVC e das possíveis vantagens

dos mesmos em comparação ao controlador proporcional integral;

• Estudo dos benefícios do SVC em sistemas de geração distribuída;

• Estudo envolvendo a ação do SVC considerando a evolução e o crescimento

anual das cargas;

• Estudo do comportamento do SVC em sistemas de distribuição, como por

exemplo, em casos de rejeição de alimentadores;

• Desenvolvimento do modelo de outros dispositivos FACTS.

76

REFERÊNCIAS

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