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UNIVERSIDADE CATÓLICA DE
BRASÍLIA
PRÓ-REITORIA DE GRADUAÇÃO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
Curso de Física
Sistema Interligado Nacional (SIN) com ênfase
no Controle de Tensão
Autor: Eduardo Augusto Ferreira Alves
Orientador: Prof. Dr. Sérgio L. Garavelli
BRASÍLIA 2008
2
Eduardo Augusto Ferreira Alves
Sistema Interligado Nacional – SIN
com ênfase no Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste
Trabalho de Conclusão de Curso submetido à Universidade Católica de Brasília para
obtenção do Grau de Licenciado em Física. Orientador: Prof. Dr. Sérgio Luiz Garavelli
Brasília Novembro de 2008
3
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL: COM ÊNFASE NO CONTROLE DE TENSÃO RESUMO O Sistema Interligado Nacional (SIN) é formado pelas empresas do setor elétrico das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte do Brasil. O presente trabalho traz as definições dos principais equipamentos do sistema de potência e revela a importância do controle de tensão para o sistema elétrico em geral. A finalidade do horário de verão para a operação do sistema. Em anexo, o diagrama esquemático da rede de operação sistêmica e regional local, ou seja, localização das usinas e linhas de transmissão do sistema norte / centro-oeste geoelétrico. Utilizando-se recursos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) como: ferramenta computacional (DOC’s 12); Relatório Diário da Operação (RDO) e diagramas do SIN da área Norte / Centro-Oeste, com o objetivo de relacionar a teoria com a prática. PALAVRAS CHAVES: SIN. ONS. Energia Elétrica. Equipamentos para controle de tensão.
4
1. INTRODUÇÃO O setor elétrico brasileiro nos últimos anos tem evoluído muito no sentido de
gestão de energia. No final da década de 90 foram criados vários órgãos, públicos e
privados; exemplo: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Operador
Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Agencia Nacional de Energia Elétrica (Annel),
Conselho Nacional de política Energética (CNPE), Empresa de Pesquisa Energética
(EPE), Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) no sentido de administrar,
fiscalizar, monitorar, supervisionar, comandar o setor.
Antes da desverticalização do setor as empresas de grande porte como FURNAS,
ELETRONORTE, ELETROSUL, CHESF, etc. priorizavam a compra de energia entre si,
com isso descartava a possibilidade de novos investimentos por parte das empresas de
pequeno porte. Com a reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro, novas
atribuições foram definidas para a operação do sistema elétrico que alteraram
significativamente os paradigmas anteriores, as relações entre as organizações
envolvidas e a forma de execução das atividades, tornando o processo ainda mais
complexo (OLIVEIRA, 2007).
Em todo o planeta, um sistema interligado apresenta diversas vantagens:
confiabilidade, flexibilidade, continuidade, segurança e economia. Leis foram criadas a fim
de determinar regras claras para o setor; Lei 10.848/2004 incentiva investidores na
compra de consórcios de transmissão, geração e distribuição de energia elétrica. Além de
esclarecer o papel estratégico do Ministério de Minas e Energia (MME), enquanto órgão
mandatário da União; reforçar as funções de regulação, fiscalização e mediação da Aneel;
organizar as funções de planejamento da expansão, de operação e de comercialização. O
ONS é responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração
e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) da rede de
operação; definidos em rede básica, complementar, operação, supervisão e simulação.
O objetivo desse trabalho: relacionar os fenômenos físicos da natureza
eletromagnética com o sistema elétrico brasileiro; conhecer os sistemas de transmissão
de energia elétrica da região Norte / Centro-Oeste do Brasil; apresentar os principais
equipamentos para controle de tensão do SIN; implementação do horário de verão e seus
benefícios para a operação do sistema elétrico.
2. Metodologia
5
Para a construção do trabalho, inicialmente realizou-se pesquisa em artigos
científicos, base de dados do ONS, sites, jornais e livros didáticos. O papel do ONS no
setor elétrico brasileiro, sua responsabilidade atribuições perante aos centros de operação
dos agentes; para a definição dessa atividade (SANTOS, 2005), esclarece bem esse
papel. Função de cada equipamento da rede de operação, e os conceitos importantes
para operação do sistema.
A metodologia do trabalho é relacionar a teoria com a prática, definição teórica de
cada equipamento elétrico extraído de livros didáticos de física e sites de universidades
do Brasil versus aplicação na prática dos equipamentos elétricos no sistema de potência.
Em anexo, segue documentos extraídos do ONS sobre perturbações no SIN em unidades
geradoras, banco de capacitores e linhas de transmissão referente à área Norte / Centro-
Oeste do Brasil.
3. Criação do ONS
Em 1º de março de 1999 o Operador Nacional do Sistema Elétrico assumiu a
coordenação, supervisão, monitoração e comando da operação do SIN. Em 11 de março
de 1999 tivemos o primeiro blecaute da era ONS, os tempos gastos na recomposição
foram considerados bastantes pequenos por empresas de consultoria internacional que
analisou o desempenho das equipes de operadores e a filosofia adotada. Em 21 de
Janeiro de 2002 tivemos outro grande blecaute no Sistema Elétrico Brasileiro e
novamente a estratégia de recomposição foi bastante eficiente. Desde então o ONS vem
exercendo suas funções no setor elétrico brasileiro. Para Márcia Pereira dos Santos (apud
SANTOS, 2005):
“O ONS tem uma função vital para a economia e o bem estar social, pois ele é o órgão responsável por coordenar e controlar a operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). Instituído pela lei 9.648/98 e pelo Decreto 2.655/98, o ONS teve seu funcionamento autorizado pela Aneel, com a Resolução 351/98, e assumiu o controle da operação do SIN em 1º de março de 1999. Recentemente, um Novo Modelo do Setor Elétrico foi instituído pela lei 10848/04, cujo Decreto 5081/04 regulamentou os artigos da lei 9648/98 e o artigo 23 da lei 10848/04, os quais introduziram modificações na política de gestão do ONS, mas não nas suas atribuições. Estas foram ratificadas pelo governo. Na nova estruturação, a direção da empresa é constituída por uma diretoria colegiada, composta pelas quatro diretorias já existentes, e o diretor geral. A principal modificação na gestão do ONS consiste na maior independência que esta diretoria tem sobre suas decisões”.
6
A estrutura organizacional do sistema elétrico brasileiro está representado no
diagrama na figura 1, onde mostra relações entre a operação do sistema e a operação
das instalações na rede de operação.
Para que o ONS possa cumprir suas atribuições legais, foram conceituadas as
seguintes redes: a rede básica é a rede oficialmente definida e regulamentada pela
ANEEL; rede complementar é a rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos
têm influência significativa na operação ou no desempenho da rede básica; rede de
operação é a união da rede básica, da rede complementar e das usinas despachadas
centralizadamente; a rede de supervisão é a rede de operação e outras instalações cuja
monitoração via sistema de supervisão são necessárias para que o ONS cumpra suas
responsabilidades de operação do SIN; rede de simulação é a rede de supervisão e
outras instalações necessárias que devem ser representadas nos programas de
simulação para garantir que os estudos elétricos desenvolvidos pelo ONS, no
cumprimento das suas responsabilidades, apresentem resultados que reproduzam, com
grau de precisão adequado, os fenômenos que ocorrem no SIN.
Figura 1 - Relações entre a operação do sistema e a operação das instalações na rede de operação. Fonte: ONS (2008)
4. Conceituando
Desde a Grécia antiga observou-se com o filosofo, Tales de Mileto, ao esfregar um
âmbar com pele de carneiro e depois colocado próximo a pequenos pedaços de plumas:
eram atraídos pelo âmbar. Um estudo mais sistemático da eletricidade começou com
OPERAÇÃO DO SISTEMA
OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO
OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES
ONS
Agentes de Geração
Agentes de Transmissão e Distribuição
Demais Agentes de Operação
Comando Execução Supervisão
Comando Execução Supervisão
Coordenação Controle Supervisão
Comando Execução Supervisão
7
William Gilbert (1544-1603) descobriu também que ao se esfregar seda num pedaço de
vidro este adquiria propriedade semelhante, com algumas características diferentes, e
deu nome aos dois efeitos, chamando-os de eletricidade resinosa referente ao âmbar e
eletricidade vítrea referente ao vidro. O nome elétrico deriva da palavra grega Elektron,
que significa âmbar (PEREIRA, 1997).
Praticamente todos os equipamentos, tanto aqueles usados num sistema de
potência quanto os que funcionam como a energia suprida por este sistema, são
projetados para funcionar num dado nível de tensão, a tensão nominal ou tensão de
placa. Se a tensão utilizada para o funcionamento destes equipamentos afasta-se deste
valor, o desempenho bem como a expectativa de vida dos mesmos caem. Por exemplo, o
conjugado de um motor de indução é proporcional ao quadrado da tensão aplicada; o
fluxo luminoso de uma lâmpada incandescente varia fortemente com a tensão.
As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm que entregar seu produto
dentro de faixas de tensão compatíveis com seus consumidores. As empresas que
entregam energia a essas concessionárias trabalham dentro de faixas pré-estabelecidas.
As tensões de sistemas variam em decorrência das variações de carga e distúrbios, tendo
por isso que ser controladas. Enquanto no caso da freqüência temos variações normais
na faixa de poucos centésimos de Hertz (-+0,03Hz), por exemplo, em barramentos de 138
kV de entrega de energia as concessionárias de distribuição são admitidas faixas de
variação de ate 7 kV (135-142 kV).
4.1. Efeitos danosos das variações de tensão
As variações excessivas de tensão podem ocorrer nos dois sentidos, isto é, os
sistemas elétricos colocam os equipamentos sujeitos a ocorrência de sobretensão1 e
subtensões2.
Tensões de operação muito baixa podem causar sobrecorrentes em motores
provocando o desligamento por atuação de sua proteção e, até mesmo, queima destes
equipamentos. Ainda nestes motores, baixas tensões podem impedir a partida do motor
em função do baixo conjugado obtido. Lâmpadas e equipamentos industriais e
residenciais apresentam problemas variados quando submetidos à operação sob baixas
1 - Tensões excessivamente baixas. 2- Tensões excessivamente altas.
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tensões. Modernos sistemas de controle de produção industrial também são afetados. A
operação com tensões baixas pode acarretar riscos de instabilidade no sistema elétrico.
Em situações extremas chegamos ao colapso de tensão, que corresponde à perda da
margem de regulação de tensão. Até mesmo o fenômeno de instabilidade de tensão já foi
experimentado pelo sistema elétrico brasileiro.
A operação sob tensões baixas, ainda que nos limites mínimos das faixas
aceitáveis, pode ter conseqüências graves na ocorrência da perda de equipamentos como
geradores e linhas de transmissão.
Por sua vez, tensões de operação muito altas causam problemas aos isolamentos
dos equipamentos, danificando-os pela ocorrência de curto-circuito. Este tipo de operação
leva os equipamentos a ficarem sujeitos a sobrecorrentes de efeitos danosos diversos em
tipo e intensidade. Processos de controle industriais perdem sua capacidade de operação
sob essas condições.
A operação com tensões altas pode acarretar danos ao isolamento dos
equipamentos e componentes do sistema elétrico de potência. Surgem também as
danosas sobrecorrentes. Pára-raios podem ser queimados ou até mesmo levados à
explosão. Máquinas síncronas podem sofre os danos de sobreexcitação. Outros
equipamentos podem ser desligados por atuação de proteções de sobretensão causando
grandes distúrbios no sistema. A operação sob tensões altas, ainda que nos limites
máximos das faixas aceitáveis, pode ter conseqüências graves na ocorrência de rejeições
de carga que levem o sistema a níveis insuportáveis de tensão.
Outro fator importante no controle de tensão, quanto à violação da faixa permitida
tanto inferior tanto para superior, são manobras operativas. Dependendo da manobra (em
linhas de transmissão, transformadores, capacitor série, etc.) esse limite é violado, sendo
registrada devidamente uma ocorrência. Segue abaixo, na figura 2, um exemplo de uma
ocorrência:
9
Centro Responsável: COSR-NCO
Item para o Bom Dia Início
Data / Hora: Término
Data / Hora:
Acesso Público
22/05/2008 22/05/2008
Sim Seqüencial:
Não Processo Associado:
Não
02:09 02:27 01 Região/País: Área: Empresa de Origem: Empresa Afetada:
Norte/Centro-Oeste
Área Norte Eletronorte
Local: Assunto: Detalhe do Assunto: SE Presidente Dutra
Controle de Tensão Violação da faixa operativa
Descritivo para a Data de Início:
Operou abaixo da faixa operativa, a pedido do CNOS, para possibilitar manobras da LT 500 kV- FortalezaII / Quixadá/Milagres C1.
Autor: Clécio Dias Fontoura Criado em: 22/05/2008 02:20:42
Figura 2: Ocorrência criada no Relatório Diário da Operação (RDO) do ONS.
4.2. Controle de tensão
4.2.1. Recursos
Diversos recursos podem ser utilizados em um sistema para suprir a necessidade
de reativos em excesso ou em déficit, dependendo das condições de carga e das
características do sistema de transmissão. Capacitores podem ser conectados em
paralelo no barramento das subestações, suprindo uma carência de reativos do sistema
devido à natureza indutiva das cargas; Reatores são ligados em paralelo com os
barramentos, no terciário dos transformadores ou nos extremos de uma linha de
transmissão de comprimento apreciável para compensar a natureza capacitiva da linha;
Compensadores Estáticos ou Síncronos fornecem ou absorvem reativos à medida que as
tensões do sistema aumentam ou diminuem, com a variação da carga. Da mesma forma,
as Unidades Geradoras contribuem com a regulação de reativos e, em conjunto com
todos estes recursos, os LTCs3 dos transformadores possibilitam um remanejamento do
fluxo de reativos no sistema, melhorando os perfis de tensão.
3 - Load Tap Change LTC
10
4.2.2. Capacitores
Capacitores são dispositivos constituídos por placas condutoras separadas por um
material isolante chamado dielétrico e que se baseiam no principio eletrostático de
acumulo de cargas elétricas. Sua finalidade no sistema de potencia é aumentar a tensão,
inseridos em um circuito de corrente alternada, fornecem energia reativa. Suas
vantagens: baixo custo pode ser instalado em subestações mais próximas da carga e
podem ser manobrados. Desvantagens: quando ligados ao sistema, a potência reativa
gerada por eles é reduzida com o decréscimo da tensão, indo contra a necessidade do
sistema. Analogamente, quando a tensão aumenta, aumenta a potência reativa fornecida
por eles; fornecem variações em degrau da potencia reativa gerada, de acordo com a
tensão em seus terminais.
Quando de desligamento automáticos em banco de capacitores, normalmente a
proteção atuada é a de desbalanço de tensão. Isto indica que, provavelmente, houve
rompimento de um ou mais elos fusíveis em uma das fases do banco de capacitores, o
que ocasiona o desbalanço de tensão desta fase em relação às outras. Uma inspeção
visual é realizada pelos operadores das instalações a fim de se constatar a existência de
elos fusíveis rompidos. Caso não se verifique esta condição ou quando o número de elos
rompidos é inferior ao limite para que o capacitor possa voltar à operação, o referido
banco poderá ser liberado para uma tentativa de energização. Normalmente, deve-se
aguardar um dado período entre religamentos de bancos de capacitores, para atenuar a
corrente de descarga. Da mesma forma, quando um banco de capacitores for desligado
para manutenção, também se deve aguardar um dado período antes do mesmo ser
aterrado.
Em alguns capacitores, não é possível a visualização de elos fusíveis rompidos
por serem internos à unidade capacitiva. Neste caso, há procedimentos específicos que
devem ser adotados de acordo com a proteção atuada.
4.2.3. Reatores
Reatores são dispositivos constituídos por bobinas condutoras que se baseiam no
principio eletromagnético de aumento de energia magnética em bobinas. Tem finalidade
de reduzir a tensão do sistema. Quando inseridos em um circuito de corrente alternada
absorvem energia reativa. A potência reativa absorvida é dada em Var. Suas vantagens:
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baixo custo; conforme a necessidade do projeto pode ser instalada em qualquer barra, ou
em terciário de transformadores, ou em extremidades de linhas de transmissão, evitando
sobretensões indesejáveis nos extremos da LT quando de rejeição de carga; podem ser
manobrados; quando ligados ao sistema, a potência reativa absorvida por eles, aumenta
com a elevação de tensão, ajudando a reduzir tensão. Desvantagens: fornecem variações
em degraus da potencia reativa absorvida.
Em períodos de carga leve, a natureza capacitiva das linhas de transmissão
prevalece em relação à natureza indutiva da carga. As tensões ficam bastante elevadas
em função do acréscimo de reativos no sistema. Em linhas de transmissão de grandes
comprimentos é comum a instalação de banco de reatores em seus terminais. Algumas
vezes, a operação da linha esta condicionada a operação do reator e em outros casos, a
LT poderá operar sem que o reator esteja ligado a ela. Porém, durante a recomposição do
sistema após perturbações, os reatores de linha apresentam uma importância
fundamental reduzindo os níveis de tensão na energização de equipamentos, quando a
carga está interrompida ou muito reduzida em relação à operação normal.
4.2.4. Compensadores Estáticos
É composto por um conjunto de indutores e capacitores montados em paralelo e
que através de comando eletrônico tem sua potência reativa resultante variável, em
função da necessidade do sistema, gerando ou absorvendo potência reativa.
A função do compensador estático é regular a tensão do barramento, pela
compensação de energia reativa e amortecer oscilações dinâmicas de tensão que
possam aparecer durante perturbações no sistema. Pode operar em modo automático ou
em manual. No modo de operação “automático”, o compensador estático atua,
constantemente, alterando o ângulo de disparo dos tiristores, que varia a potência de
reatores de zero até a sua potência máxima, que em composição com a potência
fornecida pelos bancos de capacitores, resulta em uma potência reativa variável de
natureza ora indutiva, ora capacitiva, controlando uma tensão de referência de um
determinado barramento. No modo de operação “manual”, o compensador estático irá
operar com potência fixa, até que seja realizado um comando manual, atuando no ângulo
de disparo no sentido de elevar ou reduzir o reativo, de modo a permitir uma correção da
tensão para o valor de referência.
12
A potência reativa capacitiva de um compensador estático é gerada a partir de
filtros de harmônicos, que evitam que as correntes de harmônicos geradas pelos tiristores
se propaguem pelo sistema.
4.2.5. Compensadores Síncronos
O princípio de funcionamento de um compensador síncrono, no que diz respeito à
sua capacidade de absorção ou fornecimento de energia reativa é o mesmo de um
gerador síncrono. Na verdade é um motor síncrono, sem extensão dos eixos para
associação de carga mecânica.
A importância de um compensador síncrono é em relação à sua versatilidade.
Respondem automaticamente as variações de tensão do sistema, tanto fornecendo como
absorvendo reativos e podem ser instalados em subestações mais próximas aos centros
consumidores. Porém, sendo uma máquina rotativa, apresenta a desvantagem de alto
custo e manutenção difícil.
4.2.6. Unidades Geradoras
O principio de funcionamento dos geradores permite tanto o controle de sua
potência ativa, como de sua potência reativa, através da variação da corrente de
excitação do campo dos geradores.
A corrente de excitação de um gerador tem a finalidade de suprir uma força
magneto motriz adequada à produção do fluxo magnético necessário para gerar uma
determinada força eletro motriz nos enrolamentos do campo girante. A tensão nos
terminais de uma unidade geradora é mantida dentro de uma faixa pré-determinada,
através do regulador de tensão do gerador. Mesmo que as tensões do sistema variem, a
tensão nos terminais do gerador é mantida pelo regulador de tensão, que atua,
automaticamente, variando a corrente de campo.
Ao excitarmos o gerador com uma corrente de magnetização acima da
necessidade própria de magnetização dos enrolamentos de campo, o gerador exporta
esse excesso de potência reativa para o sistema. Neste caso, dizemos que o gerador
funciona sobreexcitado. Ao excitarmos o gerador com uma corrente de magnetização
abaixo da necessidade de magnetização dos enrolamentos de campo, o gerador
13
necessita absorver reativo do sistema. Neste caso, dizemos que o gerador opera
subexcitado.
Essa característica do funcionamento das unidades geradoras absorvendo ou
gerando reativos é utilizada como um dos principais recursos de controle de tensão no
sistema elétrico.
A potência reativa máxima absorvida ou fornecida por uma unidade geradora é
definida segundo a sua curva de capabilidade4.
4.2.7. Linhas de transmissão
As linhas de transmissão apresentam intrinsecamente, além da sua resistência
própria, uma indutância devido à condução em corrente alternada e uma capacitância
gerada pela distancia entre seus condutores e entre seus condutores e a terra.
O efeito da resistência da LT é o de sempre produzir queda de tensão, porém, o
efeito indutivo ou capacitivo da linha prevalece de acordo com a carga do sistema. No
caso de cargas leves, baixos carregamentos na LT reduzem a magnetização do elemento
indutivo da linha. Prevalece e a natureza capacitiva da linha, gerando reativos para o
sistema, elevando as tensões no terminal receptor em relação ao terminal transmissor.
Quando a corrente da carga aumenta, a queda de tensão através da reatância indutiva
aumenta e a energia eletrostática do elemento capacitivo diminui. A natureza indutiva da
linha prevalece e a linha passa a absorver reativo do sistema, reduzindo a tensão do
terminal receptor em relação ao terminal transmissor.
4.2.8. Tapes de Transformadores
Vários transformadores do sistema apresentam além dos tapes fixos, trocados
muito raramente e com o transformador desligado, tapes5 que podem variar em carga,
automaticamente, ou sob comando do operador de sistemas. Os LTC’s não são
considerados fontes de reativos; eles têm a propriedade de deslocar potência reativa de
um lado para outro do sistema, melhorando os perfis de tensão.
4 - A curva de capabilidade determina os limites de potência reativa, em função da potência ativa gerada. 5 - Também chamado de LTC – (Load Tap Changinging): variação de tape em carga.
14
O LTC envolve mais do que uma simples alteração do valor modular da tensão,
mas sim toda uma movimentação de reativos e variação do perfil de tensão ao longo do
sistema. È útil reparar que os reativos gerados pelas máquinas distantes da carga podem
ser otimizados através da movimentação adequada de tapes ao longo do sistema. Nas
barras de interligação de sistemas, os LTCs são operados manualmente conforme a
necessidade requerida na estratégia de controle do sistema como um todo (Gabriela
Pereira, 2003).
5. Períodos de carga
Quando de um comportamento típico, ao longo de um dia, podemos dividir a curva
de carga nos períodos de Carga Leve, Carga Média e Carga Pesada.
A tabela-1 a seguir apresenta os períodos de carga definidos nas
Instruções de Operação vigentes do ONS; na tabela-1 considera-se levando em
consideração o horário de Brasília-DF:
Tabela 1: Períodos de Carga para Operação da Interligação Norte / Nordeste.
Carga Dias Horário
Pesada Segunda a sábado 17 às 22
Segunda a sábado 07 às 17 e 22 às 24 Média
Domingo e feriado 17 às 22
Terça a sábado 00 às 07 Leve
Domingo e feriado 00 às 05, 10 às 17 e
22 às 24
Segunda 00 às 07 Mínima
Domingo e feriado 05 às 10
Uma boa visualização destes períodos de carga pode ser feita quando observamos uma
curva típica como apresentada na figura 3.
15
Figura 3: Gráfico de potência ativa (MW) X período (horas). (DOC’s 12, ONS)
A figura 3 representa a carga do norte / centro-oeste no dia vinte e quatro de setembro de
2008.
Já na figura 4 é dada a carga do Distrito Federal nos dias seis, sete e oito de
outubro de 2008 (respectivamente segunda, terça e quarta-feira). Observa-se que é bem
característica a curva da carga.
16
Figura 4: Carga do Distrito Federal em função do período (DOC’s 12, ONS).
Curva característica no final de semana, apresentada na figura 5; a carga do DF
diminui em determinados períodos ao longo do dia, isso devido a menos equipamentos
elétricos ligados à rede de distribuição.
Figura 5: Carga do Distrito Federal referente ao dia 05/10/2008 (DOC’s 12, ONS).
17
As transições entre os períodos de carga caracterizam-se por variações nas
condições de operação gerais do sistema. Evidentemente, não há regra rígida para os
horários, duração e procedimentos a serem seguidos nestes momentos, no entanto, a
forma típica da curva de carga é um indicio da possibilidade de antecipações de ações6
por parte dos operadores.
O horário de verão, no sistema elétrico, tem influência no período de ponta da
carga (horário de pico), baseia-se no maior aproveitamento da iluminação natural.
Observa-se na figura 5, por exemplo, ás 18h00min começa uma elevação na carga de
forma considerável, horário iluminação do sol. Segundo o ONS:
“O Horário de Verão é uma medida que se baseia no maior aproveitamento da
iluminação natural, produzindo alterações na forma da curva de carga dos subsistemas e
Sistema Interligado Nacional, principalmente no horário correspondente ao anoitecer. A
conjugação de fatores tais como a mudança de comportamento dos consumidores e o
término do expediente de trabalho, ainda com luz natural, associado ao retardo do início
da utilização da iluminação pública, reduz a coincidência do consumo de energia elétrica
acarretando redução na demanda máxima dos subsistemas e do Sistema Interligado
Nacional.”
“Verifica-se que pelo fato do horário de verão aproveitar a extensão do período de
luminosidade natural, a redução da carga de energia da ordem de 0,5% não é
tão significativa quanto a redução de demanda do horário de ponta.”
“Do ponto de vista da segurança operacional do sistema, a implantação do Horário
de Verão é relevante pela redução de demanda proporcionada na hora da ponta de carga.
Tal fato resulta em diminuição do carregamento das instalações de transmissão, maior
flexibilidade no controle de tensão em condições normais de operação, com reflexo,
principalmente, na segurança elétrica em situações de emergência, por minimizar ou
mesmo evitar a necessidade de corte de carga nessas situações, bem como, pela
economia relacionada à redução de geração térmica evitada para o atendimento a essas
contingências.”
È importante, na definição das manobras do controle de tensão, a visão global do
sistema para explorarmos os recursos nas linhas de transmissão como um todo e sempre
que possível se antecipando.
6 - Nesse caso, refere-se fazer o controle preventivo (depende do operador).
18
Na transição da carga média para a carga leve, por volta de 0h00min, com a
tendência de tensões altas pela redução de carga e excesso de reativos gerados pelas
linhas pouco carregadas, são ações comuns e necessárias: retirada de capacitores,
colocação de reatores, movimentação de LTC, subexcitação de unidades geradoras,
subexcitação de compensadores e desligamento de linhas de transmissão dependendo
do caso.
Na transição de carga leve para a carga média, por volta de 7h00min, com a leve e
gradativa tendência das tensões sofrerem redução pela elevação de carga e redução de
reativos gerados pelas linhas pouco carregadas, são ações comuns: religamento das
linhas de transmissão, movimentação de LTC, sobrexcitação de unidades geradoras,
sobrexcitação de compensadores, retirada de reatores e colocada de capacitores no
sistema elétrico.
Na transição da carga média para a carga pesada, por volta de 17h00min, com a
rápida redução das tensões pela elevação de carga e consumo de reativos pelas linhas
bastante carregadas, são ações comuns: movimentação de LTC, sobrexcitação de
unidades geradoras, sobrexcitação de compensadores e colocação de capacitores.
Na operação de sistema os compensadores síncronos devem ser mantidos,
sempre que possível, em torno de zero Mvar para que tenham margem de resposta nas
perturbações que acarretem subtensões ocasionadas por perdas de linhas de
transmissão, perdas de unidades geradoras ou perdas de equipamentos de controle de
tensão, ou sobretensões, rejeições de carga do sistema.
A utilização conjunta dos recursos disponíveis no sistema é fundamental no
controle de tensão. Uma característica marcante dos sistemas interligados é a influencia
de ações em pontos do sistema com conseqüências em outros pontos, relativamente
distantes. Estudos com os sistemas elétricos modelados e simulados em computador
podem apontar a influencia dos diversos recursos de controle de tensão nas diferentes
barras do sistema, classificando-as em função da maior ou menor influencia de cada um
destes equipamentos.
Desta forma, alguns recursos podem ser classificados como recursos locais de
controle de tensão uma vez que a influencia significativa de sua retirada ou inserção se
restringe a um grupo pequeno se pontos, em geral, próximos da carga ou pontos de
intercambio entre empresas ou entre os sistemas de transmissão e distribuição. Sua
atuação se assemelha muito a compensação reativa local as cargas necessárias em
função dos valores do fator de potencia das mesmas. Ouros recursos, no entanto têm
19
influencia significativa em um número maior de barramentos quando conectados,
desconectados ou simplesmente explorados por atuação dos operadores. Apesar de
estes barramentos sob influencia estarem dentro de uma mesma área ou região, este tipo
de recurso, muitas vezes, é ponto decisivo para o estabelecimento de um perfil adequado
de tensão nos significativos troncos de transmissão do sistema. Por esta característica,
consideramos estes recursos como recursos regionais ou sistêmicos de controle de
tensão.
Ainda ocorrem os casos mais específicos em que recursos de tensão são
identificados pelos estudos de simulação e pela pratica operativa como significativamente
influentes em pontos de intercambio entre regiões ou até mesmo afetando a tensão em
barramentos de regiões distintas do sistema interligado.
Evidentemente, no estabelecimento da política de coordenação do controle de
tensão, cada um destes tipos de recursos tem um tipo especifico de tratamento. Sendo
assim, considerando a situação atual em que a operação do SIN depende da atuação de
centros locais, centros regionais e do centro nacional, a responsabilidade pela utilização
dos recursos tem a seguinte formação:
• Recursos locais – são basicamente operados por atuação dos centros
locais quando contratados para tal função ou, caso não haja esse tipo de
contratação, pelos centros regionais correspondentes. A aplicação deste
recurso visa o ajuste local de tensões em pontos de entrega de energia e,
muitas vezes, é promovida pelo contato direto de empresas distribuidoras
ou até mesmo consumidores específicos com o ONS para atendimento de
suas necessidades locais.
• Recursos regionais ou sistêmicos – são operados por atuação dos centros
regionais correspondentes. A aplicação destes recursos visa o ajuste de
tensões nos tronco de transmissão, permitindo o suporte de potência
reativa necessária para perfis adequados até os pontos de entrega de
energia.
Evidentemente, a experiência dos operadores que atuam nos centros locais ou no
centro nacional pode antever situações em que recursos de controle de tensão deste tipo
sejam necessários e, neste caso, os mesmos fazem contato com os centro regionais para
debates técnicos sobre o assunto. Esse tipo de debate também ganha importância na
medida em que, como já foi visto anteriormente, manobras providas em recursos
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sistêmicos podem ir de encontro e até mesmo anular os efeitos desejados com atuações
simultâneas em recursos locais.
Os recursos que atuam nos pontos de intercambio de energia entre as regiões
devem merecer uma atenção mais detalhada, uma vez que o perfil de tensão nestes
troncos de intercambio é fator fundamental para a estabilidade dos sistemas
individualmente, entre os sistemas conectados e para a própria transferência de energia
nos valores desejados. Estes recursos são utilizados sob responsabilidade dos centros
regionais ou do centro nacional e, sua utilização é fator básico para o perfil de tensão do
sistema no âmbito global. É importante notar que, apesar desta classificação dos
recursos, a coordenação na utilização dos diferentes tipos também não pode ser
negligenciada. Como já foi dito, efeitos da utilização de recursos de diferentes tipos
podem se somar ou se subtrair, prejudicando o resultado final desejado.
Outro momento em que o enfoque sobre os recursos de controle de tensão
apresenta-se um pouco modificado é na coordenação das manutenções. A liberação de
um equipamento para a manutenção com desligamento, obviamente, implica na sua
indisponibilidade. É fundamental a analise do comportamento do sistema na ausência
deste recurso quer seja em condições normais de operação ou em situações de perdas
simples de outros equipamentos. É fundamental que haja segurança de que a
manutenção do equipamento será realizada no período mais favorável para a mesma ou,
pelo menos, em momentos em que a sua indisponibilidade não seja danosa às condições
operativas gerais. Também é aspecto de destaque na operação do SIN, a coordenação
da utilização destes recursos quando dos momentos em que esteja em curso a
recomposição do sistema quer seja parcial ou global de uma região. A forma de
coordenação nestes momentos, por força da necessidade, assume particularidades dos
mais variados tipos. O estudo especifico destas situações não faz parte da abrangência
deste material, mas a sua existência deve ser ressaltada (Jayme Darriba, 2003).
6. Sistemas Interligados
Como o próprio nome define são sistemas oriundos da interligação de sistemas
menores. Instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas as regiões
do país interligadas eletricamente (Glossário ONS, 2008).
Sistema isolado é um sistema composto, em sua etapa mais primitiva, por um
gerador, uma linha de transmissão e equipamentos de consumo. No passado, quando do
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inicio da utilização da energia elétrica com fins de proporcionar algum tipo de conforto,
cada cidade instalava seu próprio sistema de produção de energia. Com o passar do
tempo, e o crescimento da utilização da energia elétrica, estes sistemas primitivos foram
aumentando de tamanho e por conveniência ou necessidade foram se interligando e se
tornando cada vez maiores.
6.1. Fatores que influenciaram na interligação de sistemas
• Hidráulicidade – existem no Brasil oito bacias hidrográficas; vamos citar as
cinco maiores que são: Bacia do rio Amazonas, do rio Paraná, do rio São
Francisco, do rio Paraguai e do rio Uruguai. Diferenças nos regimes de
chuva fazem com que períodos de cheias em ema região correspondam a
períodos de seca em outra e vice-versa. A interligação de sistemas
elétricos situados em bacias hidrográficas diferentes faz com que na
escassez de água em uma determinada bacia as empresas situadas nesta
bacia possam ser socorridas pelas empresas situadas em outra bacia que
esteja em melhores condições de armazenamento.
• Crescimento da carga – com o crescimento econômico e o conseqüente
aumento do consumo de energia elétrica os pequenos sistemas existentes
iam atingindo sua capacidade máxima de geração. Para atender ao
aumento da demanda novas usinas necessitavam serem construídas. A
interligação dos sistemas isolados permitiu que uma empresa que tivesse
sobras de energia pudesse vender esta energia excedente para a empresa
que estivesse com déficit.
6.2. Vantagens e desvantagens da interligação de sistemas 6.2.1. Vantagens
• Ajuda de um sistema para o outro durante manutenção de geradores;
• Possibilidade de venda de energia de um sistema com superávit para outro
com déficit;
• Ajuda de um sistema para outro em caso de perturbações;
• Melhoria na estabilidade do conjunto e conseqüentemente no controle da
freqüência.
6.2.2. Desvantagens
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• Repercussão de perturbações de um sistema nos outros;
• Necessidade de instalação de medição para faturamento e supervisão;
• Instalação de equipamentos automáticos para controle de intercâmbio.
7. Considerações finais
A tensão ou voltagem; os carregamentos (corrente elétrica); freqüência e
confiabilidade, ou seja, capacidade do sistema elétrico de suportar contingências;
caracterizam a qualidade de um fornecimento.
Não há duvidas de que a eletricidade é essencial para a sociedade. A maior parte
das atividades econômicas ou de lazer depende dela para ser realizada.
No Brasil, o sistema de produção, transporte e distribuição de energia elétrica tem
múltiplos proprietários e é interconectado desde o leste do Pará até o Rio Grande do Sul,
formando o Sistema Interligado Nacional (SIN). São 170 agentes associados, que
integram as usinas, subestações e linhas de transmissão. O SIN tem algumas
características, que o tornam único em escala global. Em primeiro lugar, é um sistema de
grande porte, com mais de 84.000 MW instalados em usinas hidroelétricas, térmicas e
termonucleares. São 54 usinas com reservatório, 55 a fio d’água e 4 de bombeamento, 31
empresas publicas e privadas. A rede de transporte de energia é outra particularidade do
SIN, são mais de 83 mil quilômetros de linhas de transmissão em tensões iguais ou
superiores a 230 kV, pertencentes a 35 empresas transmissoras em 321 subestações.
Para garantir a produção de energia ao menor custo, com padrões adequados de
segurança e continuidade, é preciso desenvolver uma serie de atividades, são ações que
o ONS vem desenvolvendo ao longo dos seus dez anos de existência (OLIVEIRA, 2007).
A maior parte da energia elétrica consumida no Brasil é gerada através da
conservação da energia hidráulica e da energia térmica. A energia é gerada em corrente
alternada trifásica e transmitida para os centros de consumo através de linhas de
transmissão também trifásicas. A energia elétrica deve chegar aos consumidores dentro
de determinados padrões de continuidade, confiabilidade e qualidade. Em sua
representação mais simplificada, um sistema de energia elétrica pode ser dividido em:
produção, transmissão e distribuição. Nas figuras 6,7,8,9 e 10, localizadas em anexo,
representa cada cor uma classe de tensão: cor vermelha para linha de transmissão de
500 kV; cor azul para linhas de transmissão de 345 kV; cor verde para linha de 230 kV e
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cor amarelo para 138 kV. Cada circulo no diagrama representa uma subestação, CE:
compensador estático e usinas são representadas por um sinal de tio (~) dentro de um
circulo.
9.1. Anexo
Figura 6 – Estado do Mato Grosso Fonte: ONS (2008)
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10. Referência Bibliográfica Eletrobrás. Disponível em: <http://www.eletrobras.gov.br/elb/portal/data/Pages/LUMIS482AEFCFPTBRIE.htm>. Acessado no dia 07 de jul. 2008.
Roberto Pereira d,Araújo, Carlos Augusto Amaral Hoffmann. O novo contexto do setor elétrico brasileiro. ¾ Rio de Janeiro: CNI, COINFRA, 1997.
Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de rede – Modulo 10: Manual de Procedimentos da Operação. ONS. 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/Eletricidade>. Acessado no dia 09 de set 2008. OLIVEIRA, Adel Mendonça Souza. Estratégia para integração das áreas de operação em tempo em tempo real e pós-operação dos centros de operação do ONS. Trabalho de conclusão de curso. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. IAG Master em Desenvolvimento Gerencial. CAISE. 2007. Rede Energia. Disponível em: <http://www.gruporede.com.br/regulacao/setor.asp> . Acessado no dia 11 set. 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/Hist%C3%B3ria_da_electricidade>. Acessado no dia 11 set 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://www.bdtd.ufu.br/tde_arquivos/11/TDE-2006-02-07T105218Z-92/Publico/WARagnev2DISSPRT.pdf>. Acessado no dia 07 de out. 2008.
SANTOS, Márcia Pereira. O Trabalho em Equipe como Fator de Integração. Trabalho de conclusão de curso. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. IAG Master em Desenvolvimento Gerencial. CAISE. 2005.
ONS. Expectativa dosBenefícios com a implantação do Horário de Verão. Disponível em: <http://www.ons.org.br/download/avaliacao_condicao/horario_verao/HV2007.08.pdf>. Acessado no dia 10 nov. 2008.