Décimo Quinto Encontro Regional Ibero-americano do CIGRÉ Foz do Iguaçu-PR, Brasil 19 a 23 de maio de 2013

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1 ANÁLISE DA INFLUÊNCIA DOS NOVOS EMPREENDIMENTOS DE TRANSMISSÃO (LOTE D EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE SUL III) IMPLANTADOS NO SIN EM 2009, NA ÁREA MINAS GERAIS, ATRAVÉS DO CÁLCULO DE REGIÃO DE SEGURANÇA ESTÁTICA UTILIZANDO A FERRAMENTA ORGANON E. G. Motta* T. S. R. Bezerra** A. da S. S. Rosa* P. H. L. Santos* *ONS **Light RESUMO O trabalho tem como objetivo constatar através de cálculo de região de segurança estática, utilizando a ferramenta ORGANON, demonstrar como a expansão de um sistema elétrico de potência pode ter seu desempenho melhorado, no que tange à confiabilidade, suporte de potência reativa e consequentemente, na melhora do perfil de tensão. Desde 2009, o ONS vem utilizando o ORGANON como ferramenta de apoio à tomada de decisão em tempo real nas Salas de Controle dos Centros de Operação. Estão sendo avaliadas diversas áreas do sistema interligado e interligações entre subsistemas. Especificamente no Centro Regional de Operação Sudeste são avaliadas as Áreas Rio de Janeiro/Espirito Santo e Minas Gerais, através de cálculos de regiões de segurança dinâmica, utilizando casos base gerados em tempo real pelo Estimador de Estado, a cada 10 minutos. São analisadas diversas contingências de linhas de transmissão (simples e duplas), utilizando-se computação paralela, viabilizando a obtenção dos resultados das simulações em tempos compatíveis com as necessidades da operação em tempo real. A Área Minas Gerais foi escolhida como objeto deste trabalho, devido à entrada de seis novas linhas de transmissão em 500 kv (Neves - Mesquita, Emborcação - Nova Ponte circuito 2, Nova Ponte - Estreito, Nova Ponte - Itumbiara, Nova Ponte - São Gotardo e São Gotardo - Bom Despacho III circuito 2), pertencentes ao leilão do Lote D (Editais 001/2005 e 005/2006), relativo ao reforço de transmissão associado à interligação Norte/Sudeste. Estas linhas de transmissão representaram uma melhoria substancial na confiabilidade do sistema de suprimento às cargas desta área, reduzindo os impactos de contingências de linhas de transmissão de 500 kv desta área, bem como proporcionando melhoria no perfil de tensão. Estes reflexos foram observados claramente na operação em tempo real, caracterizando-se como uma excelente oportunidade para utilização de simulações de cálculo de região de segurança estática, utilizando-se a ferramenta ORGANON, para comprová-las e mensurá-las. Os resultados obtidos se mostraram satisfatórios. PALAVRAS-CHAVE Sistemas elétricos de potência, fluxo de potência, região de segurança estática, avaliação de segurança, ferramentas de apoio à decisão em tempo real. 1 / 8

2 1. INTRODUÇÃO A avaliação da segurança de sistemas elétricos de potência é parte fundamental do planejamento do sistema e seus resultados são transportados para o ambiente de tempo real exclusivamente na forma de Instruções Operativas. Mas nem sempre os casos estudados no planejamento (períodos de carga leve, média e pesada) são reproduzidos na operação em tempo real. Esta avaliação refere-se à análise e métodos utilizados para determinação da região de segurança (segura ou insegura) de um sistema, baseado em critérios pré-estabelecidos. Dependendo das técnicas e dos modelos utilizados, a avaliação da região de segurança pode ser classificada como estática ou dinâmica. A segurança estática está relacionada a um ponto de equilíbrio do sistema, onde a tensão e os limites térmicos são respeitados. Geralmente, a avaliação da segurança estática é feita usando ferramentas computacionais baseadas em algoritmos de fluxo de carga. Em outras palavras, para um dado ponto de operação, o sistema é considerado estaticamente estável se os níveis de tensão em todas as barras estão em uma faixa aceitável, e se os fluxos nas linhas de transmissão e transformadores estão dentro de seus limites térmicos (sobrecarga), considerando-se a aplicação de uma relação de contingências pré-definidas. Os efeitos das contingências devem ser considerados para garantir uma condição de estado estacionário aceitáveis, mesmo se um elemento do sistema é perdido. Ao realizar uma avaliação da segurança de um sistema, dependendo do ponto de operação em que o sistema se encontra, um distúrbio pode levar ou não o sistema à instabilidade. Os principais benefícios da avaliação de segurança servem para melhor avaliação da confiabilidade, melhor utilização dos recursos do sistema e flexibilidade da programação de manutenção. 2. REGIÃO DE SEGURANÇA O processo é iniciado a partir da avaliação do ponto de operação inicial (Figura 1). Nessa avaliação são simuladas diversas contingências previamente definidas. A partir do ponto inicial é feita radialmente, repetindo a análise da lista de contingência para cada novo ponto de operação gerado, até que se encontre o limite naquela direção. Esse limite pode ser realmente um limite de segurança, ou apenas um limite de geração, no qual todos os geradores de um grupo atingiram sua capacidade máxima ou mínima de geração. FIGURA 1 Processo de Cálculo da Região de Segurança Estática em Torno do Ponto de Operação Essa verificação de segurança é efetuada para todas as contingências, em cada uma das direções. As direções podem ser definidas, de 4 a 80, sempre em múltiplos de 4. Para cada direção, enquanto um limite de segurança não é encontrado, a geração é modificada até que se atinja o limite de estabilidade de tensão (Curva do Nariz ou Curva PV), ou até atingir o limite de geração. 2 / 8

3 O ORGANON, de posse de todos os resultados constrói quatro nomogramas diferentes. Os três primeiros são as combinações entre os três grupos de geração em cada eixo e o quarto é um ábaco em que os eixos são definidos pelo usuário, podendo ou não ser mostrado. Podemos ainda criar variáveis para serem inspecionadas, como exemplo, um eixo mostrando os valores de FNS e outro os valores de FMG, com limites definidos pelo usuário e que serão checados durante o cálculo da região de segurança. FIGURA 2 Exemplo típico de Nomograma A interpretação dos resultados é trivial, sendo possível através da simples inspeção visual, identificar possíveis violações e definir o redespacho de geração necessário para evitá-las ou, em situações extremas, retirar o ponto de operação de uma condição insegura. A interpretação da região de segurança é feita da seguinte forma: Área Magenta: nessa região o sistema opera de maneira insegura, pois existe pelo menos uma contingência da lista que causa instabilidade; Área Bege: nessa região, o sistema opera com segurança, porém com violação de limite térmico em pelo menos um dos circuitos monitorados, para ocorrência de pelo menos uma das contingências definidas; Área Verde Escura: nessa região, o sistema opera com segurança, sem violação de limite térmico em todos os circuitos monitorados, mesmo na ocorrência das contingências definidas; Contorno Verde Claro: dentro desse contorno, o sistema opera com segurança e não há a violação dos limites de tensão em nenhuma das barras monitoradas. Fora dele, o sistema opera com segurança, porém com violação de tensão em pelo menos uma barra monitorada na ocorrência de pelo menos uma das contingências definidas; 3. ÁREA MINAS GERAIS O estado de Minas Gerais é subdividido em três áreas: área Paranaíba, Grande e Minas Gerais. A área Paranaíba é representada pelo sistema em 500 kv de integração das usinas da Bacia do Paranaíba (UHEs São Simão, Itumbiara, Emborcação e Nova Ponte). Este sistema é de vital importância para o desempenho do Sistema Interligado Nacional, visto que por ele escoam as gerações das usinas citadas somadas aos fluxos provenientes do Estado do Mato Grosso, da Interligação Norte- Sul e das usinas Serra da Mesa e Cana Brava, em direção aos Estados de Minas Gerais, São Paulo e à área do Rio Grande. A Área do Rio Grande constitui-se do sistema de transmissão de 345 kv associado às usinas do Rio Grande: Furnas, Mascarenhas de Moraes, Luiz Carlos Barreto, Jaguara, Volta Grande, Porto 3 / 8

4 Colômbia e Marimbondo. As linhas de transmissão da Área Rio Grande interligam estas usinas às áreas de carga Minas Gerais, Rio de Janeiro e São Paulo. A Área Minas Gerais é subdividida em cinco subáreas: Região do Triângulo Mineiro, Região de Poços de Caldas, Região de Passos, Região Sul Itutinga / Itajubá e Região Central. A maioria dos problemas operativos do Estado de Minas Gerais está localizada na Região Central da Área Minas Gerais, que por sua vez é subdividida em cinco malhas regionais: Malha regional Metropolitana, Malha regional Leste, Malha regional Norte, Malha regional Sudeste ou Mantiqueira e Malha regional de Oeste Gafanhoto. 3.1 Fatores de influência são: Os principais fatores que influenciam a área do Paranaíba e do Rio Grande e seu desempenho Geração das usinas dos Rios Paranaíba / Araguari / que compõe a Bacia do Paranaíba; Geração das usinas do Rio Grande; Intercâmbio na interligação Norte/Sul; Exportação/Importação do Mato Grosso; Carga do Sistema Interligado / principalmente a carga das Áreas: Minas Gerais / Goiás/Distrito Federal e Mato Grosso. Outros fatores que influenciam no desempenho da área Minas Gerais: Carregamento das linhas em 500 kv e 345 kv das Áreas Paranaíba e Rio Grande para a Região Central da Área de Minas Gerais / cujo somatório desses fluxos define o FMG. Intercâmbio líquido CEMIG; Variação da compensação reativa da carga industrial; Carga reativa da Região Central da Área Minas Gerais; Disponibilidade dos equipamentos de compensação reativa; Tensão da rede de 345 kv do Rio Grande e de 500 kv do Rio Paranaíba; Geração das usinas da Região Central da Área Minas Gerais / da Bacia do Paranaíba e do Rio Grande; Fluxo Norte-Sudeste para Sudeste - FNS; Intercâmbio CEMIG - ESCELSA; Carregamento da LT 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória. 3.2 Cenário Pré-Lote D De 2005 até a entrada do Lote D, a área Minas Gerais apresentava dificuldades em relação à confiabilidade do atendimento às cargas da região central deste Estado. Foi implementado o ábaco ou nomograma de limites operativos de atendimento à Região Central (Figura 3), parametrizando o atendimento a esta região pelos valores do Fluxo para Minas Gerais (FMG), em função da geração das usinas da bacia do Paranaíba 500 kv e do Fluxo Centro- Oeste para o Sudeste denominado (FCOSE). O nomograma implementado permitiu maior flexibilidade operativa, contribuindo para reduzir a geração térmica na Região Central, necessária para evitar corte de carga por subtensão quando da perda da LT 500 kv Emborcação São Gotardo 2, considerada a pior contingência para a área. Os limites eram reduzidos função das condições de operação dos equipamentos de controle de tensão. 3.3 Cenário Pós-Lote D Após a conclusão das obras de reforço ao sistema receptor sudeste associadas a interligação Norte / Sul III Lote D houve um melhor escoamento do fluxo advindo da interligação Norte / Sul, 4 / 8

5 reduzindo o carregamento da malha de 500 kv, proporcionando ganho de aproximadamente 300 MW nos limites vigentes de FSM, os quais passaram a ser limitados em 5100 MW, 4850 MW e 4250 MW para a operação da UHE Serra da Mesa com três, duas e uma unidade geradora sincronizada, respectivamente, de modo a evitar o esgotamento da capacidade de geração de potência reativa da UHE Serra da Mesa e conseqüente atuação do limitador de corrente de campo das máquinas dessa usina, quando de contingências simples na malha de 500 kv da área. Foi adotado um novo ábaco de segurança operativo, com novos limites (Figura 3). FIGURA 3 Ábacos da Área Minas Gerais pré e pós Lote D Os grupos de geração foram escolhidos de modo a garantir a influência da geração interna e do intercâmbio na Norte-Sul. Foram escolhidos os seguinte grupos de geração: Grupo 1 Geração Interna: UHE Sá Carvalho, UHE Risoleta Neves, UHE Santa Clara, UHE Salto Grande, UHE Sobragi, UHE Guilman Amorim, UHE Porto Estrela, UHE Queimado, UHE Três Marias, UHE Aimorés, UHE Mascarenhas, UHE Funil Grande, UHE Irapé, UHE Picada, UHE Amador Aguiar 1, UHE Amador Aguiar 2, UHE Miranda e UHE Igarapava. Grupo 2 Geração Rio Grande: UHE Luis Carlos Barreto, UHE Furnas, UHE Marimbondo, UHE Mascarenhas de Moraes, UHE Porto Colômbia, UHE Jaguara, UHE Volta Grande e UHE Água Vermelha. Grupo 3 Geração Bacia Paranaíba + Tocantins: UHE Emborcação, UHE São Simão, UHE Nova Ponte, UHE Itumbiara, UHE Manso, UHE Corumbá, UHE Corumbá 4, UHE Serra da Mesa, UHE Queimado, UHE Lajeado, UHE Cana Brava e UHE Peixe Angical. 5 / 8

6 FIGURA 4 Unifilar da Área Minas Gerais após o Lote D As contingências analisadas foram baseadas nas Instruções de Operação Normal (IO-ON.5MG revisão 39 de 30/06/2008) e Operação em Contingência (IO-OC.5MG revisão 31 de 25/09/2008) e estão relacionadas a seguir: LT 500 kv Emborcação / São Gotardo 2, LT 500 kv São Simão / Água Vermelha, LT 500 kv Bom Despacho 3 / Jaguara circuito 1 ou 2, LT 500 kv Bom Despacho3 / Neves1 circuito 1 ou 2, LT 500 kv Ouro Preto 2 / São Gonçalo do Pará, LT 500 kv Bom Despacho 3 / São Gotardo 2, LT 500 kv Emborcação / Nova Ponte, LT 500 kv Jaguara / Nova Ponte, LT 500 kv Jaguara / São Simão, LT 500 kv Bom Despacho3 / São Gonçalo do Pará Obs.: Não foram consideradas perdas duplas, pois este critério não se aplica à Área Minas Gerais. 4. RESULTADOS OBTIDOS Para este estudo foi utilizado o caso base mensal do planejamento da operação referente à carga média (Anexo A) do mês de agosto de No cenário antes do Lote D foram desligadas as linhas para efetuar a análise, pois assim podemos garantir que a carga estudada seria a mesma em ambas as condições (Pré-Lote D e Pós-Lote D). Algumas premissas foram adotadas para o estudo em questão: Não consideração da atuação de equipamentos lentos de controle de tensão (bancos de capacitores, reatores e LTC) e de carregamento (controles automáticos de transformadores defasadores); Não consideração de atuação de Sistemas Especiais de Proteção (SEPs); Inércia Fixa; 6 / 8

7 Consideração de todos os critérios estabelecidos no Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede; 20 direções de variação de geração; 4.1 Cenário Pré Lote D Observamos de acordo com o nomograma apresentado pelo ORGANON: Nas direções 1 a 9 e 14 a 20 atingimos o limite da região de segurança por termos alcançado a geração máxima dos grupos de geração. Nas direções 9 e 12 o limite térmico violado foi devido a sobrecarga na transformação de 500/138kV da SE Neves, no caso da contingência da LT Bom Despacho 3 / São Gonçalo do Pará. Nas direções 9 a 16 verificou-se uma violação no limite de tensão do barramento de 138kV da SE São Gonçalo do Pará, para a mesma contingência acima. Figura 5 Resultado ORGANON pré Lote D Como o resultado da análise do cálculo da região de segurança apontou que a contingência da LT 500 kv Bom Despacho 3 / São Gonçalo do Pará causaria no cenário analisado sobrecarga na transformação 500 / 138 kv da SE Neves e subtensão no setor de 138 kv na SE São Gonçalo do Pará. 4.1 Cenário Pós Lote D Observou-se uma diferença entre os gráficos de variação de geração de cada cenário. Isto é explicado pelo fato de que nenhuma contingência foi encontrada no cenário Pós-Lote. Deste modo, pode-se ter maiores gerações dos grupos de geração, garantindo assim uma maior área de segurança em relação ao cenário Pré-Lote D. 7 / 8

8 5. CONCLUSÃO Figura 6 Resultado ORGANON pós Lote D A ferramenta Organon, com sua funcionalidade de cálculo de região de segurança, se mostrou bastante adequada para as análises propostas neste trabalho e permitiu comprovar os ganhos obtidos com as novas LT s do Lote D. Destaca-se que com esta funcionalidade torna-se fácil e rápida a análise de diversos cenários operativos. Foi verificado que as linhas de transmissão de 500kV associadas ao Lote D reduziram a influência exercida pelo sistema de 500kV da Região do Paranaíba no desempenho da Região Central da área Minas Gerais e possibilitaram elevar a transferência de energia entre as regiões Norte e Sul/Sudeste, não havendo problemas de tensão e carregamento para as contingencias analisadas. Pudemos analisar através dos nomogramas que ao redespachar a geração de um grupo para outro, podemos adequar o ponto de operação do sistema de modo a operar em uma região mais segura. BIBLIOGRAFIA [1] Jardim, J.L., Neto, C.A., Groetaers, M Design Features of a Dynamic Security Assessment System, In: Simpósio de Especialistas em Planejamento da Operação e Expansão Elétrica-SEPOPE,2004. [2] P.H.L. SANTOS, L. MONTEATH,C.A.S. NETO, M.G. SANTOS, S.B. CHAVES, M.C. PASSARO - Utilização de Regiões de Segurança em Estudos de Planejamento da Ampliação da Rede SEPOPE 2012 [3] E.G.MOTTA e T.S.BEZERRA - Análise da influência dos novos empreendimentos de transmissão (Lote D Expansão da Interligação Norte Sul III) implantados no SIN em 2009, na área Minas Gerais, através do cálculo de Região de Segurança Estática utilizando a ferramenta ORGANON - Monografia de Graduação UERJ Setembro / 8