NOVOS RESULTADOS DA CONFIABILIDADE DO SIB. A. V. de Negreiros Universidade Federal de Pernambuco / Operador Nacional do Sistema Elétrico

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1 X SEPOPE 21 a 25 de maio de 2006 May 21 rst to 25 th 2006 FLORIANÓPOLIS (SC) BRASIL X SIMPÓSIO DE ESPECIALISTAS EM PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO E EXPANSÃO ELÉTRICA X SYMPOSIUM OF SPECIALISTS IN ELECTRIC OPERATIONAL AND EXPANSION PLANNING NOVOS RESULTADOS DA CONFIABILIDADE DO SIB A. V. de Negreiros Universidade Federal de Pernambuco / Operador Nacional do Sistema Elétrico M. Th. Schilling Universidade Federal Fluminense G. L. Torres Universidade Federal de Pernambuco SUMÁRIO Este artigo registra diversos resultados oriundos de avaliações recentes dos níveis de confiabilidade do Sistema Interligado Brasileiro (SIB). Apresenta também novos tipos de monitoração associados às distribuições de probabilidades de variáveis de interesse, tais como tensão em barras, intercâmbio entre áreas, perdas em áreas, etc., para o SIB, em especial o Sistema Norte e Nordeste, no horizonte 2006 a 2008 [2], utilizando o recurso do fluxo de potência probabilístico disponível no programa NH2 do Cepel, sendo observados os mesmos critérios hoje utilizados nas análises tradicionais de confiabilidade. Estas distribuições foram calculadas tanto antes quanto depois da atuação dos controles para eliminação das violações. Dessa forma obtém-se um diagnóstico mais completo da confiabilidade deste sistema, contribuindo para a complementação das análises desenvolvidas no planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro, além de testar os recursos de fluxo de potência probabilístico disponíveis no programa NH2. PALAVRAS-CHAVE Confiabilidade; Fluxo de Potência Probabilístico Rua 15 de Março, 5 sala A-205, Bongi, CEP: Recife, PE, BRASIL. Tel.: (0xx81) Fax: (0xx81) C-ele: andrevn@ons.org.br 1

2 1. Introdução Este trabalho trata da análise de confiabilidade preditiva probabilística e concerne à aferição dos níveis de risco probabilístico para todo o sistema de transmissão, representativo do Sistema Interligado Brasileiro (SIB). Toda a análise foi efetivada estritamente de acordo com os critérios e procedimentos descritos em [1]. Assim, esta seção apenas comenta algumas das principais premissas usadas. Os segmentos do sistema de potência modelado incluem linhas de transmissão, transformadores de malha e transformadores de fronteira, todos eventualmente sujeitos às incertezas típicas inerentes a um sistema de potência. A configuração estudada refere-se à topologia prevista para o horizonte 2006 a 2008 [2] em regime de carga pesada, incluindo as tensões nos níveis de 765, 525, e 230 kv do SIB. A avaliação realizada, restringe-se aos modos de falha de continuidade e adequação, em regime permanente, ou seja, a segurança (regime dinâmico) não foi aqui tratada. A continuidade é estritamente associada à possibilidade de ilhamento de cargas e/ou défices de geração, enquanto a adequação é enfocada apenas sob a perspectiva de ocorrências, e subseqüente tentativa de eliminação de sobrecargas em ramos da rede, de violações de limites inferiores ou superiores de tensões em barramentos, e de violações de limites de geração de potência ativa e reativa. Permitiu-se a livre variabilidade de despacho da quase totalidade das unidades geradoras, dentro dos limites inferiores e superiores de placa permitidos a cada uma delas, para fins de eliminação de violações dos casos-base de confiabilidade. Portanto, o despacho do caso-base de confiabilidade foi tratado com probabilidade unitária, assim como o panorama energético que o origina. Nessa perspectiva, as fontes primárias de energia não contribuíram para o espaço probabilístico de estados usado. As unidades geradoras foram representadas de forma individualizada, porém, elas não contribuíram para o espaço probabilístico de estados. Os compensadores estáticos foram convertidos em síncronos equivalentes e também tratados de forma determinística. Foram representadas todas as linhas e transformadores incluídos no caso-base de fluxo de potência de referência. Entretanto, foram atribuídas incertezas [1] apenas aos elementos da denominada Rede Básica. O tratamento dessas incertezas baseia-se na modelagem clássica de cadeias de Markov a dois estados. Os elementos da transmissão são classificados em três categorias: linhas de transmissão (LT), transformadores de malha (TM) e transformadores de fronteira (TF). A classe dos transformadores de fronteira engloba aqueles transformadores onde a maior tensão é igual ou maior a 230 kv e a segunda maior tensão é inferior a 230 kv. À malha de 765 kv foram atribuídas incertezas [1], dado o impacto resultante das falhas nesse nível de tensão. Os elos de corrente contínua do SIB (Itaipu, Garabi) e a carga da Alumar foram representados de forma determinística por injeções de potência equivalentes associadas a gerações fictícias nas barras terminais. Os transformadores de malha e de fronteira, de dois e três enrolamentos, também foram tratados através de modelos Markovianos a dois estados, representando as situações de sucesso e falha do equipamento. Para os transformadores de três enrolamentos a atribuição de incertezas [1] ocorreu somente no ramo conectado à maior tensão. Os transformadores defasadores foram convertidos em elementos série fictícios, aos quais foram atribuídos os parâmetros estocásticos convenientes. Embora as unidades geradoras tenham sido individualizadas, os transformadores elevadores, quando presentes, não sofreram o mesmo tratamento dado aos demais transformadores. Tais transformadores e os transformadores fora da Rede Básica foram tratados deterministicamente. Foram especificados todos os limites de carregamento para operação normal de todos os elementos (linhas CA e transformadores) componentes da Rede Básica, que foram monitorados para fins de detecção de violações no caso-base de confiabilidade. Quando em regime de contingências, a monitoração foi realizada, em sua maioria, tomando como referência os limites normais de carregamento. (Nota: esse critério deve-se a uma restrição de natureza legal, relacionada à definição dos limites permitidos de carregamento em regime de emergência). No que concerne os demais 2

3 elementos longitudinais da topologia (capacitores série, CSCT, reatores série fictícios), os mesmos foram tratados de forma determinística. Também foram especificados os limites superiores e inferiores permissíveis para as excursões dos níveis de tensão dos barramentos, tanto em regime normal como sob emergência. Os valores em regime normal foram monitorados para fins de detecção de violações visando os ajustes do caso-base de confiabilidade. Os valores em regime de emergência foram monitorados para fins de detecção de violações, sob regime de contingências. A carga foi modelada por um único patamar global estacionário (ou seja, tendência nula), tratado através do par de valores de potência ativa e reativa em cada barramento. Considerou-se apenas a perspectiva estática, admitindo-se quando necessário, o uso de cargas modeladas como funcionais da tensão. Assim, a grande maioria das cargas foi modelada como potência constante. No sistema N/NE algumas cargas foram modeladas funcionalmente, representando-se suas dependências com relação às variações de tensão. Deve ser enfatizado que a carga não contribuiu para a formação do espaço probabilístico de estados. Não foram consideradas as falhas de modo comum da transmissão, as falhas simultâneas dependentes da transmissão e nem as vinculações oriundas de esquemas de controle de emergência, proteção e instruções de operação (por exemplo, transferências de cargas, desligamento de cargas, reconfiguração da rede tais como desligamentos de linhas, reatores, capacitores, desligamento ou acionamento de geradores, seccionamento de barras, etc). Também foram desprezados os seguintes aspectos: modelagem estocástica de ramos transversais, a modelagem dos arranjos de subestações, e solicitações ambientais. No que concerne à parcela da rede representativa da subtransmissão e distribuição, foram considerados os elementos normalmente representados, porém de forma determinística. Os limites de tensão e carregamento dessa parcela da rede foram relaxados, ou seja, as violações neste segmento não foram computadas. O processamento computacional compreendeu três etapas encadeadas seqüencialmente, quais sejam: (i) Pré-processamento, utilizando os programas ANAREDE, PRE-NH2 e NH2 (versão 7.5-PO de 12/2005), visando a obtenção do denominado caso-base de confiabilidade; (ii) Cálculo numérico da confiabilidade, propriamente dita, usando o programa NH2; (iii) Tratamento de resultados, utilizando o programa POS-NH2. A eliminação de eventuais violações, sob situação de contingências, foi tentativamente realizada recorrendo-se a um processamento de fluxo de potência ótimo, via algoritmo de pontos interiores, com função objetivo de mínimo corte de carga, porém inibindo-se o redespacho de potência ativa. O redespacho de potência reativa, a variação de tapes e o controle remoto de tensão foram permitidos, a título de medidas corretivas. Todo o SIB foi tratado simultaneamente como área de controle e monitoração. Foram utilizadas técnicas de enumeração simples. 2. Configuração e Subsistemas Considerados nas Análises A configuração estudada refere-se à topologia do Sistema Interligado Brasileiro (SIB) prevista para o horizonte 2006 a 2008 [2] em regime de carga pesada, incluindo as tensões nos níveis de 765, 525, e 230 kv. Todo o SIB é tratado como área de controle e monitoração, sujeito a contingência em todas os seus transformadores de malha e de fronteira e das linhas de transmissão, porém, as variáveis de interesse para a formação das curvas de distribuições de probabilidade, geradas pelo fluxo de potência probabilístico, expostas neste trabalho, fazem parte das áreas Norte e Sudoeste do subsistema Nordeste e da área São Paulo do subsistema Sudeste [2], explanadas abaixo. 3

4 2.1. Área São Paulo O sistema de transmissão que atende à área São Paulo é constituído principalmente, por três circuitos em 750 kv, circuitos em 500 kv, uma malha em 440 kv, circuitos em 345 kv e pelo sistema em corrente contínua de 600 kv de uso exclusivo da usina hidrelétrica de Itaipu 50 Hz. Algumas regiões da área são atendidas em tensão de 230 kv. Os três circuitos de 750 kv provenientes da UHE Itaipu 60 Hz atendem a grande São Paulo pela transformação 750/345 kv da subestação de Tijuco Preto e se ligam ao sistema em 500 kv, que atende a área Rio de Janeiro, pela transformação 750/500 kv desta mesma subestação. Esses três circuitos em 750 kv são também ligados ao sistema Sul pela transformação 750/500 kv de Ivaiporã. Uma parte do sistema em 500 kv provém das usinas da bacia do rio Paranaíba e da usina hidrelétrica de Marimbondo no rio Grande, atravessando o estado de São Paulo até a subestação de Cachoeira Paulista. Nesse ponto interliga-se às linhas em 500 kv provenientes da subestação Tijuco Preto. O sistema em 500 kv interliga-se à região Sul através das linhas de transmissão em 500 kv Bateias Ibiúna e Ibiúna Campinas. O sistema em 500 kv está ligado à malha de 440 kv pelas transformações de Água Vermelha e de Taubaté, e ao sistema em 345 kv nas subestações de Campinas e de Ibiúna. A malha de 440 kv, que atravessa todo o estado de São Paulo e tem origem nas usinas dos rios Paraná e Paranapanema e na usina hidrelétrica de Água Vermelha no rio Grande, atende os centros de carga no interior do estado, chegando até às subestações terminais de 440 kv de Embu Guaçu, Cabreúva, Santo Ângelo e Oeste, próximas à capital de São Paulo. O sistema em 345 kv, que provém das usinas do rio Grande, atende as cargas no interior, nas regiões de Franca e Campinas, e conecta-se ao sistema em 345 kv na grande São Paulo, nas subestações de Guarulhos e Mogi. O sistema em corrente contínua de 600 kv tem seu terminal receptor na subestação de Ibiúna, por onde a potência dessa usina se interliga à malha em 345 kv. Os pontos de suprimento à distribuição na região metropolitana de São Paulo são interligados por uma malha de 345 kv receptora do sistema em 440 kv (subestações de Santo Ângelo e Embu Guaçu), do sistema em 345 kv, nas subestações de Guarulhos e Mogi, do sistema em 750 kv, na subestação de Tijuco Preto, do sistema em corrente contínua de Itaipu 50 Hz, na subestação de Ibiúna e da interligação Sul Sudeste entre Bateias e Ibiúna. Um sistema em 230 kv, com origem na subestação de Assis 440/230 kv, interliga as usinas do rio Paranapanema ao sistema da região Sul e a centros de carga no interior do estado, chegando até a subestação Edgard de Souza 230 kv, onde interliga-se com o sistema em 230 kv suprido pelas transformações 440/230 kv de Cabreúva e 345/230 kv de Anhangüera Provisória, que atende a cargas no centro e na zona oeste da capital. O Vale do Paraíba do Sul é atendido principalmente por um sistema em 230 kv que tem origem nas subestações de Mogi e Itapeti 345/230 kv conecta-se ao sistema em 440 kv na subestação de Taubaté, passa por Aparecida e Santa Cabeça e segue em direção à área Rio de Janeiro até a subestação de Nilo Peçanha. Um sistema em 230 kv interligando as subestações 345/230 kv de Interlagos e Baixada (contando também com as usinas termelétricas de Piratininga e Nova Piratininga e parte da usina hidrelétrica de Henry Borden) atende cargas da capital e Baixada Santista Área Norte do Subsistema Nordeste A Área Norte do subsistema Nordeste, compreende praticamente todo o estado do Ceará (exceto a região de Sobral), além das cargas das subestações de Bom Nome, Coremas e Mossoró, respectivamente no sertão dos estados de Pernambuco e da Paraíba e oeste do estado do Rio Grande do Norte, é atendida através de linhas de transmissão da rede básica em 500 e 230 kv que partem das usinas hidrelétricas de Luiz Gonzaga e do Complexo de Paulo Afonso, além da interligação com a Região Norte, através das LTs 500 kv Presidente Dutra Teresina II C1/C2 e Teresina II Sobral III Fortaleza II. 4

5 A área metropolitana de Fortaleza é atendida a partir do complexo hidrelétrico de Paulo Afonso por meio de três circuitos em 230 kv no eixo Paulo Afonso Bom Nome Milagres Banabuiú Fortaleza, com 655 km de extensão e de um circuito em 500 kv Luiz Gonzaga Milagres Quixadá Fortaleza II, com 638 km de extensão. Outro tronco de transmissão liga Fortaleza à rede de 500 kv da interligação Norte/Nordeste, através das LTs 500 kv Presidente Dutra Teresina II C1/C2 e Teresina II Sobral III Fortaleza II, com 745 km de extensão. É importante ressaltar que a área metropolitana de Fortaleza atualmente concentra cerca de 61 % da carga do estado. Da subestação de Fortaleza parte um circuito duplo em 230 kv, com 7 km de extensão, até a subestação Delmiro Gouveia. Atualmente um desses circuitos está conectado à LT 230 kv Banabuiú Fortaleza, formando a LT Banabuiú Delmiro Gouveia. Também da subestação de Fortaleza segue uma linha de transmissão, em 230 kv e com 219 km de extensão, que passando pela SE Cauípe chega à SE Sobral II, a oeste do estado, interligando-se com a SE Piripiri, a 166 km, localizada no estado do Piauí. Ainda da SE Fortaleza seguem dois circuitos 230 kv, com 300 m de extensão, interligando as subestações de Fortaleza e Fortaleza II. Da subestação de Fortaleza II segue um circuito duplo em 230 kv, com 25 km de extensão, até a subestação de Pici. E um circuito duplo em 230 kv, com 56 km de extensão até a subestação de Cauípe. O atendimento à subestação de Icó é feito por meio de uma derivação em uma das linhas do circuito duplo, em 230 kv, existente entre as subestações de Milagres e Banabuiú, aproximadamente a 123 km da subestação de Milagres. Da subestação de Milagres segue uma linha de transmissão, em 230 kv, com 120 km de extensão, até a subestação de Coremas, localizada no estado da Paraíba. Da subestação de Banabuiú segue uma linha de transmissão, em 230 kv, com 110 km de extensão, até a subestação de Russas II, ao nordeste do estado do Ceará, interligando-se com a subestação de Mossoró II, a 75 km, localizada no estado do Rio Grande do Norte. Parte também da SE Banabuiú outra linha de transmissão em 230 kv, com 175 km, diretamente para a subestação de Mossoró Área Sudoeste do Subsistema Nordeste A Área Sudoeste do subsistema Nordeste, que compreende a região oeste do estado da Bahia, é atendida através de um longo sistema em 230 kv, com cerca de 926 km de extensão, partindo da usina hidrelétrica de Sobradinho, passando pelas subestações de Juazeiro, Jacaracanga, Senhor do Bonfim, Irecê, Bom Jesus da Lapa e chegando à subestação de Barreiras. Compõe também a área Sudoeste a linha de interligação Sudeste-Nordeste, LT 500 kv Serra da Mesa Rio das Éguas Bom Jesus da Lapa II Ibicoara Sapeaçu, com km de extensão, com dois autotransformadores 500/230 kv 300 MVA na SE Bom Jesus da Lapa II. 3. Atributos, Investigações, Resultados e Análise Visando facilitar a interpretação dos resultados, cabe inicialmente uma explanação sobre a estrutura e concepção da Tabela 3.1. As linhas dessa tabela apresentam atributos condicionantes ou resultados propriamente ditos, enquanto as colunas registram três investigações realizadas. Todas as investigações tipificam a análise de confiabilidade de transmissão pura, sendo observados os mesmos critérios hoje utilizados nas análises tradicionais de confiabilidade. Foram tratados os períodos de dezembro de 2006, 2007 e 2008, em regime de carga pesada. 5

6 3.1. Atributos Especificamente no que concerne aos atributos (vide as linhas da Tabela 3.1), embora diversos deles sejam naturalmente evidentes, os mesmos merecem aqui uma breve menção. Os atributos 1 a 4 informam algumas características da topologia analisada e que são condicionantes fundamentais para a análise de confiabilidade. O registro idem informa que a investigação efetuada utilizou o mesmo atributo usado na coluna # 1. Os atributos # 3 e 4 dão informações sobre a modelagem e o valor da carga. Em particular, o atributo # 3 é um dos condicionantes mais relevantes na análise de confiabilidade. Entretanto, observa-se que no presente estudo a mesma foi tratada da forma mais simplista possível, muito embora com um viés conservativo e muito pessimista, dado que foi adotado apenas o patamar de carga pesada. Tabela Análise de Riscos do Sistema Interligado Brasileiro Investigação: Atributos/ Resultados 1 Dez/ Dez/ Dez/ ) Identificação do caso SIB, Dez/2006, Pesada (D6P) SIB, Dez/2007, Pesada (D7P) SIB, Dez/2008, Pesada (D8P) 2 ) Cenário operativo caso de referência Idem Idem 3 ) Modelagem da carga 1 patamar, s/ incertezas Idem Idem 4 ) Carga total região (MW) ) Simulação Enumera simples Idem Idem 6 ) Probabilidade da rede completa (%) 7 ) Elementos com incertezas (espaço probabilístico) 16,31 14,83 13,76 Linhas de transmissão Transformadores de malha Transformadores de fronteira Interligaçãoes 8 ) Espaço analisado (%) 45,63 % 42,98 % 477 % 9 ) Casos propostos ) Casos c/ solução ) Casos retirados 21 (3 %) 9 (2 %) 13 (3%) 12 ) Modos de falha ) Casos c/ cortes ) Aderência ao critério n-1 86 % 90 % 90 % 15 ) Falha mais usual Violação tensão Violação tensão Violação tensão 1580 casos 1683 casos 1721 casos 16 ) PPS (%) 29,06 27,97 26,64 17 ) PPC (%) 3,11 2,32 2,19 18 ) ENSS (MWh/ano) )NHD (hora/ano) ) FPC (1/ano) ) Severidade (min) 166 8,39 8,40 22 ) Tempo 3 h:18 min (dedicado) 1 h:35 min (dedicado) 10 h:59 min (dedicado) 23 ) Processamento Pentium IV 3GHz, 500kB RAM Pentium IV 2.6GHz, 260kB RAM Pentium IV 1.8GHz, 260kB RAM Idem Idem 3.2. Tipologia das Investigações Como inicialmente sugerido, os atributos # 4 e 7 são os condicionantes que definem as diferentes investigações que foram realizadas, registradas nas colunas da Tabela 3.1. A definição do conjunto de elementos com incertezas (atributo # 7) é um condicionante que influencia fortemente a escolha da técnica de simulação (atributo # 5). Isso ocorre porque a partir de um certo número de elementos com incertezas, observa-se que a enumeração torna-se impraticável, com os dispositivos computacionais e técnicas atualmente usadas. Também é necessário novamente ressaltar que a seleção do conjunto de elementos com incertezas também caracteriza o viés da análise pretendida que neste caso ilustra uma típica análise de transmissão pura do SIB (apenas aos elementos de transmissão são atribuídas incertezas), que é relevante para minorar a ocorrência de blecautes. 6

7 3.3. Fluxo Probabilístico Para as análises realizadas foram geradas curvas de distribuições de probabilidade das variáveis de interesse tanto antes quanto depois da atuação dos controles para eliminação das violações, utilizando o recurso de fluxo de potência probabilístico disponível no programa NH2 do Cepel. As variáveis de interesse analisadas foram os intercâmbios entre as áreas do SIB, carregamento nos circuitos das interligações inter-regionais, perdas em todas as áreas do SIB e tensões em todas as barras de níveis de tensão 69, 138, 230 e 138 kv das Regiões Norte e Nordeste. Não se obteve a distribuição de probabilidade das variações que envolvem os fluxos de potência propriamente ditos, tais como carregamento em circuitos e perdas em áreas. A desprezível variação desses fluxos é decorrente de um critério adotado para a eliminação de eventuais violações no cálculo numérico da confiabilidade, sob situação de contingências, que é a inibição do redespacho de potência ativa na atuação da função objetivo de mínimo corte de carga. Este critério é necessário para uma melhor representatividade do SIB em situações de contingência. Apenas nos intercâmbio entre áreas obteve-se algum resultado, porém apenas com a área que envolve a barra de referência do sistema e mesmo assim apenas na situação antes da atuação dos controles para eliminação das violações, como pode ser visto na Figura Observou-se uma evolução na variação do intercâmbio entre as áreas 5 e 6 representadas nos casos de referência, que representam a rede de transmissão e distribuição da Área 440/230 kv São Paulo, respectivamente, que parte de 170 MW em 2006 e chega a 178 MW em 2008, apenas na situação anterior à atuação das medidas corretivas. Isso ocorre devido à barra de referência pertencer à área 5 do sistema em análise. 2006: Intercâmbio entre as áreas 5 e : Intercâmbio entre as áreas 5 e 6 Prob. Individual 243 Prob. Individual Intercambio (MW) - Antes das med. corretivas Intercambio (MW) - Antes das med. corretivas 2008: Intercâmbio entre as áreas 5 e Prob. Individual Intercambio (MW) - Antes das med. corretivas Figura Intercâmbio entre as áreas 5 e 6 antes da atuação das medidas corretivas Porém, no que concerne à tensão em barras, obteve-se curvas de distribuições de probabilidades representativas em vários níveis de tensão, como pode ser visto nas Figuras a A Figura mostra a distribuição de probabilidade, para todo o horizonte analisado, antes e depois das medidas corretivas, da barra de 138 kv da SE Barreiras, pertencente à Área Sudoeste do Sistema 7

8 Nordeste do SIB. Observa-se que antes das medidas corretivas, coluna da esquerda da Figura 3.3.2, o valor da tensão varia entre 984 pu à 063 pu, ou seja, existe uma pequena probabilidade da violação do limite superior (050 pu) da tensão nesse barramento que é de 02 %. Verifica-se também que a probabilidade de permanência em sua tensão de referência diminui, pois varia de 83 % em 2006 para 53 % em Já após a atuação das medidas corretivas, verifica-se que há uma maior variação nos valores de tensão desta barra e suas probabilidades associadas, porém observa-se que em nenhuma hipótese há a violação dos limites inferior ou superior. Isso ocorre devido ao ajuste do sistema para evitar as violações das demais barras bem como evitar as eventuais sobrecargas nos circuitos e transformadores. Foi verificado que após a atuação das medidas corretivas são respeitados os limites inferiores e superiores das tensões de todas as barras de carga, como é o caso da barra de 138 kv da SE Barreiras da Figura 3.3.2, porém o mesmo não ocorre para as barras que não possuem carga, como pode ser verificado na Figura e na Figura : Barreiras 138 kv : Barreiras 138 kv Prob. Individual : Barreiras 138 kv Prob. Individual Figura Evolução da distribuição de probabilidade de tensão na barra de 138 kv da SE Barreiras antes e depois da atuação das medidas corretivas 8

9 A Figura mostra a distribuição de probabilidade de tensão, antes e depois da atuação das medidas corretivas, nas barras de 230 kv da SE Barreiras e 500 kv das SE Bom Jesus da Lapa, localizadas na Área Sudoeste do Sistema Nordeste do SIB para o ano de A Figura mostra a distribuição de probabilidade de tensão, antes e depois da atuação das medidas corretivas, nas barras de 500 kv das SEs Fortaleza II e Milagres, localizadas na Área Norte do Sistema Nordeste do SIB para o ano de : Barreiras 230 kv : Bom Jesus da Lapa 500 kv Figura Evolução da distribuição de probabilidade de tensão nas barras de 230 kv da SE Barreiras e 500 kv nas SE Bom Jesus da Lapa antes e depois da atuação das medidas corretivas Observa-se a existência de violações nos limites de tensão, para a barra de Barreiras 230 kv da Figura e das barras da Figura 3.3.4, tanto antes quanto depois da atuação das medidas corretivas. Essas violações são verificadas após as medidas corretivas porque as barras citadas não possuem carga, pois o critério de monitoração dos limites inferiores e superiores de tensão estão aplicados apenas às barras de carga, devido à dificuldade de obtenção do caso base de confiabilidade quando exige-se a monitoração dos limites de todas as barras. Logo, as tensões dessas barras ultrapassam os limites permissíveis para eliminar problemas de violação de tesão em barras de carga ou sobrecargas em circuitos. Esse fenômeno foi observado em outras barras de 500 kv das Áreas Norte e Centro e em diversas barras de 230 kv que atendem as Regiões Norte e Nordeste. 9

10 2006: Fortaleza II 500 kv Prob. Individual Prob. Individual : Milagres 500 kv Figura Evolução da distribuição de probabilidade de tensão nas barras de 230 kv da SE Barreiras e 500 kv nas SE Bom Jesus da Lapa antes e depois da atuação das medidas corretivas 4. Conclusões e Recomendações Este artigo apresentou uma avaliação da confiabilidade preditiva probabilística do Sistema Interligado Brasileiro, sob o ponto de vista da adequação, ou seja, em regime estático, observando ainda distribuições de probabilidade de variáveis de interesse tanto antes quanto depois da atuação dos controles para eliminação das violações. Entre as principais constatações do trabalho, as seguintes podem ser destacadas: (i) Foi novamente confirmado que o sistema brasileiro não atende, stricto sensu, ao denominado critério "n-1"; (ii) Foi verificado que os índices de confiabilidade calculados melhoram quando observado a evolução temporal da rede, reflexo das ampliações e reforços previstos para o período analisado [2]; (iii) Notou-se que, com os critérios utilizados, não se verificam variações significativas nos intercâmbios entre áreas ou nas perdas das áreas, porém observou-se que existem violações dos limites de tensão de diversas barras sem carga, mesmo depois da atuação das medidas corretivas. Recomenda-se a repetição das investigações encetadas utilizando o critério de observação dos limites inferiores e principalmente superiores das tensões de todas as barras do sistema, no intuito de apresentar índices de confiabilidade que melhor representem as condições de operação do SIB. Também recomendam-se ainda outras investigações permitindo o redespacho da potência ativa no intuito de verificar as curvas de distribuição de probabilidade de intercâmbios entre as áreas, carregamento em circuitos e perdas em áreas. 10

11 5. Agradecimentos Expressam-se aqui agradecimentos pelos apoios prestados pelo CNPq e FAPERJ/PRONEX, que parcialmente viabilizaram a realização deste. Também pelo apoio e incentivo prestados em diversos momentos, o primeiro autor ainda exprime seus agradecimentos ao Dr. Láercio Guedes. 6. Referências Bibliográficas [1] Schilling M. Th., Stacchini de Souza J.C., Do Coutto Filho M.B., Procedimentos e Critérios para Análise de Confiabilidade Preditiva Composta Probabilística de Sistemas Elétricos de Potência de Grande Porte, Instituto de Computação, Universidade Federal Fluminense, Relatório Técnico RT-06/04, Niterói, Junho, 2004, [2] ONS, Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica Período 2006 a 2008, Agosto, 2005, [3] Schilling M.Th., Do Coutto Filho M.B., Leite da Silva A.M., Billinton R., Allan R.N., An integrated approach to power system reliability assessment, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, Vol. 17, no. 6, pp

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