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1 GAT a 26 de Outubro de 2001 Campinas - São Paulo - Brasil GURPO IV GRUPO DE ESTUDO DE ANÁLISE E TÉCNICAS DE SISTEMAS DE POTÊNCIA - GAT COLAPSO DE TENSÃO: UMA ABORDAGEM SOB ENFOQUE DINÂMICO E UMA PROPOSTA DE SOLUÇÃO USANDO COMPENSAÇÃO SÉRIE CONTROLADA Carlos Gama* Venilton Rodrigues ONS RESUMO Este trabalho apresenta uma alternativa de mitigação do fenômeno colapso transitório de tensão, através de um esquema de Compensação Série Controlada (CSC). São apresentados os principais aspectos da filosofia proposta e o desenvolvimento do sistema de controle do CSC, necessário para executar esta função. Os processos de desenvolvimento da filosofia de controle, da avaliação do seu desempenho e também do sistema de potência, são suportados por simulações dinâmicas não lineares no domínio do tempo, considerando um sistema de transmissão real o sistema elétrico brasileiro. PALAVRAS-CHAVE Colapso de tensão - FACTS TCSC Projeto de Controlador 1. INTRODUÇÃO Dentre os fenômenos de natureza dinâmica, o colapso de tensão representa atualmente uma das principais fontes de limitação de transporte de energia de forma confiável em sistemas de transmissão de alta tensão. A eliminação de restrições de transmissão sempre foi importante mesmo em um modelo setorial, que existiu até o final da década de 80, que, ao contrário do modelo ora em construção, não se caracterizava pela vital necessidade de explorar até o limite os recursos de transmissão, de forma a atender o desafio de estabelecer a ligação entre a geração e o consumo, de forma confiável, flexível e a baixos custos. Historicamente, a limitação do transporte de energia esteve, via de regra, intimamente relacionada à necessidade de se transportar grandes blocos de energia através de grandes distâncias até os remotos centros de carga. Esta necessidade fez surgir a primeira grande restrição, representada pelo fenômeno de instabilidade angular transitória ou instabilidade de primeiro swing. A solução para este problema não foi simplesmente o reforço dos corredores de transmissão através da introdução de novas linhas de transmissão, até porque esta solução clama claramente por uma justificativa mais sólida capaz de dar respaldo ao alto investimento necessário. O reconhecimento da natureza dinâmica do problema foi fundamental para o processo de solução proposto para este fenômeno, ou seja: o controle rápido do campo das máquinas síncronas através de excitatrizes estáticas. Esta foi, já na década de 60, na verdade, a primeira aplicação de eletrônica de potência em sistemas elétricos. Entretanto, esta solução trouxe também efeitos colaterais indesejáveis, fomentando, em alguns casos, o surgimento de oscilações eletromecânicas pouco ou mesmo não amortecidas. Aqui, a exemplo, do que ocorre na área médica, a vacina pare este tipo de virus foi obtida explorandose exatamente uma das fontes causadoras do problema, ou seja, o próprio controle provido pelas excitatrizes estáticas. Assim surgiram os Sinais Estabilizadores de Potência (PSS). Estes dois fenômenos, instabilidade de primeiro swing e instabilidade oscilatória, já foram bastante explorados e é enorme a experiência acumulada na análise e na proposição de soluções factíveis. Não há desta forma hoje em dia, do ponto de vista puramente técnico, justificativa alguma para se impor restrições de transmissão em decorrência do surgimento de um destes fenômenos. O mesmo não se pode afirmar sobre o colapso de tensão. No Brasil, por exemplo, este fenômeno tem limitado a utilização plena dos nossos recursos de transmissão, principalmente nas interligações. Este trabalho não pretende fazer uma crítica à forma como a questão colapso de tensão vem sendo tratada. Pelo contrário, a idéia é propor uma contribuição inovadora visando agregar valor ao processo de mitigação deste problema. Entretanto, a análise aqui proposta se alinha perfeitamente com a tese de que a * Rua da Quitanda 196, 19º andar - CEP Rio de Janeiro - gama@ons.org.br

2 - 2 - análise da questão colapso de tensão passa necessariamente por um criterioso processo de avaliação dinâmica. Concordamos com a dificuldade ou, na maioria dos casos, impossibilidade de se extrair condições de suficiência e necessidade para estabilidade de sistemas de potência (não lineares com descontinuidades) simplesmente através da análise estática. Entende-se aqui por análise estática, não apenas as simulações de regime permanente, mas também as de regime dinâmico, porém voltadas para avaliar o efeito de reforços baseados unicamente em elementos passivos. Este tipo de abordagem tem, ao nosso entender, fomentado a proposição de soluções convencionais que resultam sempre em reforços de transmissão com elementos essencialmente passivos (novas linhas, compensação shunt fixa, etc). A proposta deste trabalho vai além disto, no sentido em que sugere uma solução que explora as causas dinâmicas do processo de forma a utilizar a fonte do problema também como fonte auxiliar de solução. 2. ANÁLISE CONCEITUAL DO PROBLEMA Existem basicamente dois tipos principais de colapso de tensão, um que ocorre nos primeiros segundos após um súbito aumento do fluxo de potência em determinado ponto do sistema e outro, de natureza mais lenta e mais complexa, que envolve minutos ou até mesmo horas. Este segundo tipo é explorado em estudos de dinâmica de longo prazo (Long Term Dynamic) e envolve um complexo estudo onde modelos confiáveis da carga, dos comutadores automáticos de transformadores, dos limitadores de sub e sobreexcitação dos geradores e do sistema de controle automático de geração são essenciais. Vamos tratar neste trabalho apenas do primeiro caso e vamos então chamá-lo de colapso de tensão transitório. Um exemplo típico pode ocorrer nas interligações síncronas entre dois sistemas de potência. Toda interligação terá sempre um elo fraco, já que esta classificação é necessariamente feita em termos relativos. Quando o elo mais fraco é reforçado, o ponto frágil simplesmente migra para outro ponto ao longo da interligação. O sincronismo entre sistemas interligados é exercitado sempre que o equilíbrio carga-geração em um dos subsistemas é alterado. A conseqüência natural é o aumento temporário do fluxo entre os sistemas toda vez que um deles perde blocos de geração ou carga. Este aumento de fluxo é benéfico e é, na verdade, uma das vantagens de uma conexão síncrona na qual os subsistemas interligados se ajudam mutuamente reduzindo as variações de freqüência e o montante de corte de carga/geração necessário para recuperar o equilíbrio do sistema. Todavia, o elo mais fraco, que muitas vezes não está dimensionado para este aporte adicional e temporário de fluxo, estará então sujeito à ocorrência de colapso de tensão. Este fenômeno nada tem a ver com oscilações não amortecidas ou mesmo com perda de sincronismo por deficiência de torque sincronizante. A perda de sincronismo pode até ocorrer mas não como causa e sim como conseqüência do colapso de tensão. O colapso ocorre, em última análise, pelo déficit transitório de reativos provocado pelo súbito aumento do fluxo de potência. Surge naturalmente a seguinte questão: qual é o maior impacto admissível (perda de geração ou carga) a ser considerado quando do dimensionamento dos reforços necessários nos subsistemas receptores de uma interligação. Esta questão está fortemente ligada a duas outras quais sejam: qual deve ser a capacidade mínima (ou máxima) da interligação e qual a tecnologia (corrente alternada ou contínua) a ser empregada. Vamos então tecer breves comentários a respeito de ambas as opções. Solução em corrente alternada (HVAC) A questão da capacidade mínima neste caso está relacionada à manutenção da estabilidade transitória e ao desempenho do controle de carga/freqüência (CAG). Obviamente que não existe nenhuma fórmula ou mesmo uma receita de bolo que indique a capacidade mínima da interligação. Resultados de estudos e de experiência com interligações têm indicado que este número gira em torno de 10% da capacidade de geração do menor subsistema. Quanto ao maior impacto admissível de carga/geração, é razoável trabalhar com algo em torno da capacidade da interligação. Se esta for de 1000 MW é natural então trabalhar com um dimensionamento dos reforços nos subsistemas que os faça suportar perda de geração ou carga da ordem de 1000 MW. Impactos superiores que possam causar colapso de tensão constituem então a premissa básica para o ajuste de um esquema de proteção para perda de sincronismo (PPS) ou outro esquema especial de proteção. Solução em Corrente Contínua (HVDC). Nesta alternativa a preocupação não é com a capacidade mínima mas com a máxima. Neste caso, a relação entre a capacidade da interligação e a dos subsistemas interligados está refletida na relação de curto-circuito (RCC) definida como sendo o resultado da divisão da potência de curto-circuito do sistema CA nos pontos de interligação, pela capacidade do elo HVDC. Aqui também não existem fórmulas mágicas para se determinar a menor RCC aceitável. A experiência tem indicado que valores superiores a 2 têm garantido desempenho confiável do conjunto elo CC sistemas CA interligados. Valores inferiores são aceitáveis dependendo da qualidade do controle de tensão nos terminais CA receptores, que muitas vezes não pode ser refletida simplesmente pelo valor da potência de curto-circuito (caso da presença de SVCs, etc). Pode-se argumentar, e com razão, que atualmente a tecnologia CCC (Capacitor Commutated Converters) garante o desempenho confiável para valores bem inferiores a 2. A tecnologia CCC baseia-se na alocação de capacitores série entre a válvula de tiristores e o transformador conversor. Trata-se inegavelmente de um grande avanço. Todavia, sob o

3 - 3 - ponto de vista sistêmico, isto equivale a aumentar a capacidade de curto-circuito do sistema CA receptor através do uso de compensação série. Em interligações HVDC os problemas já abordados na análise das interligações CA não desaparecem, simplesmente vestem outra roupagem. Distúrbios de carga/geração ou mesmo de linhas de transmissão próximas aos pontos de conexão afetam o desempenho do conjunto elo CC- sistema CA, podendo provocar o trip do elo CC por falha de comutação e/ou colapso de tensão no ponto de conexão. É importante considerar que, em função do tipo de distúrbio, o trip do elo CC é comandado para se autoproteger ou, para evitar o colapso do sistema CA. Em outros casos, quando o problema não é por falta de suporte de reativos, a manutenção do elo pode ajudar na sobrevivência do sistema CA. O que é realmente importante nesta discussão é que, independente do tipo de tecnologia, os problemas existirão, apenas com roupagens distintas. São, em última análise, conseqüências naturais do simples fato de que não se transmite potência ativa sem o adequado suporte de potência reativa. Não é a escolha do tipo de tecnologia que resolve os problemas e, nem a tecnologia de transmissão pode ser escolhida para se evitar o surgimento de potenciais problemas. Esta escolha depende, hoje em dia, quase que totalmente da questão econômica. O equacionamento dos problemas, em ambas as soluções tecnológicas, passa por uma criteriosa análise dinâmica capaz de indicar não apenas as suas reais causas mas também as soluções mais adequadas e robustas. Nos tópicos seguintes, as possíveis soluções para o problema de colapso de tensão para o caso de uma interligação em corrente alternada serão discutidas, como forma de dar sustentação à proposta de solução indicada no trabalho. 3. COLAPSO DE TENSÃO NO SISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE 3.1 Origem do problema A análise desta questão requer a avaliação do desempenho das interligações Sul/Sudeste (S/SE) e Norte/Sul (N/S). Sob o ponto de vista físico, a interligação Norte-Sul constitui-se de uma linha de transmissão entre as subestações de Imperatriz (ELETRONORTE) e Serra da Mesa (FURNAS). Tratase de um circuito compacto em 500 kv, com 54% de compensação série fixa e 12% de compensação controlável TCSC (podendo variar de 10% a 30%). Este elo está dimensionado para uma capacidade de transmissão de 1300 MW em regime permanente. Sob o ponto de vista sistêmico, entretanto, a interligação pode ser entendida como tendo um comprimento diferenciado em função do tipo de fenômeno em análise. Para a análise de colapso de tensão, por exemplo, é fundamental incorporar o subsistema que se inicia na área Brasília, onde há um rebaixamento 500/345 kv e um sistema radial em 345 kv até a área Paranaíba, encontrando então a rede mais malhada na tensão de 500 kv. Este subsistema constitui o elo frágil da interligação e fica, naturalmente, sujeito à ocorrência de colapso de tensão quando da ocorrência de perda de grandes blocos de geração ou carga nos subsistemas Sul/Sudeste e Norte/Nordeste. O elo Norte-Sul, incluindo a extensão da área Brasília até a área Paranaíba foi dimensionado para suportar limites de transmissão da ordem de 1000 MW em ambos os sentidos, no trecho Imperatriz-Serra da Mesa. Este valor considerava, entre outras premissas, a presença do terceiro circuito completo do sistema de 765 kv, compensação série de 50% alocada em Samambaia, nos dois circuitos 500 kv entre Serra da Mesa e Samambaia e também um compensador estático em Presidente Dutra para controle de tensão na área Presidente Dutra São Luiz, no estado do Maranhão [1]. Devido a restrições orçamentárias, a compensação série em Samambaia e o SVC de Presidente Dutra não foram contemplados. Além disso, ainda hoje, o terceiro circuito do sistema de 765 kv de Itaipu está incompleto em função de atrasos impostos por restrições ambientais. A ausência destes reforços contribui fortemente para deixar as áreas São Paulo e Brasília bastante vulneráveis à ocorrência de colapso de tensão. Neste quadro, estando o fluxo na Norte-Sul no sentido do norte para o sul, contingências que envolvem perda de geração no sistema Sul/Sudeste tendem a ocasionar colapso de tensão na área Brasília em decorrência do súbito incremento de fluxo na Norte-Sul para manter o equilíbrio carga/geração. Perdas de geração da ordem de 1000 MW, dependendo das condições operativas, passam a ser suficientes para desencadear o colapso. A contingência mais crítica está relacionada ao trip de um circuito de 765 kv seguido da rejeição forçada de três geradores de Itaipú (cerca de 2000 MW), ação esta comandada por um esquema especial que visa justamente evitar o colapso de tensão na área São Paulo. 3.2 Possíveis Alternativas de Solução Compensação Shunt. O controle da subtensão via introdução de elementos em derivação é muito pouco efetivo nestes casos, uma vez que a capacidade de geração de reativos destes dispositivos é proporcional ao quadrado da tensão. Ou seja, sua capacidade de reação é drasticamente reduzida justamente quando o equipamento é mais solicitado. Seria então necessária uma quantidade extraordinária de compensação para sanar o problema. Linhas de transmissão. O reforço do elo fraco através de novas linhas, além de ser uma solução de alto custo se introduzida apenas para evitar o colapso, peca pelo simples fato de que a contingência deste novo reforço pode se tornar crítica para o fenômeno, uma vez que a solução se baseia em divisão permanente de fluxo de potência entre o elo fraco e o reforço paralelo proposto.

4 - 4 - Compensação Série Fixa. A compensação série fixa é, em geral, mais eficiente do que a compensação shunt fixa. Isto se deve ao simples fato de que a geração de reativos é proporcional ao quadrado da corrente. Trata-se, portanto de um dispositivo autocontrolado no sentido que sua geração de reativos é inversamente proporcional ao perfil de tensão do sistema. Desta forma quanto maior o nível de compensação, melhor para o sistema em termos de desempenho transitório para prevenir colapso de tensão e perda de sincronismo. Entretanto, valores muito elevados de compensação podem ser inviáveis face à necessidade de compatibilizar os requisitos de regime permanente (manutenção de um adequado perfil de tensão) e também para se evitar o risco associado ao surgimento de oscilações subsíncronas não amortecidas. Níveis de compensação da ordem de 70% são bastante seguros, principalmente em sistemas com predominância de geração hidráulica. É importante ressaltar que, a compensação série de até 70% vem sendo extensivamente utilizada em sistemas predominantemente térmicos como o Americano e o Europeu desde a década de 50. E o curioso é que, sistemas térmicos além de muito mais suscetíveis a limitações por ressonância subsíncorona, são caracterizados por linhas de transmissão curtas. Já o Brasil, cujo sistema é ideal para esta aplicação por ser essencialmente hidráulico e dependente de longas linhas de transmissão, vem fazendo muito pouco uso da compensação série. 4. COMPENSAÇÃO SÉRIE CONTROLADA PARA PREVENIR COLAPSO DE TENSÃO De forma a compatibilizar os benefícios para o regime transitório com as limitações impostas pela condição de regime permanente, pode ser então interessante ter uma parte da compensação desligada durante condições normais, para ser introduzida temporariamente durante contingências no sistema. Passamos então ao desenvolvimento de uma alternativa de solução via utilização de compensação série controlada (CSC), utilizando um sistema de controle, que, a exemplo de um SVC, monitora e controla a tensão da barra crítica. Em condições normais, o CSC, instalado em série com o caminho crítico do fluxo de potência, estaria em repouso com seu valor mínimo de reatância. Havendo um súbito decaimento da tensão em consequência do aumento do fluxo de potência, a reatância capacitiva do CSC seria instantaneamente amplificada de forma a se elevar consideravelmente o nível de compensação. Este boost forçado de compensação combinado com o aumento de corrente, resultaria em um extraordinário aumento da injeção de reativos que poderia perdurar por cerca de 10 segundos. Esta ação objetiva salvar o sistema até que outras fontes de suporte de reativos (geradores e compensadores síncronos) possam estabelecer um novo patamar de controle do perfil de tensão da área afetada. Para melhor caracterizar a filosofia proposta, o sistema de controle e seus parâmetros, será usado um sistema teste real. Trata-se do sistema brasileiro completo, ano 2001 na condição de carga média, com fluxo de 415 MW sentido norte-sul, medidos em Serra da Mesa e com 5800 MW na sul-sudeste, medidos em Ivaiporã- 765 kv, sentido do sul para o sudeste. A contingência analisada é a perda de um circuito Itaberá-Tijuco Preto 765 kv e o consequente trip de 3 geradores em Itaipú para evitar o colapso em São Paulo. Com este corte de geração, o fluxo na Norte-Sul é incrementado em cerca de 1000 MW, que seria então a composição do primeiro swing de uma oscilação que, se existisse, seria de 0,2 Hz. Esta variação de fluxo provoca a abertura da Norte-Sul pela atuação da PPS, evitando o colapso em Brasília. Entretanto, após esta a abertura da Norte-Sul, o fluxo na Sul-Sudeste é incrementado, provocando o colapso de tensão em São Paulo. Este é um caso bastante estressado e por isso mesmo será usado como exemplo para avaliar o potencial da solução proposta. A Figura 1 ilustra o a filosofia proposta, mostrando um esquema de compensação série controlada (CSC) em Samambaia, nos dois circuitos de 500 kv que chegam de Serra da Mesa. A Figura 2 ilustra o sistema de controle. O Controle Mestre (CM) tem a função de comparar a tensão medida V com o valor crítico Vref, que é um dos parâmetros ajustáveis. O CM identifica uma queda de tensão associada a um aumento de fluxo. Se a tensão cai abaixo do valor Vref ( que pode assumir valores entre 0.9 e 0.96 pu, tipicamente), então o CM ordena o boost do CSC por um determinado intervalo de tempo ajustável Tc. Esta ordem de boost é enviada ao Controle Individual (CI) de cada CSC. O CM possui uma estratégia para diferenciar o colapso de tensão de subtensão decorrente de curto-circuito e evitar a atuação desnecessária do CSC. Desta forma o bloco Detetor de Nível identifica se a queda de tensão perdura por mais de 100 ms, por exemplo. Alem disso um outro sinal monitora a corrente e baseado no valor desta ou da taxa de variação da mesma, ajuda a identificar a ocorrência de curto-circuito. E mais, o CSC pode ser ajustado para se auto bypassar em situações de curto-circuito em suas proximidades. Se, ainda assim, este esquema falhar, a única consequência será a atuação do CSC durante o curtocircuito, o que também não traz malefícios ao sistema. Figura 1 Esquema de Compensação Proposto

5 RESULTADOS OBTIDOS Figura 2 Sistema de Controle Figura 3 Opções de Configuração do CSC A Figura 3 ilustra possíveis configurações para o CSC, contemplando o TCSC (Thyristor Controlled Series Compensation), o MSSC (Mechanically Switched Series Compensation) e a combinação de ambos. O Sistema de Controle proposto serve a todos indistintamente. No caso de um TCSC, o CI comanda o sistema de disparo dos tiristores. No caso de um MSSC, o CI comanda o disjuntor de bypass do capacitor (BPB). Em ambos os casos, a velocidade de atuação é da mesma ordem de grandeza. O TCSC tem uma inércia da ordem de 50 ms para o estabelecimento de máximo boost. Já o BPB do MSSC pode ser atuado com tempos até mesmo inferiores a este. Este tipo de aplicação não requer controle contínuo da reatância do CSC, favorecendo então, neste aspecto, a opção pelo MSSC por questões econômicas. O TCSC somente seria necessário caso o problema de RSS (Ressonância Subsíncrona) assim o exigisse. Por outro lado, no caso do MSSC, tem-se que avaliar a possibilidade de surgimento de RSS durante o tempo Tc em que o boost é ativado e também os reflexos no sistema de proteção da linha de transmissão. Ocorre que durante o tempo Tc, o nível de compensação é bastante elevado podendo inclusive ser, se desejado, superior a 100%. Quanto ao valor de Tc, será visto mais a frente que valores da ordem de 2 segundos foram suficientes para evitar o colapso. Duas foram as contingências analisadas. A primeira, aqui identificada por Cont. C3 consiste no trip de 3 geradores em Itaipú após a perda de um circuito Itaberá/Tijuco Preto 765 kv. A segunda, identificada por Cont. C2 consiste na perda de 2 geradores após a perda de um circuito Itaberá/Tijuco Preto 765 kv. A Figura 4 mostra, para a Cont. C3, o colapso de tensão em Samambaia para o caso base sem reforços (curva 1) e com CSC de 70% porém sem boost em Samambaia (curva 2). A curva 3 mostra como o mesmo CSC de 70% mas com um boost de 40%, em Samambaia, mitigou o colapso de tensão. As Figuras 5 e 6 também se referem ao caso com do sistema reforçado com CSC em Samambaia (70% de compensação fixa em regime permanente e um boost de 40% por um período transitório de 2 segundos). A Figura 7 mostra, para a Cont. C3, o comportamento da tensão em Samambaia para o caso onde, além do CSC em Samambaia, foi adicionado esquema semelhante em Tijuco Preto 765 kv, nos dois circuitos Itaberá-T.Preto. Esta compensação em Tijuco Preto é de 18% em cada circuito e sem utilização de boost, o que equivale a uma compensação convencional (fixa). Estes dois circuitos passam a contar então com uma compensação total de 70% (18% em T. Preto mais 52% já existentes no terminal Itaberá). Nesta Figura é apresentada também a tensão em Samambaia para o caso sem reforço em Tijuco Preto. É importante notar como o reforço da área São Paulo pode influenciar positivamente a recuperação da tensão na área Brasília. Uma vez sanado o problema para a uma determinada condição de fluxo na N/S, o passo seguinte consiste em explorar a robustez da solução, aumentando-se o fluxo na N/S. Isso foi feito e foi possível incrementar este fluxo até o valor de 700 MW, considerando geração máxima em Serra da Mesa (1230 MW) e observando os critérios de tensão mínima de 0.8 pu na área Brasília e no tronco de 765 kv, limites de geração transitória de reativos dos geradores, etc. A partir deste limite seria necessária uma quantidade impraticável de injeção de reativos. Este é o momento do estudo em que as simulações devem ser interrompidas para se avaliar seus objetivos. Será que faz sentido reforçar o sistema em apenas um ponto para suportar uma contingência deste porte, e que é necessária para justamente fazer frente a uma fraqueza já existente em outro ponto do sistema? Um corte de geração de 2000 MW logo após o trip do circuito de maior capacidade do sistema, é um distúrbio extremamente severo e que provoca uma injeção adicional de 1100 MW em Serra da Mesa, através da N/S. Ou seja, falamos de um distúrbio de geração cujo valor é o dobro da capacidade da interligação N/S e que provoca uma variação transitória de potência que é superior à capacidade de transmissão da mesma. Seria o mesmo que dimensionar o sistema de 765 kv ou o elo CC de Itaipú para suportar um corte de geração de MW, o que, naturalmente, não faz sentido.

6 - 6 - Voltando à contingência aqui analisada, observa-se que, cerca de 2 segundos após este distúrbio, o fluxo em Samambaia poderia atingir valores mínimo de 2300 MW e máximo de 3300 MW supondo condições iniciais de 0 (zero) MW e 1000 MW na N/S respectivamente, e Serra da Mesa com 1230 MW. Ou seja, mesmo com zero MW na N/S a situação já é severa. Isto não é possível, naturalmente, e as opções passam a ser a abertura da N/S pela PPS por exemplo, ou o reforço da área São Paulo para reduzir o corte de geração necessário para evitar o colapso naquela área. Neste caso os reforços da área Brasília seriam dimensionados para fazer frente a cortes de geração da ordem de 1000 a 1400 MW, valores estes coerentes com as considerações feitas no item 2 do trabalho. As Figuras 8 a 11 ilustram o caso em que o reforço de 18% de compensação série em T. Preto possibilitou a sobrevivência do sistema para um corte de apenas 2 geradores em Itaipú (Cont. C2), estando a N/S com 1000 MW medidos em Serra da Mesa e a geração de Serra da Mesa em 1230 MW. Note que a tensão em Samambaia não atinge valores inferiores a 0.9 pu, indicando uma confortável margem para o sistema. Este desempenho foi possível graças à combinação de reforços alocados em Samambaia e T. Preto. Em termos de investimento, os CSCs de Samambaia teriam um custo estimado em 16 M USD, opção MSSC, ou cerca de 30 M USD na opção TCSC. Estes equipamentos poderiam ser dimensionados de modo a fazer uso da capacidade de sobrecarga temporária, reduzindo assim a corrente nominal dos mesmos. Considerou-se nesta estimativa de custos, uma corrente nominal de 1200 A. A estimativa de custos para a compensação de T. Preto exige uma melhor definição do valor a ser adotado para a corrente nominal, o que demanda análises adicionais às aqui apresentadas. 6. CONCLUSÕES O trabalho apresentou a concepção de uma alternativa de mitigação de colapso de tensão via utilização de compensação série controlada (CSC). Foi desenvolvida e apresentada a proposta inicial de um sistema de controle capaz de realizar tal função. Esta filosofia foi testada em um sistema de potência real visando avaliar a robustez do sistema de controle e avaliar o potencial da solução proposta. A meta principal do trabalho foi o desenvolvimento da filosofia de controle e o desenvolvimento do respectivo modelo visando sua utilização futura em estudos que possam contemplar todos os possíveis cenários e condicionantes e critérios associados, de forma que a atratividade desta alternativa possa ser melhor avaliada. Trata-se de uma proposta inovadora e talvez até mesmo audaciosa, características que costumam, ainda que inicialmente, provocar reações contrárias, mesmo sem se proceder ao necessário aprofundamento que toda nova proposta demanda. Talvez seja então oportuno relembrar algo dito por Alexandre Graham Bell muito antes do nascimento dos autores e leitores deste trabalho: Nunca ande pelo caminho traçado, pois ele conduz somente até onde os outros foram. 1,14 1,03 0,92 0,82 0,71 Tensão Samambaia 500 kv 0,6 0, 3, 6, 9, 12, 15, Figura 4 - Cont. C3 - Tensão em Samambaia (1-sem reforços, 2 CSC de 70% sem boost, 3 CSC de 70% com boost de 40%) FLUXO NA N/S (MW) Figura 5 - Cont. C3 Fluxo na N/S ( CSC de 70% com boost de 40%) -1,8E-2-2,1E-2-2,3E-2-2,6E-2-2,8E-2-3,1E REATÂNCIA dos CSCs de SAMAMBAIA (p.u.) -3,3E-2 Figura 6 - Cont. C3 Reatância dos CSCs (CSC de 70% com boost de 40%)

7 - 7-1,141 Tensão Samambaia 500 kv -1,8E-2 REATÂNCIA dos CSCs de SAMAMBAIA (p.u.) -2,2E-2 1,084-2,6E-2 1,027-2,9E-2 0,97 1-3,3E-2 0,913 0,856 0, 3, 6, 9, 12, 15, Figura 7 - Cont. C3 Tensão em Samambaia 1- CSC de 70% com boost de 40% em Samambaia 2- CSC de 70% com boost de 40% em Samambaia e CSC de 18% sem boost em T. Preto 2-3,7E-2-4,0E-2 Figura 10 - Cont. C2 Reatância dos CSCs de Samambaia. CSC de 70% com boost de 70% em Samambaia e CSC de 18% sem boost em T. Preto FLUXO NA N/S (MW) ,12 Tensão Samambaia 500 kv , ,05 1,016 0, Figura 11 - Cont. C2 Fluxo na N/S. CSC de 70% com boost de 70% em Samambaia e CSC de 18% sem boost em T. Preto 0, REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 0,912 Figura 8 - Cont. C2 Tensão em Samambaia CSC de 70% com boost de 70% em Samambaia e CSC de 18% sem boost em T. Preto 1,056 0,958 0,86 VOLT 65 IVAIPORA-765 VOLT 72 ITABERA--765 VOLT 76 T.PRETO--765 [1] Interligação Norte-Sul Caracterização do Empreendimento Aspectos de Transmissão Relatório N/S GEE Julho de Agradecimentos. Os autores agradecem a valiosa colaboração dos colegas Cesar G. Martins e Sergio Martins, do ONS, no desenvolvimento deste trabalho. Gostaríamos também de lembrar e agradecer a colaboração do colega Carlos Alberto Neto, ex. ONS, hoje na BcHydro, que com entusiasmo e motivação ajudou a traçar os primeiros passos da realização deste trabalho. 0,763 0,665 0,567 0,47 Figura 9 - Cont. C2 Tensão no 765 kv. CSC de 70% com boost de 70% em Samambaia e CSC de 18% sem boost em T. Preto