ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS

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1 ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS Paulo Ricardo Morais Shor Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Prof. a Karen Caino de Oliveira Salim, D.Sc. Co-orientador: Wanda Beatriz Massiere Y Correa, M.Sc. Rio de Janeiro AGOSTO de 2015

2 ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS Paulo Ricardo Morais Shor PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA. Examinada por: Prof. a Karen Caino de Oliveira Salim, D.Sc. (Orientador) Prof. Glauco Nery Taranto, Ph.D. Eng. Wanda Beatriz Massiere Y Correa, M. Sc. (Co-Orientador) Eng. Yuri Rosenblum de Souza, M.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL AGOSTO de 2015 ii

3 Shor, Paulo Ricardo Morais Análise da Viabilidade de Ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos/ Paulo Ricardo Morais Shor. Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, VIII, 107 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Karen Caino de Oliveira Salim Co-orientadores: Wanda Beatriz Massiere Y Correa Yuri Rosenblum de Souza Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Elétrica, Referências Bibliográficas: p Ilhamento. 2. Regime Permanente 3. Estabilidade Transitória 4. Área Rio/ES. I. Salim, Karen Caino de Oliveira. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Análise da Viabilidade de Ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos iii

4 Agradecimentos A Deus em primeiro lugar, por me dar força nessa trajetória e ser sempre fiel aos meus pedidos, não me deixando em momento nenhum desamparado. A minha mãe Edleusa e meu pai Helio, por serem meus heróis e maiores incentivadores, dando todo auxílio possível e carinho. Saiba que vocês são meu espelho e espero ser metade para o meu filho do que vocês são para mim. Todo meu agradecimento e amor. Parabéns por serem exemplos de caráter e superação, espero nunca os decepcionar. A minha namorada Caroline Martins, que foi super paciente e minha melhor amiga, tendo a certeza que nunca me abandonaria e que todo o esforço seria recompensado no futuro, para criação da nossa família. Tenho em mente que tento todos os dias fazer o máximo para te fazer feliz e sempre o farei. Aos meus co-orientadores Wanda Beatriz e Yuri Rosenblum. A primeira, uma segunda mãe, sempre paciente e demonstrando o maior amor do mundo pela profissão e pelas pessoas, o meu muito obrigado e que essa segunda mãe que conheci em Furnas seja para sempre. O segundo, um dos responsáveis por me encontrar profissionalmente e que me trouxe a Furnas, passando todo o seu vasto conhecimento e sabedoria, sempre um grande amigo e mestre, meu agradecimento de coração. Ao Eng. Carlos André por ter feito eu me encantar pela profissão, sendo o grande responsável pela escolha dessa linda área. Ao sempre solicito e amigo, obrigado por tudo. Ao Eng. Felipe Câmara por ser sempre tão solidário nas horas importantes e um mestre, tentando passar sempre o seu conhecimento, com muita sabedoria. Obrigado pela colaboração no presente trabalho, de coração. Aos meus amigos, tenho certeza que os levarei para toda a vida. Sempre minha risada em qualquer momento, tanto de felicidade, como de tristeza, os agradeço por existirem. Guilherme Cabral, Pedro Henrique de Freitas, Arthur Queiroz, Cesar Afonco, Ricardo Cromack, Felipe Gonzalez, David Ferraz e André Mariz. Obrigado, irmãos. Aos amigos que conheci na faculdade e foram meus companheiros por cinco anos. Matheus Malafaia, Mariana Rabelo, Mariana Kup, Ricardo Meliande, Felipe Molinari, Gustavo Gontijo, Jaime Arcanjo, Nícolas Abreu Netto, Thuanne Baptista, Marcelo Nesci, Allan, Laert, Sersan, Guilherme Moreira, entre outros tão importantes quanto. Aos meus cadernos, Emilly Bizon, Hannah Caldeira, Lívia Lisandro e Rebecca Laginestra, obrigado pela paciência e por serem tão solicitas. Aos companheiros de trabalho e amigos da GDE.E, sempre solícitos, transferindo o conhecimento profissional e teórico sobre o setor elétrico. Obrigado por tudo, Frederico Garcia, Pedro Marcondes, Renata Ribeiro, Arnaldo Dias, Angelo Medeiros, Gisele Ezechiello, Zé, Marcelão, Paulinha, Luiza, Luizão e Maria Cristina. A minha orientadora Prof. a Karen Caino por ser paciente e auxiliar no presente trabalho, muito obrigado por tudo. iv

5 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. ANÁLISE DA VIABILIDADE DE ILHAMENTO DA UTE TERMORIO E DA UHE ILHA DOS POMBOS Paulo Ricardo Morais Shor Orientador: Karen Caino de Oliveira Salim JULHO de 2015 Co-orientadores: Wanda Beatriz Massiere Y Correa Curso: Engenharia Elétrica Yuri Rosenblum de Souza A SE São José é de grande importância para o suprimento da área Rio de Janeiro-Espírito Santo. Essa subestação apresenta as principais conexões para a alimentação de diversas cargas da Light, Ampla e Petrobras. O suprimento dessa carga é realizado pela UTE Termorio, através do tronco até a UHE Ilha dos Pombos, ambos em 138 kv, e pela rede de 500 kv a partir dos quatro transformadores de capacidade de 600 MVA instalados no pátio da subestação de São José. Com o intuito de aumentar a segurança do suprimento de energia elétrica da área Rio de Janeiro-Espírito Santo, este trabalho apresenta o estudo em regime permanente e dinâmico do Ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos do Sistema Interligado Nacional - SIN. A detecção de ilhamentos e o estudo de subsistemas capazes de assegurar o fornecimento de energia para um determinado centro de carga tem ganhado destaque no quesito de aumento da segurança no suprimento de energia para determinadas áreas, e também no controle desses sistemas. O trabalho visa a análise de dois dos principais problemas causados pelo ilhamento elétrico: as sobre e subtensões e a frequência do subsistema isolado eletricamente. Esse problema é solucionado com os estudos referidos de tensão das barras e carregamento das linhas e também a avaliação, verificação e adequação dos reguladores automáticos de tensão (RAT), dos reguladores de velocidade (RV) e dos Estabilizadores de Sistema de Potência (ESP) das usinas do sistema ilhado. Palavras-chave: Ilhamento, regime permanente, estabilidade, sistema interligado nacional, termoelétrica. v

6 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Electrical Engineer. FEASIBILITY STUDY OF UTE TERMORIO AND UHE ILHA DOS POMBOS ISLANDING Paulo Ricardo Morais Shor Advisor: Karen Caino de Oliveira Salim JULY 2015 Co-Advisors: Wanda Beatriz Massiere Y Correa Yuri Rosenblum de Souza Course: Electrical Engineering SE São José is essential for the Rio de Janeiro - Espírito Santo energy supply. This substation is connected to various power loads of Light, Ampla, and Petrobras. The provision of such load is given by UTE Termorio and UHE Ilha dos Pombos, both 138 kv, and the 500 kv grid through the four 600 MVA transformers in São José substation. In order to increase the reliability of the electrical energy supply in the Rio de Janeiro - Espírito Santo area, this work presents steady and dynamic state studies UTE Termorio and UHE Ilha dos Pombos islanding of SIN National Interconnected System. The islandings detection and study of subsystems capable of ensuring the supply of energy for a given load center has gained distinction in the areas of security of energy supply to certain áreas, and in the control of such systems. This paper aims to examine the main issues given by electric islanding: the frequency and under and overvoltages of the electrically isolated subsystem. This problem is solved with the referred studies on bus voltages and transmission line loads and also with the evaluation, verification and adequation of automatic voltage regulator (AVR), speed regulators (GOV) and Power System Stabilizers (PSS) of the islanded power plant. Key terms: Islanding, steady state, stability, SIN, thermoelectric vi

7 Sumário 1. Introdução Apresentação Motivação do Trabalho Objetivo e Metodologia Organização do Trabalho Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento Geração Térmica e Hidráulica de Energia Elétrica Geração Térmica UTE Termorio Geração Hidráulica UHE Ilha dos Pombos Sistemas Especiais de Proteção Recursos e Procedimentos para Controle de Tensão para Área Principais recursos disponíveis Procedimentos para o período de carga pesada Procedimentos para o período de carga leve A importância da SE São José Ilhamento Fundamentos Teóricos Estabilidade de Sistemas de Potência Critério das Áreas Iguais Regulador Automático de Tensão (RAT) Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) Regulador de Velocidade (RV) Tipos de Reguladores de Velocidade Arranjo Típico de um Sistema com Regulação de Velocidade Representação do Sistema Elétrico de Potência Máquina Síncrona Sistema de Potência multi-máquinas com estrutura da rede preservada Estudo de Caso Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos Motivação Estudo de Regime Permanente Condição Normal de Operação vii

8 Carga Pesada Carga Leve Condição de Emergência Carga Pesada Carga Leve Estudo de Transitórios Eletromecânicos Critérios adotados Carga Pesada Carga Leve Considerações Finais e Trabalhos Futuros Bibliografia Anexos viii

9 1. Introdução 1.1. Apresentação O Rio de Janeiro se destaca pela capacidade instalada de usinas térmicas e nucleares, dentre as quais se sobressaem a usina térmica de Termorio (Governador Leonel Brizola) e as usinas nucleares Angra I, Angra II e futuramente, com previsão para entrada em operação comercial em maio de 2018, Angra III [9]. O sistema de transmissão visto na Figura 1 e Figura 2, responsável pelo suprimento de energia elétrica da área Rio de Janeiro Espírito Santo é formado por dois troncos principais de característica radial, além de outros três circuitos importantes: a LT 345 kv Adrianópolis Itutinga, a LT 345 kv Vitória Ouro Preto II e a LT 500 kv Mesquita Viana [9]. Figura 1 - Diagrama eletrogeográfico da área Rio de janeiro - Espírito Santo [9] 9

10 Figura 2 -Diagrama eletrogeográfico da área Rio de janeiro - Espírito Santo [9] O tronco de 500 kv é constituído por quatro circuitos, três dos quais interligam a subestação de Cachoeira Paulista (SP) com a subestação de Adrianópolis (RJ) e um que faz a conexão da Subestação (SE) Cachoeira Paulista com a subestação de Angra dos Reis (RJ), onde se encontram as usinas nucleares de Angra I e Angra II. Esse sistema é responsável por 75% da potência transmitida à essa área. O tronco de 345 kv interliga essa área com as usinas de Macaé Merchant, EDF Norte Fluminense e UTEC (Usina Termelétrica de Campos), através de dois circuitos que chegam à SE Adrianópolis, de onde derivam dois circuitos até a SE Jacarepaguá. A SE São José tem papel fundamental no suprimento da área, com dois circuitos de 138 kv onde cada um se conecta a um barramento da UTE Termorio, com os quatro transformadores de 600 MVA que realizam a transformação de 500 kv para 138 kv e com o tronco até a UHE Ilha dos Pombos. O tronco São José UHE Ilha dos Pombos possui duas ramificações, a primeira com início na Linha de Transmissão (LT) São José Vilar dos Teles 138 kv, e a segunda com a LT Entroncamento Rio da Cidade São José 138 kv. O carregamento presente no tronco é responsável por diversas cargas da Ampla e Light. Cargas 10

11 industriais importantes também são vistas nas conexões de São José com a Termorio e São José com Imbariê de Furnas. Além da carga da Ampla em Imbariê, Polos Industriais da Petrobras e a Reduc (Refinaria de Duque de Caxias) são parte dessa área, necessitando de fornecimento de energia com maior confiabilidade, devido ao impacto que traria no processamento de óleo, como no caso da Reduc. O estudo de ilhamento elétrico é uma das medidas que visam o aumento da segurança operacional elétrica do sistema. Após a ocorrência de um ilhamento, as tensões e a frequência do subsistema isolado variam, dependendo da diferença entre potências ativas e reativas geradas e consumidas. Quanto maiores esses desbalanços, maiores são as variações das tensões e frequência. Para a elaboração dos estudos de ilhamento, são necessárias as avaliações de Transitórios Eletromecânicos e Fluxo de Potência (Regime Permanente). Os Estudos de Transitórios Eletromecânicos são realizados para verificar o comportamento das variações de tensão e frequência frente a ocorrência da perturbação principal, avaliando a necessidade de ilhamento e o subsistema ilhado. É feita a verificação e adequação para atuação dos reguladores de tensão, de velocidade e dos estabilizadores de sistema de potência. Os Estudos de Regime Permanente são realizados para analisar a viabilidade de ocorrência do ilhamento programado, os perfis de tensão, o carregamento em equipamentos da ilha e o balanço de potência ativa e reativa Motivação do Trabalho Dada a importância da SE São José, surgiu a necessidade de realização de estudos de ilhamento da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos, a fim de garantir o suprimento nesta subestação. Quando houver uma falta grave, a avaliação das medidas para o ilhamento visa o aumento da segurança de suprimento de energia elétrica, como a perda do circuito em 500 kv de Angra dos Reis São José, de Adrianópolis São José ou de um curto na barra da subestação que ocasionasse a perda dos quatro transformadores de 600 MVA. 11

12 1.3. Objetivo e Metodologia O objetivo deste projeto é definir os critérios e manobras a serem adotadas através do estudo de regime permanente, assim como simulações com objetivo de verificação e adequação dos ajustes dos reguladores da UTE Termorio e da UHE Ilha dos Pombos para que as mesmas respondam de forma satisfatória no caso pré ilhamento e pós ilhamento, conseguindo atingir a estabilidade no sistema ilhado. Os ajustes dos parâmetros propostos para os reguladores e estabilizadores foram feitos com base na teoria de controle moderno e a verificação destes foi feita com simulações de estabilidade transitória. Para o estudo de regime permanente, foi utilizado o programa ANAREDE do CEPEL [21], e para o estudo de transitórios eletromecânicos, o programa ANATEM também do CEPEL [22]. Não faz parte do escopo desse trabalho a avaliação dos transitórios eletromagnéticos e a estabilidade à pequenos sinais (análise linear feita pelo programa PacDyn) Organização do Trabalho O presente trabalho segue a seguinte estrutura: Capítulo 1: Introdução, onde estão apresentadas a motivação e o objetivo para a realização deste trabalho. Capítulo 2: Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento, onde apresenta-se uma visão geral da área RJ-ES e a análise e objetivo de um Ilhamento Elétrico. Capítulo 3: Fundamentos Teóricos, onde introduz-se a base conceitual sobre estabilidade de sistemas elétricos, máquinas síncronas, seguido pela descrição do 12

13 Regular Automático de Tensão (RAT), do Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) e do Regulador de velocidade. Capítulo 4: Estudo de Caso, onde apresentam-se as avaliações realizadas de regime permanente e de transitórios eletromecânicos do Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos. Capítulo 5: Considerações Finais e Trabalhos Futuros, onde apresentam-se as conclusões sobre o estudo realizado e as recomendações sobre possíveis análises posteriores à serem feitas. Capítulo 6: Bibliografia, onde apresenta-se a bibliografia utilizada para o presente trabalho. Capítulo 7: Anexos, onde apresenta as tabelas complementares do estudo de regime permanente. 13

14 2. Descrição da Área RJ-ES e Ilhamento Neste capítulo é apresentada uma visão geral da área Rio de Janeiro Espírito Santo, considerando configurações de transmissão e geração, os limites de relevância, os recursos e procedimentos para controle de tensão e a importância da SE São José. Além disso, as diretrizes e objetivos de um estudo de ilhamento elétrico são também discutidos Geração Térmica e Hidráulica de Energia Elétrica Geração Térmica A área RJ-ES se destaca quando se trata da geração térmica de energia elétrica. Sendo característica importante, um extenso parque térmico a gás natural, nuclear e óleo diesel, o que torna o suprimento às cargas dessa área menos dependente da geração das redes de 500 e 345 kv. Com isso, o carregamento é reduzido na malha proveniente de 500 e 345 kv, aumentando a confiabilidade no atendimento aos consumidores da região. A Tabela 2.1 apresenta os detalhes das usinas térmicas da área [5]. Tabela 2.1 Geração Térmica de Energia Elétrica na Área RJ-ES [5] Usina Combustível Ponto de Conexão Potência Instalada [MW] UTN Angra 2 Nuclear SE Angra 500 kv 1350 UTN Angra 1 Nuclear SE Angra 500 kv 650 UTE B. Lima SE Eletrobolt Gás Natural Sobrinho 138 kv 386 UTE Santa Cruz Gás Natural SE Santa Cruz 350 Óleo Diesel 138 kv 600 UTE Termorio Gás Natural SE São José 138 kv 1058 UTE Baixada SE Baixada Gás Natural Fluminense Fluminense 138 kv 530 UTE N. Fluminense Gás Natural SE Macaé 345 kv 869 UTE Mário Lago Gás Natural SE Macaé 345 kv 923 UTE R. Silveira Gás / Óleo SE Campos 138 kv 30 UTE Linhares Gás Natural SE Linhares 138 kv

15 Tabela 2.1 Geração Térmica de Energia Elétrica na Área RJ-ES [5] Usina Combustível Ponto de Conexão Potência Instalada [MW] UTE Viana Gás Natural SE Viana 345 kv 175 UTE Sol Gás Natural SE CST 138 kv 150 UTE do Atlântico SE Zona Oeste Gás Natural (TKCSA) 500 kv 490 UTE CSN Gás Natural SE Volta Redonda 138 kv 240 TOTAL UTE Termorio A Usina Termelétrica Termorio, de posse da Petrobras, é a maior usina de geração térmica de energia elétrica em capacidade instalada do Brasil [15], localizada nas proximidades da Refinaria Duque de Caxias Reduc (Petrobras). A geração em ciclo combinado tipo KA11N2-2, inclui seis turbinas a gás, três turbinas a vapor, seis caldeiras de recuperação de vapor, nove geradores elétricos, assim como todos os sistemas de controle e de balanço térmico da usina, totalizando 1058 MW em capacidade instalada e produção de 400 t/h de vapor sob pressão [7]. Como estruturado na Tabela 2.2, a UTE opera em ciclo combinado, com 3 blocos (cada um com duas turbinas a gás e uma turbina a vapor), independentes entre si. Em cada um desses blocos, os gases de exaustão das duas turbinas a gás aquecem uma caldeira, e geram o vapor que alimentará a turbina a vapor. A visão aérea da usina é vista na Figura 3. 15

16 Figura 3 - UTE TermoRio [7] A UTE Termorio é conectada à SE São José, através de duas linhas aéreas de transmissão em 138 kv, a uma distância de aproximadamente 13 km. A interligação com a Reduc, se dá através de duas linhas aéreas de transmissão, também em 138 kv, a uma distância de aproximadamente 1 km. Desta maneira, a Reduc possui uma conexão indireta com o SIN por intermédio da UTE Termorio. A conexão da Termorio com a SE São José, possui restrições operativas especiais. Com o barramento de 138 kv da subestação fechado, a usina deve ter um despacho máximo de 710 MW (6 unidades) de forma a atender restrições de curto circuito. O nível de curto circuito é impactado não só pelas unidades geradoras despachadas da usina, mas também pelo carregamento proveniente dos quatro transformadores 500/138 kv de São José. Para valores acima de 710 MW é necessária a abertura do barramento de 138 kv da SE São José, atuando como um limitador de nível de curto circuito [9]. A Figura 4 mostra o diagrama unifilar desta configuração. 16

17 Figura 4 - Configuração das interligações da Termorio [7] Para aumentar a confiabilidade da usina, deve-se manter, sempre que possível, um máximo de cinco unidades geradoras em cada um dos barramentos 138 kv da SE São José, mantendo o equilíbrio de geração entre os barramentos da usina [8]. Tabela 2.2 Configuração das unidades geradores da UTE Termorio [5] Unidades Geradoras Blocos Potência Líquida (MW) Tensão do Ponto de Conexão do SIN (kv) GT11 & GT12 202,8 138 I TV TV II GT21 & GT22 205,8 138 GT31 & GT32 205,8 138 III TV UTE (TOTAL) 1014,4 MW Legenda: TV: turbina a vapor / GT: turbina a gás Geração Hidráulica As usinas hidrelétricas que possuem participação no suprimento de energia elétrica para a área RJ-ES são de menor relevância, mas sendo significativas quando somadas as potências nominais das unidades geradoras. 17

18 Essas usinas são caracterizadas por dois tipos, as PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) da Ampla, Light e Escelsa, com geração entre 1 MW e 30 MW, e as UHEs (Usinas Hidrelétricas de Energia) como a UHE Ilha dos Pombos, com geração maior ou igual a 30 MW. Essas usinas estão representadas na Tabela 2.3. Tabela 2.3 Geração de Influência na Área Rio de Janeiro / Espírito Santo [5] Usina Potência Nominal [MW] Complexo de Lajes (1) 612 UHE Funil 222 UHE Ilha dos Pombos 183 UHE Simplício 306 UHE Rosal 56 UHE Mascarenhas 186 PCHs Light (2) 126 PCHs Ampla (3) 180 PCHs Escelsa (4) 270 (1) UHEs Nilo Peçanha, Pereira Passos e Fontes Nova; (2) PCHs Paracambi, Mello, Areal e Rio do Braço e PCHs Brasil (Santa Fé, Monserat e Bonfante); (3) PCHs Calheiros, Areal, Piabanha, Fagundes, Macabu, Santa Rosa, V. Palmas, Pirapetinga, Cruzamento e Gargau; (4) PCHs Rio Bonito, Suiça, Ceasa, Viçosa, Fruteira, São Mateus, Alegre, Santa Fé UHE Ilha dos Pombos A Usina Hidrelétrica Ilha dos Pombos vista na Figura 5, localizada no município fluminense de Carmo, Rio de Janeiro, é uma antiga usina construída pela Light em Contendo inicialmente uma capacidade instalada de 164 MW, a casa de força da usina foi integralmente reformada e suas unidades geradoras substituídas no período entre 1997 e Atualmente, a usina conta com cinco geradores e a capacidade instalada é de 183 MW [16]. A Tabela 2.4 apresenta a configuração desta usina. 18

19 Figura 5 - Usina Hidrelétrica Ilha dos Pombos [16] Tabela 2.4 Configuração das unidades geradores da UHE Ilha dos Pombos Unidades Potência Tensão do Ponto de Geradoras Líquida (MW) Conexão no SIN (kv) Sistemas Especiais de Proteção Os Sistemas Especiais de Proteção (SEPs), que englobam os Esquemas de Controle de Emergências (ECEs) e os Esquemas de Controle de Segurança (ECSs), são sistemas automáticos de controle implantados nas estações de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica com a finalidade de [6]: Permitir maior utilização dos sistemas de geração, transmissão e distribuição; Aumentar a confiabilidade da operação do sistema interligado; Prover proteção adicional a componentes do sistema elétrico; Melhorar a segurança do sistema, evitando tanto a propagação de desligamentos em cascata quanto de distúrbios de grande porte. Para que esses esquemas funcionem de maneira adequada, os SEPs recebem informações de grandezas elétricas de transformadores para instrumentos (TPs e TCs), de topologia da rede elétrica e de posições de disjuntores, seccionadoras, chaves seletoras e outros dispositivos de proteção, que atuam comandando: 19

20 Abertura/fechamento de linhas de transmissão, geradores, transformadores e outros; Redução/elevação de potência de geradores; Alívio/restauração de cargas; Outras ações. Dois dos principais SEPs para a área RJ-ES são apresentados e discutidos nas seções seguintes Limites de Relevância para Área O somatório do fluxo de potência ativa importado pela área RJ-ES é apresentado na Figura 6, onde são evidenciados os pontos onde é obtido, este somatório é denominado FRJ Fluxo para área Rio de Janeiro e Espírito Santo. Através desse parâmetro de medição são calculados os limites de importação da área, relacionados com o amortecimento das oscilações eletromecânicas e a problemas de colapso de tensão, referentes aos limites de tensão [8]. Figura 6 - FRJ - Fluxo para Área Rio de Janeiro e Espírito Santo [5] As grandezas referentes as interligações de Rio de Janeiro São Paulo, através do transformador de Nilo Peçanha 230/138 kv de capacidade 200 MVA e de Cemig Escelsa 230 kv, através das transformações de Mascarenhas de Moraes 230/138 kv de 20

21 capacidade 300 MVA e Verona 230/138 kv de capacidade 150 MVA, não são consideradas no cálculo do FRJ Limites de FRJ A confiabilidade para a Área 500/345 kv RJ-ES é representada pelos limites de FRJ (LRJ). Esses limites são os valores máximos de fluxo FRJ para que o SIN suporte cada uma das emergências pelo critério N-1 da área. Esses limites são calculados de maneira a garantir o desempenho adequado quanto às oscilações eletromecânicas decorrentes de impactos na rede. O bloco 1 de corte de carga das empresas Light, Escelsa e Ampla, é selecionado automaticamente quando o LRJ1 é habilitado. O LRJ1 é definido como os valores de FRJ para as emergências onde é importante a atuação do ECE RIO, a partir dos quais o esquema é habilitado na SE Adrianópolis. O bloco 2 de corte de carga, deve ser solicitado pelo ONS às empresas envolvidas, sendo denominado LRJ2-1 o Estágio. Os valores de FRJ também são definidos de maneira a selecionar o bloco 2. Com o esquema de proteção habilitado na SE Adrianópolis, com um dos blocos de carga selecionados, e ocorrendo a emergência considerada, os cortes de carga serão efetivados de forma a garantir a integridade do SIN Esquema Regional de Alívio de Carga ERAC O Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) é um dos mais importantes SEPs, com histórico de prevenção de diversos blecautes no SIN ao longo dos anos de atuação, conforme diagnosticado pelas análises de perturbações. Este fato tem sido possível graças à perfeita adequação do ERAC no que se refere à disponibilização de carga para corte em estágios dentro de valores pré-estabelecidos por estudos [10]. 21

22 Este método tradicional de alívio de carga, é baseado somente no valor absoluto de frequência, e na maioria dos casos, a implementação do ERAC é realizada utilizando-se relés de subfrequência localizados nos sistemas de distribuição ou subestações de transmissão, porque nestes locais é onde são encontrados a maioria dos disjuntores capazes de interromper o fornecimento de energia para as cargas durante condições de emergência [10]. Todos os geradores do sistema interligado possuem uma proteção de subfrequência pois, procura-se evitar os danos causados aos geradores e cargas por condições de subfrequência. Portanto, um estudo criterioso deve ser realizado de modo que o ERAC esteja coordenado com o restante dos esquemas de proteção, evitando assim o blecaute do mesmo através do efeito de desligamento em cascata das unidades geradoras [17]. Os estudos de dimensionamento do ERAC foram desenvolvidos efetuando-se o corte de carga num tempo de 350 milissegundos (ms) após a passagem pela frequência de corte, em cada um dos estágios. Com isso, o tempo máximo admissível para atuação do esquema (tempo de atuação do relé + tempo de abetura do disjuntor + temporização intencional, se houver) deve ser de 350 ms. Considerando-se que os tempos de atuação de relés e abertura de disjuntores são variáveis em função de suas características técnicas, é admitido qualquer temporização intencional, desde que o tempo total de atuação do esquema não ultrapasse 350 ms. A Tabela 2.5 indica, filosoficamente, para a área geo-elétrica Sudeste/CO do SIN, os ajustes dos diversos estágios do ERAC, com os respectivos montantes de carga a serem rejeitados, definidos em função dos possíveis déficits de geração, quando de perturbações ou distúrbios no SIN que provoquem déficits de geração em relação a carga. Tabela 2.5 Estágios do ERAC para a área Sudeste/CO Sudeste / CO Estágio Carga Ajuste (Hz) Rejeitada (%) 1 o 58,5 7 2 o 58,2 7 3 o 57,9 7 22

23 Tabela 2.5 Estágios do ERAC para a área Sudeste/CO Sudeste / CO Estágio Carga Ajuste (Hz) Rejeitada (%) 4 o 57,7 7 5 o 57, Recursos e Procedimentos para Controle de Tensão para Área Principais recursos disponíveis O procedimento de controle de tensão adotado para todas áreas é a utilização dos recursos locais disponíveis, sem ordem de restrição, tais como a tensão de excitação das unidades geradoras da área, os compensadores síncronos e estáticos, a comutação do TAP com o transformador energizado (método Load Tap Changer LTC), e a inserção ou retirada de capacitores e reatores do sistema. Há situações onde os recursos locais disponíveis não são suficientes para garantir um adequado controle de tensão da área, utilizam-se então os recursos do SIN, a partir dos equipamentos que tem influência sistêmica (há um recurso disponível no ANAREDE que disponibiliza uma análise de sensibilidade de tensão para uma determinada área, ou seja, quais recursos teriam mais influência no controle de tensão). O controle de tensão do sistema da área RJ-ES é bastante influenciado pelo controle de tensão sistêmico, e também pelos procedimentos de controle de tensão efetuados nas áreas de São Paulo e Minas Gerais [5]. Deverá se buscar, como regra geral, sempre que possível, operar com a geração dos compensadores síncronos e estáticos com valores próximos ao zero (Mvar), para que em caso de contingências de equipamentos ou rejeição de carga, os mesmos possam auxiliar na melhoria do desempenho do SIN. Para o controle de tensão da área, além dos bancos de capacitores de grande capacidade como os 2x250 Mvar de São José 138 kv, os 2x165 Mvar de Adrianópolis 345 kv, os 2x100 Mvar de Jacarepaguá 138 kv e os reatores de grande capacidade como o 1x136 Mvar de Cachoeira Paulista kv e o 1x136 Mvar de Adrianópolis 500 kv, 23

24 que podem ter seus disjuntores abertos ou fechados, devem ser destacados os recursos de controle de tensão descritos a seguir [5]: Unidades geradoras da Eletronuclear (UNE Angra 1 e UNE Angra 2); Unidades geradoras das usinas da Light (UHEs Nilo Peçanha, Fontes Nova e Pereira Passos; Unidades geradoras das UTEs Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt), Mário Lago (Macaé Merchant), Norte Fluminense, Governador Leonel Brizola (antiga Termorio), Santa Cruz, UTE do Atlântico (TKCSA), UTE Baixada Fluminense, UTE Viana, UTE Sol e UTE Linhares caso haja unidades sincronizadas; Unidades geradoras de Furnas; Unidades geradoras de Ampla e Escelsa; Compensadores síncronos de Grajaú e Vitória; Compensador Estático de Campos e Padre Fialho; LTC dos transformadores 500/138 kv de Grajaú, Cachoeira Paulista e São José; LTC dos transformadores 500/345 kv de Adrianópolis e Viana 2; LTC dos transformadores 345/138 kv de Adrianópolis, Jacarepaguá, Itutinga, Campos, Vitória, Viana e Venda das Pedras; Os compensadores síncronos de Grajaú e complexo nuclear de Angra dos Reis possuem influência sistêmica e são de extrema importância para o controle de tensão da área. Os recursos externos disponíveis para o controle de tensão que possuem grande influência para área são listados abaixo: Tensão no barramento de 500 kv de Tijuco Preto; Tensão de excitação das máquinas das usinas do Rio Grande (Marimbondo, Furnas, L. C. Barreto e Mascarenhas de Moraes) e em menor escala as usinas do Paranaíba; 24

25 LTC do transformador 500/440 kv 900 MVA de Taubaté. Para minimizar a demanda de potência reativa dos recursos considerados de influência sistêmica, como os compensadores síncronos de Grajaú, as usinas de Angra, as usinas do Rio Grande, os recursos disponíveis deverão ser utilizados, como os capacitores, o compensador síncrono de Vitória e os estáticos de Campos e Padre Fialho, sendo necessária a monitoração da faixa de tensão dos barramentos. Caso os recursos locais disponíveis não sejam suficientes para o ajuste do controle de tensão da área, será necessário o auxílio de recursos remotos de controle de tensão, tais como: Tapes dos autotransformadores 765/500 kv de Tijuco Preto; Tapes dos autotransformadores 765/345 kv de Tijuco Preto; Tapes dos autotransformadores 500/345 kv de Campinas; Tapes do autotransformador 500/440 kv de Taubaté; Compensadores Síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto; Manobras dos reatores das LT 500 kv Cachoeira Paulista - Itajubá, Campinas - Cachoeira Paulista e Cachoeira Paulista - Adrianópolis; Tensão de excitação das máquinas das usinas da bacia do Rio Grande Procedimentos para o período de carga pesada Para o período de carga pesada, medidas são adotadas quando necessário para o controle de tensão da área [5]: Ligar todos os bancos de capacitores disponíveis e desligar todos os reatores que podem ser manobrados; Elevar tensão de excitação nas usinas da LIGHT (Nilo Peçanha, Fontes, Pereira Passos e Ilha dos Pombos), nas usinas de FURNAS (Funil e Simplício) e nas UTNs Angra 1 e 2; 25

26 Elevar tensão de excitação nas UTEs Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt), Mário Lago (Macaé Merchant), N. Fluminense, Santa Cruz, Governador Leonel Brizola (Termorio) e UTE Baixada Fluminense, caso haja unidades sincronizadas; Elevar as tensões de excitação das máquinas das usinas do Rio Grande; Elevar a tensão de operação dos barramentos de 500 kv de Tijuco Preto e Marimbondo e de Ibiúna 345 kv, procurando-se explorar a geração de reativo dos compensadores síncronos de Ibiúna e de Tijuco Preto; Se possível, aumentar a injeção pelo elo de corrente contínua e reduzir o recebimento pela Região Sudeste (RSE). Para o período de carga pesada, deverão ser maximizados os níveis de tensão nos barramentos de 500 kv, 440 kv e 345 kv que suprem a área, a partir dos recursos sistêmico disponíveis, com intuito de facilitar a manutenção dos níveis de tensão dentro das faixas operativas. As faixas operativas de tensão desejada para carga pesada podem ser vistas na Tabela 2.6. Tabela 2.6 Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga pesada [5] Barramentos Nome Jacarepaguá 138 kv Grajaú 138 kv São José 138 kv Adrianópolis 138 kv Proprietário Furnas Furnas Furnas Furnas Carga Pesada % kv Tensão Desejada (kv) 97,8 101,0 135,0 140, ,8 101,0 135,0 140, ,8 103,0 135,0 142, ,0 105,0 141,0 145,

27 Tabela 2.6 Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga pesada [5] Nome Campos 138 kv Vitória 138 kv Viana 138 kv Barramentos Cachoeira Paulista 138 kv Santa Cruz Itutinga 138 kv Venda das Pedras 138 kv Proprietário Furnas Furnas Furnas Furnas Furnas Furnas Elecnor Carga Pesada % kv Tensão Desejada (kv) 101,4 105,0 140,0 145, ,7 104,3 139,0 144, ,7 104,3 139,0 144, ,0 105,0 138,0 145, ,8 102,1 135,0 141,0 102,9 105,0 142,0 145,0 102,0 105,0 141,0 145, Procedimentos para o período de carga leve Para o período de carga leve, com o FRJ previsto entre MW, medidas são adotadas quando necessário para o controle de tensão da área [5]: Desligar todos os capacitores possíveis dos sistemas de Furnas, Light, Ampla e Escelsa. Poderá ser necessário manter ligados alguns capacitores na Escelsa para controle de geração do compensador síncrono de Vitória, bem como na LIGHT, para controle de tensão, nas subestações ZIN, Palmares e Volta Redonda (consumidores livres); Subexcitar as máquinas das usinas da área Rio de Janeiro/Espírito Santo e as máquinas das usinas da bacia do Rio Grande, incluindo Itutinga, Camargo e Funil Grande, e as usinas térmicas; 27

28 Reduzir a geração das usinas hidráulicas e térmicas da área RJ/ES e nas usinas de Itutinga, Camargos e Funil Grande; Manter a tensão no setor de 500 kv de Tijuco Preto em torno de 500 kv (100%); Ligar os reatores manobráveis das subestações de 500 kv de Adrianópolis, Cachoeira Paulista e Angra; Ligar os reatores manobráveis das subestações de 345 kv Adrianópolis, Angra, Macaé, Campos, Vitória, Viana e Ouro Preto. Medidas adicionais são necessárias para o caso do FRJ estar abaixo de 3500 MW. Essas medidas adicionais são: Atuar nos tapes da transformação de Jacarepaguá 345/138 kv, visando drenar o fluxo de potência reativa da rede de 345 kv para a rede de 138 kv, de modo a possibilitar a retirada dos bancos de capacitores das subestações de 138 kv de ZIN, Palmares e Volta Redonda, sem prejudicar o controle de tensão local, postergando a abertura de linhas de 500 kv; Atuar nos LTCs dos transformadores 500/345 kv de Adrianópolis no sentido de reduzir a tensão na rede de 500 kv. As faixas operativas de tensão desejada para carga leve podem ser vistas na Tabela 2.7. Tabela 2.7 Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga leve [5] Barramentos Nome Jacarepaguá 138 kv Grajaú 138 kv São José 138 kv Proprietário Furnas Furnas Furnas Carga Leve % kv Tensão Desejada (kv) 95,6 100,0 132,0 139, ,6 97,8 132,0 139, ,6 100,0 132,0 140,

29 Tabela 2.7 Faixas recomendadas para o controle de tensão nos barramentos para a carga leve [5] Nome Adrianópolis 138 kv Campos 138 kv Vitória 138 kv Viana 138 kv Barramentos Cachoeira Paulista 138 kv Santa Cruz Itutinga 138 kv Venda das Pedras 138 kv Funil 138 kv Proprietário Furnas Furnas Furnas Furnas Furnas Furnas Furnas Elecnor Furnas Carga Leve % kv Tensão Desejada (kv) 100,0 104,0 138,0 143, ,0 102,2 135,0 141, ,7 104,3 139,0 144, ,7 104,3 139,0 144, ,0 103,0 138,0 145, ,6 97,8 132,0 135,0 101,4 103,6 140,0 143,0 100,0 104,0 138,0 143, ,4 98,5 133,0 136, A importância da SE São José A subestação de São José 138 kv está entre as quatro principais subestações para o suprimento de energia elétrica da área Rio, juntamente com a SE Adrianópolis 138 kv, a SE Grajaú 138 kv e a SE Angra 500 kv. Essa subestação tem papel relevante no suprimento de energia elétrica para as diversas cargas industriais, comerciais e residenciais da rede 138 kv área Rio. Seu barramento recebe uma potência muito elevada para uma rede de 138 kv, não usual para as características desse nível de tensão. Tal fato foi discutido anteriormente, com a abertura do disjuntor de interligação de barras do barramento, para servir como um limitador do nível de curto circuito [5] [7]. 29

30 O digrama unifilar da Figura 7 enumera as principais conexões no barramento dessa subestação, tanto da rede de 138 kv, como a transformação oriunda da rede de 500 kv. Suas conexões são explicadas de acordo com seus respectivos números do diagrama unifilar da figura. Figura 7 Principais conexões da SE José 138 kv com o SIN [5] 1 A subestação de São José é a interligação direta da maior usina termelétrica do Brasil, que é a Termorio, com o SIN. Essa interligação é responsável pelo suprimento direto de diversas cargas industriais, como os polos industriais da Petrobrás que se conectam em Campos Elíseos, a Reduc, e também por cargas das concessionárias distribuidoras como em Imbariê da Ampla e o tronco de cargas da Ampla e Light, da SE São José à UHE Ilha dos Pombos. É necessário um cuidado especial com o despacho de geração da Termorio, para que seu disjuntor de interligação do barramento não seja superado, podendo atuar aberto como um limitador do nível de curto circuito. Esse alto nível de curto circuito tem influência não só da UTE Termorio, mas também da rede de 500 kv, com carregamento 30

31 oriundo do despacho da UTN Angra 1 e UTN Angra 2 e da SE Cachoeira Paulista, que chega através dos quatro transformadores de potência 500/138 kv instalados no pátio da subestação de São José. 2 A rede de 500 kv, com seu início em Cachoeira Paulista, tem influência direta na rede de 345 kv da área RJ-ES e na rede de 138 kv da área Rio. O carregamento proveniente do despacho da usina de Angra e da área São Paulo, por Cachoeira Paulista, chega a SE São José 138 kv por quatro transformadores de 600 MVA, provendo uma folga para o despacho da UTE Termorio e auxiliando no suprimento de energia das cargas conectadas a esse nível de tensão. Na SE Adrianópolis 138 kv há duas transformações, a primeira de 500/345 kv por três transformadores de 560 MVA que alimentam a rede de 345 kv da área RJ-ES, com o fluxo seguindo até a SE Vitória 345 kv, e a segunda de 345/138 kv por quatro transformadores de 225 MVA que alimentam a rede de 138 kv da área Rio. 3 Este tronco de 138 kv até a UHE Ilha dos Pombos, concentra uma importante região de carga, sendo sua maioria da Ampla e Light. Além dessas cargas, três PCHs se conectam a esse tronco, Santa Fé, Bonfante, Monserat, auxiliando no suprimento de energia. Esta região é o objetivo do presente trabalho, por ser uma área não só de um grande centro de carga, mas também que afeta consideravelmente o SIN quando ilhada de São José, causando um colapso no sistema, com consequente blecaute em uma extensa área. Há a necessidade de aumentar a segurança do suprimento de energia elétrica desse tronco e estruturar medidas operativas para que ele não seja perdido. 4 O suprimento da área do Espírito Santo, tem como sua principal fonte a transformação de 500/345 kv em Adrianópolis, com um sistema de transmissão de linhas aéreas passando por Macaé, Campos e chegando ao centro de carga de Vitória. 5 As linhas de transmissão de 138 kv de SE São José Washington Luís, SE São José Cordovil, SE São José Cascadura, SE São José FICAP, SE São José Meriti e SE São José Caxias, são importantes linhas de escoamento de fluxo de potência que irão para o restante da área Rio. 31

32 2.5 Ilhamento O Ilhamento elétrico ocorre quando parte da rede de transmissão torna-se eletricamente isolada do sistema, dando origem aos subsistemas isolados. A ocorrência deste fenômeno se dá a partir de uma perturbação no sistema, que ocasiona a perda no fornecimento de energia elétrica devido a desligamentos de trechos de linhas, ramos ou subestações, com a perda no sincronismo de um determinado grupo de máquinas. A falta de suprimento de energia elétrica a determinados clientes pode gerar grandes prejuízos financeiros aos mesmos. Indústrias, hospitais e grandes centros comerciais são exemplos de clientes que quando não são supridos energeticamente, não podem desempenhar suas atividades adequadamente [6] [11]. A detecção de ilhamentos e o estudo de subsistemas capazes de assegurar o fornecimento de energia para um determinado centro de carga tem ganhado destaque no quesito de aumento da segurança no suprimento de energia para determinadas áreas, e também no controle desses sistemas. Apesar deste modo de operação não ser um tema novo no ambiente de estudos relativos aos sistemas elétricos, a maioria das análises objetivam principalmente a proteção do sistema contra a formação de ilhas, não permitindo este tipo de operação isolada. Cada ilha resultante deve apresentar um balanço entre geração e carga, de forma a continuar operando sob frequência nominal, possibilitando a reconexão com a rede integrada posteriormente. Na prática tal balanço entre geração e carga dentro do subsistema ilhado pode não ser possível. Nesses casos, ações adicionais corretivas, tais como descarte de cargas ou geração, devem ser empregadas para se alcançar algo próximo da normalidade dentro desses subsistemas. A formação de ilhas e a reconexão com o sistema integrado, é conseguida por sistemas de descarte automático de cargas e esquemas de restauração. Procedimentos operacionais podem ser definidos através de simulações off-line de planejamento da operação para ressincronização das cargas. Medidas digitais são processadas e transmitidas pelo sistema SCADA (Supervisory Control and Data Aquisition), a fim de identificar e descartar as ilhas que não tem geração, incluindo barras e ramos isolados [11]. 32

33 No controle carga-frequência, quando a carga do subsistema excede significativamente a capacidade de geração, a frequência decresce, somente sendo possível a operação normal e a estabilidade do sistema asseguradas se parte da carga for descartada, até o balanço entre potência gerada e consumida ser atingido. Usualmente a proteção com aplicação de relés de subfrequência é usada em vários pontos do sistema de alimentação às cargas, com configuração definida para, progressivamente, removerem blocos de carga até o decaimento da frequência cessar e retornar aos níveis normais. Além desses relés (função 81), a taxa de variação de frequência também é utilizada em algumas aplicações. Relés de frequência também podem ser utilizados para supervisionar e executar a restauração da carga até o sistema estabilizar e compatibilizar a geração disponível à carga remanescente. Se a restauração de cargas é feita automaticamente, as cargas devem ser adicionadas em pequenas parcelas, com intervalos de tempo suficientes para o ajuste do sistema, para evitar decaimento excessivo da frequência. As tensões do subsistema também devem receber atenção especial, pois os desbalanços entre as potências ativas e reativas geradas e consumidas podem levar a variações dessas tensões. Quanto maiores os desbalanços, maiores são essas variações, podendo ocasionar subtensão ou sobretensão nos barramentos da ilha, com consequente superação e danificação dos equipamentos. Para evitar que isso aconteça, são utilizados relés baseados em medidas de tensão, como os relés de subtensão (função 27) e os relés de sobretensão (função 59). A Figura 8 representa um exemplo de uma área isolada eletricamente de um sistema após uma perturbação. Figura 8 - Exemplo de subsistema isolado eletricamente 33

34 3. Fundamentos Teóricos Neste capítulo são apresentadas a modelagem da máquina síncrona e conceitos de estabilidade, com intuito da compreensão do funcionamento dos sistemas de potência. Além disso, também são apresentados os princípios básicos de operação dos reguladores de tensão e de velocidade e dos sinais adicionais dos estabilizadores de sistema de potência, que têm como objetivo manter o sistema operando de forma segura, dentro de limites pré regulados Estabilidade de Sistemas de Potência O problema de estabilidade é uma condição de equilíbrio entre forças opostas, relacionado com o comportamento apresentado pelas máquinas síncronas quando há uma perturbação no sistema. O mecanismo no qual máquinas síncronas interconectadas mantêm o sincronismo em relação umas às outras, é através de forças restauradoras que aparecem sempre quando existem forças que tendem a acelerar ou desacelerar uma ou mais máquinas com respeito às outras máquinas [1] [3]. Em regime permanente, há um equilíbrio entre o torque mecânico motriz e o torque de carga elétrica em cada máquina, fazendo com que o rotor permaneça com velocidade constante. Caso o sistema seja perturbado, este equilíbrio será desfeito, resultando em aceleração ou desaceleração dos rotores das máquinas que são regidas pelas leis do movimento rotacional de um corpo. Caso um gerador temporariamente se acelere em relação a outro gerador, a posição angular do seu rotor em relação ao rotor da máquina mais lenta avançará. Esta diferença angular resultará em parte da carga do gerador mais lento sendo transferida para o gerador mais rápido, dependendo da curva Potência Ângulo. Tal fenômeno tende a reduzir a diferença de velocidade, e como consequência, a diferença angular entre os dois geradores. Com isso o sistema tende a voltar para a condição estável de operação, reduzindo as diferenças de velocidade. A relação da curva Potência Ângulo não é linear e, após um certo limite, há uma diminuição da potência transferida com um aumento na separação angular. Isto faz 34

35 aumentar ainda mais a separação angular entre as máquinas, acarretando o fenômeno da instabilidade, ou perda do sincronismo. Em qualquer situação, a estabilidade do sistema dependerá da existência de suficientes torques restauradores após uma perturbação [1] [3]. O ajuste do sistema à nova condição de operação é chamado de período transitório. O comportamento do sistema durante este tempo é chamado de desempenho dinâmico. Os tipos de perturbações ou distúrbios podem ser ocasionados por [2]: Mudança nas condições de geração; Mudança nas condições de carga; Mudança nas condições de rede; Exemplos de perturbações ou distúrbios em um sistema de potência podem ser: Perda de gerador; Perda de um grande motor; Perda de linha; Curto-circuito; Partida de um motor de indução; Chaveamento de capacitores, reatores; A estabilidade de um sistema de potência é dependente da: Magnitude da perturbação; Localização da perturbação; Condição inicial de operação; Dados os tipos de perturbações e distúrbios possíveis em um sistema de potência, o estudo de estabilidade pode ser dividido em três partes [2]: Estabilidade de tensão: relacionada à capacidade do sistema manter as tensões nas barras dentro dos limites estabelecidos para operação com segurança mesmo após a ocorrência de uma perturbação ou distúrbio. Estabilidade de frequência: relacionada à capacidade do sistema recuperar o valor da frequência estabelecido para operação com segurança mediante ao desequilíbrio de potência ativa entre geração e carga. 35

36 Estabilidade eletromecânica ou angular: relacionada à capacidade das máquinas síncronas permanecerem em sincronismo mesmo após a ocorrência de alguma perturbação ou distúrbio no sistema. A estabilidade também pode ser analisada em relação a magnitude do impacto causado por perturbações ou distúrbios no sistema: Pequenos impactos: Causam efeitos menos severos ao sistema, gerando problemas de estabilidade dinâmica (impactos aleatórios), e sua atuação está na ordem de vários segundos. Para esse caso, há necessidade de se fazer uma análise linear do sistema. Exemplo: Perda de uma carga qualquer de pequeno porte. Grandes impactos: Causam efeitos mais severos ao sistema, gerando problemas de estabilidade transitória, em que o período transitório é o tempo que o sistema leva para atingir seu novo ponto de operação, e sua atuação está na ordem de um segundo. Exemplo: Curto-circuito e perda de gerador. A Figura 9 apresenta um fluxograma das divisões de um estudo de estabilidade. Figura 9 - Classificação da Estabilidade [18] Um sistema é considerado estável quando a resposta oscilatória do sistema, durante o período subsequente a uma perturbação, é amortecida e o sistema atinge uma nova condição de operação num tempo finito, ou seja, ele atinge um novo ponto de operação em regime permanente. Caso isso não ocorra, o sistema não consegue atingir 36

37 uma nova condição de operação num tempo finito, e será considerado como instável. A Figura 10 elucida bem essas duas condições de estabilidade, para o caso do sistema ser representado por uma única máquina. Figura 10 - Possíveis respostas (ângulo δ) de um sistema após uma perturbação ou distúrbio [2] Simplificando, um sistema é considerado estável quando todas as máquinas permanecem em sincronismo após uma perturbação ou distúrbio. Para elucidar esta ideia, após uma perturbação em um sistema contendo quatro máquinas, ocorreu um considerável desbalanço de geração, ou seja, excesso de geração neste caso. A maior parte da energia em excesso devido à esse excesso, é convertida em energia cinética resultando na aceleração das máquinas. Uma menor parte é consumida através de perdas no sistema e nas cargas. Porém, um aumento considerável nas velocidades das máquinas pode não significar de fato que o sincronismo será perdido. Neste caso de um sistema multi-máquinas, o elemento importante é a diferença angular, onde o ângulo do rotor é medido com relação a uma referência girando a velocidade síncrona. Este sistema e suas possíveis respostas são ilustradas na Figura 11 [2]. 37

38 Figura 11 - Possíveis respostas de um sistema com 4 máquinas durante um transitório [2] Logo, no caso (a) da Figura 11, mesmo que todos os ângulos dos rotores tenham aumentado além de π radianos, todas as diferenças angulares permaneceram pequenas e o sistema pode ser considerado como estável. No caso (b), as máquinas ficaram separadas em dois grupos distintos após a perturbação, com as diferenças angulares entre esses grupos crescendo continuamente. Neste caso o sistema pode ser considerado como instável Critério das Áreas Iguais Um método extremamente útil para entendimento dos princípios fundamentais da estabilidade eletromecânica é o Critério das Áreas Iguais. Este é um método direto para a avaliação da estabilidade, sendo feita sem a necessidade de solução explícita das equações diferenciais. É feita uma avaliação aproximada e rápida da estabilidade transitória, da qual não é diretamente aplicável a sistemas multi-máquinas [3]. 38

39 Para este método, é considerado um sistema máquina barra infinita, como é visto na Figura 12. A ocorrência de um curto-circuito trifásico franco no ponto P, com consequente atuação da proteção e abertura do disjuntor A, ocasiona uma variação entre os conjugados mecânico e elétrico, o que faz com que o gerador acelere. Com isso, o ângulo do rotor δ oscila até atingir um pico, caso o gerador suporte a perturbação, ou cresce monotonicamente, fazendo com que o gerador perca o sincronismo, o que levará a instabilidade. Figura 12 - Sistema máquina - barra infinita [18] Para o melhor entendimento da análise do comportamento do ângulo do rotor do gerador em função da potência acelerante, é mostrada a equação de oscilação (balanço), para o sistema da Figura 12, escrita substituindo os termos de torque por potência em pu: Sendo: H = constante de inércia (s) 2H d 2 δ w R dt 2 = P m P e = P a w R = velocidade angular nominal ou velocidade síncrona (rad/s) δ = ângulo de torque ou de potência (rad) t = tempo (s) P m = potência mecânica (pu) 39

40 P e = potência elétrica (pu) P a = potência acelerante (pu) A análise do comportamento do ângulo do rotor do gerador é feita com a Figura 13. Figura 13 - Curva potência - ângulo do sistema gerador - barra infinita [2] Inicialmente, no ponto a, o gerador opera na velocidade síncrona, com ângulo de potência δ 0, e sem diferença entre os conjugados mecânico e elétrico. Da ocorrência de um curto-circuito trifásico no ponto P, eliminado pela atuação da proteção com o disjuntor A após alguns ciclos, a potência elétrica de saída vai a zero, fazendo a máquina acelerar. Durante a falta ocorrida no trecho b-c, há uma diferença entre a potência mecânica e elétrica, sendo armazenada no rotor sob a forma de energia cinética através do aumento de velocidade, com o rotor girando acima da velocidade síncrona (P e <P m ) [18]. No momento da extinção do defeito, ponto c, a potência acelerante torna-se negativa, ponto d. Entretanto, a velocidade do rotor ainda está acima da síncrona, porém tentando a reduzir, desacelerando a máquina até atingir o ponto e (P e >P m ). Neste ponto, a posição angular do rotor é δ x e a máquina atinge a velocidade síncrona (w w s = 0). Como a potência acelerante ainda é negativa, a velocidade continuará a decrescer assumindo valores abaixo da velocidade síncrona, e o ângulo de potência 40

41 excursionará do ponto e ao ponto a. Neste momento, a potência acelerante trocará de sinal, aumentando a velocidade da máquina, até que ela atinja a velocidade síncrona no ponto f. Se não houvesse nenhum amortecimento no sistema, a máquina ficaria oscilando entre f-a-e e e-a-f, como na prática há amortecimento, a máquina oscila até atingir o ponto a novamente. A partir daí o ciclo se repete. É válido ressaltar que o ponto e será atingido se, e somente se, A1 (área de aceleração) e A2 (área de desaceleração) forem iguais, o que garantirá a estabilidade na primeira oscilação. Note que, à medida que aumentamos o tempo de extinção da falta, a área A1 aumenta e a máquina manterá o sincronismo só se existir área A2 suficiente para compensar A1. Fisicamente significa que o aumento de energia cinética armazenada no rotor devido à falta deve ser assimilado pelo sistema, quando de sua extinção, para que se possa restabelecer a velocidade síncrona, impedindo que w e δ cresçam monotonicamente. Assim, o Critério das Áreas Iguais é utilizado para estabelecer o limite de estabilidade dos geradores, através do ângulo do rotor e da potência acelerante no período pós-falta. Figura 14 - Rede com 2 barras A equação potência-ângulo é necessária para resolver a equação de oscilação e determinar o comportamento dinâmico de cada máquina do sistema. Para a rede de duas barras da Figura 14, a equação da potência injetada na barra I é dada por: P I = E I. E 2 X I2. sen δ I2 41

42 Em que: E I e E 2 : Tensão dos barramentos X I2 : Impedância entre os barramentos δ = δ I δ 2 : Diferença entre as fases dos barramentos Em sistemas de potência, a mudança do torque elétrico de uma máquina síncrona após um pequeno distúrbio ou perturbação pode ser decomposta em duas componentes: T e = K s δ + K D ω Em que K s δ (= T S ) é a componente da variação do torque em fase com a perturbação do ângulo do rotor δ e é referida como componente de torque sincronizante. K s é o coeficiente de torque sincronizante. A parcela K D ω (= T D ) é a componente da variação do torque em fase com a perturbação da velocidade ω e é referida como componente de torque de amortecimento. K D é o coeficiente de torque de amortecimento. A estabilidade do sistema depende da existência dessas duas componentes de torque de cada máquina síncrona. A insuficiência do torque de sincronismo (K s ) resulta em uma instabilidade aperiódica do ângulo do rotor. Por outro lado, a insuficiência do torque de amortecimento (K D ) resulta em uma instabilidade oscilatória do ângulo do rotor. Pela necessidade de manter a estabilidade e segurança na operação do sistema de potência, os reguladores tornam-se de fundamental importância Regulador Automático de Tensão (RAT) Os três sistemas de controle principais de uma unidade térmica de geração como pode ser visto na Figura 15 são: o controle de aquecimento da caldeira, o regulador de velocidade da turbina e o controle da excitação do gerador [2]. 42

43 Figura 15 - Os três principais controles de uma unidade térmica de geração [2] A principal função de um regulador de tensão (RAT) em um sistema de potência é controlar a tensão terminal da máquina síncrona (gerador) pelo ajuste de sua excitação (corrente de campo), ou seja, o RAT deve acompanhar a tensão da máquina durante todo o tempo e em qualquer condição de carga agindo no sentido de manter esta tensão dentro dos limites operacionais pré-estabelecidos. Visto isso, pode-se dizer que o RAT também controla a potência reativa gerada e o fator de potência da máquina já que estes fatores são dependentes do nível de excitação do gerador [2]. A finalidade do RAT não é de somente fornecer um perfil de tensão constante durante a operação em regime permanente, como também deve auxiliar a minimização das oscilações de tensão durante períodos transitórios, melhorando desta forma a estabilidade global do sistema. Portanto, um bom projeto de RAT associado a ajustes adequados de seus controles são fatores imprescindíveis para alcançar essas finalidades. Existem quatro razões básicas para justificar a necessidade de controle da tensão terminal de uma máquina síncrona e, portanto, a existência de um RAT. Estas são [2]: Manutenção de tensão constante sob carga; Prevenção de sobretensão após rejeição de carga; Melhoramento da estabilidade sob carga; Melhoramento da estabilidade transitória. Ao longo dos anos, os sistemas de excitação têm evoluído tomando várias formas e, conforme a fonte de potência (excitatriz) utilizada, é possível classifica-la em três tipos [2]: i. Sistemas de excitação CC ( DC excitation systems ); ii. Sistemas de excitação CA ( AC excitation systems ); 43

44 iii. Sistemas de excitação estáticos ( Static excitation systems ). As potências elétricas requeridas pelos sistemas i e ii de excitação são derivadas de máquinas girantes, sendo usadas, o gerador CC com comutador (e escovas) para o tipo i, e o gerador CA com retificador para o tipo ii. Para o tipo iii, os sistemas de excitação estáticos (sem máquinas rotativas) são empregados nos RAT(s) modernos. Um arranjo esquemático simplificado dos principais componentes físicos de qualquer sistema de controle da excitação é mostrado na Figura 16. Figura 16 - Configuração típica de um sistema de excitação (RAT) [2] A excitatriz é a fonte de toda ou de parte da corrente de excitação da máquina síncrona. O regulador de tensão é a inteligência do sistema de excitação, controlando a saída da excitatriz de modo que a tensão gerada e a potência reativa mudam da maneira que se deseja. O bloco de Controle auxiliar da Figura 16 pode incluir várias características somadas. Por exemplo, amortecimento é algumas vezes introduzido para prevenir contra picos de tensões, compensação de corrente reativa e limitador (Volt/Hz). Um comparador pode ser usado para estabelecimento de limite de sobre e subexcitação, prevenindo contra instabilidade. É necessário evidenciar que a velocidade de atuação do regulador de tensão é de grande interesse em estudos de estabilidade. Devido à alta indutância do enrolamento de campo do gerador, é difícil realizar rápidas mudanças na corrente de campo. Isto introduz um atraso considerável na função de controle sendo este um dos principais obstáculos a ser superado ao se projetar um sistema de regulação. 44

45 3.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP) O Estabilizador de Sistemas de Potência ou Sinal Adicional Estabilizante (ESP ou SAE), ilustrado pela Figura 17, é representado por uma malha de controle adicional inserida na referência de tensão do regulador automático de tensão com a função de introduzir amortecimento adicional nas oscilações de um sistema elétrico de potência [1]. Figura 17 - Atuação do RAT e ESP [1] O ESP deve produzir uma parcela de conjugado elétrico em fase com a variação de velocidade do rotor, sendo que esta variação é um sinal lógico utilizado para controle da excitação do gerador, estabelecendo assim o amortecimento da parcela de conjugado [1] [3]. As oscilações pouco amortecidas limitam a capacidade de transmissão dos sistemas elétricos de potência. Assim, a atuação dos estabilizadores resulta na recuperação da capacidade de transmissão do sistema, melhorando a estabilidade do mesmo. De maneira geral, o sinal adicional de amortecimento é necessário em sistemas de potência sob condições de transmissão fracas e com carga pesada, para sistemas com linhas de transmissões longas, ou seja, gerações remotas, ou ainda em sistemas adequados de transmissão, porém em condições de emergência como saída de linhas e perda de geração. 45

46 A atuação do ESP é tem mais eficácia em situações que requerem estabilidade de regime permanente, a pequenos impactos, uma vez que, para situações que requerem estabilidade transitória, o mesmo pode atuar de maneira negativa para a estabilidade do sistema. A atuação do ESP promove o amortecimento das oscilações em sistemas de potência, nos quais as unidades geradoras remotas estão conectadas por sistemas de transmissão relativamente fracos, como por exemplo os sistemas radiais. Tal fato demonstra que sua atuação é mais eficaz em modos de oscilações locais (entre unidades geradoras de uma usina e o resto do sistema), com frequências naturais de oscilação da ordem de 0,8 a 1,8 Hz. Porém o mesmo também deve ser ajustado para atuar de forma adequada para os modos intra-planta (entre unidades geradoras de uma mesma usina), com frequências naturais de oscilação da ordem de 1,5 a 2,5 Hz, assim como para os modos de oscilações inter-áreas (regiões do sistema oscilando entre si), de frequência entre 0,1 a 1 Hz. Aumentando a segurança operativa em diversas situações de contingência às quais o sistema pode ser submetido [2]. A frequência característica dos modos de oscilação é vista na Figura 18. Figura 18 - Frequência característica dos modos de oscilação [2] Os sinais de entrada do ESP são a frequência do sistema (obtida nos terminais do gerador), velocidade angular, potência elétrica fornecida pelo gerador, dentre outros. Estes sinais podem ser trabalhados pelo estabilizador tanto de forma conjunta, como de forma individual. 46

47 Para sistemas com forte capacidade de transmissão e com as unidades operando com despachos elevados (carga pesada) são adotados estabilizadores que utilizam como sinal de entrada a velocidade e a potência elétrica. As plantas destes estabilizadores devem apresentar em seu projeto ganho e avanço de fase elevados. Para estabilizadores de velocidade ou de potência quanto mais fraco for o sistema de transmissão, menor deverá ser o ganho do estabilizador. Já para estabilizadores que utilizem a frequência como sinal de entrada, a condição de ganho máximo se dá quando aplicados em sistemas de fraca capacidade de transmissão e que apresentam um atraso de fase menor. De forma geral o ESP possui os seguintes elementos [2]: Sensores, para os sinais de entrada; Um filtra passa-alta, (washout); Um amplificador, ganho; Compensações de avanço e atraso de fase, lead-lags, correspondentes ao compensador dinâmico; Filtros de alta frequência; Um limitador. A Figura 19 tem como intuito mostrar a sequência característica dos componentes de um ESP. Figura 19 - Diagrama de blocos característico da sequência dos elementos de um ESP [2] O bloco washout da Figura 19 é colocado na saída do sinal adicional estabilizador para limitar sua atuação em baixas frequências. É notado no diagrama de bloco representativo de um sistema de excitação estático incluindo o RAT e o ESP da Figura 20, que o último é composto basicamente por um bloco de compensação de fase, um de ganho e o bloco washout. 47

48 Figura 20 - Sistema de excitação estático com a inclusão do RAT e do ESP [2] Nas Figura 21, Figura 22, Figura 23 e Figura 24, a influência dos componentes do torque é representada com relação ao desempenho dinâmico de uma máquina síncrona. Figura 21 - Gráfico Δδ x t - Sistema estável [1] Figura 22 Gráfico Δδ x t- Instabilidade não oscilatória [1] 48

49 Figura 23 - Gráfico Δδ x t - Instabilidade oscilatória [1] Figura 24 - Gráfico - Instabilidade por falta de sincronismo e amortecimento [1] 3.4. Regulador de Velocidade (RV) A máquina primária ( primeover ) é denominada como qualquer unidade responsável pelo acionamento mecânico de um gerador de energia elétrica. Esta vem normalmente associada com uma unidade de controle ou regulador de velocidade ( governor ) responsável pelo ajuste do suprimento de potência mecânica no eixo do grupo gerador máquina primária de acordo com a necessidade da carga elétrica nos terminais do gerador, ou seja, este mecanismo de regulação automática de velocidade atua no sentido de elevar ou reduzir a potência do grupo de geração, quando sua velocidade (ou frequência) se afasta da velocidade de referência [2]. 49

50 Com sua função de controle da potência de acionamento do gerador, o regulador de velocidade é também encarregado da correta distribuição de potência ( load sharing ) entre as máquinas de um sistema multi-máquinas Tipos de Reguladores de Velocidade A operação em paralelo define a prática de operar dois ou mais geradores CA alimentando uma mesma carga. O controle eficaz e com precisão é requerido por ser necessário casar a velocidade e o deslocamento elétrico de fase de uma unidade que está entrando em operação com aquelas que já estão operando suprindo potência. Em adição, a tensão terminal dessa unidade deve também igualar com a do barramento. Quando ambas, velocidade e tensão, são satisfatórias, um sincronizador é usado para comparar a fase sendo o disjuntor fechado quando os sistemas estiverem em fase, completando o processo de sincronização. A máquina que está entrando em operação no sistema é então carregada ao nível requerido pelo ajuste do RV [2]. Para garantir uma correta divisão de carga entre as unidades geradoras operando em paralelo, os reguladores devem incorporar uma característica denominada estatismo, ou em em inglês por droop, isto é, inclinação ou queda de velocidade, como é visto na Figura 25. Esta característica é um sinal adicional de realimentação para mudar a velocidade nominal assim que a carga aumenta. No sistema de potência brasileiro, o valor desta é usualmente fixado em 5%. O significado disto é que haverá uma queda de velocidade de 5% para carregar um gerador operando em vazio até a plena carga (100% de mudança de carga), supondo a característica linear. Nos Estados Unidos são os mesmos 5% e na Europa, normalmente o valor empregado é de 4%. 50

51 Figura 25 - Característica "droop" de um gerador operando em um sistema de potência [2] O caso de duas máquinas com características tipo droop suprindo uma carga comum é ilustrado na Figura 26. Como as duas máquinas estão operando na mesma velocidade, é claro que, com as condições mostradas na Figura 26, a carga total será desigualmente compartilhada pelas máquinas primárias. Para garantir um compartilhamento em igualdade de carga em proporção às especificações nominais das máquinas, é necessário que a característica droop de ambas máquinas e seu regulador sejam idênticas. Figura 26 - Caso em que duas máquinas operam em paralelo com características "droop" distintas suprindo uma carga comum [2] 51

52 Com regulação de velocidade convencional normal, é essencial que as máquinas primárias e reguladores de todas as unidades, ou pelo menos uma unidade, de um sistema interligado opere com um droop. A característica denominada isócrona é quando uma máquina opera sem droop, conforme a Figura 27. Figura 27 - Operação de uma máquina com característica isócrona [2] Com intuito de elucidar a diferença operativa entre a característica com e sem droop, considere, por exemplo, um sistema constituído de duas unidades geradoras, uma com droop e a outra isócrona. Isto é ilustrado na Figura 28. Desde que a unidade isócrona opera numa mesma velocidade para todas as cargas para um dado ajuste de velocidade, e quando a demanda de carga varia, a segunda unidade, que opera com droop, porém acoplada à primeira unidade, somente pode operar em um valor de velocidade. Assim, a segunda unidade com droop deve operar em uma única velocidade e carga, e a variação de carga pode somente ser atendida pela primeira unidade que opera isocronamente. 52

53 Figura 28 - Caso para duas máquinas operando em paralelo, uma com característica com "droop" e outra sem droop [2] Com o caso de duas máquinas operando isocronamente, ambas tentariam suprir a demanda total de carga e o resultado seria que uma prevaleceria, funcionando como gerador, e a outra iria motorizar. A explicação desse fato é que não há ponto de cruzamento quando as duas características têm inclinação nula (sem droop ) ou são isócronas [2]. Para a operação de geradores em paralelo em um sistema de potência de grande porte, como o SIN, o sistema é configurado de forma tão robusta que as alterações de carga não são muito significativas, pois a carga acaba se distribuindo entre as diversas máquinas do sistema, como é visto na Figura 29. Portanto, para um sistema dessa magnitude, as máquinas empregadas operam com droop, para a segurança de estabilidade. O uso de máquinas sem droop acarretariam em um sistema instável. 53

54 Figura 29 - Gerador em paralelo com barramento infinito [2] O SIN, neste caso, é caracterizado como um barramento infinito, em que se pode considerar tensão e frequência constantes, independente da potência ativa e reativa consumida ou fornecida ao sistema Arranjo Típico de um Sistema com Regulação de Velocidade Um arranjo típico de um regulador automático de velocidade é mostrado na Figura 30, para ambos modos de operação, isócrono ( sem droop ) e de queda de velocidade ( com droop ) [2]. Figura 30 - Arranjo típico de um regulador automático de velocidade [2] 54

55 É importante lembrar que o modelo com droop é usado quando se requer o controle do fluxo de potência em um sistema multi-máquinas. Para uma operação com uma máquina isolada, ambos modos de operação podem ser selecionados. A operação isócrona nesse caso, possui a vantagem de restaurar a frequência ao valor de referência após uma variação de carga Representação do Sistema Elétrico de Potência Máquina Síncrona As equações de estado para a máquina síncrona, considerando o modelo de dois eixos (δ, ω, e d e e q) como mostrado no diagrama fasorial da Figura 31, podem ser escritas como [12]: δ = ω ω = 1 M ( Dω + P m P e ) T do E d = E q (x d x d )i d + E fd Sendo: T qo E d = E d (x q x q )i q δ=posição angular medida em relação a um eixo que gira a velocidade síncrona; ω=desvio de velocidade angular da máquina síncrona em relação à velocidade síncrona; D = Constante de amortecimento (s); E d = Tensão proporcional ao enlace de fluxo de eixo direto; E q = Tensão proporcional ao enlace de fluxo de eixo quadratura; E fd = Tensão de excitação; i d = Corrente de eixo direto nos terminais da máquina; 55

56 M = 2H 2πf o ; P e = Potência elétrica entregue pela máquina síncrona; P m = Potência mecânica de entrada (fornecida a máquina síncrona); T do = Constante de tempo de circuito aberto de eixo direto; T qo = Constante de tempo de circuito aberto de eixo de quadratura; x d = Reatância transitória de eixo direto; x d = Reatância de eixo direto; x q = Reatância transitória de eixo de quadratura; x q = Reatância de eixo em quadratura. Figura 31 - Diagrama fasorial para máquina síncrona para o modelo de dois eixos [12] A potência elétrica (P e ) é dada por: Em que: P e = v d i d + v q i q v d = E d + x q i q v q = E q + x d i d 56

57 Sendo: v d = Tensão de eixo direto no terminal da máquina; v q = Tensão de eixo em quadratura no terminal da máquina. Portanto: P e = E d i d + E q i q + (x q x d )i d i q Para as máquinas de rotor liso: x q x d Então: P e = E d i d + E q i q Considerando o caso de uma máquina síncrona conectada a uma barra infinita de tensão V por meio de um sistema de transmissão de reatância efetiva x e e sendo δ a posição angular do rotor em relação à barra infinita, tem-se: i q = V sin δ E d x e + x d i d = V cos δ E q x e + x d Sistema de Potência multi-máquinas com estrutura da rede preservada Para uma rede elétrica em regime permanente, sua expressão genérica é dada por [12]: I = Y. E Sendo: I = Vetor de injeções de correntes de barra; E = Vetor de tensões na barra. 57

58 E também: Y = G + jb Sendo: G = Matriz condutância de barra; B = Matriz susceptância de barra. Como representado na Figura 32, considerando um sistema de potência com n máquinas conectadas por uma rede com m barras. Figura 32 - Sistema de potência multi-máquinas [12] As máquinas do sistema são modeladas como fontes de tensão constante atrás da reatância transitória do eixo direto (X d ) e o desempenho dinâmico é descrito pelas equações: δ l = ω i ω l = 1 M i (P Mi P ei D i ω i ), i = 1,2,, n A rede considerada é representada através de um modelo de estrutura preservada que inclui as barras internas das máquinas [13]. A matriz K incidência de elemento-nó para a rede aumentada e a correspondente matriz susceptância primitiva são usadas para descrever a rede [14]. A matriz de admitância de barra é dada por Y = K T [b]k e a rede é considerada sem perdas, ou seja, Y = jb (aqui, j = 1). 58

59 Genericamente, a tensão da i-ésima barra na rede aumentada tem magnitude Vi e ângulo θ i incluído nas primeiras n barras que são a tensão interna dos geradores com magnitude Ei e ângulo δi. As equações das potências ativa e reativa nas i-ésimas barras são dadas por: n+m P ei = P Gi P Li = G ii V i 2 + VB iji V j sen(θ ij ) j=1 j i n+m Q ei = Q Gi Q Li = B ii V i 2 + V i B ij V j cos(θ ij ) j=1 Onde θ ij é o deslocamento angular definido por θ ij = θ i θ j. Sendo: PGi = A potência gerada na barra; PLi = A potência consumida na barra. O desvio da potência ativa e reativa na linha i-j com respeito ao equilíbrio é dado por: Pe ij = f(σ, V) Qe ij = V i g(σ, V) Onde: f(σ, V) = B 0 ij [V i V j sen(σ + θ 0 ij ) V 0 i V 0 j senθ 0 ij ] g(σ, V) = B 0 ij [ V j cos(σ + δ 0 ij ) V 0 j cosθ 0 ij ] k = 1,2,3,, m e σ = K[θ θ 0 ] O desvio da injeção de potência da i-ésima barra é dada por: P ei = K i T f(σ) 59

60 Onde Ki é a i-ésima coluna de K. Da equação de Qei: ( Q ei V i ) = B ii V i + g(σ i, V j ) j Ω i então: Por outro lado, se as cargas são admitâncias constantes do tipo Y Li = G Li + jb Li, Q Li V i = B Li V i Supor agora a variação da injeção de potência reativa para uma variação da potência reativa Q Li, mostrada na Figura 33. Figura 33 - Variação de potência reativa na i-ésima barra[12] Em outras palavras, tem-se: ( Q Li V i ) = B Li V i Assumindo que a tensão tem uma dinâmica governada por uma constante de tempo ξ i : ξ i d(δv i) dt = ΔV i f Já que Q Li = Q i devido à equação de ( Q Li V i ), a equação anterior pode ser reescrito como: ξ i d(δv i) dt = B ii ΔV i g(σ k, V j ) j Ω i, onde ξ i = B Li ξ i 60

61 Agora sejam as matrizes definidas: M = [ diag[m i] 0 ], com i = 1,2,, n e k = 1,2,, m 0 diag[μ k ] Onde μ k é um coeficiente de inércia associado à k-iésima carga; Z = diag[ξ k ], com k = 1,2,, m Onde ξ k é a constante de tempo associada a k-iésima tensão; B d = diag[b kk ] Onde k {barra de carga}. Faz com que seja definido como v [ V 1 V 2 V m ] e G(V, σ) = [G 1 (V, σ)g 2 (V, σ) G m (V, σ)] T com G i (V, σ) = m g k (V j, σ k ) k=1. Portanto, o modelo do sistema de potência com estrutura preservada é escrito na forma matricial: ω [ σ v M 1 D M 1 K T 0 ] = [ K 0 0 ]. [ 0 0 Z 1 B d ω 0 f(σ, V) ] + [ 0 ] v Z 1 G(V, σ) 61

62 4. Estudo de Caso Neste capítulo será analisada a viabilidade do Ilhamento UTE Termorio UHE Ilha dos Pombos em diferentes patamares de carga e o comportamento dos reguladores e ESP dessas usinas, realizando melhorias caso seja necessário. Para isto, serão realizados os estudos de regime permanente e de transitórios eletromecânicos para o subsistema formado Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos Motivação A motivação para o estudo de Ilhamento UTE Termorio - UHE Ilha dos Pombos partiu da necessidade de aumentar a segurança do suprimento de energia elétrica da área Rio de Janeiro-Espírito Santo, caso uma grande perturbação causasse degradação do sistema. Após a análise de diversas alternativas, a configuração que se mostrou viável foi aquela que considerou a UTE Termorio mantendo-se solidária à UHE Ilha dos Pombos, formando uma única ilha que engloba as cargas supridas através da SE Imbariê e das subestações do eixo São José - Ilha dos Pombos, à exceção das cargas da SE Entroncamento Rio da Cidade, subestação de suprimento a Ampla neste tronco. Dois pontos importantes a serem ressaltados para a escolha dessa ilha foram, em primeiro, a importância da SE São José para o suprimento da área Rio, onde essa subestação é o elo de conexão da maior UTE do Brasil ao SIN e do grande fluxo vindo da rede de 500 kv pelas transformações de São José kv, e em segundo porém não menos importante, as cargas dessa região, constituídas por pólos industriais e refinarias, que não podem ter sua produção interrompida por falta de energia bem como as cargas da Ampla e Light que atendem diversos clientes. Desta forma, a formação desta ilha evitaria a perda de uma subestação de grande importância e de diversas cargas, evitando um blecaute, ou seja, o desligamento de linhas de transmissão e a consequente perda do suprimento de cargas em um possível colapso causado por uma grande perturbação. 62

63 4.2 Estudo de Regime Permanente O estudo de regime permanente foi realizado utilizando-se o ANAREDE versão [21]. Para formação da ilha (denominada ITP ) em questão, considerou-se as seguintes ações que seriam deflagradas através de relés, como visto na Tabela 4.1. O subsistema pode ser visto na Figura 37. Tabela 4.1 Ações para formação da ilha Localização dos Relés São José Ilha dos Pombos Entroncamento Rio da Cidade BSB Energia Ação Abertura dos 4 transformadores 500/138 kv Abertura dos circuitos 138 kv para Meriti, Triagem, Fio Cruz, Ficap, São João e Caxias Abertura do circuito duplo 138 kv para Cordovil Abertura do circuito duplo 138 kv para Magé Abertura dos 2 circuitos de 138 kv para Além Paraíba Abertura do circuito duplo 138 kv para Itaocara Abertura dos dois circuitos 138 kv para Macabu Abertura dos 2 transformadores 138/69 kv Abertura do circuito duplo 138 kv para Teresópolis Abertura do circuito 138 kv para Bonfante Abertura do circuito 138 kv para Santa Fé Os casos adotados foram do Plano de Ampliações e Reforços (PAR) do ONS 15-17, seus casos não possuem caráter de planejamento, e sim, objetivo de serem testados em casos de curto prazo e da operação. Em estudos elétricos de sistemas de potência que retratam o desempenho em regime permanente, normalmente estabelece-se a premissa de analisá-lo em suas condições extremas de carga [1]. Para isso, foram usados os casos de Abril-Setembro de 2017 para Carga Pesada e Junho de 2017 para Carga Leve, disponibilizados pelo website do ONS. 63

64 Os estudos pré-operacionais para a integração da UTE Termorio mostraram que, o disjuntor de interligação entre os barramentos 1 e 2 de São José opera aberto para limitação dos níveis de curto-circuito, sendo superado a partir da entrada em operação da 7 a máquina da Termorio, somado ao fluxo vindo da rede de 500 kv. Para o caso estudado, houve a necessidade de trabalhar com o disjuntor de interligação fechado, para que a barra Termorio 1 não formasse outro subsistema isolado do SIN e da ITP, porém quando isso não for verdadeiro, é possível mandar um sinal de fechamento para este disjuntor em caso de blecaute. Visando estudar a possibilidade de trabalhar com esse disjuntor fechado, o sistema foi reproduzido utilizando-se o Anafas com o caso de circuito-circuito máximo para o ano de 2017, juntamente com a informação solicitada ao departamento de Operação do Sistema de Furnas que indicou a capacidade desse disjuntor ser de 50 ka. A placa de dados e de identificação do disjuntor de interligação podem ser vistos na Figura 34 e na Figura 35, respectivamente. O curto-circuito trifásico foi executado nos barramentos da subestação de São José, indicando que a corrente de curto atingiria aproximadamente 80,13% da capacidade do disjuntor, evidenciando a possibilidade de trabalhar com essa interligação fechada. A simulação pode ser observada na Figura

65 Figura 34 Placa de dados do disjuntor de interligação dos barramentos de São José 138 kv Figura 35 Placa de identificação do disjuntor de interligação dos barramentos de São José 138 kv 65

66 Figura 36 Curto circuito trifásico no barramento de São José 138 kv 66