MEDIDAS PARA REDUÇÃO DE NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO: ESTUDO DE CASO DA ÁREA RIO. Pedro Guimarães Trindade

MEDIDAS PARA REDUÇÃO DE NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO: ESTUDO DE CASO DA ÁREA RIO Pedro Guimarães Trindade 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. Orientadoras: Tatiana Mariano Lessa de Assis Marianna Nogueira Bacelar Rio de Janeiro Fevereiro de 2019

MEDIDAS PARA REDUÇÃO DE NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO: ESTUDO DE CASO DA ÁREA RIO Pedro Guimarães Trindade PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO 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. Examinado por: Prof. Tatiana Mariano Lessa de Assis, D.Sc. Marianna Nogueira Bacelar, M.Sc. Prof. Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL FEVEREIRO DE 2019

Guimarães Trindade, Pedro Medidas para redução de níveis de curto-circuito: estudo de caso da área Rio /Pedro Guimarães Trindade. Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2019. XIII, 66 p.: il.; 29, 7cm. Orientadoras: Tatiana Mariano Lessa de Assis Marianna Nogueira Bacelar Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso de Engenharia Elétrica, 2019. Referências Bibliográficas: p. 64 66. 1. Dispositivo limitadores de curto-circuito. 2. Superação de disjuntores. 3. Área Rio. I. Lessa de Assis, Tatiana Mariano et al. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Título. iii

Agradecimentos Primeiramente, agradeço aos meus pais, Antônio e Aparecida, por sempre me apoiarem e incentivarem ao longo da minha vida. Também agradeço à minha irmã, Gabriela, por sempre estar torcendo por mim. À minha namorada, Laís, por todo apoio desde antes do início da faculdade e pela compreensão quando a prioridade foi a realização deste trabalho. Aos amigos da UFRJ, Douglas de Luna, Gabriel dos Santos, Felipe Farage, João Pedro Costa, Larissa Verlaine, Maisa Kashima, Maria de Fátima e Robson Elias. Por toda ajuda durante a graduação e pelos momentos de descontração fora da faculdade. Às minhas orientadoras Tatiana e Marianna, pela orientação. A todos os professores da UFRJ pelos ensinamentos passados durante a graduação e em especial aos professores do DEE, que serviram de motivação para seguir a carreira de engenheiro eletricista. Ao ONS, em especial aos colegas da GET-II e EGP, por todo conhecimento adquirido nestes dois anos de estágio. À minha supervisora Marianna Bacelar, por sempre estar disposta a sanar minhas dúvidas e por propor o tema deste trabalho. À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoas de Nível Superior (CAPES) pela oportunidade de realizar meu intercâmbio por meio do programa ciências sem fronteiras. iv

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. MEDIDAS PARA REDUÇÃO DE NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO: ESTUDO DE CASO DA ÁREA RIO Pedro Guimarães Trindade Fevereiro/2019 Orientadoras: Tatiana Mariano Lessa de Assis Curso: Engenharia Elétrica Marianna Nogueira Bacelar Este trabalho apresenta estudos de curto-circuito com o objetivo de identificar e propôr soluções para o problema de superação de disjuntores nas subestações da área do Rio de Janeiro. É descrita a metodologia utilizada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico e pelos agentes de transmissão, geração e distribuição do Sistema Elétrico Brasileiro nas análises de superação de disjuntores por corrente de curtocircuito simétrica. Além disso, apresentam-se medidas para reduzir níveis de curtocircuito, que são aplicadas em um caso real do Sistema Elétrico Brasileiro com o objetivo de avaliar sua eficácia. Por fim, é feita uma proposta de aplicação de diversas medidas mitigadoras para solucionar o problema de elevados níveis de curtocircuito e a própria superação de disjuntores. v

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Engineer. METHODS TO REDUCE SHORT-CIRCUIT LEVELS: CASE STUDY OF RIO AREA Pedro Guimarães Trindade February/2019 Advisors: Tatiana Mariano Lessa de Assis Marianna Nogueira Bacelar Course: Electrical Engineering This work shows a short-circuit study with the purpose of identifying and suggesting solutions to the problem of overstress of circuit breakers and describes the methodology used by The Brazilian National Power Grid Operator (ONS) and by the transmission, generation and distribution utilities of the Brazilian Electrical System in the overstress analysis caused by symmetrical short-circuit current. Moreover, it presents ways to reduce levels of short-circuit that are applied in a real case of the Brazilian Electrical System which aims to evaluate its efficiency. Finally, it s made a suggestion of applying various mitigating measuares to solve the high short-circuit level problem. vi

Sumário Lista de Figuras Lista de Tabelas Lista de Abreviaturas ix xi xii 1 Introdução 1 1.1 Objetivos................................. 1 1.2 Motivação................................. 2 1.3 Organização do trabalho......................... 2 2 Curto-Circuito 3 2.1 Importância dos estudos de curto-circuito................ 4 2.2 Correntes de curto-circuito........................ 5 2.3 Cálculo de correntes de curto-circuito.................. 7 2.3.1 Componentes simétricas..................... 7 2.3.2 Representação do sistema elétrico em componentes simétricas 9 2.3.3 Curto-circuito trifásico-terra................... 13 2.3.4 Curto-circuito monofásico.................... 14 2.3.5 Curto-circuito bifásico...................... 16 2.3.6 Curto-circuito bifásico-terra................... 17 2.3.7 Cálculo computacional...................... 19 3 Superação de Disjuntores 21 3.1 Superação por corrente de carga..................... 23 3.2 Superação por corrente de curto-circuito simétrica........... 24 4 Medidas Mitigadoras para Redução de Níveis de Curto-Circuito 28 4.1 Medidas Sistêmicas............................ 28 4.1.1 Restrições Operativas....................... 29 4.1.2 Alterações na rede........................ 31 4.2 Recapacitação de instalações e substituição de equipamentos superados 32 vii

4.3 Dispositivos limitadores de curto-circuito (DLCCs).......... 33 4.3.1 Reatores limitadores de curto-circuito (RLCCs)........ 34 4.3.2 Dispositivos Pirotécnicos..................... 39 4.4 Medidas não usuais............................ 42 4.4.1 Elos de corrente contínua..................... 42 4.4.2 TCSC - Capacitor série controlado por tiristor......... 42 4.4.3 Disjuntores eletrônicos de abertura rápida........... 43 5 Caso de Estudo 44 5.1 Descrição do caso............................. 44 5.2 Simulações................................. 49 5.2.1 Reatores Limitadores nas linhas de 500 kv........... 49 5.2.2 Reatores Limitadores nas linhas de 138 kv........... 50 5.2.3 By-pass da SE Eletrobolt..................... 53 5.2.4 Seccionamento do barramento de São José 500 kv....... 53 5.2.5 Seccionamento do barramento da SE Eletrobolt 138 kv.... 55 5.2.6 Seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv... 56 5.2.7 Alteração dos subsistemas da Light............... 57 5.2.8 Separação do sistema da Light em três subsistemas...... 58 5.2.9 Proposta final........................... 60 6 Conclusões 63 Referências Bibliográficas 64 viii

Lista de Figuras 2.1 Circuito equivalente de um curto-circuito................ 5 2.2 Corrente curto-circuito........................... 6 2.3 Diagrama fasorial de sequência zero, positiva e negativa........ 7 2.4 Gerador trifásico.............................. 9 2.5 Diagrama de sequências de um gerador síncrono trifásico........ 9 2.6 Linha de transmissão trifásica....................... 10 2.7 Diagrama de sequência de uma linha trifásica idealmente transposta. 10 2.8 Linhas de transmissão paralelas...................... 11 2.9 Circuito equivalente para linhas de transmissão com acoplamento mútuo..................................... 11 2.10 Circuito equivalente de sequência positiva de transformadores de dois enrolamentos................................ 12 2.11 Circuito equivalente de sequência zero de transformadores de dois enrolamentos................................ 13 2.12 Diagrama de um curto-circuito trifásico................. 13 2.13 Redes de sequência de um curto-circuito trifásico............ 14 2.14 Diagrama de um curto-circuito monofásico................ 15 2.15 Redes de sequência de um curto-circuito monofásico.......... 15 2.16 Diagrama de um curto-circuito bifásico.................. 16 2.17 Diagrama de de sequência de um curto-circuito bifásico......... 17 2.18 Diagrama de um curto-circuito bifásico-terra............... 18 2.19 Diagrama de de sequência de um curto-circuito bifásico-terra..... 19 3.1 Número de disjuntores superados..................... 22 3.2 Causas das superações de disjuntores................... 22 3.3 Correntes passantes para um curto-circuito na barra.......... 24 3.4 Correntes passantes para um curto-circuito na saída da linha..... 25 3.5 Correntes passantes para um curto-circuito na saída da linha com o outro terminal aberto........................... 25 3.6 Metodologia para análise de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica.......................... 27 ix

4.1 Seccionamento de barramento....................... 29 4.2 By-pass de linha.............................. 29 4.3 Aumento da corrente passante pelo disjuntor.............. 30 4.4 Desligamento sequencial.......................... 30 4.5 Atuação de diferentes DLCCs....................... 34 4.6 RLCCs instalados em série com os circuitos alimentadores....... 35 4.7 RLCCs instalados em série com os circuitos de saída.......... 36 4.8 Efeito do RLCC instalado na LT 345 kv Mogi das Cruzes - Itapeti.. 36 4.9 RLCC seccionando barramento...................... 37 4.10 RLCC na usina de Tucuruí........................ 37 4.11 Curto-circuito trifásico em Tucuruí sem reator limitador........ 38 4.12 Curto-circuito trifásico em Tucuruí com reator limitador........ 39 4.13 Dispositivo pirotécnico........................... 40 4.14 Dispositivo pirotécnico em paralelo com um reator limitador...... 41 4.15 Efeito do dispositivo pirotécnico: (a) sem reator; e (b) com reator... 41 4.16 Diagrama TCSC.............................. 42 5.1 Diagrama unifilar simplificado da área Rio................ 45 5.2 Sistema da Light antes da SE Nova Iguaçu................ 46 5.3 Sistema da Light divido em dois subsistemas.............. 47 5.4 Localização dos RLCCs no setor de 500 kv............... 50 5.5 Localização dos RLCCs no setor de 138 kv............... 51 5.6 By-pass da SE Eletrobolt 138 kv..................... 53 5.7 Seccionamento do barramento de São José 500 kv............ 54 5.8 Abertura do barramento da SE Eletrobolt 138 kv............ 55 5.9 Seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv....... 56 5.10 Subsistemas da Light alterados...................... 57 5.11 Sistema da Light dividido em três subsistemas.............. 59 x

Lista de Tabelas 2.1 Principais origens das perturbações na rede básica........... 3 2.2 Principais causas perturbações na rede básica.............. 4 2.3 Curtos-circuitos mais severos....................... 4 3.1 Classificação do estado do disjuntor em relação ao nível de curtocircuito................................... 26 5.1 Nível de curto-circuito nas subestações da área Rio........... 48 5.2 Casos analisados.............................. 50 5.3 Nível de curto-circuito após a instalação de RLCCs no setor de 500 kv. 50 5.4 Casos analisados.............................. 51 5.5 Nível de curto-circuito após a instalação de RLCCs no setor de 138 kv. 52 5.6 Níveis de curto-circuito após By-pass na SE Eletrobolt......... 53 5.7 Casos analisados.............................. 54 5.8 Nível de curto-circuito após o seccionamento de São José 500 kv... 54 5.9 Nível de curto-circuito após o seccionamento do barramento da SE Eletrobolt 138 kv............................. 55 5.10 Nível de curto-circuito após o seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv............................ 57 5.11 Níveis de curto-circuito após alteração no subsistema da Light..... 58 5.12 Níveis de curto-circuito com o sistema da Light dividido em três.... 59 5.13 Níveis de curto-circuito da proposta final................. 61 xi

Lista de Abreviaturas Ω Ohms, p. 37 ANAFAS Análise de Faltas Simultâneas, p. 4 ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica, p. 48 CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, p. 4 DLCC Dispositivo Limitador d Curto-circuito, p. 34 EPE Empresa de Pesquisa Energética, p. 2 GT Grupo de trabalho, p. 2 LT Linha de Transmissão, p. 10 NCC Níveis de curto-circuito, p. 1 ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, p. 2 PAR Plano de Ampliações e Reforços, p. 4 REA Resolução Autorizativa, p. 49 RLCC Reator Limitador de Curto-circuito, p. 35 SEB Sistema Elétrico Brasileiro, p. 1 SE Subestação, p. 24 SIN Sistema Interligado Nacional, p. 2 TCSC Thyristor Controlled Series Capacitor, p. 35 TRT Tensão de Restabelecimento Transitória, p. 22 UHE Usina Hidrelétrica, p. 34 UTE Usina Térmica, p. 52 xii

ka Kiloampere, p. 38 kv Kilovolt, p. 3 xiii

Capítulo 1 Introdução Devido ao aumento da demanda de energia elétrica, o Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) passa por um constante processo de expansão. Com este aumento da demanda, torna-se necessário o aumento da geração de energia elétrica e, consequentemente, o sistema de transmissão também necessita crescer para que seja possível escoar esse novo montante de geração. A conexão desses novos empreendimentos de geração no sistema elétrico aumenta os níveis de curto-circuito (NCC) e os fluxos de corrente na rede. Com isso, equipamentos existentes nessas subestações podem ter seus limites de suportabilidade violados, causando a chamada superação do equipamento. Após a identificação da superação de um equipamento, a solução natural é a substituição por outro de maior suportabilidade, visto que manter um equipamento superado em operação traz riscos para a equipe que trabalha no local e para a própria instalação devido a eventuais explosões. A substituição de um equipamento pode não ser uma tarefa simples, pois pode envolver custos elevados e exigir intervenções no sistema que levem à diminuição da confiabilidade do mesmo. Daí vem a importância de se estudar medidas mitigadoras para reduzir os níveis de curto-circuito. Essas medidas podem trazer soluções temporárias ou definitivas para o problema de superação. 1.1 Objetivos O principal objetivo deste trabalho é apresentar soluções para reduzir os níveis de curto-circuito em subestações, visando evitar a substituição de equipamentos devido à superação por corrente de interrupção simétrica. Para isso, serão apresentadas medidas mitigadoras como aplicações de dispositivos limitadores de curto-circuito e medidas operativas. Essas medidas serão aplicadas em um caso real do Sistema Elétrico Brasileiro em que diversas subestações da área do Rio de Janeiro apresentam altos níveis de curto-circuito, inclusive, acima da capacidade dos equipamentos com 1

maior suportabilidade disponível no mercado nacional. Dessa forma, apresentar uma solução para os problemas detectados nesse caso de estudo também é um objetivo deste trabalho. 1.2 Motivação Os elevados níveis de curto-circuito nas subestações da área Rio de Janeiro trouxeram a necessidade da criação de um grupo de trabalho (GT) denominado GT "Soluções para a redução dos níveis de curto-circuito no Rio de Janeiro". Este grupo é composto pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e por agentes proprietários de instalações da área Rio, como Light e Furnas. O objetivo desse grupo é encontrar medidas para reduzir os níveis de curto-circuito na área Rio. Com as obras já planejadas para esta área, muitas subestações passam a apresentar problemas de superação de equipamentos, comprometendo a evolução do sistema. A participação nas atividades deste GT e a oportunidade de poder estudar sobre um caso real envolvendo o Sistema Interligado Nacional (SIN) foram as grandes motivações para a elaboração do presente trabalho. 1.3 Organização do trabalho O presente trabalho se encontra dividido em 6 capítulos. No capítulo 1, é feita a introdução do trabalho, evidenciando seus objetivos, suas motivações e sua estrutura. No capítulo 2, são apresentados dados estatísticos sobre a ocorrência de curtoscircuitos no SIN, como é feita a modelagem dos componentes da rede para cálculos de corrente curto-circuito e são destacadas algumas aplicações e a importância dos estudos de curto-circuito. Por fim, é feita uma revisão sobre os conceitos de cálculo das correntes de defeito. O capítulo 3 apresenta as metodologias utilizadas pelo ONS e pelos agentes do setor para análise de superação de disjuntores por corrente de interrupção simétrica e por corrente de carga, com foco na superação por corrente de curto-circuito. No capítulo 4, são apresentadas medidas utilizadas para reduzir as correntes de curto-circuito, evidenciando as vantagens e desvantagens de cada uma e mostrando aplicações no Sistema Elétrico Brasileiro. Em seguida, no capítulo 5, é apresentado o estudo de caso em que é ilustrado o problema nas subestações da área Rio e os resultados das aplicações das medidas apresentadas no capítulo anterior. Por fim, no capítulo 6, serão apresentadas as conclusões e sugestões para trabalhos futuros. 2

Capítulo 2 Curto-Circuito Em um sistema elétrico, ocorrem diversos fenômenos que podem causar um curtocircuito. Estes defeitos podem ocorrer devido a problemas de isolação dos condutores, problemas mecânicos, problemas de natureza térmica, problemas de manutenção, etc [1]. De acordo com o relatório de análise de perturbações ocorridas na rede básica 1 referente ao ano de 2017 [3], emitido pelo ONS, as linhas de transmissão são os componentes nos quais se originam a maioria das perturbações do SIN. Isto acontece devido ao fato de as linhas de transmissão percorrerem todo o país, sempre estando sujeitas aos fenômenos naturais (descargas atmosféricas, temporais e ventos) e condições ambientais adversas (queimadas, poluição e vegetação). Na Tabela 2.1 encontram-se os percentuais de ocorrências de perturbações em diferentes componentes do SIN [3]. Tabela 2.1: Principais origens das perturbações na rede básica. Componente (%) Linhas de transmissão 74,92 Controle de reativos 10,99 Transformador 8,03 Outros 6,06 Em 2017, as duas principais causas de perturbações foram condições meteorológicas adversas e queimadas, correspondendo a cerca de 30% das ocorrências. A Tabela 2.2 apresenta as principais causas dos desligamentos na Rede Básica [3]. 1 A Rede Básica do Sistema Interligado Nacional é constituída por linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos de tensão maior ou igual 230 kv. Caso o tensão do primário do transformador seja maior ou igual a 230 kv e o secundário seja de tensões menores, os equipamentos ligados aos enrolamentos de tensões inferiores também compõem a Rede Básica [2]. 3

Tabela 2.2: Principais causas perturbações na rede básica. Causa (%) Condições metereológicas adversas 24 Queimada 16,2 Falhas em equipamentos e acessórios 12,6 Falha humana 8,4 Dispositivos de proteção/teleproteção 5,2 Vegetação 5,6 Fiação 2,4 Outros 25,6 Segundo o relatório de análise estatística de desligamentos forçados de linhas de transmissão de 2017 [4], emitido pelo ONS, cerca de 79% dos desligamentos de linhas de transmissão são devidos aos curtos-circuitos monofásicos, 10% aos curtoscircuitos bifásicos, 1% aos curtos-circuitos trifásicos e 9% aos defeitos sem natureza elétrica [4]. Utilizando o caso de referência de curto-circuito do ONS 2 referente ao ano de 2017, foi gerado um relatório de níveis de curto-circuito pelo programa Análise de Faltas Simultâneas (ANAFAS), software desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). Considerando apenas as barras de tensão maior ou igual 230kV, foi verificado qual tipo de defeito apresentava maior corrente de curtocircuito. Os resultados obtidos para as 968 barras avaliadas se encontram na Tabela 2.3. Tabela 2.3: Curtos-circuitos mais severos. Tipo de defeito (%) Trifásico 46,6 Monofásico 39,6 Bifásico-Terra 13,8 2.1 Importância dos estudos de curto-circuito O curto-circuito não é um fenômeno desejado, porém, não há como evitá-lo. os curto-circuitos não forem eliminados rapidamente, eles podem ocasionar danos irreparáveis aos equipamentos do sistema elétrico. conhecer as correntes de curto-circuito para cada tipo de defeito [1]. Se Por esta razão, é importante 2 Os casos de referência de curto-circuito são uma base de dados elaborada anualmente, mantida pelo ONS e disponível em seu site, contendo a configuração do Sistema Elétrico Brasileiro no horizonte de planejamento do Plano de Ampliações e Reforços (PAR). 4

Os estudos de curto-circuito têm diversas aplicações em um sistema de potência. Dentre elas, podemos destacar: 1. Estudos de proteção, em que os valores das correntes de curto-circuito são imprescindíveis para ajustes dos dispositivos de proteção como relés, religadores e fusíveis [5]; 2. Dimensionamento de linhas de transmissão em relação ao limite suportável de elevação da temperatura durante um curto-circuito; 3. Dimensionamento de transformadores de corrente em relação ao nível de saturação; 4. Dimensionamento e estudos de superação de disjuntores em relação à capacidade de interrupção de correntes de curto-circuito [1]. 2.2 Correntes de curto-circuito O chaveamento do circuito R-L série apresentado na Figura 2.1 representa uma aproximação de um curto-circuito na rede elétrica. Figura 2.1: Circuito equivalente de um curto-circuito. Pela lei de Kirchoff: V L + V R = v(t) (2.1) L di(t) dt A solução da equação 2.2 é: + Ri(t) = 2V sen(ωt + α) (2.2) 5

i(t) = 2V R2 + (ωl) 2 (sen(ωt + α θ) sen(α θ)e t/τ ) (2.3) Em que: θ = tan 1 ωl R (2.4) τ = L R (2.5) A corrente i(t), dada pela equação 2.3, é chamada de corrente de curto-circuito assimétrica e pode ser dividida em duas componentes. A primeira componente, que varia senoidalmente com o tempo, é chamada de componente simétrica e a segunda componente, que varia com uma exponencial decrescente, é chamada de componente contínua [6]. A Figura 2.2 ilustra graficamente a evolução da corrente de curto-circuito assimétrica ao longo do tempo, evidenciando cada uma das duas componentes. Figura 2.2: Corrente curto-circuito. Pela equação 2.3, vemos que a componente contínua é máxima quando (α θ) = 90 e é zero caso (α θ) = 0, ou seja, o grau de assimetria da corrente de curtocircuito está diretamente relacionado com α, que representa o instante de ocorrência do curto-circuito. Os valores de θ são muito próximos de 90 devido às redes de alta tensão serem predominantemente indutivas. Dessa forma, a assimetria máxima ocorre quando α = 0. 6

2.3 Cálculo de correntes de curto-circuito 2.3.1 Componentes simétricas Em 1918, C.L. Fortescue desenvolveu o método das componentes simétricas. Este método é utilizado para representar um sistema desequilibrado de N fases em N sistemas equilibrados, denominados componentes simétricas. Para o caso dos sistemas elétricos de potência trifásicos, haverá três componentes: 1. Componente de sequência zero: representado por três fasores de mesma amplitude e fase. 2. Componente de sequência positiva: representado por 3 fasores de mesma amplitude e defesados de 120, com a mesma sequência de fases do sistema original. 3. Componente de sequência negativa: representado por 3 fasores de mesma amplitude e defasados de 120, com sequência de fases oposta à do sistema original. A Figura 2.3 exemplifica, respectivamente, o diagrama fasorial de sequência positiva, negativa e zero das tensões de fase V a, V b e V c. Figura 2.3: Diagrama fasorial de sequência zero, positiva e negativa. Cada tensão é representada pela soma das três componentes de sequência. A expressão das tensões de um sistema de três fases em termos de componentes simétricas são: V a = V a0 + V a+ + V a (2.6) V b = V b0 + V b+ + V b (2.7) 7

V c = V c0 + V c+ + V c (2.8) Tomando V a+ seguinte forma: como referência, pode-se reescrever as equações 2.6, 2.7 e 2.8 da V a = V a0 + V a+ + V a (2.9) V b = V a0 + a 2 V a+ + av a (2.10) V c = V a0 + av a+ + a 2 V a (2.11) Em que a = 1 120. Como a fase a estará sempre em evidência, o índice a será ocultado para simplificar, tornando V a+, V a, e V a0 em V 1, V 2, e V 0. Dessa forma, as tensões V a, V b e V c podem ser escritas em função das componentes simétricas da fase a da seguinte maneira: V a V b = A V 0 V 1 (2.12) V c V 2 Em que a matriz A é dada por: 1 1 1 A = 1 a 2 a (2.13) 1 a a 2 E para obter as componentes de sequência, basta manipular a equação 2.12, multiplicando os dois lados da equação por A 1, obtendo: V 0 V 1 = A 1 V a V b (2.14) V 2 V c Em que: A 1 = 1 1 1 1 1 a a 3 2 (2.15) 1 a 2 a O conceito de componentes simétricas se torna fundamental no estudo dos curtoscircuitos desbalanceados, que serão abordados nas próximas seções [7]. 8

2.3.2 Representação do sistema elétrico em componentes simétricas A modelagem dos elementos do sistema elétrico torna-se necessária para o cálculo de curtos-circuitos. Nesta seção serão abordadas as representações dos principais elementos de um sistema de potência por suas sequências zero, positiva e negativa. Representação de máquinas síncronas A Figura 2.4 mostra um gerador trifásico conectado em Y, aterrado por meio de uma impedância Z n. Figura 2.4: Gerador trifásico. A Figura 2.5 apresenta a modelagem de cada sequência de um gerador síncrono trifásico. Figura 2.5: Diagrama de sequências de um gerador síncrono trifásico. 9

Em que Z g0, Z g1 e Z g2 são, respectivamente, as impedâncias de sequência zero, positiva e negativa do gerador e E g1 é a tensão interna do gerador [7]. Representação de linhas de transmissão A Figura 2.6, adaptada de [6], mostra a seção de uma linha de transmissão (LT) trifásica. Figura 2.6: Linha de transmissão trifásica. Em que Z aa, Z bb e Z cc são, respectivamente, as impedâncias próprias das fases a, b e c e Z ab, Z bc e Z ac são as impedâncias mútuas entre fases. Considerando que a impedância própria de cada fase tem o mesmo valor (Z aa ) e que a linha de transmissão é idealmente transposta, pode-se assumir que as impedâncias mútuas também tem o mesmo valor (Z ab ). Com isso, a representação de uma LT trifásica é feita por três diagramas de sequências desacoplados, como mostra a Figura 2.7 [6]. Figura 2.7: Diagrama de sequência de uma linha trifásica idealmente transposta. 10

As impedâncias mútuas entre linhas de transmissão devem ser consideradas, pois se tornam relevantes no cálculo dos curtos-circuitos desbalanceados. As impedâncias mútuas de sequência positiva e negativa têm um valor menor que 7% da impedância própria da linha [8]. Por isso, o acoplamento mútuo de sequência positiva e negativa normalmente é desconsiderado. Já a impedância mútua de sequência zero possui um valor significativo, entre 50% e 70% da impedância própria [8]. A Figura 2.8, adaptada de [8], apresenta um caso genérico de duas linhas de transmissão paralelas com acoplamento mútuo. Figura 2.8: Linhas de transmissão paralelas. As quedas de tensão nessas linhas são [8]: V AB = I AB Z AB + I CD Z M (2.16) V CD = I CD Z CD + I AB Z M (2.17) O circuito equivalente de sequência zero para este caso é mostrado na Figura 2.9, adaptada de [8]. Figura 2.9: Circuito equivalente para linhas de transmissão com acoplamento mútuo. Em que Z 0AB e Z 0CD são as impedâncias de sequência zero das linhas, Z 0M é a impedância mútua de sequência zero e I 0AB e I 0CD são as correntes de sequência zero. 11

Também há os casos em que as linhas possuem uma ou duas extremidades em comum. Além disso, pode ocorrer a situação em que apenas um trecho das linhas têm acoplamento mútuo. O circuito equivalente de sequência zero de cada uma dessas situações pode ser visto em detalhes em [9]. Representação de transformadores Desprezando as correntes de magnetização, a impedância de sequência positiva do transformador é a mesma obtida nos ensaios de curto-circuito do transformador. Por ser um elemento elemento passivo do sistema, a impedância de sequência negativa do transformador tem o mesmo valor da impedância de sequência positiva [1]. A Figura 2.10 mostra o circuito equivalente de sequência positiva e negativa de um transformador. Figura 2.10: Circuito equivalente de sequência positiva de transformadores de dois enrolamentos. No caso da modelagem dos transformadores, é importante saber o tipo de ligação do transformador, pois o circuito de sequência zero é característico para cada uma delas. A Figura 2.11 apresenta o circuito equivalente de sequência zero de um transformador para cada tipo de ligação [1]. 12

Figura 2.11: Circuito equivalente de sequência zero de transformadores de dois enrolamentos. 2.3.3 Curto-circuito trifásico-terra O curto-circuito trifásico-terra ocorre quando as três fases do sistema se conectam por meio de uma impedância Z f e fecham contato com a terra. Em sistemas equilibrados, o curto-circuito trifásico e o curto-circuito trifásico-terra não apresentam diferenças. A Figura 2.12 mostra o diagrama de um curto-circuito trifásico em uma rede genérica. Figura 2.12: Diagrama de um curto-circuito trifásico. As condições de contorno para este tipo de defeito são: 13

Utilizando estes valores na equação 2.14, têm-se: V a V b V c I a I b I c V 0 V 1 V 2 I a Z f = I b Z f (2.18) I c Z f 1 = I a a 2 (2.19) a 0 = I 1 Z f (2.20) 0 Estes resultados mostram que as componentes simétricas de sequência zero e sequência negativa das tensões são nulas. Com isso, o curto-circuito trifásico pode ser representado como mostra a Figura 2.13. Figura 2.13: Redes de sequência de um curto-circuito trifásico. Pela Figura 2.13, verifica-se que o circuito de sequência positiva é o único ativo, portanto, ele é o único que é considerado no cálculo de curtos-circuitos trifásicos. A corrente de sequência positiva da fase a é dada pela seguinte expressão: [1] I 1 = 2.3.4 Curto-circuito monofásico E g1 Z 1 + Z f (2.21) O curto-circuito monofásico acontece no caso em que uma fase da linha de transmissão fecha contato com a terra por meio de uma impedância de falta Z f. A Figura 2.14 apresenta o digrama de um curto-circuito monofásico em uma rede genérica. 14

Figura 2.14: Diagrama de um curto-circuito monofásico. As condições de contorno para este tipo de defeito são: V a = Z f I a (2.22) Substituindo a equação 2.23 na equação 2.14,obtêm-se: I b = I c = 0 (2.23) I 1 = I 2 = I 0 = I a 3 Em seguida, utilizando as equações 2.24 e 2.6 na equação 2.22, têm-se: (2.24) (V 1 + V 2 + V 0 ) = 3Z f I 1 (2.25) Para que as equações 2.23 e 2.25 sejam satisfeitas, é necessário que os três circuitos de sequência sejam conectados em série, como mostra a Figura 2.15 [1]. Figura 2.15: Redes de sequência de um curto-circuito monofásico. Assim, as componentes simétricas da corrente para um curto-circuito monofásico são dadas pela expressão: 15

I 0 = I 1 = I 2 = E g1 Z 0 + Z 1 + Z 2 + 3Z f (2.26) E a corrente que passa efetivamente na fase a, que é a corrente que o disjuntor deve interromper, é obtida utilizando a equação 2.26 na equação 2.12: I a = 2.3.5 Curto-circuito bifásico 3E g1 Z 0 + Z 1 + Z 2 + 3Z f (2.27) O curto-circuito bifásico ocorre quando duas fases do sistema fecham contato entre si por meio de uma impedância Z f. A Figura 2.16 apresenta o diagrama de um curto-circuito bifásico entre as fases b e c em uma rede genérica. Figura 2.16: Diagrama de um curto-circuito bifásico. Este tipo de defeito apresenta as seguintes condições de contorno: I a = 0 (2.28) I b = I c (2.29) V b V c = Z f I b (2.30) Substituindo as equações 2.29 e 2.30 na equação 2.12, obtêm-se: I 0 = 0 (2.31) I 1 = 1 3 (a a2 )I b (2.32) I 2 = 1 3 (a2 a)i b = I 1 (2.33) 16

E utilizando as equações 2.10 e 2.11 na equação 2.30: V 1 V 2 = Z f I b (2.34) Para que as equações 2.33 e 2.34 sejam satisfeitas, conclui-se que, para representar o curto-circuito bifásico, os circuitos de sequência positiva e negativa devem ser conectados em paralelo, como mostra a Figura 2.17. Figura 2.17: Diagrama de de sequência de um curto-circuito bifásico. Pelo circuito apresentado na Figura 2.17, as componentes simétricas das corrente são dadas por: I 1 = I 2 = E g1 Z 1 + Z 2 + Z 0 (2.35) E utilizando as equações 2.31 e 2.35 na equação 2.12, obtém-se as correntes nas fases b e c [7]. I b = I c = 2.3.6 Curto-circuito bifásico-terra j 3E g1 Z 1 + Z 2 + Z f (2.36) O curto-circuito bifásico-terra ocorre quando duas fases do sistema se conectam e fecham contato com a terra por meio de uma impedância Z f. A Figura 2.18 apresenta o diagrama de um curto-circuito bifásico-terra entre as fases b e c em uma rede genérica. 17

Figura 2.18: Diagrama de um curto-circuito bifásico-terra. O curto-circuito bifásico-terra tem como condições de contorno: I a = 0 (2.37) V b = V c (2.38) V b = Z f (I b + I c ) (2.39) Transformando as tensões e correntes de fase das equações 2.37, 2.38 e 2.39 em componentes simétricas, obtêm-se: I 0 + I 1 + I 2 = 0 (2.40) V 2 = V 1 (2.41) V 0 V 1 = 3Z f I 0 (2.42) Para que estas condições sejam satisfeitas, os circuitos de sequência devem ser conectados da forma que é mostrada na Figura 2.19. 18

Figura 2.19: Diagrama de de sequência de um curto-circuito bifásico-terra. Pela análise do circuito apresentado na Figura 2.19, as componentes simétricas das correntes são dadas pelas expressões: I 1 = E g1 Z 1 + [Z 2 //(Z 0 + 3Z f )] (2.43) Z 0 + 3Z f I 2 = I 1 (2.44) Z 0 + 3Z f + Z 2 I 0 = I 1 Z 2 Z 0 + 3Z f + Z 2 (2.45) E utilizando as equações 2.43, 2.44 e 2.45 na equação 2.14, têm-se as correntes de fase [7]. 2.3.7 Cálculo computacional Nas análises de sistemas de grande porte, com um grande número de barras, o cálculo manual das correntes de curto-circuito se torna inviável, sendo então necessário fazer o uso de ferramentos computacionais. Nos métodos computacionais, o sistema é representado matricialmente, através de suas admitâncias (Y Barra ) ou suas impedâncias (Z Barra ) [10]. A matriz Y Barra é a matriz de admitância nodal da rede. Tem como características ser uma matriz quadrada, simétrica e esparsa. Os elementos da diagonal (Y kk ) dessa matriz são obtidos por meio da soma das admitâncias conectadas à barra k e os elementos fora da diagonal (Y km ) são obtidas pela soma das admitâncias que conectam as barras k e m, com sinal invertido [11]. A matriz Z Barra é a matriz de impedância nodal e a maneira mais simples de obtê-la é por meio da inversão da matriz Y Barra. No entanto, em sistemas de grande porte, esta inversão não é recomendada devido ao elevado número de operações matemáticas necessárias para realizar tal inversão, cujas aproximações podem levar a resultados totalmente incorretos [11]. Os elementos da diagonal (Z kk ) da matriz Z Barra fornecem a impedância de Thévenin vista pela barra k, que é uma informação importante nos cálculos de curto-circuito [10]. 19

Para os cálculos de curto-circuito, não é necessário que se conheça todos os elementos da matriz Z Barra, apenas os elementos referentes às colunas relativas as barras envolvidas no curto-circuito. Como os métodos para obtenção da matriz Z Barra são mais complexos quando comparados aos métodos para construção da Y Barra, é comum a utilização da representação do sistema pela matriz de admitâncias e a partir da fatoração da matriz Y Barra obtém-se facilmente os elementos de interesse da matriz Z Barra [6]. Para calcular as correntes de curto-circuito utilizando a matriz Z Barra, utilizam-se as mesmas equações apresentadas nesse capítulo, porém, as impedâncias de sequência positiva, negativa e zero são calculadas a partir do elemento da diagonal das matrizes Z Barra. Por exemplo, a corrente para um defeito monofásico na barra k fica da seguinte forma [6]: I 1ϕ = 3E g1 Z 0kk + Z 1kk + Z 2kk + 3Z f (2.46) Em que Z 0kk, Z 1kk e Z 2kk são, respectivamente, os elementos da diagonal das matrizes Z Barra de sequência zero, positiva e negativa. Pode-se ainda calcular a tensão em qualquer barra do sistema durante a falta. Para isso, basta utilizar a equação 2.47 para calcular a variação da tensão e depois somar com a tensão antes do defeito [6]. V = Z Barra I (2.47) Em que V é um vetor contendo a variação da tensão em cada barra e I é um vetor com os valores de corrente em cada barra durante o defeito. Com as variações de tensão já calculadas, utiliza-se a equação 2.48 para obter as tensões nas barras durante o defeito [6]. V k = V prek + V k (2.48) Em que V prek é a tensão imediatamente antes da falta na barra k. Conhecendo as tensões de todas as barras durante o defeito, pode-se calcular as correntes em cada ramo do sistema pela equação 2.49 [6]. I km = V k V m Z km (2.49) No capítulo 3 serão apresentadas as metodologias utilizadas pelo ONS e pelos agentes de transmissão, geração e distribuição para análise de superação de equipamentos. Para os estudos de superação por correntes de curto-circuito, uma das etapas é o cálculo das correntes de curto-circuito, conforme descrito aqui. 20

Capítulo 3 Superação de Disjuntores O aumento da demanda de energia elétrica traz a necessidade do crescimento da potência instalada e da rede de transmissão do sistema elétrico. Como consequência desta expansão, há uma elevação dos níveis de curto-circuito e da correntes que fluem na rede, que podem ter seus valores aumentados a ponto de ultrapassarem os limites de suportabilidade nominal dos disjuntores existentes. A violação destes limites é chamada de superação de disjuntores. O documento "Critérios para Análise de Superação de Equipamentos e Instalações de Alta Tensão"[12], emitido pelo ONS, estabelece as diretrizes para a análise de superação de equipamentos como disjuntores, chaves secionadoras, bobinas de bloqueio e transformadores de corrente. Essas diretrizes foram acordadas entre o ONS e os agentes do Setor Elétrico Brasileiro e elas consideram que as seguintes grandezas devem ser monitoradas e comparadas à suportabilidade nominal dos equipamentos, sendo elas assumidas como indicadores de superação: Corrente de Carga; Corrente de Curto-Circuito (Simétrica e Assimétrica); Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT); Constante de tempo da rede (X/R). É de responsabilidade do ONS a elaboração do Plano de Ampliações e Reforços, que inclui a análise de superação das capacidades nominais de disjuntores. O estudo de curto-circuito é insumo fundamental na análise de superação. No relatório de estudos de curto-circuito, elaborado pelo ONS e descrito no submódulo 11.3 dos Procedimentos de Rede 3, são fornecidas as informações necessárias para identificação dos disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica [14]. 3 Os Procedimentos de Rede são documentos elaborados pelo ONS com a participação dos agentes e aprovados pela ANEEL, que estabelecem os procedimentos e requisitos técnicos necessários ao planejamento, implantação, uso e operação do SIN; e as responsabilidades do ONS e dos agentes [13]. 21

A partir dos últimos relatórios do PAR, foram levantados os dados relativos à quantidade de disjuntores indicados para troca nos últimos anos. A Figura 3.1 mostra o número de disjuntores superados indicados para troca nos últimos cinco ciclos do PAR 4. Figura 3.1: Número de disjuntores superados. Pela Figura 3.1 vê-se que a quantidade de disjuntores indicados em cada ciclo é aleatória, podendo aumentar ou diminuir a cada ciclo e que nos últimos cinco ciclos do PAR foram indicados 348 disjuntores para substituição. Também foram verificadas as causas das superações desses disjuntores, conforme mostra a Figura 3.2. Figura 3.2: Causas das superações de disjuntores. A Figura 3.2 mostra que dos 348 disjuntores indicados nos últimos ciclos do PAR, 307 foram devido à superação por corrente de curto-circuito simétrica, 17 por corrente nominal e 24 por outros motivos. 4 O ciclo do PAR é o horizonte de análise nos estudos do PAR, que compreende o período entre o primeiro e o quinto ano subsequente ao ano de elaboração do plano. 22

Como a maior parte das superações de disjuntores do SIN acontecem por corrente de curto-circuito simétrica e corrente de carga, somente serão abordadas neste capítulo as metodologias para análise de superação por estas duas grandezas. A metodologia para análise de superação por corrente de curto-circuito simétrica será mais detalhada por ser o foco do presente trabalho. As metodologias para análise de superação por outras causas podem ser vistas em detalhe em [15] e [12]. A seguir, serão apresentadas as metodologias utilizadas pelo ONS e pelos agentes de transmissão, geração e distribuição do setor elétrico para identificar disjuntores superados por corrente de carga ou corrente de curto-circuito. Essas metodologias estão descritas em detalhes em [16] e [17]. 3.1 Superação por corrente de carga A superação por corrente de carga ocorre quando o equipamento é submetido a uma corrente superior à sua corrente nominal, para as condições de rede íntegra e de rede alterada [12]. A condição de rede íntegra é a condição normal de operação, ou seja, quando todos os equipamento estão disponíveis. Já a condição de rede alterada é o caso em que algum equipamento está fora de operação, seja por defeito ou manutenção. Nos estudos de fluxo de potência são analisadas as condições mais severas, ou seja, as situações que determinam o maior carregamento de cada vão da subestação (SE) em análise. Dessa forma, deve ser analisado o maior carregamento em cada vão da subestação nas seguintes situações [12]. 1. Com todos os vãos em operação; 2. Com um disjuntor em manutenção; 3. Com uma barra em manutenção (para os arranjos Disjuntor e Meio e Barra Dupla Disjuntor Duplo [18]); 4. Quando o disjuntor interligador 5 estiver sendo utilizado deve ser analisado o maior carregamento do mesmo (para os arranjos Barra Dupla com Disjuntor simples a 4 ou 5 chaves e Barra Principal e Transferência [18]). A referência [16] descreve detalhadamente a metodologia empregada na análise de superação por corrente de carga. 5 Disjuntor utilizado para unir duas seções de barramento. 23

3.2 Superação por corrente de curto-circuito simétrica A superação por corrente de curto-circuito simétrica ocorre quando são identificadas correntes de curto-circuito simétricas superiores às capacidades de interrupção simétrica do disjuntor. A análise de superação de disjuntores começa com a escolha do caso de estudo que será utilizado no programa de cálculo de curto-circuito. Este caso deve conter toda a modelagem da rede a ser analisada e, para que sejam obtidas as maiores correntes de curto-circuito, todos os componentes da rede são considerados ligados [19]. Em seguida, é utilizado o programa de cálculo de curto-circuito para a obtenção das correntes de defeito monofásico, trifásico e bifásico-terra nas barras do sistema analisado. A próxima etapa consiste em comparar os níveis de curto-circuito na barra com o menor valor da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores instalados no barramento. Caso a relação entre a maior corrente de defeito e o menor valor de capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores instalados no barramento seja maior que 100%, a subestação apresentará indícios de superação e então deverá ser feita uma análise mais detalhada para comprovar a superação de algum disjuntor da subestação. Esta análise mais detalhada consiste em verificar a corrente passante por cada vão da subestação e compará-la com o valor da capacidade de interrupção simétrica do disjuntor deste vão [20]. Para obter a corrente mais severa que efetivamente passa por cada disjuntor, são simuladas três situações. A seguir serão ilustradas cada uma dessas situações, exemplificando o estudo de corrente passante para o disjuntor 4 (DJ 4 ). 1. Na primeira situação aplica-se um curto-circuito na barra, como mostra a Figura 3.3, adaptada de [21]. Figura 3.3: Correntes passantes para um curto-circuito na barra. 24

Nesta situação, ocorre um curto na barra e a corrente que passa pelo disjuntor é a própria corrente do vão que ele está instalado. 2. Na segunda situação aplica-se um curto-circuito na saída da linha, como mostra a Figura 3.4, adaptada de [21]. Figura 3.4: Correntes passantes para um curto-circuito na saída da linha. Nesta situação, o curto-circuito ocorre na saída da linha e a corrente de que passa pelo disjuntor é a soma das correntes de todos os vãos conectados à barra, com exceção da corrente que vem do terminal adjacente ao que o disjuntor está instalado. 3. Na terceira situação aplica-se um curto-circuito na saída da linha com o outro terminal da linha aberto, como mostra a Figura 3.5, adaptada de [21]. Figura 3.5: Correntes passantes para um curto-circuito na saída da linha com o outro terminal aberto. Nessa situação é simulado um curto-circuito na saída da linha e considera-se que, por uma falha da proteção primária, o disjuntor da outra extremidade da linha abre antes do disjuntor em análise. Esta condição é chamada de line-out e normalmente é a condição mais severa [22]. Em cada uma das três situações, são feitas simulações para um curto-circuito monofásico, trifásico e bifásico-terra, totalizando nove simulações por vão. Então, 25

compara-se o valor de capacidade de interrupção simétrica do disjuntor instalado no vão com a maior corrente calculada nessas nove simulações [21]. De acordo com o resultado da comparação entre a corrente de curto-circuito e a capacidade de interrupção simétrica, um disjuntor pode apresentar três estados. A Tabela 3.1 apresenta as condições necessárias para um disjuntor ser classificado em cada estado. Tabela 3.1: Classificação do estado do disjuntor em relação ao nível de curto-circuito. Condição Estado Icc Calculada Icc Nominal Superado 0,9 Icc Nominal Icc Calculada <Icc Nominal Alerta Icc Calculada < 0, 9 Icc Nominal Não Superado A metodologia para análise de superação por corrente de curto-circuito simétrica se encontra sumarizada no fluxograma apresentado na Figura 3.6, reproduzido de [16]. 26

Figura 3.6: Metodologia para análise de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica. Caso sejam detectadas superações de disjuntores devido à correntes de curtocircuito, deve-se efetuar a troca destes equipamentos ou pode-se utilizar medidas mitigadoras para reduzir os níveis de curto-circuito, fazendo com que o disjuntor deixe de estar superado. Algumas dessas medidas serão apresentadas no capítulo 4. 27

Capítulo 4 Medidas Mitigadoras para Redução de Níveis de Curto-Circuito Com a detecção da superação de equipamentos devido à elevação dos níveis de curtocircuito, é imprescindível adotar soluções para eliminar essas superações. A medida natural e, em geral, mais simples, é a troca dos equipamentos superados por outros com uma maior capacidade. Porém, quando o número de equipamentos superados é elevado ou a substituição deles seja de difícil implementação por limitações operativas, esta medida torna-se uma opção pouco viável por não apresentar um bom custo-benefício. Além da substituição de equipamentos, é possível aplicar medidas para reduzir os níveis de curto-circuito, limitando-os a um valor que o equipamento seja capaz de suportar. A seguir serão apresentadas diversas medidas, provisórias e definitivas, para solucionar o problema de superação de disjuntores. 4.1 Medidas Sistêmicas As medidas sistêmicas geralmente são soluções de menor custo e de caráter emergencial. Elas devem ser provisórias, pois normalmente causam perda de confiabilidade e flexibilidade operativa. Estas medidas são utilizadas quando é necessária a implantação de soluções em um curto período de tempo, até que sejam desenvolvidas alternativas definitivas. As medidas sistêmicas podem ser divididas em dois grupos: 1. Restrições operativas; 2. Modificações na rede. 28

4.1.1 Restrições Operativas Seccionamento de barramento Esta medida acarreta a diminuição dos níveis de curto-circuito monofásico, trifásico e bifásico. Ela consiste na divisão do barramento em dois e está ilustrada na Figura 4.1, adaptada de [16]. Figura 4.1: Seccionamento de barramento. Pela Figura 4.1 vê-se que, sem o seccionamento, o barramento recebe a contribuição de quatro circuitos e, após a separação, cada uma das barras recebe a contribuição de apenas dois. A diminuição do nível de curto-circuito acontece devido ao fato de os circuitos conectados a uma das barras não contribuírem para um defeito na outra. By-pass de linha O by-pass é utilizado para que circuitos que estejam conectados à barra deixem de contribuir para o defeito, reduzindo o nível de curto-circuito. A Figura 4.2, adaptada de [16], mostra os efeitos do by-pass de linha. Figura 4.2: By-pass de linha. A Figura 4.2, adaptada de [16], mostra que, sem o by-pass de linha a barra recebe a contribuição de quatro circuitos e, após o by-pass, apenas dois circuitos contribuem para o defeito. 29

Desligamentos sequenciais Por meio desta medida o disjuntor superado só irá operar após a abertura de outros disjuntores de terminais remotos. Dessa forma, no momento da abertura do disjuntor a corrente passante por ele é menor, fazendo com que ele possa operar normalmente [22]. As Figura 4.3 e 4.4 ilustram o uso desta medida. A Figura 4.3 mostra o caso em que a conexão de uma nova unidade geradora acarreta a superação de um disjuntor da subestação (DJ 1 ). Antes da conexão dessa nova geração, a corrente passante pelo disjuntor DJ 1, no momento de sua abertura, era I 1 +I 2 e após a conexão, passa a ser I 1 +I 2 +I 3, violando a capacidade de interrupção do disjuntor. Figura 4.3: Aumento da corrente passante pelo disjuntor. Com o desligamento sequencial, ilustrado na Figura 4.4, o disjuntor da nova unidade geradora (DJ 2 ) opera antes do disjuntor superado (DJ 1 ). Com isso, a corrente que o disjuntor DJ 1 interrompe uma corrente menor, dentro do seus limites de suportabilidade. Figura 4.4: Desligamento sequencial. Desligamentos de geradores e compensadores síncronos Os geradores e compensadores síncronos são fontes de contribuição para os defeitos. Com o desligamentos desses componentes, a contribuição deles passa a ser nula e, consequentemente, o nível de curto-circuito diminui [23]. Utilizar o desligamento de geradores e compensadores como medida mitigadora para redução de correntes de curto-circuito tem como consequência uma maior 30

dificuldade para os operadores do sistema fazerem o controle de tensão, visto que estes equipamentos são utilizados para controle de tensão. 4.1.2 Alterações na rede Alteração do aterramento do neutro de transformadores Esta medida altera a rede de sequência zero, ou seja, não é eficaz para redução de curtos-circuitos trifásicos. Já o defeito monofásico é diretamente influenciado por uma mudança na rede sequência zero. Na seção 2.3 foi visto que, para um curto-circuito monofásico, a corrente de defeito é dada por: I 1ϕ = 3E g1 Z 0 + Z 1 + Z 2 + 3Z f (4.1) Desconsiderando a impedância de falta Z f e utilizando a aproximação que Z 2 = Z 1, a equação 4.1 fica da seguinte forma: E para um circuito trifásico: I 1ϕ = 3E g 1 Z 0 + 2Z 1 (4.2) I 3ϕ = E g 1 Z 1 (4.3) Comparando as duas equações acima, percebe-se que o curto-circuito monofásico é mais severo quando Z 1 > Z 0, ou seja, para os casos em que se deve limitar o curto-circuito monofásico basta aumentar a impedância de sequência zero. Uma forma de se fazer isso é através da conexão de uma impedância no neutro do transformador. Um sistema aterrado através de altas impedâncias tem como vantagem uma baixa corrente de defeito monofásico. No entanto, as tensões nas fases sãs podem atingir valores muito elevados. Já os sistemas solidamente aterrados ou aterrados através de baixa impedância apresentam correntes de defeito monofásicas mais elevadas e tensões nas fases sãs reduzidas [5]. O aterramento através de alta impedância traz a vantagem das baixas correntes de defeito monofásico, porém, do ponto de vista da proteção, isso pode ser considerado uma desvantagem, visto que os relés de neutro perdem a sensibilidade [5]. 31

Especificação de novos equipamentos de geração e transformação Ao se instalar um novo transformador ou uma nova unidade geradora, pode-se optar pela utilização de equipamentos com uma impedância maior que a usual, aumentando a impedância do sistema e consequentemente diminuindo o nível de curto-circuito [22]. Esta medida não é comummente utilizada, principalmente devido ao seu custo elevado, quando comparado com a substituição dos disjuntores superados por outros de maior capacidade. No entanto, recentemente foi recomendada pela Empresa de Pesquisa Energética a troca de um grupo de transformadores de 230/13,8 kv e 230/23 kv das subestações da região metropolitana de Porto Alegre para limitar os níveis de curto-circuito na rede de distribuição que faz fronteira com a rede de transmissão em nível de tensão de 230 kv. A impedância recomendada para estes novos transformadores é de no mínimo 29% na base do equipamento [24], sendo que de acordo com o submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede do ONS, a impedância dos transformadores deve ser de no máximo 14% na base do equipamento [25]. Neste caso, dois fatores foram considerados para escolha dessa medida. O primeiro é a restrição de espaço físico nas subestações, impossibilitando a instalação de equipamentos com a finalidade de limitar as correntes de curtocircuito, e por estarem localizadas dentro do perímetro urbano, a expansão da subestação por meio da compra de terrenos adjacentes não é viável ou apresenta um custo elevado. O segundo fator é a abrangência da superação, que afeta um grande número de equipamentos da rede de distribuição, cujos limites de curto-circuito são naturalmente inferiores aos da rede de transmissão. Especificamente no caso citado, os limites de curto-circuito dos equipamentos existentes de 13,8 kv são de 10,6 ka e de 23 kv são de 8 ka, enquanto que os da rede de 230 kv variam entre 23,6 ka e 40 ka. 4.2 Recapacitação de instalações e substituição de equipamentos superados Esta medida consiste na troca ou recapacitação dos equipamentos superados da subestação, como disjuntores, chaves secionadoras, transformadores de corrente, barramentos, entre outros. Por ter um alto custo, essas medidas muitas vezes tornam-se inviáveis. Além disso, deve ser levado em consideração o impacto sistêmico causado pelas intervenções necessárias para a execução das obras, que, por serem de grande porte, podem levar um longo período de tempo. 32

Também deve ser levado em consideração o estágio de envelhecimento dos equipamentos da subestação, desempenho, disponibilidade e custos com peças de reposição e serviços de manutenção Um aspecto muito importante que também deve ser analisado é a disponibilidade de espaço físico nas subestações. Pode ser inviável a utilização de dispositivos limitadores de curto-circuito, por não haver espaço para sua instalação, sendo então necessário optar pela troca do equipamento superado. Este caso ocorreu com as subestações elevadoras das Usinas Hidrelétricas (UHE) Jupiá e Ilha Solteira. Há também casos específicos em que a subestação se encontra em áreas valorizadas, sendo então viável fazer a substituição de SEs convencionais por SEs isoladas a gás SF6, que ocupam um espaço menor e possibilitam uma ampliação da subestação sem a necessidade da compra de terrenos adjacentes ou até mesmo a venda do terreno que não está mais sendo utilizado [26]. 4.3 Dispositivos limitadores de curto-circuito (DLCCs) Os DLCCs são utilizados com o intuito de limitar as correntes de curto-circuito e evitar que equipamentos existentes na rede tenham seus limites de suportabilidade violados. A utilização de DLCCs torna-se uma alternativa atrativa para resolver problemas de superação de equipamentos, pois com apenas a instalação de um DLCC pode-se evitar a troca de diversos equipamentos superados. Para um DLCC ser efetivo, ele deve ter algumas características. Uma delas é apresentar baixa impedância durante a operação normal, mas apresentar uma alta impedância durante o curto-circuito. Também é importante que a transição entre o modo de operação normal e o modo limitador seja rápida, tenha baixo custo, baixa necessidade de manutenção, uma longa vida útil e dimensões reduzidas [26]. Os DLCCs podem operar de duas formas: limitando ou interrompendo a corrente de curto-circuito. No primeiro caso, a interrupção da corrente é feita em tempos extremamente curtos, não permitindo que o valor assimétrico máximo da corrente de curto-circuito seja alcançado. No outro caso, é inserida uma alta impedância no sistema no momento do defeito, diminuindo a amplitude da corrente de curto-circuito e permitindo que o disjuntor possa interromper esta corrente com segurança. A Figura 4.5, adaptada de [27], mostra como os diferentes tipos de DLCCs se comportam na ocorrência de um defeito. 33

Figura 4.5: Atuação de diferentes DLCCs. Na Figura 4.5, a curva (a) mostra como atuam os dispositivos que limitam a corrente de curto-circuito. No instante t = 0, acontece o curto-circuito e a corrente começa a crescer, até que no instante t 1 o DLCC atua limitando a corrente de defeito, que passa a apresentar uma amplitude relativamente pequena até que a corrente seja interrompida pelo disjuntor no instante t 2. A curva (b) mostra o comportamento dos dispositivos que interrompem as correntes de defeito. Para um curto-circuito em t = 0, o DLCC atua em t 3, levando a corrente a zero até que o sistema seja recomposto. No presente trabalho, serão abordados os DLCCs que atuam das duas maneiras. Dentre os que atuam limitando as correntes de curto-circuito estão os reatores limitadores de curto-circuito (RLCCs) e o capacitor série controlado por tiristor (TCSC). Os dispositivos pirotécnicos e disjuntores de abertura rápida atuam interrompendo as correntes de defeito. 4.3.1 Reatores limitadores de curto-circuito (RLCCs) Os RLCCs têm sido empregados com sucesso no Brasil há muitos anos. Eles são a tecnologia mais antiga em termos de redução de nível de curto-circuito e os que normalmente apresentam menor custo. Estes DLCCs limitam a corrente de curto-circuito devido à queda de tensão em seus terminais, que se eleva durante um defeito. No entanto, têm como desvantagem apresentar uma queda de tensão permanente em regime normal, o que resulta em perdas constantes [28]. A análise do espaço físico na subestação é muito importante antes de se optar pela instalação de um RLCC, pois, devido ao campo magnético produzido pelos reatores, deve-se respeitar uma distância mínima entre as fases e pode ser necessário 34

até mesmo a instalação de telas, visando restringir a circulação de trabalhadores ao redor do equipamento. Em instalações já existentes, e que não possuem um grande espaço físico disponível, este pode ser um fator de restrição para a instalação de um RLCC. Como já foi mencionado, o RLCC introduz perdas ao sistema. Por isso, é importante fazer uma análise dessas perdas do ponto de vista econômico para garantir que a instalação do RLCC seja mais benéfica do que a substituição de equipamentos superados. Para calcular o valor da impedância do RLCC são realizados estudos de curtocircuito para definir qual valor é necessário para limitar a corrente de defeito, estudos de fluxo de potência para determinar os valores de queda de tensão e perdas que o RLCC irá introduzir e estudos de transitórios eletromagnéticos para reavaliar requisitos de TRT no disjuntor do vão onde o RLCC será instalado [26]. Os RLCCs podem ser instalados de três formas diferentes: 1. Em série com os circuitos alimentadores Esta forma de instalar os RLCCs é ilustrada na Figura 4.6, adaptada de [22]. Tem como vantagem limitar a contribuição de cada um dos circuitos alimentadores, porém, provoca perdas elevadas quando comparadas às perdas obtidas com a instalação do RLCC de outras formas. Figura 4.6: RLCCs instalados em série com os circuitos alimentadores. 35

Na Figura 4.6 são mostrados os casos em que o DLCC está conectado em série com os transformadores e com o geradores. 2. Em série com os circuitos de saída Nesse caso, os circuitos em que os RLCCs são instalados passam a receber uma contribuição menor quando ocorre um curto-circuito. A Figura 4.7, adaptada de [22], mostra como é feita este tipo de instalação. Figura 4.7: RLCCs instalados em série com os circuitos de saída. Como exemplo de aplicação no Brasil, há os reatores instalados nos dois circuitos da LT 345 kv Mogi das Cruzes - Itapeti. Estes RLCCs tem 9 Ω cada e estão localizados na subestação Mogi das Cruzes. Utilizando o caso de referência de curto-circuito do ONS referente ao ano de 2018, foi simulado, um curto-circuito trifásico nas barras de Mogi das Cruzes e Itapeti 345 kv para os casos sem e com o reator limitador respectivamente. Os resultados são apresentados na Figura 4.8. Figura 4.8: Efeito do RLCC instalado na LT 345 kv Mogi das Cruzes - Itapeti. Pela Figura 4.8 verifica-se que o RLCC reduz significativamente o curtocircuito na SE Mogi das Cruzes 345 kv. A redução é de cerca de 11 ka e corresponde a uma diminuição de 27% no nível de curto-circuito trifásico. 36

3. Seccionando um barramento. A utilização de um reator limitador seccionando o barramento de uma subestação, como mostra a Figura 4.9, adaptada de [22], traz a grande vantagem de viabilizar a operação de barramentos que foram seccionados operarem fechados, aumentando a confiabilidade e a flexibilidade operativas. Figura 4.9: RLCC seccionando barramento. A realização de estudos para verificar a possibilidade de equilibrar as cargas em cada uma das barras é importante para evitar altas correntes circulando pelo equipamento, diminuindo as perdas. Um exemplo da utilização de um RLCC seccionando um barramento no SIN é o da usina de Tucuruí. A construção dessa usina ocorreu em duas etapas e foi verificado que, com a conclusão da segunda etapa, os disjuntores da primeira etapa, com capacidade de interrupção simétrica de 40 ka, seriam superados. Após diversos estudos, optou-se pela instalação de um RLCC de 20 Ω conectando os barramentos associados às duas etapas da usina, como mostra a Figura 4.10. Figura 4.10: RLCC na usina de Tucuruí. 37

Novamente, utilizando o caso de referência de curto-circuito do ONS para o ano de 2018, foi simulado um curto-circuito trifásico na barra de 500 kv da usina de Tucuruí em duas situações: com o reator limitador desligado e com reator limitador ligado. Ressalta-se que, neste caso, todas as 23 unidades geradoras da usina de Tucuruí estão em operação. Os resultados são apresentados nas Figuras 4.11 e 4.12. Figura 4.11: Curto-circuito trifásico em Tucuruí sem reator limitador. 38

Figura 4.12: Curto-circuito trifásico em Tucuruí com reator limitador. Com o RLCC instalado, os barramentos da usina passam a apresentar diferentes níveis de curto-circuito. Os barramentos da primeira e da segunda etapa sofrem uma redução de 18 ka e 11 ka, respectivamente. Como os disjuntores de Tucuruí só ficam superados quando um determinado número de máquinas da usina é despachada, não é necessário que o RLCC esteja sempre em operação. Então, para evitar as perdas causadas pelo reator, existe o recurso de by-pass do RLCC nos momentos em que ele não é necessário. 4.3.2 Dispositivos Pirotécnicos Os dispositivos pirotécnicos são DLCCs que atuam interrompendo a corrente de curto-circuito do vão em que estão instalados e normalmente são utilizados em série com geradores. A Figura 4.13, reproduzida de [22], mostra um dispositivo pirotécnico e seu funcionamento acontece da seguinte maneira: em operação normal a corrente passa por um câmara que contem cargas explosivas e por sensores, alimentados por transformadores de corrente, que monitoram a corrente nesta câmara. Quando é detectada uma elevação na corrente, estes sensores atuam e acionam as cargas explosivas, que interrompem a passagem de corrente pela câmara principal. Em paralelo à esta câmara, há uma outra com um elemento fusível, que recebe esta corrente de defeito e a extingue [27]. 39

Figura 4.13: Dispositivo pirotécnico. Os dispositivos pirotécnicos somente atuam para grandes correntes de curtocircuito (maiores que a capacidade de interrupção dos disjuntores). Para defeitos com correntes de curto-circuito pequenas, os disjuntores são utilizados para interrupção, ou seja, os dispositivos pirotécnicos não eliminam a necessidade do uso de outros equipamentos de manobra convencionais como disjuntores e chaves seccionadoras. As vantagens da utilização destes dispositivos são a baixa necessidade de manutenção, dimensões reduzidas e rápida eliminação da corrente de defeito. A desvantagem é que, após sua atuação, a unidade geradora fica indisponível até a substituição do equipamento. O uso de um RLCC em paralelo com o dispositivo pirotécnico, como mostra a Figura 4.14, adaptada de [23], evita a separação entre a unidade geradora e o sistema após atuação do dispositivo pirotécnico. Neste tipo de instalação, acontece o bypass do reator durante a operação normal, evitando perdas. Quando o dispositivo pirotécnico atua, o reator é inserido no sistema, limitando a corrente de curto-circuito em um valor suportável pelo disjuntor [26]. 40

Figura 4.14: Dispositivo pirotécnico em paralelo com um reator limitador. O RLCC continuará em operação até que os elementos do dispositivo pirotécnico sejam substituídos. A Figura 4.15 mostra a diferença da evolução da corrente de curto-circuito quando há um reator limitador em paralelo com o dispositivo pirotécnico. Figura 4.15: Efeito do dispositivo pirotécnico: (a) sem reator; e (b) com reator. Pela Figura 4.15, verifica-se que, sem o dispositivo pirotécnico, a corrente atingiria valores acima da capacidade de interrupção do disjuntor. No entanto, quando há o dispositivo pirotécnico, ele interrompe a corrente rapidamente antes de ela atingir um valor muito elevado. Quando há um reator em paralelo, a corrente é limitada em um valor abaixo da capacidade do disjuntor, fazendo com que ele possa operar com segurança. 41

4.4 Medidas não usuais Nas seções anteriores foram abordadas as medidas mais utilizadas na redução de níveis de curto-circuito. A seguir serão apresentados dispositivos ainda em fase de desenvolvimento ou que já estão disponíveis no mercado, mas que ainda não são amplamente utilizados. Como o uso desses dispositivos como limitadores de correntes de curto-circuito é limitado ou são apenas funções secundárias, não serão abordados em detalhes. 4.4.1 Elos de corrente contínua Como os sistemas de corrente contínua não elevam os níveis de curto-circuito, esta medida é uma ótima opção para se utilizar em interligações de sistemas elétricos, pois com a aplicação desta tecnologia, as contribuições de um sistema não têm influência nos outros. O custo elevado e a necessidade de estudos complexos tornam a implementação desta medida não viável [23]. 4.4.2 TCSC - Capacitor série controlado por tiristor O TCSC pode ser aplicado para diferentes funções no sistema elétrico, sendo uma delas a limitação de correntes de curto-circuito [22]. Este equipamento combina capacitores com reatores controlados por tiristores, o que permite um controle do valor da impedância. O TCSC também conta um limitador de tensão (MOV - Metal Oxide Varistor) conectado em paralelo com o capacitor, protegendo o capacitor de sobretensões. A Figura 4.16 apresenta o modelo simplificado de um TCSC [29]. Figura 4.16: Diagrama TCSC. Para que o TCSC possa ser utilizado para reduzir níveis de curto-circuito, ele deve ser dimensionado para suportar altas correntes e apresentar uma reatância indutiva elevada [22]. 42

Como este equipamento apresenta um custo elevado, utilizá-lo exclusivamente como limitador de corrente de curto-circuito não é viável. No Brasil, existem quatro TCSCs em operação, instalados no setor de 500 kv das subestações Imperatriz e Serra da Mesa. Estes equipamentos têm o objetivo principal de amortecer as oscilações de potência nas interligações Norte-Sul I e II, porém, entre as funções do TCSC de Imperatriz está a limitação de correntes de curto-circuito [23]. 4.4.3 Disjuntores eletrônicos de abertura rápida Por possuírem um tempo de abertura muito curto [23], estes disjuntores podem ser utilizados para atuarem antes dos disjuntores superados, limitando a corrente nestes dispositivos e garantindo uma atuação segura dos mesmos. Estes dispositivos não substituem o uso dos disjuntores convencionais [23]. No capítulo 5 será estudado um caso real do sistema elétrico brasileiro, em que serão analisadas as implantações das medidas para redução de nível de curto-circuito aqui apresentados. 43

Capítulo 5 Caso de Estudo Neste capítulo será apresentado o problema identificado nas subestações do Rio de Janeiro (área Rio), onde diversos casos de superação surgem no horizonte de 2023. Também serão estudadas medidas mitigadoras para reduzir os níveis de curtocircuito destas subestações. Todas as análises foram feitas utilizando o programa ANAFAS. 5.1 Descrição do caso A área Rio é um grande centro de carga do Brasil e, por isso, seu sistema de atendimento contém muitas subestações de fronteira com elevadas capacidades de transformação. Esta área apresenta uma rede extremamente malhada, com transformações de 500/345 kv, 345/138 kv e 500/138 kv. A potência instalada nessa região também é muito grande, cerca de 7,5 GW, com usinas conectadas nos setores de 138 kv e principalmente no 500 kv. Pelos motivos expostos acima, a área Rio apresenta elevados níveis de curtocircuito nas subestações de fronteira (138 kv), com valores próximos aos da capacidade de interrupção do disjuntores instalados. A Figura 5.1 mostra o diagrama unifilar simplificado da área do Rio de Janeiro. 44

45 Figura 5.1: Diagrama unifilar simplificado da área Rio.

Atualmente, já é necessário o uso de recursos operativos para a redução dos níveis de curto-circuito da área Rio, como o desligamento de compensadores síncronos e a separação de barramentos. No entanto, quando são feitos estudos considerando novos empreendimentos já previstos para a expansão do sistema no horizonte de 2023, essas medidas passam a não ser mais efetivas. Com isso, os elevados níveis de curto-circuito passam a ser fatores limitantes para o crescimento do sistema. A implantação da SE Nova Iguaçu 500/138 kv 900 MVA em 2018 teve um grande impacto nos níveis de curto-circuito das subestações da área Rio, inclusive acarretando problemas de superação. Destaca-se o aumento no setor de 138 kv da subestação de Grajaú, que já possui todos os seus disjuntores com capacidade de interrupção de 63 ka (maior capacidade disponível no mercado), e passou a apresentar problemas de superação. A solução encontrada para resolver este problema foi a separação do sistema da concessionária de distribuição Light em dois subsistemas. Esta solução evitou a superação de diversas subestações da área Rio, como as SE s São José 138 kv e Grajaú 138 kv. A Figura 5.2 mostra como era o sistema da Light antes da entrada em operação da SE Nova Iguaçu e a 5.3 mostra como ele está hoje. Figura 5.2: Sistema da Light antes da SE Nova Iguaçu. 46

Figura 5.3: Sistema da Light divido em dois subsistemas. A expansão da SE Nova Iguaçu 500/138 kv está prevista para 2020, com a entrada em operação do segundo banco de transformadores de 900 MVA, que já foi autorizado pela Agência Nacional de Energia Elétrca (ANEEL) e, nos estudos do PAR 2019-2023, foi indicada a necessidade de um terceiro banco de 900 MVA. A entrada em operação desses dois empreendimentos no SIN acarreta a superação de diversas subestações da área Rio, inclusive da própria SE Nova Iguaçu, com níveis acima de 63 ka no setor de 138 kv. Além disso, há outros empreendimentos planejados na área Rio, como o quinto transformador 500/138 kv de 600 MVA na SE São José, o segundo transformador 500/138 kv de 900 MVA na SE Zona Oeste e a SE Terminal Rio 500 kv, que causam significativo impacto na região. A Tabela 5.1 mostra os níveis de curto-circuito de algumas subestações de interesse da área Rio nos horizontes de 2018 e 2023. O critério de escolha para o monitoramento destas subestações foi o nível de curto-circuito ser mais elevado (apresentando disjuntores superados ou em estado de alerta), ter sofrido um aumento significativo no horizonte analisado, acima de 3 ka, ou ser uma subestação importante para o sistema. Adicionalmente, é comparado o nível de curto-circuito com o valor da capacidade do menor disjuntor instalado na subestação. As células em vermelho representam uma subestação superada e as células em azul representam que a subestação está em estado de alerta. 47

Tabela 5.1: Nível de curto-circuito nas subestações da área Rio. Nome Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Capacidade do menor Caso 2018 Caso 2023 disjuntor (ka) ADRIANÓPOLIS 500 24,8 35,5 31,5 ADRIANÓPOLIS 138 27,6 30,3 37 BERNADINO MELO 138 31,0 42,8 40 CACHOEIRA PAULISTA 500 26,8 34,6 31,5 CACHOEIRA PAULISTA 138 17,3 17,8 40 CASCADURA 138 38,2 44,0 40 COMENDADOR SOARES 138 35,0 49,8 40 ELETROBOLT 138 37,1 46,2 40 FONTES NOVA 138 36,0 40,5 40 GRAJAÚ 500 18,3 21,4 31,5 GRAJAÚ 138 47,5 51,5 63 JACAREPAGUÁ 138 41,1 45,2 40 LEOPOLDO 138 37,6 40,1 40 MADUREIRA 138 36,8 42,2 40 NOVA IGUACU 500 24,2 37,0 63 NOVA IGUAÇU (LIGHT) 138 30,4 42,1 40 NOVA IGUACU (LTTE) 138 46,1 72,4 63 QUEIMADOS 138 30,8 40,1 40 SÃO JOSÉ 500 22,6 27,8 40 SÃO JOSÉ A 138 41,3 40,7 50 SÃO JOSÉ B 138 42,3 52,3 50 TERMORIO A 138 23,7 23,6 50 TERMORIO B 138 25,4 26,8 50 ZIN 138 33,2 40,6 40 ZONA OESTE 500 18,3 22,3 63 ZONA OESTE 138 36,2 48,1 63 Pela Tabela 5.1 verifica-se que no horizonte de 2018 há subestações com níveis de curto-circuito elevados e até mesmo em estado de alerta, porém, nenhuma delas apresenta problemas de superação. Já para o horizonte de 2023, 15 subestações encontram-se superadas. O setor de 138 kv da subestação de Jacarepaguá já teve seus disjuntores indicados para troca nos estudos PAR 2015-2017 e autorizados pela resolução autorizativa (REA) da ANEEL 5.710/2016 [30]. Por isso, esta subestação não será objeto de análise no presente estudo. O submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede do ONS estabelece que as subesta- 48

ções de tensão maior ou igual 345 kv devem ter seus equipamentos com capacidade de interrupção de, no mínimo, 50 ka [31]. Por esta razão, a troca dos equipamentos de 31,5 ka das subestações de Adrianópolis 500 kv e Cachoeira Paulista 500 kv é mais indicada em vez de buscar soluções para a redução dos níveis de curto-circuito. As outras subestações com problemas de superação são tratadas a seguir, por meio da implantação de medidas mitigadoras apresentadas no capítulo 4. Os setores de 138 kv das subestações Nova Iguaçu e São José serão o principal foco das análises, pois os reforços planejados nessas subestações são a maior causa da elevação dos níveis de curto-circuito na área Rio. 5.2 Simulações Nesta seção serão apresentadas propostas para reduzir os níveis de curto-circuito nas subestações com problema de superação da área Rio. As análises foram feitas utilizando o programa ANAFAS. O horizonte de estudo foi o de 2023. Para isso, foi elaborado um caso de análise a partir do caso de referência de curto-circuito do ONS referente ao ano de 2020, em que foram acrescentadas as obras com entrada em operação previstas para o ano de 2023. Todas as análises que serão apresentadas a seguir foram feitas a partir deste caso e, por isso, ele será chamado de "Caso Base". Para cada caso simulado, será apresentada uma tabela com o nível de curtocircuito mais severo nas barras de interesse. No entanto, estas tabelas só irão conter as barras que tiveram uma mudança maior ou igual a 1% nos níveis de curto-circuito após a implantação da medida em análise. 5.2.1 Reatores Limitadores nas linhas de 500 kv Primeiramente, foi analisado o uso de reatores limitadores de curto-circuito no setor de 500 kv em série com as saídas de linha. Como as linhas de 500 kv são um dos principais caminhos de injeção de potência na área Rio, foi testado o uso de RLCCs nesse nível de tensão. A Tabela 5.2 descreve os casos analisados e a Figura 5.4 mostra a localização de cada um dos reatores num diagrama unifilar. 49

Caso N o Tabela 5.2: Casos analisados. Descrição 1 Reator limitador de 5Ω na LT 500 kv Adrianópolis - São José 2 Reator limitador de 5Ω na LT 500 kv Nova Iguaçu - São José 3 Reator limitador de 10Ω na LT 500 kv Adrianópolis - São José 4 Reator limitador de 10Ω na LT 500 kv Nova Iguaçu - São José Figura 5.4: Localização dos RLCCs no setor de 500 kv. A Tabela 5.3 apresenta o nível de curto-circuito mais severo nas barras de interesse para cada um dos casos descritos na Tabela 5.2. Tabela 5.3: Nível de curto-circuito após a instalação de RLCCs no setor de 500 kv. Subestação Tensão (kv) Nível de Curto-circuito (ka) Caso Base Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Capacidade do menor disjuntor (ka) ADRIANÓPOLIS 500 35,5 35,1 35,4 34,9 35,4 31,5 NOVA IGUACU 500 37,0 36,9 36,6 36,9 36,4 63 SÃO JOSÉ 500 27,8 26,4 25,6 25,6 24,6 40 SÃO JOSÉ A 138 40,7 40,2 40,1 40,0 39,8 50 SÃO JOSÉ B 138 52,3 51,6 51,2 51,1 50,6 50 Os resultados da aplicação de RLCCs no setor de 500 kv não foram satisfatórios, pois o maior impacto destas medidas foi na subestação São José 500 kv, que não é uma das subestações que apresentam problemas de superação. Das subestações com níveis de curto-circuito críticos, a maior redução ocorreu no setor de 138 kv da SE São José, com apenas 3%. 5.2.2 Reatores Limitadores nas linhas de 138 kv A segunda proposta analisada também foi a do uso de RLCCs, porém, no setor de 138 kv. 50

As usinas térmicas (UTE) Termorio e Eletrobolt têm grande contribuição para defeitos no setor de 138 kv das subestações Nova Iguaçu, São José e Eletrobolt. Por essa razão, tomar ações nos circuitos de saída destas usinas se mostra uma boa opção para a redução dos níveis de curto-circuito nestas subestações. O diagrama apresentado na Figura 5.5 mostra a localização dos reatores e a Tabela 5.4 descreve cada uma das propostas. Caso N o Tabela 5.4: Casos analisados. Descrição 5 Reator limitador de 5Ω nas LTs 138 kv UTE Termorio - São José 6 Reator limitador de 10Ω nas LTs 138 kv UTE Termorio - São José 7 Reator limitador de 15Ω nas LTs 138 kv UTE Termorio - São José 8 Reator limitador de 5Ω nas LTs 138 kv Eletrobolt - Nova Iguaçu 9 Reator limitador de 10Ω nas LTs 138 kv Eletrobolt - Nova Iguaçu Figura 5.5: Localização dos RLCCs no setor de 138 kv. Os resultados obtidos com a implantação das medidas descritas na Tabela 5.4 se encontram na Tabela 5.5. 51

Tabela 5.5: Nível de curto-circuito após a instalação de RLCCs no setor de 138 kv. Subestação Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Capacidade do menor Caso Base Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9 disjuntor (ka) ADRIANÓPOLIS 500 35,5 34,9 34,6 34,3 35,3 35,2 31,5 BERNADINO MELO 138 42,8 42,4 42,2 42,1 42,2 41,9 40 CASCADURA 138 44,0 43,2 42,8 42,5 43,5 43,3 40 COMENDADOR SOARES 138 49,8 49,3 49,0 48,8 49,0 48,6 40 ELETROBOLT 138 46,2 45,9 45,8 45,7 36,8 32,7 40 FONTES NOVA 138 40,5 40,4 40,3 40,3 38,9 37,9 40 GRAJAÚ 500 21,4 21,2 21,0 21,0 21,3 21,2 31,5 GRAJAÚ 138 51,5 51,2 51,1 51,0 51,4 51,4 40 MADUREIRA 138 42,2 41,5 41,1 40,8 41,8 41,6 63 NOVA IGUACU 500 37,0 36,3 35,9 35,6 36,7 36,5 40 NOVA IGUAÇU (LIGHT) 138 42,1 41,8 41,5 41,4 41,6 41,3 63 NOVA IGUACU (LTTE) 138 72,4 71,5 70,9 70,5 70,8 69,7 40 QUEIMADOS 138 40,1 39,8 39,7 39,6 39,8 39,5 40 SÃO JOSÉ 500 27,8 27,0 26,6 26,3 27,7 27,6 50 SÃO JOSÉ A 138 40,7 38,4 37,1 36,4 40,5 40,5 50 SÃO JOSÉ B 138 52,3 49,5 48,1 47,2 52,2 52,1 50 TERMORIO A 138 23,6 17,2 14,8 13,6 23,6 23,6 50 TERMORIO B 138 26,8 19,2 16,7 15,4 26,7 26,7 63 ZONA OESTE 500 22,3 22,1 22,0 22,0 22,3 22,2 63 O uso de reatores limitadores nas LTs 138 kv UTE Termorio - São José se mostrou eficaz, já que, para todos os valores de impedância simulados, a SE São José 138 kv deixa de apresentar problemas de superação. No entanto, no caso 5, o nível de curto-circuito ainda é muito elevado (49,5 ka), apresentando uma relação de 99% entre o nível de curto-circuito e capacidade do menor disjuntor. O mesmo acontece com o uso de RLCCs nas LTs 138 kv Eletrobolt - Nova Iguaçu, resolvendo o problema das subestações Eletrobolt e Nova Iguaçu. 52

5.2.3 By-pass da SE Eletrobolt Neste caso (Caso 10), o by-pass da SE Eletrobolt é utilizada para eliminar a contribuição dos dois circuitos que saem da SE Fontes Nova, como mostra a Figura 5.6. Figura 5.6: By-pass da SE Eletrobolt 138 kv. O by-pass da SE Eletrobolt tem impacto somente na própria Eletrobolt. Tabela 5.6 apresenta os resultados obtidos com esta medida. A Tabela 5.6: Níveis de curto-circuito após By-pass na SE Eletrobolt. Subestação Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Caso Base Caso 10 Capacidade do menor disjuntor (ka) ELETROBOLT 138 46,2 33,1 40 Pela Tabela 5.6 verifica-se que o by-pass da SE Eletrobolt apresenta um resultado satisfatório, reduzindo o nível de curto-circuito da SE Eletrobolt em 13 ka. Esta diminuição ocorre devido ao fato de que após o by-pass dois circuitos saindo da SE Fontes Nova e dois circuitos saindo da SE Nova Iguaçu não contribuírem na ocorrência de um defeito. 5.2.4 Seccionamento do barramento de São José 500 kv Foram analisados os casos em que o seccionamento do barramento de 500 kv da SE São José é feito com e sem o uso de um reator limitador entre as barras. Para que seja implantado o seccionamento de um barramento, deve-se escolher quais circuitos serão conectados em cada uma das barras. Pela Figura 5.1, observa-se que existem duas linhas chegando na SE São José 500 kv, logo, há duas opções em relação à disposição dos circuitos. A Figura 5.7 mostra cada uma destas opções. 53

Figura 5.7: Seccionamento do barramento de São José 500 kv. Caso N o Tabela 5.7: Casos analisados. Descrição 11 Seccionamento de São José 500 kv com o circuito para Adrianópolis na barra A 12 Seccionamento de São José 500 kv com o circuito para Adrianópolis na barra B 13 Caso número 11 com um reator limitador de 10Ω entre as barras 14 Caso número 12 com um reator limitador de 10Ω entre as barras Os resultados obtidos para cada caso descrito na Tabela 5.7 encontram-se na Tabela 5.8. Tabela 5.8: Nível de curto-circuito após o seccionamento de São José 500 kv. Subestação Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Capacidade do menor Caso Base Caso 11 Caso 12 Caso 13 Caso 14 disjuntor (ka) ADRIANÓPOLIS 500 35,5 34,5 34,8 35,1 35,3 31,5 BERNADINO MELO 138 42,8 42,7 42,5 33,8 33,8 40 COMENDADOR SOARES 138 49,8 49,7 49,4 37,5 37,5 40 NOVA IGUACU 500 37,0 36,4 36,0 36,7 36,6 63 NOVA IGUAÇU (LIGHT) 138 42,1 42,0 41,9 38,4 38,4 40 NOVA IGUACU (LTTE) 138 72,4 72,2 71,7 47,3 47,2 63 QUEIMADOS 138 40,1 40,1 39,9 36,3 36,3 40 SÃO JOSÉ 500 27,8 17,6 19,4 23,2 24,3 40 SÃO JOSÉ A 138 40,7 37,8 38,1 39,5 39,7 50 SÃO JOSÉ B 138 52,3 48,1 46,8 50,8 50,3 50 SÃO JOSÉ B 500 20,3 18,4 24,7 23,7 40 TERMORIO A 138 28,3 26,5 26,5 27,8 27,9 50 TERMORIO B 138 31,7 30,0 29,8 31,3 31,2 50 O seccionamento do barramento de 500 kv da SE São José trouxe uma queda significativa nos níveis de curto-circuito do barramento de 138 kv, sendo o caso 12 54

o mais eficaz, com uma redução de 5,5 ka. Já os casos utilizando o reator limitador se mostraram ineficazes, pois, mesmo havendo uma redução nos níveis de curtocircuito no setor de 138 kv da SE São José, cerca de 2 ka, os disjuntores da mesma continuam superados. 5.2.5 Seccionamento do barramento da SE Eletrobolt 138 kv Com o seccionamento do barramento da SE Eletrobolt 138 kv, os circuitos e as unidades geradoras são divididos igualmente entre as barras, como mostra a Figura 5.8. Figura 5.8: Abertura do barramento da SE Eletrobolt 138 kv. A Tabela 5.9 mostra o resultado da abertura do seccionamento da SE Eletrobolt 138 kv (Caso 15). Tabela 5.9: Nível de curto-circuito após o seccionamento do barramento da SE Eletrobolt 138 kv. Subestação Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Capacidade do menor Caso Base Caso 15 disjuntor (ka) ELETROBOLT A 138 46,2 30,7 40 ELETROBOLT B 138 31,0 40 Com o seccionamento do barramento de 138 kv da SE Eletrobolt, ocorre uma redução de 15,5 ka, cerca de 33%, na mesma, fazendo com que a subestação não apresente mais problemas de superação. 55

5.2.6 Seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv Com a entrada em operação do terceiro banco de transformadores na Se Nova Iguaçu, os níveis de curto-circuito da própria subestação ficam em uma situação inoperável, acima de 63 ka. Com isso, o seccionamento do barramento de 138 kv torna-se essencial. Esta proposta já foi feita pelo ONS e a Light se encarregou de fazer os estudos necessários, sugerindo a distribuição dos circuitos como é mostrado na Figura 5.9. Figura 5.9: Seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv. O impacto do seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv (Caso 16) é mostrado na Tabela 5.10. 56

Tabela 5.10: Nível de curto-circuito após o seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv. Subestação Tensão (kv) Nível de curto-circuito (ka) Capacidade do menor Caso Base Caso 16 disjuntor (ka) BERNADINO MELO 138 42,8 33,8 40 COMENDADOR SOARES 138 49,8 37,5 40 NOVA IGUAÇU (LIGHT) 138 42,1 38,5 40 NOVA IGUACU A (LTTE) 138 72,4 47,3 63 NOVA IGUACU B (LTTE) 138 72,5 59,5 63 QUEIMADOS 138 40,1 36,3 40 A Tabela 5.10 mostra que o seccionamento do barramento da SE Nova Iguaçu 138 kv é muito benéfica para o sistema, solucionando o problema de superação em diversas subestações. 5.2.7 Alteração dos subsistemas da Light A Figura 5.3 mostra como o sistema da Light opera atualmente. Como a SE Nova Iguaçu 500/138 kv causa um grande impacto no sistema, foi simulado o caso em que o sistema da Light continua dividido em dois subsistemas, porém, com a SE Nova Iguaçu isolada no subsistema 1 (Caso 17). A alteração dos subsistemas da Light é ilustrada na Figura 5.10. Figura 5.10: Subsistemas da Light alterados. 57