REDUÇÃO DO NÍVEL DE CURTO EM SISTEMAS DE SUBTRANSMISSÃO UTILIZANDO REATORES COM NUCLEO DE AR

REDUÇÃO DO NÍVEL DE CURTO EM SISTEMAS DE SUBTRANSMISSÃO UTILIZANDO REATORES COM NUCLEO DE AR Fredner L. Cardoso CPFL Luiz C. P. da Silva DSE-FEEC-UNICAMP RESUMO Este artigo apresenta os resultados de simulações computacionais referentes à instalação de reatores limitadores das correntes de curto-circuito em subestações de 138 kv, com o objetivo de adiar ou evitar a substituição de grandes quantidades de disjuntores e demais equipamentos por motivo de superação de capacidade interruptiva. O sistema em análise consiste na rede de 138 kv responsável pelo suprimento de energia elétrica à região metropolitana de Campinas, no interior do estado de São Paulo, terceira maior do Brasil em termos de produção industrial e com participação de 10% no Produto Interno Bruto (PIB) nacional. Com a previsão de superação da capacidade interruptiva em diversos módulos de manobra, as empresas concessionárias que atuam nessa região precisaram elaborar esquemas de operação de suas instalações de forma radializada, provisoriamente, através da abertura de linhas e barramentos. As conclusões do trabalho, analisando a viabilidade de instalações de dispositivos limitadores de curto-circuito em determinados locais do sistema, servirão como referência para tomada de decisão quanto a proceder ou não com as substituições originalmente planejadas. Palavras Chave: Superação de disjuntores, Reator Limitador de Curto Circuito. ABSTRACT This paper presents an overview from computer simulations related to the effect of short circuit current limiting reactors on 138 kv substations, as an alternative to prevent or avoid the need of replacing a large number of circuit breakers or others surpassed equipments. Analysis were focused on metropolitan area of Campinas 138 kv electric grid, in the state of São Paulo, which is Brazil s third largest region regarding industrial activity with a 10% share on Gross National Product (GNP). Forecasting the exceeding of short circuit current capacity in many substations bays, local utilities had to search for provisional operation schemes by means of circuit and bus bar opening. Conclusions will serve as a reference for a decision either retrofitting the affected bays or studying the installation of short circuit current limiting devices in selected places of the system. Keywords: Overcoming breakers, Reactor Limiting Short Circuit. 2853

1. INTRODUÇÃO A Região Metropolitana de Campinas (RMC), que reúne 19 municípios no interior do estado de São Paulo com uma população total de 2,5 milhões de habitantes, é a terceira maior do Brasil em termos de produção industrial e responde por aproximadamente 10% do Produto Interno Bruto (PIB) nacional. A Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) é a empresa responsável pela distribuição de energia elétrica nessa região, cuja demanda máxima, atualmente, é de cerca de 1.600 MW. As subestações de distribuição da CPFL são atendidas por linhas de 138 kv que se interligam por subestações de manobra e seccionamento, formando um anel em torno das principais cidades, como Campinas, Americana e Sumaré. A exemplo de outras regiões metropolitanas do país, que se caracterizam por apresentar sistemas de baixa impedância entre pontos de suprimento e centros de carga, o nível de curto-circuito das instalações de 138 kv da CPFL é elevado. Os maiores valores são registrados nas subestações de manobra e seccionamento, tais como Nova Aparecida, Carioba e Tanquinho, e nos setores de 138 kv das subestações de suprimento, pertencentes às empresas de transmissão, como Santa Bárbara e Sumaré, operados pela Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA Brasil - CTEEP) e Campinas, por FURNAS Centrais Elétricas. A Figura 1 apresenta um diagrama unifilar desse sistema. Figura 1. Sistema de 138 kv da RMC (Configuração antes da SE 500/138kV ITATIBA) Estudos de curto-circuito apontaram para níveis de curto no barramento de 138 kv da SE Nova Aparecida, da ordem de 98% da capacidade dos atuais disjuntores de 31,5 KA. 2854

Desta forma foi solicitado a troca dos disjuntores de 31,5 KA da SE Nova Aparecida para disjuntores de 50 KA e demais obras para adequar a SE para esse nível de curto. O custo estimado para a substituição de todos os disjuntores de linha da SE Nova Aparecida foi da ordem de R$ 20.000.000,00 (vinte milhões de reais). Além da alternativa padrão (troca dos disjuntores e adequação da SE para um nível de curtocircuito da ordem de 50 ka), foram analisadas outras alternativas com o objetivo de se reduzir o nível de curto-circuito para valores aceitáveis às atuais condições, ou seja, com a permanência dos disjuntores de 31,5 ka. O objetivo deste trabalho, portanto, é apresentar os resultados de simulações referentes à instalação de um reator limitador de curto-circuito (RLCC) na tensão de 138 kv na SE Nova Aparecida, que foi a alternativa mais atrativa no ponto de vista custo-beneficio visando evitar e/ou adiar a substituição dos equipamentos considerados superados. Tais reatores já estão em funcionamento em determinados pontos do sistema interligado nacional brasileiro, especialmente em subestações de usinas de grande porte, como é o caso da UHE Tucuruí. Esta importante usina hidroelétrica, localizada no Norte do Brasil, possui duas subestações isoladas a ar, totalizando uma potência de aproximadamente 9 GVA, onde para reduzir o nível curtocircuito a valores satisfatórios, foi decidido utilizar reatores série entre as SEs de 550 kv. Este tipo de solução apresenta reduzida utilização em instalações de 138 kv. Para sua utilização, contudo, sera preciso realizar estudos complementares de fluxo de potência e de tensão de restabelecimento transitória para validar a solução proposta. 2. DADOS E CRITÉRIOS De acordo com os Procedimentos de Rede [4] do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), os estudos de curto-circuito avaliam o desempenho de todos os módulos de manobra instalados nos sistemas de transmissão e distribuição, relacionando-se, para cada um, a corrente de curto-circuito simétrica com a capacidade de interrupção. As simulações para os cálculos, normalmente realizados para faltas trifásicas e monofásicas, consideram o sistema em regime subtransitório, com todas as máquinas e linhas de transmissão em operação. Os resultados obtidos servem como subsídios para estudos de ajuste e coordenação de proteção, especificação de equipamentos, estabilidade, dimensionamento de malha de terra, entre outros. As indicações de superação de equipamentos têm base legal na Resolução Normativa ANEEL nº 158, de 23 de maio de 2005, revogada em 26 de julho de 2011 pela Resolução nº 443. A primeira verificação é efetuada pela comparação do nível de curto-circuito na barra, tanto para curto monofásico quanto para curto trifásico, com o menor valor da capacidade de interrupção simétrica dentre todos os disjuntores do barramento. Quando esse nível de curto-circuito na barra atinge 95% dessa capacidade, é realizado um estudo mais detalhado, definido como estudo de corrente passante, que visa à identificação da máxima corrente que efetivamente passa pelo disjuntor. Caso essa corrente seja maior ou igual a 100% da capacidade de interrupção do disjuntor, este será considerado em estado superado por capacidade de interrupção simétrica; caso essa corrente esteja entre 90 e 100%, o disjuntor será considerado em estado de alerta. Destaca-se que o disjuntor é o principal equipamento monitorado nos estudos de curto-circuito, por ser o elemento de atuação em hipóteses de faltas no sistema elétrico. Porém, quando um determinado disjuntor é considerado como superado ou em estado de "alerta", deve ser igualmente verificada a suportabilidade dos demais equipamentos do módulo de manobra, como chaves seccionadoras e transformadores de corrente; em casos críticos de superação de capacidade, todo o projeto da subestação deve ser revisto para atender aos níveis de curtocircuito indicados. Atualmente, a base de dados oficial de curto-circuito que representa o sistema interligado brasileiro é fornecida anualmente pelo ONS para um horizonte de três anos. Como esse 2855

intervalo de tempo é considerado insuficiente para as análises de planejamento da expansão, realizadas em ciclos decenais, é preciso incluir nessa base determinados empreendimentos que terão impacto sobre os níveis de curto-circuito das instalações avaliadas. 3. ANÁLISE DO SISTEMA DE REFERÊNCIA Como visto na Figura 1, o sistema de distribuição que atende à demanda da CPFL compõe-se de linhas curtas de 138 kv interligadas a três subestações pertencentes ao sistema interligado nacional de transmissão, denominado Rede Básica: Santa Bárbara, Sumaré e Campinas. Nessas subestações estão instalados bancos de autotransformadores monofásicos responsáveis pela transformação da Extra Alta Tensão (EAT) para o nível de 138 kv. Este sistema, considerandose todos os barramentos e linhas, foi concebido para a condição de operação normalmente fechada, situação admitida neste trabalho. Tabela 1. Subestações de Suprimento à RMC Estudos coordenados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicaram a construção da quarta subestação de suprimento à RMC, denominada SE Itatiba, com uma transformação 500/138 kv e potência instalada de 800 MVA, dividida em dois bancos de autotransformadores de 400 MVA. Está indicada também sua ampliação para 1.200 MVA no ano 2016, com a entrada em serviço da terceira unidade. Segundo a Figura 3, sua conexão ao sistema de 138 kv será realizada por meio do seccionamento dos dois circuitos entre as subestações Tanquinho e Viracopos, além da construção de dois outros circuitos para interligação à subestação Paineiras. Consta ainda no horizonte decenal de planejamento o lançamento do quarto circuito entre as subestações de Sumaré e Nova Aparecida. Figura 2. Subestação Nova Aparecida 138 kv (Configuração Atual) 2856

Considerando-se, portanto, as referências de expansão após o horizonte trianual, a Tabela 3 apresenta os cálculos das correntes de curto-circuito nas barras de 138 kv das principais subestações da RMC. As simulações foram elaboradas utilizando o programa Anafas, do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). Os resultados indicam diversas superações já para a configuração atual, como consequência de um elevado volume de obras que tem caracterizado a região; no período de 2000 a 2010 houve um acréscimo de 1.050 MVA de capacidade instalada considerando-se em conjunto as ampliações das três subestações de suprimento: Santa Bárbara, Sumaré e Campinas. Tabela 3. Níveis de curto circuito em Subestações de 138 kv da RMC Figura 3. Sistema de 138 kv da RMC (Configuração Atual) Como configuração inicial, adotamos a configuração do sistema de 138 kv antes da entrada em operação dos reforços nas subestações de fronteira, analisando a evolução dos níveis de curto circuito no SDAT e finalmente o impacto da implantação da nova subestação de fronteira Itatiba 500/138 kv e da instalação do Reator Limitador de Corrente de Curto Circuito. Como pode ser verificado, os níveis de curto circuito no SDAT 138 kv da CPFL aumentam gradativamente conforme os reforços nas instalações de fronteira vão sendo implementados, ao 2857

ponto de levar à superação da capacidade interruptiva de vários equipamentos na malha de atendimento à região de Campinas. Nas tabelas 4 e 5 a seguir podemos observar melhor a evolução dos níveis de curto circuito durante as etapas de expansão planejadas para a região. Subestação Menor Capacidade de Interrupção Caso Inicial 4 ATR Santa Bárbara 5 ATR Campinas 3 ATR Sumaré Fechamento Barras SBO Tabela 4 Evolução dos Níveis de Curto Circuito Trifásico (ka) Tabela 5 Evolução dos Níveis de Curto Circuito Monofásico (ka) Conclusão SE Itatiba Instalção Reator Itatiba 40 - - - 12,53-34,08 33,35 Nova Aparecida 31,5 26,48 27,33 27,96 29,58 31,51 35,26 28,74 N. Aparecida B2 31,5 - - - - - - 25,43 Carioba 20 24,02 26,18 26,55 26,87 31,78 33,13 31,76 Tanquinho 40 27,12 27,62 29,58 30,07 30,99 36,24 35,45 Trevo 20 18,18 18,51 18,93 19,45 20,1 24,14 22,38 Viracopos 40 17,26 17,56 17,93 18,4 18,98 23,41 21,78 Paineiras 31,5 15,68 15,88 16,35 16,59 16,94 25,64 24,92 Santa Bárbara D'Oeste 31,4 26,81 30,38 30,75 31,04 40,28 41,75 40,06 Sumaré 40 24,68 25,01 25,33 28,78 29,72 31,34 31,34 Subestação Menor Capacidade de Interrupção Caso Inicial 4 ATR Santa Bárbara 5 ATR Campinas 3 ATR Sumaré Fechamento Barras SBO Conclusão SE Itatiba Instalção Reator Itatiba 40 - - - - - 27,72 27,37 Nova Aparecida 31,5 17,25 17,75 18,01 18,77 19,31 21,02 18,52 N. Aparecida B2 31,5 - - - - - - 18,88 Carioba 20 15,38 17,00 17,14 17,23 18,90 19,32 34,63 Tanquinho 40 27,46 27,85 30,34 30,70 31,35 35,15 13,12 Trevo 20 10,55 10,67 10,82 10,98 11,12 13,62 12,02 Viracopos 40 9,48 9,58 9,70 9,83 9,95 12,44 16,01 Paineiras 31,5 9,39 9,46 9,64 9,71 9,79 16,24 16,15 Santa Bárbara D'Oeste 31,4 19,70 23,99 24,17 24,29 29,34 30,01 29,29 Sumaré 40 18,42 18,75 18,90 21,75 22,10 22,89 22,88 5. FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE DE TENSÃO A estabilidade de tensão é um dos fatores determinantes da máxima capacidade de transferência de energia elétrica em redes de transmissão de alta tensão, com grande importância na operação e planejamento da expansão dos sistemas de energia elétrica. Atualmente, o fenômeno de instabilidade de tensão representa uma das principais barreiras à operação estável de sistemas elétricos de potência. Nas últimas duas décadas, vários projetos de pesquisa procuram identificar medidas preventivas e corretivas a serem tomadas de forma a evitar ou minimizar os efeitos danosos que a ocorrência do problema pode acarretar à operação de grandes sistemas interligados. A estabilidade de tensão está associada a capacidade do sistema de potência de manter em níveis aceitáveis as tensões de todos os seus barramentos em condições normais de operação e após a ocorrência de distúrbios. O sistema se torna instável quando um distúrbio, aumento de carga ou mudança nas condições de operação, causa uma progressiva e incontrolável queda na tensão de uma ou mais barras. Equipamento Capacidade Nominal Sistema Radializado Sistema em Anel SE Itatiba e RLCC ATR 440/138 kv Sumaré 300 57,56% 59,71% 51,73% ATR 440/138 kv Santa Bárbara 300 77,26% 81,30% 74,44% ATR 345/138 kv Campinas 150 95,65% 85,58% 53,09% ATR 500/138 kv Itatiba 400 - - 70,37% LT Nova Aparecida - Sumaré c1 191 91,42% 94,75% 96,39% LT Nova Aparecida - Sumaré c2 191 91,38% 94,71% 56,81% Tabela 06 Carregamento nas SE s de Fronteira da Região de Campinas 2858

Podemos observar na Tabela 06 que a SE Itatiba proporciona um alívio significativo no carregamento das transformações das SE s Campinas, Sumaré e Santa Bárbara D Oeste, contribuindo para um melhor desempenho do sistema de atendimento às cargas da região de Campinas. Contigência / Equipamento Fluxo de Potência Ativa no Reator [MVA] Caso Base (Sem Reator) Ano 2016 64 Caso Base (Com Reator) Ano 2016 25 Contingência 002 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida Viracopos Contingência 003 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida Tanquinho Contingência 004 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida Trevo Contingência 005 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida Sumaré Contingência 006 Perda Simples LT 138 kv N.Aparecida Sumaré Contingência 007 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida S.Bárbara Contingência 008 Perda Dupla LT 138 kv N.Aparecida Carioba Contingência 009 Perda de um Trafo 440/138 kv em Sumaré Contingência 010 Perda de um Trafo 440/138 kv em S. Bárbara Contingência 011 Perda de um Trafo 345/138 kv em Tanquinho Contingência 012 Perda Simples LT 138 kv Itatiba - Viracopos Contingência 013 Perda Simples LT 138 kv Itatiba - Tanquinho Contingência 014 Perda de um Trafo 500/138 kv em Itatiba Contingência 015 Perda Simples LT 500 kv Itatiba Itaúna 33 14 34 65 58 15 10 18 39 22 14 25 13 12 Tabela 08 Fluxo de Potência nas SE s de Fronteira da Região de Campinas 6. ALTERNATIVAS DE SOLUÇÃO Como foi mencionado, a substituição de todos os equipamentos com a capacidade interruptiva superada se mostrou de difícil execução e com um custo financeiro proibitivo. Desta forma, soluções alternativas precisaram ser estudadas. Devido aos custos, facilidade de implantação e disponibilidade no mercado, a solução que se mostrou mais efetiva para a redução dos níveis de curto circuito ao longo da malha de atendimento à região de Campinas foi a implantação de um reator limitador de corrente de curto circuito, entre as barras da SE Nova Aparecida (CPFL). 2859

A SE Nova Aparecida é uma das maiores e mais importantes subestações do SDAT da CPFL e tem mais de 20 anos de construção e operação. Os equipamentos presentes nesta subestação possuem um nível de curto circuito de 31,5 ka simétricos. Os estudos de expansão do sistema elétrico realizados pela Gerência de Planejamento da CPFL indicaram a superação da capacidade interruptiva de todos os 15 disjuntores presentes nesta subestação, visto que havia projeções para que o nível de curto circuito se aproximasse de 50 kv simétricos com a entrada dos reforços de fronteira e da nova SE Itatiba 500/138 kv, se nenhuma providência fosse adotada. O reator a ser instalado na SE Nova Aparecida seria composto de 3 unidades monofásicas, idênticas entre si, e obedecendo as características especificadas pela CPFL, listadas a seguir: Freqüência nominal: 60 Hz Indutância: 20 mh Impedância: 7,54 Ω Corrente nominal: 500 A Corrente de curto-circuito suportável por 1 segundo: 10 ka Valor de pico da corrente de curto-circuito suportável: 25,5 ka Potência reativa: 1885 kvar Nível básico de isolamento entre os terminais: 650 kv (pico) Nível básico de isolamento dos isoladores suportes: 750 kv (pico) Tensão suportável de frequência industrial a seco entre terminais (1 minuto): 275 kv Adicionalmente, cada unidade monofásica do reator limitador devera ter a ela associado, decorrente de sua inserção no SDAT da CPFL, um capacitor em paralelo, de 5 nf, de modo a garantir o correto desempenho dos disjuntores existentes na SE Nova Aparecida com respeito às tensões de restabelecimento transitórias (TRT) e respectivas taxas de crescimento. 7. CONCLUSÕES Neste trabalho acompanhamos a evolução dos níveis de curto circuito e as alterações de fluxo no Sistema de Distribuição de Alta Tensão 138 kv da CPFL na malha de atendimento à região de Campinas com as implantações das ampliações e reforços planejados para o sistema pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Apresentamos alguns dos tipos de solução empregados para mitigar os impactos da elevação dos níveis de curto circuito e manter a confiabilidade e a flexibilidade operativa do sistema. Foram apresentadas as vantagens e os impactos da solução permanente adotada com a instalação do Reator Limitador de Corrente de Curto Circuito e apresentados seus impactos negativos na operação do sistema, além das manobras adotadas como solução provisória até a entrada em operação do RLCC. 8. REFERÊNCIAS [1] d'ajuz, Ary. Limitação de Curto-Circuito em Sistemas de Potência. Power Engineering Society - IEEE, Brasilia, 2007. [2] Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras. Referências de Custos de SEs e LTs de AT e EAT. Rio de Janeiro, 2006. [3] Filho, Jorge Amon et alii. Utilização de Reatores Limitadores de Curto-Circuito: a Experiência Brasileira. Eletricidade Moderna, Janeiro/2008. [4] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos - Procedimentos de Rede do ONS - Submódulo 23.3 - Revisão 02. www.ons.org.br [5] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Termo de Referência para Análise de Superação de Equipamentos de Alta Tensão. www.ons.org.br 2860