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XXII-SNPTEE

SEMINÁRIO NACIONAL

DE PRODUÇÃO E

TRANSMISSÃO DE

ENERGIA ELÉTRICA

Grupo de Estudo de Análise e Técnicas de Sistemas de Potência (GAT)

13 a 16 de Outubro de 2013

RELATÓRIO ESPECIAL PRÉVIO

Antonio Carlos Barbosa Martins - Eletrobras Furnas S/A

Rui Jov ita G. Corrêa Da Silv a - ITAIPU

Wo Wei Ping - CEPEL

1.0 CONSIDERAÇÕES GERAIS

O Grupo de Estudo de Análise e Técnicas de Sistemas de Potência AC e DC - GAT - analisou em torno de 80 resumos e,após a classificação dos Relatores, 36 ITs foram aprovados pelo Comitê Técnico do XXII SNPTEE. Dos 36 ITs aprovados,33 ITs foram enviados pelos autores e analisados pelos Relatores do GAT. Desta análise foi criado o Relatório EspecialPrévio - REP – composto por breve relato do perfil dos ITs aprovados, perguntas e comentários aos autores dos ITs e agrade de programação do GAT. Dezesseis ITs estão aderentes ao Tema Preferencial 1, métodos, modelos e ferramentaspara estudo, simulação e análise do desempenho de sistemas elétricos de potência. Um IT aborda o Tema 2 - Dinâmica econtrole de sistemas de potência. Um IT foi classificado no Tema 3 - Controle aplicado a sistemas de potência. Análise dedesempenho de elos de corrente contínua e análise de grandes perturbações (Temas 4 e 5) são os temas de 13 ITs. E,finalmente, 2 ITs abordam métodos e critérios probabilísticos aplicados à operação de sistemas de potência (Tema 6).

2.0 CLASSIFICAÇÃO DOS INFORMES TÉCNICOS

Os ITs foram bem classificados, com a média das notas por parte dos relatores situando-se próxima a 8,0. A classificaçãodos ITs, de acordo com os temas preferenciais do GAT no XXII SNPTEE, se apresentou da seguinte forma: os ITs cobremos 6 Temas Preferenciais - Métodos e ferramentas para estudo, simulação e análise do desempenho de sistemas elétricosde potência (Tema 1) com 16 ITs; Dinâmica de sistemas de potência: estudo, simulação e análise (Tema 2) com 1 IT;Controle aplicado a sistemas de potência, inclusive considerando novas técnicas: modelagem de controladores, critériosde otimização, controle robusto, controle inteligente e controle adaptativo. Controle coordenado de tensão (Tema 3) com 1IT; Análise do desempenho de Elos de Corrente Contínua e de equipamentos de compensação série e paralelo (Tema 4)com 10 ITs; Análise de grandes perturbações no Sistema Interligado Brasileiro; Experiência do setor com o monitoramentode grandes distúrbios, com esquemas especiais de proteção e com as Unidades de Medidas Fasoriais - PMU (Tema 5) com3 ITs; e Métodos e critérios probabilísticos aplicados à operação de sistemas de potência (Tema 6) com 2 ITs, somando os33 ITs. Quatro ITs tratam de plantas eólicas, sendo que dois são estudos transitórios eletromagnéticos, e dois são estudosdinâmicos. Multi elos de corrente contínua são tratados em três ITs. Três ITs tratam de sincrofasores. Dois ITs tratam deconfiabilidade. Nove ITs tratam de ferramentas e métodos computacionais, melhorias e integração dos programasANAREDE, PACDYN e ANATEM, do CEPEL, e dos programas PSCAD e RTDS em estudos de estabilidade de tensão,metodologia para obtenção de máximo carregamento, estudos de ilhamento, desligamento de grandes montantes degeração, reatores saturados, compensadores estáticos, STATCOM e Back-to-back estão entre os assuntos abordados.Sete ITs tratam de estudos dinâmicos, sendo abordados os assuntos: ressonância subsíncrona, estabilidade de tensão,experiência operativa, interação torsional, multi-infeed, segurança dinâmica e equivalentes dinâmicos. O Tema 4 foiabordado por ITs que tratam a transmissão do rio Madeira.

2.1 195Métodos, modelos e ferramentas para estudo, simulação e análise do desempenho de sistemas elétricos de potência

572 - IDENTIFICAÇÃO DE UM MODELO EQUIVALENTE REDUZIDO DE UMA PLANTA EÓLICA USANDO MEDIDAS DE PERTURBAÇÕES

577 - IMPEDÂNCIAS DO SISTEMA REALMENTE AFETAM AS OSCILAÇÕES DE POTÊNCIA? APLICANDO ELEMENTOS DE PROTEÇÃO DE OSCILAÇÃO DE

POTÊNCIA SEM ESTUDOS COMPLEXOS

630 - INTEGRAÇÃO ELÉTRICA DE SISTEMAS EÓLICOS – CASO CGE BARRA DOS COQUEIROS/SE

733 - COMPLEMENTAÇÃO DO MODELO DO ELO CCAT ASSOCIADO À ITAIPU 50HZ E MIGRAÇÃO PARA O ATPDRAW

765 - COMPORTAMENTO DINÂMICO E EM REGIME PERMANENTE DE CONJUNTOS MOTORES GERADORES DE PEQUENO E MÉDIO PORTE EM

SISTEMAS ELÉTRICOS – ANÁLISE DE CASOS REAIS

766 - ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS ASSOCIADOS ÀS REDES COLETORAS DE MÉDIA TENSÃO DE PARQUES EÓLICOS

781 - SIMULAÇÃO HÍBRIDA NO DOMÍNIO DO TEMPO: FASORIAL E FORMA DE ONDA

785 - MÉTODO ROBUSTO PARA O CÁLCULO DO MÁXIMO CARREGAMENTO DE SISTEMAS DE POTÊNCIA DE GRANDE PORTE

813 - SIMULAÇÃO EM TEMPO REAL DE SISTEMAS DE ENERGIA UTILIZANDO ESTABILIDADE TRANSITÓRIA, ELETROMAGNÉTICOS TRANSITÓRIOS E

FPGA BASEADOS EM ALGORITIMOS DE ALTO DESEMPENHO.

858 - ANÁLISE DO DESEMPENHO DA OPERAÇÃO CONJUNTA DE MÚLTIPLOS CONVERSORES CCAT CONSIDERANDO A EXPANSÃO DO SISTEMA

ELÉTRICO

885 - MELHORIAS DA AVALIAÇÃO DE SEGURANÇA DE SISTEMAS ELÉTRICOS ATRAVÉS DA REPRESENTAÇÃO DETALHADA DE EQUIPAMENTOS E

MONITORAÇÃO DO AMORTECIMENTO DE OSCILAÇÕES

934 - ANÁLISE A PEQUENOS SINAIS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA NO PACDYN UTILIZANDO DADOS DO ANATEM

937 - AVALIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO TUCURUI-MANAUS-MACAPÁ NA ESTABILIDADE ANGULAR DO SUBSISTEMA NORTE DO SIN USANDO

EQUIVALENTES DINÂMICOS

950 - SVC PLUS® RIO BRANCO: AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DO 1º STATCOM EM OPERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO - RTDS,

ENSAIOS EM CAMPO E SIMULAÇÕES DINÂMICAS

951 - AMBIENTE COMPUTACIONAL DE ANÁLISE DO DESEMPENHO DINÂMICO DE SISTEMAS ELÉTRICOS USANDO SINCROFASORES

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982 - O PAPEL DAS FERRAMENTAS DE SIMULAÇÃO DIGITAL NO SUPORTE À OPERAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO RIO MADEIRA

2.2 196Dinâmica de sistemas de potência

882 - ALTERNATIVAS PROVISÓRIAS PARA A OPERAÇÃO DO SISTEMA ACRE E RONDÔNIA, CONSIDERANDO A ESTAÇÃO CONVERSORA BACK-TO-

BACK 525/230 KV, 1º BIPOLO ± 600 KV E TRANSFORMADOR PROVISÓRIO 525/230 KV EM PARALELO CA/CC

2.3 197Controle aplicado a sistemas de potência, considerando novas técnicas

836 - APLICAÇÃO DE UM SISTEMA INTELIGENTE DE ILHAMENTO AUTOMÁTICO - SIA AO SISTEMA ELÉTRICO DE TRANSMISSÃO DA CTEEP

2.4 198Análise do desempenho de Elos de Corrente Contínua e de equipamentos de compensação série e paralelo (síncrona, estática, fixa e variável) e seusefeitos no sistema elétrico. Análise do desempenho durante comissionamentos e seus efeitos no sistema elétrico.

574 - NOVO EFICIENTE COMPENSADOR ESTÁTICO BASEADO EM REATOR SATURADO PARA CONTROLE DE TENSÃO E COMPENSAÇÃO DOS

REATIVOS

599 - INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ - MACAPÁ - MANAUS: ESTUDOS EM SIMULADOR DIGITAL EM TEMPO REAL (RTDS) PARA AMORTECIMENTO DE

OSCILAÇÕES SUBSÍNCRONAS ENTRE COMPENSADORES ESTÁTICOS E BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

602 - COMPENSADOR ESTÁTICO DE EXTREMOZ: TESTES EM SIMULADOR DIGITAL EM TEMPO REAL PARA AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DE

EQUIPAMENTOS FACTS ASSOCIADOS À INSTALAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS

618 - ANÁLISE DAS DIVERSAS CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE DAS ESTAÇÕES CONVERSORAS DE 600 KV PORTO VELHO E

ARARAQUARA 2. PRIMEIRO BIPOLO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA

669 - SIMULAÇÃO DA OPERAÇÃO DE MÚLTIPLOS ELOS CCAT NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM O PROGRAMA ATP

671 - ESTUDOS DINÂMICOS DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO CC DAS USINAS DO RIO MADEIRA FOCANDO OS ASPECTOS MULTI-INFEED COM ITAIPU

727 - RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA E INTERAÇÃO TORCIONAL COM CONVERSORES CCAT ENVOLVENDO HIDROGERADORES: ANÁLISE TEÓRICA

E SIMULAÇÕES COM O PROGRAMA PSCAD

878 - SISTEMA DE TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA DE ± 800 kV – ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS NO SISTEMA CA,

COM A MODELAGEM CA/CC NO PROGRAMA ATP

957 - A UTILIZAÇÃO DE REATORES DE SATURAÇÃO CONTROLADA DO TIPO MCSR (MAGNETICALLY CONTROLLED SHUNT REACTOR) NO CONTROLE

DE TENSÃO DE SISTEMAS DE POTÊNCIA

1043 - INVESTIGAÇÃO SOBRE A EFICÁCIA DA APLICAÇÃO DE “FAST PROTECTIVE DEVICES” EM CAPACITORES SÉRIE COM FINS DE MITIGAR AS

TRTS IMPOSTAS AOS DISJUNTORES DE LINHA

2.5 199Análise de grandes perturbações no Sistema Interligado Brasileiro

595 - O IMPACTO NO SIN DO DESLIGAMENTO DE UNIDADES GERADORAS NA UHE-ITAIPU 60HZ E 50HZ

756 - UTILIZAÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO FASORIAL SINCRONIZADA DA CTEEP - SUBSÍDIO À ANÁLISE DE PERTURBAÇÕES NO SIN

903 - APLICAÇÃO DE DADOS DE MEDIÇÃO FASORIAL SINCRONIZADA NA AVALIAÇÃO DA SEGURANÇA DINÂMICA DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE

POTÊNCIA

2.6 200Métodos e critérios probabilísticos aplicados à operação de sistemas de potência

596 - AVALIAÇÃO DA CONFIABILIDADE DE SUBESTAÇÕES BASEADA NOS DESEMPENHOS ESTÁTICO E DINÂMICO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE

POTÊNCIA.

748 - ANÁLISE ESTATÍSTICA E DE CONFIABILIDADE DE SISTEMAS NOS TRANSFORMADORES DE FRONTEIRA DA REDE BÁSICA

3.0 RELATÓRIO SOBRE OS INFORMES TÉCNICOS

3.1 - IDENTIFICAÇÃO DE UM MODELO EQUIVALENTE REDUZIDO DE UMA PLANTA EÓLICA USANDO MEDIDAS DE PERTURBAÇÕES

CARI, E.P.T.(1);NETO, J.A.N.(1);RUEDA, J.L.(2);ERLICH, I.(2); - UTFPR(1);Duisburg-Essen Univ ersity (2);

O processo f oi div idido em 3 etapas. Na primeira etapa são amostradas as medidas do sistema após uma perturbação. Na segunda etapa, f oi escolhido um modelo

genérico de uma planta eólica. Na terceira etapa, f oi desenv olv ido um algoritmo de ajuste de parâmetros baseado no método de sensibilidade de trajetória. São

apresentados o equacionamento do modelo e a obtenção das f unções de sensibilidade, bem como os resultados da estimação. Além disso, é discutida a inf luência dos

v alores iniciais na conv ergência do processo de estimação.

Perguntas e respostas:

A) Os autores pretendem desenv olv er a modelagem apresentada para outros tipos de geradores eólicos?

O modelo identif icado é v álido para geradores de indução duplamente alimentado (DFIG) e geradores eólicos ligados à rede atrav és de conv ersor. Para outros tipos de

geradores eólicosa será necessário utilizar um modelo dif erente que será tema de trabalhos f uturos.

B) Os autores estão desenv olv endo uma metodologia para garantir a estimação do modelo para maiores incertezas no parâmetro Kv c?

Sim. Atualmente está-se v endo a possibilidade de utilizar uma metodologia composta entre a sensibilidade de trajetória com algoritmos genéticos a f im de melhorar a

margem de incerteza no parâmetro Kv c.

C) A metodologia f oi v alidada com medidas reais obtidas no campo?

Não. Os parâmetros f oram obtidas com medidas obtidas v ia simulação. Entretanto, existe a possibilidade de v alidar a metodologia com dados reais na planta eóilca de

Palmas-Paraná caso se chegue a um acordo entre a univ ersidade e a companhia paranaense de energia (COPEL).

3.2 - IMPEDÂNCIAS DO SISTEMA REALMENTE AFETAM AS OSCILAÇÕES DE POTÊNCIA? APLICANDO ELEMENTOS DE PROTEÇÃO DE OSCILAÇÃO DE POTÊNCIA SEM ESTUDOSCOMPLEXOS

ROCHA, G.(1); - SEL(1);


A) Os autores têm conhecimento de alguma concessionária de energia que adote o método dual-quadrilateral para detecção de oscilações de potência? Em caso

af irmativ o, há relatos de f uncionamento inadequado dev ido à complexidade dos ajustes?

Dev ido ao aumento da demanda na região, FURNAS seccionou a linha de transmissão Ibiuna-Campinas inserindo assim a SE Itatiba. O nov o trecho da linha de

transmissão (Ibiuna-Itatiba) está sendo empregado a f unção dual-quadrilateral baseado na taxa de v ariação da impedância de sequencia positiv a. Não há relatos de

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f uncionamento inadequado, lev ando em consideração que a SE entrou em operação a um ano.

B) Os autores têm conhecimento de concessionárias que adotem o método baseado em SVC para detecção de oscilações de potência e o grau de sucesso em seu

emprego?

No Brasil, não temos inf ormações de aplicações deste tipo. Porém, o artigo descrev e a simulação de casos reais onde a aplicação deste método teria garantido a

operação correta do elemento de proteção.

C) Qual é o grau de dif iculdade na implementação do método baseado em SVC para detecção de oscilações de potência em uma concessionária de energia elétrica?

Este método é mais simples que os métodos tradicionais, por ser independente da f onte do sistema e impedâncias de linha, não necessita de estudos complexos de

estabilidade ou conf igurações de usuário para o bloqueio adequado dos elementos do relé que são propensos a operar durante oscilações de potência estáv el ou

instáv el.

3.3 - INTEGRAÇÃO ELÉTRICA DE SISTEMAS EÓLICOS – CASO CGE BARRA DOS COQUEIROS/SE

SILVA, M.S.(1);ANDRADE, J.G.B.M.D.(2);JÚNIOR, E.G.D.S.(3); - UFS(1);ABB(2);TNL(3);

O programa computacional PowerFactory TM, desenv olv ido pela empresa DIgSILENT GmbH da Alemanha, constitui-se numa f erramenta alternativ a ao programa

computacional ANAREDE [4] exigido pela EPE para apresentação dos estudos de integração elétrica dos projetos a serem submetidos nos leilões de energia. Neste

estudo, atrav és do PowerFactory TM, f oi simulada a planta da Central de Geração Eólica (CGE) Barra dos Coqueiros e sua interligação ao sistema elétrico da

concessionária ENERGISA na Subestação Elétrica Porto (69 kV), nos dif erentes cenários de operação, com o objetiv o de av aliar os impactos e comportamento do

sistema elétrico em regime permanente.


A) Os autores pretendem sugerir à EPE a aceitação da f erramenta apresentada para estudos de planejamentode sistemas elétricos?

Acreditamos recomendáv el sugerir à EPE a utilização também do programa DIgSILENT Power Factory como f erramenta para estudos de planejamento de sistemas

elétricos.

B) Os autores pretendem f azer contato (ou já o f izeram) com os pesquisadores do CEPEL no intuito de sugerir melhorias nos programas desenv olv idos peloCentro de

Pesquisa da Eletrobras?

Até este momento não tiv emos contato com pesquisadores do CEPEL, porém achamos salutar contribuir com o CEPEL no desenv olv imento de seus programas,

atrav és do env io de sugestões e comentários.

C) Os autores podem listar as melhorias necessárias a serem implementadas nos programas of erecidos pelo CEPEL?

Acreditamos que uma melhoria/f uncionalidade que poderia ser implantada no ANAREDE, a exemplo do que está disponív el no DIgSILENT Power Factory 15.0, seriam os

diagramas geográf icos georef erenciados e f erramentas av ançadas para v isualização 3D das estruturas da rede em tempo real; ou seja, o georref erenciamento do

sistema de potência analisado.

3.4 - COMPLEMENTAÇÃO DO MODELO DO ELO CCAT ASSOCIADO À ITAIPU 50HZ E MIGRAÇÃO PARA O ATPDRAW

BETIATI, T.A.(1);OLIVEIRA, R.A.D.(1); - ITAIPU(1);

Este trabalho v isa apresentar um modelo para simulação digital no f ormato ATPDraw do elo CCAT associado à Itaipu. O modelo implementado corresponde à

representação monopolar do elo CCAT e seus elementos, com atenção especial ao seu sistema de controle, grande responsáv el pelo desempenho estático e dinâmico.

As alterações necessárias para a representação do modulador f oram baseadas no controlador existente em ANATEM. Embora o modelo esteja apresentado ainda na

f orma simplif icada, é f lexív el de maneira que alterações e ampliações tanto na rede de potência como no sistema de controle são f acilmente realizadas.


A) No título do trabalho há citação de \"complementação\" e de \"migração\". Quais seriam a complementação e a migração que os autores querem mostrar?

A migração se ref ere a implementação do modelo do HVDC que estav a no f ormato cartão (.txt), com dezenas de arquiv os, para o ATPdraw, tornando os div ersos

componentes do HVDC (controle e elementos de potência) v isuais no ATPdraw em uma tela única. Complementação se ref ere principalmente a incorporação do

controlador STAB50, que inf luencia no controle de potência do HVDC quando se tem v ariação na f requência superior a 0,2Hz (0,4%).

B) Por que f oi usada a f acilidade da MODELS para modelagem do sistema de controle? Pela experiência dos autores, quais seriam as v antagens dessa modalidade

sobre a TACS, recurso também disponív el no ATP para modelagem do controle?

Um dos modelos implementado neste trabalho f oi o do STAB50, sendo este realizado v ia Models pois os demais controles do HVDC, já desenv olv idos, estav am nesta

f uncionalidade. Além disso, no nosso ponto de v ista, a Models é muito mais robusta e f lexív el, podendo ser desenv olv ido controles bem específ icos (f acilidade de

programação).

C) Após a v alidação do modelo desenv olv ido contra medições de campo, f oi necessário realizar adaptações no mesmo para torná-lo mais representativ o?

Não f oram realizadas medições de campo específ ica para a v alidação do modelo migrado para o ATPdraw, pois o modelo em cartão já hav ia sido ajustado em

comparações com o simulador de Furnas do HVDC. Neste trabalho f oram lev antadas duas perturbações (curto-circuito no 500kV) que ocorreram no lado do retif icador,

para as quais temos os registros dos DFRs, e f oram f eitas as comparações da retomada de potência do HVDC. Os resultados f oram muito próximos, não sendo

necessárias adaptações no modelo, surgindo apenas a necessidade de implementação do controles que atuam com um tempo maior, caso do STAB50.

Comentário: 1- Recomenda-se esclarecer signif icado da sigla RCR, além de R, Rr e Ri da equação 1. 2- No iem 4.2 f az-se citação da topologia da rede, merecendo a

inserção de um diagrama unif ilar, para f acilitar o entendimento. Fig 5 está muito comprimida.

3.5 - COMPORTAMENTO DINÂMICO E EM REGIME PERMANENTE DE CONJUNTOS MOTORES GERADORES DE PEQUENO E MÉDIO PORTE EM SISTEMAS ELÉTRICOS – ANÁLISEDE CASOS REAIS

TEIXEIRA, R.M.(1);BRANDÃO, L.G.L.(1);LOPES, F.R.(1);LIMA, J.P.F.(1);RIBEIRO, N.S.S.(1);TEIXEIRA, M.B.(1); - ELETROBRAS ELETRONORTE(1);

Serão abordados casos práticos observ ados ou registrados nos sistemas que estiv eram e estão sob a responsabilidade da Eletrobras Eletronorte.


A) É prev ista na legislação alguma punição para os PIE que alteraram os modos de controle dos seus geradores, contrariando o que a Eletronorte hav ia determinado nos

testes pré-operacionais? Caso não seja prev ista, como a Eletronorte solucionou o problema?

Existe um contrato entre as partes tendo como ref erência o edital de licitação e o acordo operativ o com multas prev istas, como o corte no pagamento quando alguma

cláusula não f or cumprida.

B) A conclusão indica a solução para o problema de qualidade de energia observ ado pela Eletronorte. Como essa solução f oi apresentada aos PIE e qual a ev olução

dada por eles?

A solução f oi apresentada nas atas de reunião após os testes pré-operacionais. A maioria dos PIEs e gerações de emergencia que estão, ou estiv eram, nos sistemas

elétricos sob responsabilidade da Eletronorte, não mantem contrato com a Eletronorte e sim com as concessionárias como a Amazonas Energia (Manaus) e a CEA

(Amapá). Atualmente só tem uma geração de emergencia contratada pela Eletronorte e nos testes de comissionamento esses ruídos já se apresentaram mitigados.

C) Esses PIE permanecerão em operação após a interligação dos sistemas Manaus e Amapá ao SIN? Como a Eletronorte pretende garantir a adequação desses PIE aos

Procedimentos de Rede do ONS?

No caso de Manaus estes PIEs e gerações de emergencia já estão participando do SIN e a Manaus Energia é que mantem contratos com eles. No caso do sistema

elétrico do Amapá as gerações emergenciais não participarão do SIN.

Comentário: Correções necessárias: Explicar quais são as duas grandezas apresentadas na Figura 6, o texto trata a f igura como se f osse apresentada apenas uma

grandeza.

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3.6 - ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS ASSOCIADOS ÀS REDES COLETORAS DE MÉDIA TENSÃO DE PARQUES EÓLICOS

ANTUNES, R.(1);CHARLES, P.C.(2);FERNANDES, A.B.(3);MACHADO, M.B.(4);MEYER, B.T.(1);VIEIRA, F.(1); - ELETROSUL(1);CHS CONSULTORES

ASSOCIADOS(2);CARPE VIE(3);ARTECHE(4);

O presente Inf orme Técnico (IT) discute questões associadas à simulação de sobretensões transitórias e temporárias dev ido à manobras nos ramais das redes de média

tensão (RMT) de Centrais Geradoras Eólicas (CGEs), com ênf ase na modelagem dos componentes, como cabos, transf ormadores, controle e proteções dos

aerogeradores. A título de exemplo, apresenta-se um estudo de engenharia para um parque eólico típico v isando identif icar as piores solicitações dielétricas impostas

aos equipamentos associados. Para tanto, são simulados transitórios eletromagnéticos, f azendo uso do programa ATP, quando da aplicação e eliminação de f altas e

desenergização dos conjuntos ramais de cabos/transf ormadores dos aerogeradores.


A) Os autores af irmam que as constatações apresentadas nos resultados obtidos com uso do modelo detalhado não podem ser estendidos ou generalizados a

aerogeradores de tecnologias dif erentes ao representado no IT. Os autores pretendem realizar estudos similares para estes dif erentes aerogeradores?

De f ato, comparando-se resultados de simulações de transitórios eletromagnéticos, obtidos com distintos modelos de aerogeradores, observ a-se comportamentos

signif icativ amente dif erentes durante e após f altas. Mesmo para uma mesma tecnologia de aerogeradores, os resultados obtidos mostram que a estratégia de controle

adotada pelo f abricante é decisiv a no desempenho dos modelos, não sendo possív el dispor de um modelo genérico para estudos de transitórios eletromagnéticos.

Pretendemos estender a análises aqui realizadas para aerogeradores do tipo 3 (DFIG) e tipo 4 (f ull conv erter), porém com f ilosof ia de controles dif erentes, como, por

exemplo, manutenção de injeção de correntes durante operação em f alta.

B) Os resultados obtidos e recomendações descritas f oram repassados à FT-Eólicas-TEM?

A FT-Eólicas-TEM está sendo conduzida internamente ao ONS, com o env olv imento dos agentes em determinados assuntos, v isando def inir requisitos para estudos de

transitórios eletromagnéticos, no ambiente operativ o. Na def inição dos requisitos, a modelagem dos aerogeradores é um tema correlato de grande importância e

diretamente associado aos requisitos para estudos. Esta FT está sob coordenação de um dos autores do artigo. No contexto da ref erida FT, os resultados do presente

artigo f oram repassados e apresentados em uma das reuniões de trabalho. Visando abordar as questões específ icas sobre a representação dos parques eólicos, para

estudos de transitórios eletromagnéticos, no âmbito da FT-Eólicas-TEM f oi criado um grupo de trabalho (GT) tendo por objetiv o propor uma metodologia para equiv alentes

de parques eólicos. Neste sentido, o presente trabalho apresenta contribuições ao tema de grande v alia.

C) Os pararraios se mostraram f undamentais na proteção de sobretensões transitórias proibitiv as no Sistema Elétrico. Qual é a melhor estratégia a ser recomendada

para que se garanta a presença dos pararraios em qualquer condição de operação das redes coletoras de média tensão de parques eólicos?

De f ato, a presença dos para-raios se mostrou f undamental para adequação dos nív eis das sobretensões. Para garantir a presença dos mesmos em qualquer condição

operativ a, é importante analisar os roteiros de manutenção dos aerogeradores e ramais da rede de média tensão a f im de se ev itar que possív eis isolamentos, por

seccionadores ou disjuntores, retirem os para-raios de um ramal que por v entura permaneça energizado durante a interv enção.

3.7 - SIMULAÇÃO HÍBRIDA NO DOMÍNIO DO TEMPO: FASORIAL E FORMA DE ONDA

JARDIM, J.L.D.A.(1); - HPPA(1);

Este trabalho apresenta o desenv olv imento de um método de simulação híbrida no tempo com representação f asorial de sequência positiv a e f orma de onda trif ásica.

Esta técnica de simulação torna possív el a análise de f enômenos dinâmicos complexos, nos quais análises separadas não sejam capazes de representar todos os

aspectos do problema. O desenv olv imento utilizou o programa PSCAD/EMTDC para a simulação de f enômenos eletromagnéticos e o programa Organon para simulação

f asorial. As principais contribuições são a representação f asorial com passo v ariáv el e a análise detalhada do acoplamento entre as duas f erramentas de f orma a

preserv ar os modos de oscilação.


A) O acoplamento de duas dif erentes f erramentas de simulação apresentado no trabalho é realizado com a utilização de equiv alentes de Norton e Thev enin. Os autores

av aliaram o retardo e a inf luência nos resultados que esses equiv alentes proporcionam?

É importante ressaltar que não existe necessariamente a imposição de retardo associado à solução de ambos os processos (PSCAD/EMTDC e Organon) pela utilização

de equiv alentes Thev enin e Norton para o interf aceamento das duas f erramentas de simulação. No caso da implementação do artigo, um “retardo” intencional de um

ciclo é imposto ao cálculo do equiv alente a ser transf erido do PSCAD/EMTDC para o Organon de f orma a garantir-se uma extração menos complexa da componente

f undamental de sequência positiv a no pós-distúrbio. Existe tratamento menos triv ial, empregado em simulação na escala real de tempo, que será implementado

posteriormente com a f inalidade de análise comparativ a dessas alternativ as.

B) O trabalho citou a inf luência da barra de interf ace nos resultados das simulações, sendo essa inf luência maior quanto mais próximo da barra de interf ace f or o def eito

simulado. Entretanto, nos exemplos apresentados, somente uma barra de interf ace f oi representada. Os autores já av aliaram a representação de sistemas detalhados

que possuam mais de uma barra de interf ace com o sistema completo? Que tipo de inf luência é prev ista no tempo e nos resultados das simulações?

A interf ace Organon-PSCAD f oi desenv olv ida com capacidade para múltiplas portas. Entretanto, até o momento, os testes consideraram apenas uma barra de interf ace.

Após a escrita do artigo, testes em sistemas de maior porte f oram realizados, porém com uma única interf ace somente. À medida que se esgotarem todas as pesquisas

e entendimentos relativ os à interf ace atrav és de uma barra, conf igurações multiporta serão também av aliadas. A estimativ a de ganho no tempo de simulação é grande.

Para sistemas de pequeno porte (ex., 39 barras) o ganho chega a 30% comparando com a simulação híbrida com a f orma de onda somente. Deduz-se então que para

sistemas de grande porte o ganho será muito grande. Os resultados nos testes até o momento têm sido muito satisf atórios. Os resultados são muito próximos e, por

exemplo, o balanço de energia é praticamente o mesmo. Na literatura técnica de ref erência, o problema do af astamento das barras da interf ace ou f ronteira é tratado por

equiv alentes elétricos do tipo múltiplas camadas para os quais são empregadas ordens distintas de modelos de representação dos equipamentos. Na presente

implementação, há prev isão de se incorporar um equiv alente mais complexo (em f requência) para a rede v ista pela f erramenta de transitórios eletromagnéticos.

Alternativ amente, o usuário pode expandir a representação detalhada do PSCAD/EMTDC de f orma acomodar uma camada de circuitos com representação por modelos

completos semelhantes aos modelos de baixa ordem.

C) Quais são os requisitos computacionais para utilizar as f erramentas Organon e PSCAD em uma simulação híbrida? Os autores consideram que a simulação híbrida

v ai ganhar espaços cada v ez maiores nas análises de sistemas elétricos de potência?

Não há requisitos computacionais específ icos para utilização da simulação híbrida Organon-PSCAD of f -line. Para sistemas de pequeno porte, tem-se utilizado laptops

conv encionais. Para a simulação de sistemas de grande porte (ex., SIN), pode ser que seja necessário observ ar a capacidade de memória do computador.

Consideramos que a simulação híbrida será útil em estudos específ icos, conf orme mencionado no artigo. A simulação híbrida no domínio do tempo, na qual se realiza a

representação detalhada de conv ersores HVDC e equipamentos do tipo FACTS em simulador de transitórios eletromagnéticos (PSCAD/EMTDC) e a representação

f asorial em simulador de transitórios eletromecânicos (Organon), tem a sua aplicação pref erencial no suporte aos estudos realizados com simuladores em escala real de

tempo. Nesse contexto a f erramenta híbrida “of f -line” prov ê os subsídios necessários à def inição e síntese dos equiv alentes de rede e demais modelos de

representação dinâmica. Numa abordagem moderna, na qual se busca preserv ar características de representação aderentes à complexidade do equipamento e de

detalhamento da modelagem original do f abricante, a simulação híbrida é uma opção bastante atraente. Uma das grandes v antagens da solução híbrida é a eliminação

do trabalho laborioso de conv ersão de modelos entre dif erentes f erramentas, o qual impõe simplif icações à representação dos equipamentos, bem como a utilização de

modelos genéricos com baixo grau de detalhamento.

3.8 - MÉTODO ROBUSTO PARA O CÁLCULO DO MÁXIMO CARREGAMENTO DE SISTEMAS DE POTÊNCIA DE GRANDE PORTE

XAVIER, C.E.(1);BEDRIÑANA, M.F.(1);CASTRO, C.A.(1); - UNICAMP(1);

Este trabalho apresenta um método robusto para o cálculo do máximo carregamento, o qual se caracteriza pela obtenção de sucessiv as aproximações do ponto de

máximo carregamento usando carregamentos inf actív eis, além da aplicação de uma técnica de redução do carregamento baseada nas características geométricas na

superf ície f ronteira de máximo carregamento. É def inida uma margem de erro admissív el como critério de conv ergência, a qual é determinada pelo operador de rede. As

adequações tratam de tornar o método robusto, melhorando a conv ergência para sistemas de grande porte, e prático no sentido de sua aplicação segundo os critérios do

ONS.


A) Qual a dif erença entre o PMC Teórico e o PMC obtido? Não f icou claro no trabalho se os dois parâmetros são obtidos da metodologia proposta?

O PMC Teórico é o ponto de máximo carregamento obtido atrav és de sucessiv os cálculos de f luxos de carga utilizando algum método, como por exemplo, o método da

continuação (simulações of f line), que é bem conhecido na literatura. O PMC teórico descrito na metodologia proposta f oi obtido somente para critérios de análises do

SIN com a metodologia proposta, uma v ez que, em operação em tempo real (online) do SIN não há tempo hábil para inúmeros cálculos de f luxos de carga a f im de se

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determinar o PMC teórico da rede, já que este está em constante mudança durante a operação. Já o PMC obtido (online) é o ponto de máximo carregamento calculado

atrav és da metodologia proposta neste artigo, considerando uma margem de erro preestabelecida (erro admissív el - x%), a utilização do f luxo de carga com otimização

de passo e exploração das características geométricas da f ronteira de carregamento, lev ando para isso poucos cálculos de f luxo de carga.

B) As margens de erros normalmente são def inidas pelas empresas de maneira conserv ativ a, isto é, são def inidas para que se tenha a certeza que o sistema não está

exposto a risco excessiv o. Na metodologia proposta a margem de erro é utilizada para a conv ergência do método, de tal f orma que o PMC obtido pode está entre o PMC

mínimo e o PMC máximo. Esta interpretação está correta? Sendo assim, os resultados apresentados para o SIN, com margem de 5%, mostram que o PMC máximo é

maior que o PMC teórico. Como esse resultado dev e ser utilizado na prática? Como a incerteza no cálculo do PMC dev e ser tratada na prática?

A interpretação está correta. Dev e-se lembrar que a margem de erro permitido (x%) aplica-se ao ponto de máximo carregamento e, consequentemente à margem de

estabilidade de tensão, sendo def inido pelo usuário. Se houv er necessidade de uma av aliação mais precisa da margem, o erro pode ser def inido como 1%, por exemplo.

Neste caso, hav erá um pequeno aumento do esf orço computacional. Entende-se este erro admissív el como uma inf ormação f ornecida pelo usuário que traduz até onde

o usuário aceita algum erro, seja para menos (resultado conserv ador) ou para mais, de f orma que as ações de controle que ele v enha a tomar não sejam af etadas por

esse erro. De f ato o PMC obtido pelo método poderá ser maior ou menor que o PMC teórico, porém, nov amente insistimos que a dif erença está em uma f aixa aceitáv el.

O importante é que as ações do operador estejam corretas. A conf iança do operador pode aumentar se um menor v alor de x f or def inido, por exemplo 1%. Naturalmente

há um custo do ponto de v ista computacional, e mais iterações serão necessárias para a conv ergência. A ideia do método proposto é f ornecer um v alor aceitáv el e com

muita v elocidade computacional. O v alor f ornecido pelo método proposto dev e ser simplesmente tratado como se f osse o correto, assim como acontece em outras

análises, como a estimação de estado, por exemplo, desde que se assuma que o erro no v alor obtido não af etará as decisões de controle do operador.

C) Qual a inf luência da margem de erro na quantidade de iterações para a conv ergência do método? Apresente um exemplo.

As iterações apresentadas para o SIN são as iterações que a metodologia requer durante os cálculos para a conv ergência do método prático. Quanto mais precisa a

resposta que o operador deseja, o número de iterações pode sim aumentar. Porém o que mais inf luencia o número de iterações do método é o ponto inicial. Conf orme

descrito no trabalho, sugere-se um carregamento inicial inf actív el. Utilizando como exemplo a região sudeste do SIN e conf orme observ ado no trabalho, para um

carregamento inicial de 10 (carga e geração multiplicadas por 10) e uma margem de erro admissív el de 5%, o método obtev e o PMC de 1,0526, utilizando para isso 2

iterações e 3 cálculos de f luxo de carga. Para a mesma região, partindo do mesmo carregamento inicial (10) e estipulando uma margem de erro admissív el menor de

1%, a metodologia proposta obtev e como PMC 1,072564, utilizando para isso 4 iterações e 6 cálculos de f luxo de carga, f icando também dentro dos limites máximo e

mínimo, 1,07737 e 1,05603, respectiv amente. Agora, partindo de um princípio mais realista do ponto de v ista de operação, iniciou-se o processo com um carregamento

inicial de 2 (carga e geração multiplicadas por 2, também inf actív el) e margem de erro um pouco menor (0.5%), o método obtev e um PMC de 1,054, requerendo um total

de 5 iterações e 7 cálculos de f luxo de carga.

3.9 - SIMULAÇÃO EM TEMPO REAL DE SISTEMAS DE ENERGIA UTILIZANDO ESTABILIDADE TRANSITÓRIA, ELETROMAGNÉTICOS TRANSITÓRIOS E FPGA BASEADOS EMALGORITIMOS DE ALTO DESEMPENHO.

ARAUJO, S.C.N.(1);DUFOUR, C.(2); - OPENCADD (1);OPAL -RT(2);


A) O acoplamento de dif erentes domínios de simulação apresentado no trabalho é realizado com a utilização de interf aces? Qual o retardo e qual a inf luência nos

resultados que essas interf aces proporcionam? A inf luência é maior nas simulações que utilizam menor passo de integração?

A interf ace é f eita com um zero-hold oder indo e v indo do domínio TS para o EMT. Contudo o atraso é menos importante do que a largura da banda de cada domínio.

Quando se v ai do domínio do TS (passo de integração 1-10 ms) para EMT (passo de integração 10-50 us) não se pode perder a largura de banda do sinal do TS na EMT.

A mesma coisa acontece ao se transf erir sinais do EMT para TS: neste caso, a largura de banda de EMT é f iltrada à f requência f undamental do TS (tipicamente 50-60

Hz).

B) Quais os requisitos computacionais para utilizar as f erramentas ePHASORsim, Hy persy m, eMEGAsim e eFPGAsim?

Os requisitos dependem do tamanho da rede a ser simulada. Sistema grandes requerem computadores mais poderosos e com mais processadores. Neste momento, no

entanto, ePhasorSim só roda em um núcleo, o que é suf iciente para simular 20.000 barramentos. Já o eFPGAsim roda somente em FPGAs o que f az necessário o uso

de FPGAs Virtex-6 e Virtex-7

C) Os autores consideram que a simulação híbrida v ai ganhar espaços cada v ez maiores nas análises de sistemas elétricos de potência?

A tendencia de integrar e acoplar grandes sistemas elétricos de potência, bem como a integração de f ontes de energias renov áv eis nos sistemas de energia f orçam os

engenheiros de sistema de potencia a f azer testes mais complexos e com mais elementos simulados juntos. Ao mesmo tempo, pode se tornar muito dif ícil f azer uma

simulação completa destes sistemas utilizando algorítimos do tipo EMT. É por isso que acreditamos que a simulaçao hibrida crescerá em importância no f uturo. Em

particular, simulações em tempo real e mais rápidas que em tempo real permitirão ao operador da rede de prev er situações inesperadas e encontrar soluções antes que

da ocorrência destes grandes problemas.O tempo de atraso pode não ser muito grande nós concordamos. Diz-se que mais o importante Blackout pode ser prev isto 15

segundos antes da sua ocorrência. Uma f erramenta como ePHASORsim, em conjunto com uma simulação EMT se necessário, pode dar a oportunidade do operador

f azer algo neste curto espaço de tempo.

Comentário: Correções necessárias: 1- Há alguns erros de digitação, por exemplo: no f inal do segundo parágraf o após a Figura 1 “.. de outros atrav és a outros de

domínios de simulação atrav és ...”; não é necessário o título 2,1, v isto que não existe um título 2.2; incluir espaço antes do título 3.4.1; adequar a Tabela 2 para que não

haja div isão de página no meio da tabela; completar ou retirar a última coluna da Tabela 2, que está v azia; no último parágraf o da conclusão “... com o f erramenta.

Fasorial e o método direto (DM).”; 2- Mudar a posição das f igura 2 e 3 para após o parágraf o em que elas são citadas pela primeira v ez;

3.10 - ANÁLISE DO DESEMPENHO DA OPERAÇÃO CONJUNTA DE MÚLTIPLOS CONVERSORES CCAT CONSIDERANDO A EXPANSÃO DO SISTEMA ELÉTRICO

LIRIO, F.L.(1);CARVALHO, A.R.C.D.(1);ALMEIDA, L.P.D.(1); - CEPEL(1);

Neste artigo serão discutidos aspectos relev antes no que se ref ere ao planejamento da operação do sistema elétrico nos quais ocorre a operação de elos de transmissão

em corrente contínua com conv ersores eletricamente próximos. Procura-se neste trabalho identif icar os principais aspectos relacionados aos índices preditiv os de

desempenho para operação de múltiplos conv ersores CCAT, de f orma que esta operação ocorra de modo seguro.Neste trabalho serão apresentadas análises teóricas e

casos exemplo abordando os índices MISCR e MSCR. No artigo será v erif icado como é o comportamento destes índices mediante a expansão do sistema elétrico.


A) Na v isão dos autores, qual dos índices apresentados parece ser mais adequado para a av aliação do f enômeno de multi-inf eed?

O Multi-Inf eed Interaction Short Circuit Ratio (MISCR) é um índice mais completo, pois considera a dinâmica dos reguladores e as não linearidades da rede elétrica. No

entanto sua obtenção requer uma simulação de transitórios eletromecânicos o que nem sempre está disponív el nas primeiras etapas do planejamento da expansão.

Conf orme f oi mostrado no artigo, se a dinâmica dos reguladores e as não linearidades f orem desprezadas, os índices MISCR e MSCR resultam em v alores

semelhantes. Portanto, por ser mais f ácil de calcular, MSCR é uma f erramenta importante para as primeiras análises do planejamento da expansão.

B) Os índices apresentados f oram aplicados em alguma análise do sistema brasileiro?

O artigo apresenta os resultados do cálculo dos índices de desempenho em um caso do Sistema Interligado Nacional (SIN) no horizonte 2017 (já com um bipolo da

transmissão associada a UHE Belo Monte), com o objetiv o de ilustrar o processo de obtenção de barras CA candidatas a receber um nov o elo CCAT.

C) Para av aliação do f enômeno de multi-inf eed, seria suf iciente a utilização dos índices preditiv os de desempenho? Em outras palav ras, se dois sistemas apresentarem

índices preditiv os de mesma magnitude, seria esperado que ambos tenham o mesmo desempenho dinâmico no que concerne ao multi-inf eed?

Não, o cálculo dos índices de desempenho é uma etapa inicial do processo de análise do f enômeno de multi-inf eed. O estudo do f enômeno dev e env olv er análises de

transitórios eletromecânicos (desempenho dinâmico do sistema) e transitórios eletromagnéticos (dinâmica da rede elétrica e ocorrência de f alhas comutação). No entanto

na etapa inicial do planejamento da expansão o cálculo dos índices de desempenho podem indicar os pontos da rede CA que v ão necessitar de menores ref orços na

rede receptora para atingir um desempenho satisf atório.

Comentário: Rev isar texto e Tabela 1.

3.11 - MELHORIAS DA AVALIAÇÃO DE SEGURANÇA DE SISTEMAS ELÉTRICOS ATRAVÉS DA REPRESENTAÇÃO DETALHADA DE EQUIPAMENTOS E MONITORAÇÃO DOAMORTECIMENTO DE OSCILAÇÕES

HENRIQUES, R.M.(1);ALVES, F.R.D.M.(1);JÚNIOR, S.G.(1);RANGEL, R.D.(1);FILHO, J.A.P.(2);BORGES, C.L.T.(3);FALCÃO, D.M.(3);TARANTO, G.N.(3);ASSIS,

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T.M.L.D.(3); - CEPEL(1);UFJF(2);COPPE/UFRJ(3);

A av aliação de segurança (VSA/DSA) é uma importante f erramenta. A principal inf ormação f ornecida na av aliação de segurança é a posição relativ a do ponto de

operação em relação às f ronteiras da região segura. Modelos detalhados de equipamentos são f undamentais para que o nomograma represente a real capacidade do

sistema. Quanto à segurança dinâmica, limites operativ os são v erif icados em simulações das contingências, observ ando os critérios de desempenho dinâmico, como o

amortecimento de oscilações. Este trabalho descrev e o impacto da representação detalhada de geradores no ANAREDE sobre as regiões de segurança, bem como da

implementação da monitoração do amortecimento de oscilações no ANATEM.


A) O f ator de amortecimento da f requência de oscilação dos geradores sugerido pelos autores já f oi discutido com o ONS e/ou agentes?

Ainda não, porém, com a ev olução deste trabalho e a experiência adquirida na simulação de casos práticos, pretende ser proposto em momento oportuno

B) As melhorias apresentadas já f oram testadas em casos base f ornecidos pelo ONS? Em caso af irmativ o, obtev e bons resultados?

Este é um próximo passo, que dev e ser tema de uma outra publicação. No momento estamos com um projeto para aplicação da metodologia de av aliação de segurança

estática e dinâmica utilizando diretamente um caso do tempo real.

C) As melhorias apresentadas podem ser úteis em uma v ersão de longo termo do ANATEM. Os autores têm a intenção de produzir um programa ANATEM de longo

termo atualizado?

O programa ANATEM na realidade já possui características que possibilitariam a sua aplicação na simulação da dinâmica de longo termo de sistemas de potência. A

maior dif iculdade deste tipo de aplicação seria ref erente à indisponibilidade de uma base de dados de longo termo do SIN para o ANATEM, que dev e ser mantida e

atualizada. Atualmente, os agentes do setor e o ONS mantêm e atualizam uma base de dados do ANATEM que permite apenas a análise de estabilidade transitória e

amortecimento de oscilações eletromecânicas.

3.12 - ANÁLISE A PEQUENOS SINAIS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA NO PACDYN UTILIZANDO DADOS DO ANATEM

JUNIOR, S.G.(1);JUSAN, F.C.(2);AMARAL, T.S.D.(1); - CEPEL(1);FURNAS(2);

ossibilitar que a análise de ressonância subsíncrona seja realizada utilizando dados no f ormato do programa ANATEM, mas utilizando modelagem adequada para análise

do f enômeno, minimizando o esf orço de preparação de dados.


A) Como é f eita a seleção no PacDy n para usar o modelo Y(s) ou por sistema descritor? Qual a dif erença esperada nos resultados das simulações e no esf orço

computacional? Qual o porte do sistema em que é possív el usar o modelo por sistema descritor?

A seleção é f eita utilizando o código de execução MDEL, sendo MDEL 2 sistema descritor e MDEL 3, Y(s). Não são esperadas dif erenças de resultados entre modelos, a

não ser que sejam utilizados modelos específ icos só disponív eis na f ormulação Y(s) como é o caso de linhas de transmissão com parâmetros distribuídos ou modelos

específ icos de SVC e TCSC. O porte possív el para utilização de sistema descritor seria atualmente em torno de 5000 barras, no entanto, para rodar sistemas deste tipo

dev e-se redimensionar o programa, hav endo uma ocupação muito grande de memória e tornando o programa muito pesado para computadores com Windows 32 bits que

utilizam até 3 Gb de memória.

B) Os autores citam o uso de um modelo reduzido na análise das oscilações subsíncronas em Angra 1 e Angra 2. De que modelo se trata e porque f oi av aliado um

modelo reduzido? Qual a inf luência do modelo reduzido no esf orço computacional?

Para a utilização do modelo Y(s) não há método direto para obtenção de resposta no tempo por integração numérica. Assim sendo, esta resposta é obtida pela soma no

domínio do tempo de todas as componentes modais signif icativ as, ou seja, são calculados os resíduos e v alores de todos os pólos dominantes. Por outro lado, a

resposta em f requência na modelagem por Y(s) do sistema completo pode ser obtida numericamente. Assim sendo, para v erif icação da v alidade e precisão da resposta

no tempo, a resposta da soma de componentes modais (modelo reduzido) é comparada com a resposta do sistema completo e, quando estas são v isualmente

coincidentes, pode-se af irmar que a resposta no domínio do tempo das componentes modais (modelo reduzido) pode ser considerada igual ao do modelo completo, se

este pudesse ser calculado para a f ormulação Y(s). Por outro lado, na f ormulação por sistema descritor, a resposta no domínio do tempo pode ser obtida por integração

numérica.

C) O trabalho conclui que não há problema de amortecimento torcional para as usinas de Angra 1 e Angra 2, entretanto, a Tabela 5 mostra que o amortecimento nas

f requências dos modos torcionais são inf eriores a 1%, embora positiv os. Qual a margem de segurança utilizada na análise? Que tipo de incerteza pode comprometer os

resultados?

Na prática, um amortecimento não nulo já signif ica que não hav erá problema de ressonância subsíncrona. Na prática, considerando o projeto mecânico da turbina e

gerador, o sistema mecânico possui um amortecimento muito baixo, mas que é suf iciente para que não haja oscilações crescentes. O problema de oscilações torcionais

só ocorrerá se houv er uma interação do sistema mecânico com a rede ou outros componentes de f orma que o amortecimento se torne signif icativ amente negativ o a

ponto de produzir v ibrações indesejáv eis ou, em caso extremo, ruptura do rotor. Assim, no caso do amortecimento ser positiv o, pode-se concluir que não está hav endo

esta interação. No caso da simulação indicar um amortecimento negativ o muito pequeno, há ainda a possibilidade do problema não ocorrer, pois a premissa de eixos

f lexív eis lineares e termo D f ixo e independente da torção acaba sendo conserv ativ a, no entanto, caso não sejam adotadas medidas mitigadores, o f abricante dev e ser

consultado assim como dev em ser realizadas inv estigações mais aprof undadas, pref erencialmente baseadas em resultados de medição em campo, pois hav erá a

tendência de hav er maiores v ibrações, o que pode prejudicar a v ida útil da máquina ou turbina. Caso o amortecimento seja negativ o em módulo da ordem de 1% ou

superior, há f orte indício que o problema ocorre e dev e ser mitigado.

Comentário: Correções necessárias: 1. Renumerar as f iguras, pois o texto cita as f iguras 9 e 10, que não são apresentadas. Prov av elmente elas são as f iguras 7 e 8;

2. Alterar as f iguras 5 e 11 de lugar, passando para depois do parágraf o em que elas são citadas pela primeira v ez; 3. O parágraf o imediatamente após a Tabela 5 cita

uma comparação, mas não inf orma em que f igura essa comparação é apresentada; 4. Citar no texto a Figura 13, ou retirá-la do trabalho.

3.13 - AVALIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO TUCURUI-MANAUS-MACAPÁ NA ESTABILIDADE ANGULAR DO SUBSISTEMA NORTE DO SIN USANDO EQUIVALENTES DINÂMICOS

SANTOS, P.N.D.(1);VIEIRA, D.J.A.(2);VIEIRA, J.P.A.(3);BEZERRA, U.H.(4);BERNARDES, B.C.(5); - UFPA(1);UFPA(2);UFPA(3);UFPA(4);UFPA(5);


A) Os autores poderiam explanar sobre as motiv ações do trabalho? Os equiv alentes dinâmicos apresentados podem v ir a ser utilizados em estudos de segurança

dinâmica of f -line?

A motiv ação do trabalho é oriunda do elev ado custo computacional observ ado na realização dos estudos dinâmicos da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá,

considerando a ampla área geográf ica do SIN (abrangendo todos os Subsistemas) com seu modelo detalhado com milhares de v ariáv eis de estados. A redução do

modelo do SIN em equiv alentes dinâmicos reduz o tempo de processamento e reproduz o comportamento dinâmico sem grandes perdas de precisão, o que permite o

uso de equiv alentes dinâmicos em estudos de av aliação da segurança dinâmica of f -line.

B) O equiv alente dinâmico é f eito a partir de um ponto de operação. Para um outro ponto de operação é necessário o cálculo de um nov o equiv alente dinâmico; Qual é o

tempo médio de realização de um equiv alente dinâmico atrav és do método de algoritmos genéticos apresentado?

Sim. O equiv alente dinâmico f oi obtido a partir de um ponto de operação. Não f oram realizados testes para outros pontos de operação. O tempo médio de simulação f oi

de 60 minutos para estimar os parâmetros dos equiv alentes dinâmicos usando os algoritmos genéticos em um computador CORE i3 2 GB.

C) Os autores realizaram alguma comparação entre o equiv alente dinâmico apresentado e alguma outra metodologia de equiv alente dinâmico?

Não. O f oco de interesse não f oi comparar com outro método.

3.14 - SVC PLUS® RIO BRANCO: AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DO 1º STATCOM EM OPERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO - RTDS, ENSAIOS EM CAMPO ESIMULAÇÕES DINÂMICAS

LOPES, F.R.(1);BORIN, P.D.O.F.(1);TEIXEIRA, R.M.(1); - ELETROBRAS ELETRONORTE(1);

O CE de Rio Branco, equipamento concebido dentro do conceito FACTS (Flexible AC Transmission Sy stems) recentemente em operação, possui topologia STATCOM,

sendo um Conv ersor Fonte de Tensão ou Voltage Sorced Conv erter (VSC) estado da arte, também chamado de SVC Plus pela Siemens, f abricante do equipamento.

Baseado na tecnologia modular multinív el para conv ersores de f onte de tensão (VSC) utilizando IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) ao inv és de tiristores, este CE

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prov ê ao sistema CA um suporte de potência reativ a altamente dinâmico e continuamente ajustáv el dentro de sua f aixa de capacidade. Este inf orme técnico v isa,

primeiramente, apresentar características básicas deste equipamento inédito no Sistema Interligado Nacional. Serão apresentas análises dos ensaios de Real Time

Digital Simulation (RTDS) e dos ensaios dinâmicos em campo durante o comissionamento, av aliando o desempenho deste compensador estático de reativ os no sistema

elétrico no qual está instalado. De posse dos resultados dos testes realizados, este trabalho procura também av aliar os modelos digitais do CE para simulação em

ambiente computacional.


A) Quais são as causas prov áv eis de hav er um tempo de estabilização da potência reativ a f ornecida pelo SVC duas v ezes maior nos casos reais do que nos ensaios

em RTDS?

Trata-se de uma conclusão a ser reconsiderada, pois f oi comparado tempos de estabilização da potência reativ a do SVC PLUS após f altas simuladas e ocorridas em

pontos distintos do sistema (SE Rio Branco e SE Abunã). Nas ocorrências registradas ocorreu o bloqueio do conv ersor de corrente pela estratégia de subtensão, sendo

desbloqueado imediatamente após a eliminação das f altas. Estes casos não f oram ensaiados em RTDS mas, mesmo assim, o tempo de estabilização real está menor

que o tempo do ensaio em RTDS, para curto-circuito bif ásico em Abunã, sem o bloqueio do conv ersor de corrente.

B) Na ocorrência do desligamento de dois transf ormadores da SE Rio Branco em 15/04/2013 constatou-se uma melhoria no desempenho do sistema elétrico dev ido ao

CE de Rio Branco?

Os v alores da Tabela 1 apresentam as leituras de potência reativ a em Mv ar e tensão ef icaz por f ase no ponto de conexão entre o barramento de 230 kV da SE Rio

Branco e o Compensador Estático. Destaca-se que, para os v alores de potência reativ a, o sinal da amostra determina o f luxo da potência durante a leitura. Ou seja, a

amostra com sinal positiv o implica que o f luxo do Mv ar está saindo da barra em direção ao CE, indicando que o equipamento está absorv endo esta potência, enquanto a

amostra com sinal negativ o implica que o Mv ar do CE está entrando na barra de 230 kV, operando assim em sua região capacitiv a. Nota-se que, após a rejeição de toda

a carga conectada aos transf ormadores, na ausência do equipamento, esperav a-se uma tensão no barramento 230 kV muito acima dos v alores praticados

operacionalmente. Contudo, o CE operando em modo controle de tensão f oi capaz de manter a tensão no barramento praticamente constante, absorv endo até 23 Mv ar,

contribuindo para que o sistema elétrico se mantiv esse íntegro, operando com as tensões dentro dos limites operacionais.

C) Quando o SCL v isto do SVC apresenta um nív el f orte, ocorrendo um bloqueio do conv ersor de corrente durante uma f alta, pode hav er comprometimento do

desempenho do CE de Rio Branco?

A princípio, não, como pode ser observ ado nos registros apresentados na f igura 14.

Comentário: As f iguras 1, 3, 4, 6, 7, 8, 9, 10 e 13 estão ininteligív eis. Os autores dev em reinserir estas imagens com melhor resolução.

3.15 - AMBIENTE COMPUTACIONAL DE ANÁLISE DO DESEMPENHO DINÂMICO DE SISTEMAS ELÉTRICOS USANDO SINCROFASORES

LEANDRO, R.B.(1);ZIMMER, V.(2);JEREMIAS, T.(2);DECKER, I.C.(2);AGOSTINI, M.N.(2); - Labplan-UFSC(1);UFSC(2);

Neste inf orme técnico é apresentado o ambiente computacional MedPlot, que utiliza sincrof asores em análises do desempenho dinâmico de sistemas elétricos.

Primeiramente, as principais f uncionalidades do ambiente são descritas, com destaque para a identif icação de oscilações eletromecânicas. Após isso, demonstra-se a

utilização do MedPlot na análise de uma ocorrência no Sistema Interligado Nacional (SIN), a partir de registros do Sistema de Medição Fasorial Sincronizada em baixa

tensão do Projeto MedFasee. Tais instrumentos propiciam a qualif icação dos diagnósticos e a otimização dos processos de análise de ocorrências.


A) Os resultados obtidos f oram compartilhados com o ONS? Em caso af irmativ o, os resultados f oram conf rontados com aqueles da análise de ocorrência no SIN em

15/12/2012 realizada pelo ONS?

Sim. Os resultados obtidos pelo SPMS MedFasee BT v em sendo utilizados pelo ONS nas análises de ocorrência no SIN desde 2009. Inclusiv e, os gráf icos das páginas

41 e 42 do Relatório de Análise de Perturbação (RAP) [1] f oram gerados utilizando os registros do SPMS MedFasee BT e o sof tware MedPlot. As dif erenças entre os

v alores de f requência dos modos de oscilação identif icados no RAP e os encontrados no IT justif icam-se pela utilização de dif erentes janelas de dados em um período

de comportamento transitório, no qual podem ser observ adas mudanças em termos de f requência e taxa de amortecimento dos modos de oscilação. Com isso, no RAP

f oram identif icados os modos de oscilação com f requências iguais a 0,8528 Hz e 9,4186 Hz para uma janela de dados com início às 19h55min10s e 11 segundos de

duração. Enquanto que no IT, as f requências observ adas são de 0,806 Hz e 9,386 Hz, para uma janela de dados com início às 19h55min12s de 5 segundos de duração.

Apesar disso, qualitativ amente as análises de ambos os documentos são aderentes, com a identif icação do modo de oscilação interárea Sul-Sudeste e de um modo

local da Área Minas, corroborada pela aplicação das f ormas modais. [1] Relatório de Análise de Perturbação (RAP) - ONS RE 3/006/2013 – “Análise da perturbação do dia

15/12/2012 às 17h55min com origem na UHE Itumbiara”.

B) O Método de Prony multissinais f ornece inf ormações acerca do amortecimento dos modos de oscilação calculados?

Sim. Além de estimar diretamente a f requência dos modos que compõem os sinais em análise, o método de Prony f ornece o amortecimento, a amplitude e a f ase das

componentes modais identif icadas. No MedPlot, o usuário tem acesso a todas essas inf ormações em tabelas (uma para cada terminal de medição), com os modos de

oscilação ordenados de acordo com suas energias. Além disso, com o MedPlot podem-se traçar as f ormas modais a partir da escolha do modo de oscilalção de

interesse no estudo.

C) O Projeto MedFasee CTEEP prev ê a instalação de um protótipo de SPMS nas unidades geradoras das UHE´s da CTEEP v isando a monitoração dos sistemas de

excitação, dos sinais adicionais e dos sistemas de controle de v elocidade dos rotores, de f orma a permitir ajustes e correções of f -line e/ou on-line nos respectiv os

ajustes?

Os dados de sincrof asores obtidos de medições realizadas por PMUs instaladas em usinas podem ser utilizados para a v alidação e a calibração de modelos de unidades

geradoras, tal como descrito em [2] e [3]. Contudo, a CTEEP é uma concessionária de serv iços de transmissão de energia elétrica e, portanto, a rede de PMUs do

Projeto MedFasee CTEEP abrange somente medições em SEs de transmissão da CTEEP, incluídas na rede base. [2] GÓMEZ, J. E.; DECKER, I.C.; LEÓN, R.A. Hy brid

simulations, a smart way to perf orm parameter v alidation in power sy stems. In: Innov ativ e Smart Grid Technologies (ISGT Latin America), 2011 IEEE PES Conf erence

on, v ol., no., pp.1,7, 19-21 Oct. 2011. [3] GÓMEZ, J. E.; LEÓN, R.A; CASTRILLÓN, N. J.; DECKER, I.C. Validação de Modelos de Unidades Geradoras do Sistema

Interligado Colombiano usando Dados de Medição Fasorial Sincronizada. Em: XII SEPOPE: Simpósio de Especialistas em Planejamento da Operação e Expansão Elétrica

- Rio de Janeiro, 2012.

Comentário: Está f altando a Tabela 1

3.16 - O PAPEL DAS FERRAMENTAS DE SIMULAÇÃO DIGITAL NO SUPORTE À OPERAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO DO RIO MADEIRA

FILHO, R.N.F.(1);CASTRO, A.D.(1);BARROS, H.M.D.(1);SANTOS, M.G.D.(1); - ONS(1);

A f im de que f osse possív el realizar plenamente os estudos elétricos associados ao comissionamento e operação do Sistema de Transmissão do Madeira , f oi

estruturado no Operador Nacional do Sistema Elétrico, um conjunto de f erramentas para simulação digital. Tais f erramentas ref erem-se não só a aquelas diretamente

relacionadas às simulações em escala real de tempo, mas também aos modelos para a realização de simulações of f -line. Este trabalho descrev e os principais

aspectos técnicos associados à implantação deste conjunto de f erramentas de simulação digital para suporte aos estudos elétricos do sistema de transmissão das

usinas do Rio Madeira.


A) O conjunto simulador, já expandido, instalado no ONS prev ê seis cubículos RTDS e os cubículos de proteção e controle associados ao back-to-back e aos dois

bipolos. A expansão realizada pelo ONS v isou representar adequadamente a rede CA nas v izinhanças do sistema de transmissão em corrente contínua do Rio Madeira.

O artigo deixa ainda o entendimento de que nov as expansões serão ef etuadas para permitir estudar a interação entre os sistemas de corrente contínua do Rio Madeira,

Itaipu e Belo Monte. Assim: A.1) O simulador atual permite a representação adequada das redes associadas aos dois lados, retif icador e inv ersor, do sistema de

transmissão em corrente contínua do Rio Madeira? Que tipo de inf luência pode ser v isualizado dos def eitos que ocorrem em um lado no desempenho do sistema do

outro lado? A instalação de um transf ormador 525/230kV em paralelo com o back-to-back, não prev isto no projeto original, alterou de alguma f orma a capacidade de

representar a rede adequada no simulador? A.2) As nov as expansões são prev istas com sistemas de proteção e controle f ornecidos pelos f abricantes do sistema de

transmissão em corrente contínua associado a Belo Monte? Qual o tratamento prev isto para a modelagem do sistema de transmissão em corrente contínua associado a

Itaipu?

A.1 A atual conf iguração de hardware RTDS permite a representação de todos os equipamentos de potência associados à conexão back-to-back e aos dois elos de CC

que compõem o sistema de transmissão do Rio Madeira. Originalmente, o número de cartões de processamento f oi def inido para a representação indiv idualizada dos

equipamentos de potência das redes de transmissão em 230 kV conectados à SE coletora (sistema Acre-Rondônia e tronco Jauru-Porto Velho), além de equiv alentes de

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geração correspondentes às usinas de Santo Antônio e Jirau na conf iguração mais completa. Posteriormente, por meio da aquisição de cartões de processamento e de

comunicação adicionais, o ONS ampliou a capacidade de representação do simulador ao sistema CA v isto da SE inv ersora de Araraquara v isando a execução dos

estudos de interação CA-CC e de "multi-inf eed" com a conv ersora de Ibiúna. Dessa f orma, os recursos de hardware disponív eis no simulador de sistemas de CC estão

adequados à realização dos estudos elétricos de suporte à operação do sistema de transmissão do Madeira e aqueles correspondentes à sua interação com o SIN. A.2

Com relação ao complexo de Belo Monte, o edital do empreendimento em seus anexos técnicos dev erá detalhar os requisitos necessários à representação dos

equipamentos das redes CA e CC correspondentes, e também da integração do simulador em escala real de tempo associado ao empreendimento ao simulador ora

operado pelo ONS. Quanto à representação dos controladores do sistema de transmissão de Itaipu, o ONS iniciou as tratativ as junto ao f abricante para f ornecimento de

um modelo de representação no RSCAD/RTDS.

B) Entre os aspectos que os autores concluem que dev em ser observ ados no aperf eiçoamento dos procedimentos de estudos do ONS está o acompanhamento

próximo, junto à equipe técnica do consórcio e f abricantes, dos trabalhos contemplados ao longo do projeto executiv o. Considerando que: . O ONS executa as

ativ idades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN; e . Os Procedimentos de Rede def inem os procedimentos e

os requisitos necessários à realização das ativ idades de planejamento da operação eletroenergética, administração da transmissão, programação e operação em tempo

real no âmbito do SIN. Esse tipo de acompanhamento proposto já está prev isto nos Procedimentos de Rede ou será necessário uma alteração nos Procedimentos de

Rede para permitir esse acompanhamento?

O acompanhamento em questão não está tratado especif icamente nos Procedimentos de Rede do ONS. Ao longo do projeto executiv o são realizadas as adequações do

projeto padronizado de cada f abricante às particularidades da instalação dos agentes e também as adequações necessárias ao atendimento dos requisitos técnicos

def inidos em edital e que v isam a integração das nov as instalações ao sistema interligado nacional, cuja operação é da responsabilidade do ONS. Assim, é importante o

acompanhamento do Operador para que sejam observ ados pontos pactuados entre os div ersos atores env olv idos.

C) Os autores prev eem mudanças na tecnologia atualmente utilizada no simulador, com plataf ormas computacionais mais genéricas e v ersáteis. Quais as principais

mudanças que os autores já identif icaram quanto a ev olução do estado da arte dos simuladores? Os autores consideram que as simulações híbridas pode ocupar mais

espaço nessa ev olução?

O simulador de f abricação da RTDS Technologies benef icia-se, em qualquer f ornecimento, por ser aquele de mais ampla aplicação nos estudos de sistemas de potência,

dado o seu longo histórico de utilização pelos próprios f abricantes dos equipamentos. Entretanto, por estar baseado em hardware proprietário, tende a propiciar condicoes

para o aparecimento de simuladores que utilizam arquitetura comercial com menor custo de aquisição e atualização. A principal mudança que se v islumbra diz respeito à

utilização de interf aces com o usuário baseadas em "standards" de simulação como o EMTP-RV e o Matlab/SIMULINK, permitindo a constituição e o compartilhamento

de uma base única de dados com as f erramentas "of f -line". Se entendido como híbrida a simulação inter-domínios (eletromagnético e eletromecânico), qualquer

simulador em escala real de tempo dev e possuir tal capacidade, cabendo ao seu usuário o ônus de prov er a programação e parametrização dos modelos adequados a tal

representação.

Comentário: Correções necessárias: a) Existem subitens repetidos no item 2, há dois 2.2 e dois 2.4; b) O atual subitem 2.3 apresenta repetição de texto nos tópicos

listados no seu último parágraf o; c) A conclusão só está tratando do que dev e ser melhorado, sugere-se incluir um parágraf o analisando a adequação do simulador atual.

3.17 - ALTERNATIVAS PROVISÓRIAS PARA A OPERAÇÃO DO SISTEMA ACRE E RONDÔNIA, CONSIDERANDO A ESTAÇÃO CONVERSORA BACK-TO-BACK 525/230 KV, 1º BIPOLO ±600 KV E TRANSFORMADOR PROVISÓRIO 525/230 KV EM PARALELO CA/CC

GÁRDOS, R.(1);PENNA, L.D.(1);SARDINHA, S.L.D.A.(1);FARIA, R.V.D.(1);NOHARA, A.A.(1);TICOM, S.D.(1);GOMES, P.(1); - ONS(1);

Desde janeiro de 2013 o sistema de suprimento aos estados do Acre e Rondônia conta com dois circuitos 230 kV entre as subestações de Jauru até Rio Branco, com a

estação conv ersora Back-to-Back e o transf ormador 525/230 kV. A entrada em operação do 1Bipolo, associada a um número reduzido de unidades geradoras no

Complexo do Rio Madeira sem o , agrega uma complexidade ainda maior para a operação deste sistema. Este inf orme apresenta as soluções operativ as para a

maximização da geração hidráulica e exportação para o sistema Sudeste, mantendo a conf iabilidade do suprimento aos estados do Acre e Rondônia.


A) Os autores citam que o transf ormador prov isório permaneceu no sistema para compensar parte da ausência da UTE Termonorte II. Em seguida, dizem que a UTE

Termonorte II v em sendo necessária para permitir exportar energia para o SIN, entretanto, o transf ormador prov isório f oi mantido para minimizar o número de unidades

geradoras sincronizadas no sistema AC/RO que garantem um desempenho adequado com o back-to-back. Assim, • as simulações de perda dupla Jauru-Vilhena (f iguras

3 e 4) consideraram a UTE Termonorte II em operação? Caso negativ o, qual é a inf luência ao considerá-la? Caso positiv o, qual a inf luência de não considerá-la?

Apresentar os resultados em uma f igura comparativ a com as f iguras 3 e 4; • qual a inf luência de considerar em operação, nas simulações de perda dupla Jauru-Vilhena

(f igura 3), a quantidade de unidades geradoras necessárias para garantir um nív el de curto-circuito adequado sem o transf ormador prov isório? Apresentar os resultados

em uma f igura comparativ a com a f igura 3 e com a f igura 4.

A UTE Termonorte II não f oi considerada na simulação apresentada nas FIGURAS 3 e 4. As FIGURAS 3 e 4 mostram que na ausência da UTE Termonorte II uma

alternativ a que cobre tanto a situação para o período seco, onde não se pode contar com mais que duas unidades na UHE Samuel, quanto a situação de menor custo,

onde não se utiliza a UTE Temornorte II seria utilizar o transf ormador em paralelo. A UTE Termonorte II seria uma solução que atenderia ao desempenho da área AC/RO,

no entanto não seria uma solução de custo reduzido. A utilização de no mínimo quatro máquinas na UHE Samuel seria uma solução que atenderia ao desempenho da

área AC/RO, no entanto, não se pode contar com mais que duas unidades no período seco.

B) Como f oram realizados os estudos de auto-excitação que def iniram a necessidade de desligar o back-to-back para permitir a operação do primeiro bipolo? Quais os

critérios utilizados e os resultados obtidos?

Foram consideradas as premissas adotadas pelo agente/f abricante responsáv el pelo sistema HVDC em seus estudos de auto-excitação, v isando compatibilizar a

geração de potência reativ a do f iltro do bipolo 1 na SE Coletora Porto Velho (263 Mv ar) com a capacidade de absorção de potência reativ a das unidades geradoras,

considerando as conexões da casa de f orça da margem esquerda da UHE Santo Antônio e da UHE Jirau. A auto-excitação é determinada pelo montante de geração

reativ a capacitiv a do f iltro, pela reatância das máquinas, pela característica de regulação de v elocidade dos conjuntos turbina-gerador e pela característica das

excitatrizes e reguladores de tensão das unidades geradoras. Foi considerada uma abordagem conserv adora, pois as máquinas de S. Antônio e Jirau não possuem

capacidade de corrente de campo negativ a. Nestas condições a auto-excitação ocorrerá para Xc < w.Ld, onde Xc é a reatância capacitiv a do sistema (incluindo o

transf ormador elev ador do gerador e a rede) e w.Ld é a reatância de eixo direto do gerador. O montante de potência reativ a capacitiv a dos f iltros e dos outros elementos

shunt, Qc, que ev ita que o sistema entre em auto-excitação, pode ser estimado pela expressão: Qc < Sgen / (Xd + Xt) A equação acima dá a condição de estabilidade,

sem o env olv imento de quaisquer controles. Nesta equação Sgen é a capacidade nominal dos geradores (MVA), Xd é o v alor em pu da reatância de eixo direto das

máquinas e Xt é o v alor em pu da reatância do transf ormador.

C) O SEP implantado desconecta as usinas de Santo Antônio e Jirau do sistema AC/RO quando ocorre bloqueio de polo, mas, em f unção do déf icit de geração nesse

sistema, não ev ita restrições no FACRO para que não ocorra a atuação da PPS. Não há possibilidade do SEP promov er desconexão parcial de unidades geradoras de

Santo Antônio e Jirau e assim reduzir as restrições no FACRO? Em que nív el a presença do GSC altera as conclusões dos estudos apresentados?

A desconexão parcial de unidades geradoras não f oi considerada por medida de segurança contra o risco de auto-excitação a que f icariam expostas as unidades

remanescentes. A operação com o GSC elimina o risco de auto-excitação e permite a conexão do Back-to-Back. Nessa conf iguração será possív el operar com o

transf ormador prov isório com f luxo zero em paralelo com Back-to-Back, o que reduz sobremaneira os impactos no Acre e Rondônia nas situações de contingências na

rede de 230 kV deste sistema. Adicionalmente, também v iabiliza a operação sem o transf ormador conectado ao sistema ACRO, essa conf iguração traz benef ícios pois

impede que impactos no bipolo sejam propagados para o sistema Acre e Rondônia, por exemplo, no caso de um bloqueio do bipolo o GSC em conjunto com o Master

Control promov erá o corte de geração da exata potência que estav a sendo transmitida pelo bipolo, sem qualquer consequência para o sistema Acre e Rondônia.

Comentário: Correções necessárias: a) Existem f iguras com o mesmo título, há erro no título da f igura 2 e não há f igura 5, requerendo a necessidade de renomear e

renumerar as f iguras; b) O segundo e o terceiro parágraf os da conclusão não estão relacionados com os estudos apresentados. Sugere-se incluir no artigo a descrição

dos estudos que originaram as conclusões; c) Há alguns erros de digitação, por exemplo: no primeiro parágraf o da página 2 “o o transf ormador”; no último parágraf o da

página 2 “ inidicaram”; no segundo parágraf o da conclusão “correte”. Sugere-se uma rev isão mais detalhada no trabalho.

3.18 - APLICAÇÃO DE UM SISTEMA INTELIGENTE DE ILHAMENTO AUTOMÁTICO - SIA AO SISTEMA ELÉTRICO DE TRANSMISSÃO DA CTEEP

CARDENAS, S.L.E.(1);ASENCIOS, O.W.G.(2);MAGALHÃES, R.D.C.(3);CAZES, T.B.(4);FONTANA, E.(5);Hanawa, H.(5);Junior, W.R.D.(5); -

Choice(1);Choice(2);Choice(3);Choice(4);CTEEP(5);

Este trabalho apresenta os resultados do projeto realizado pela CHOICE TECHNOLOGIES S.A. para a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP).

O objetiv o do trabalho é mostrar a aplicação do sistema computacional inteligente – SIA no sistema da CTEEP. O SIA é baseado em algoritmos que detectam situações

de risco que possam af etar o f ornecimento de energia da elétrica. Na condição de risco iminente, o SIA executará automaticamente ações v isando conserv ar parte da

geração conectada à parte da carga isolando-as da f onte da perturbação. O SIA é capaz de ef etuar operação de ilhamento em situações de perturbação do SIN.


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A) Os autores mencionam que os processos para a determinação de possív eis ilhamentos dependem das medidas obtidas do Sistema Elétrico. Somando-se às

imprecisões das leituras das medidas, a atuação indesejada de algum ilhamento pode lev ar o SIN a uma situação de risco. Como ev itar que isto ocorra? Os autorews já

identif icaram em estudos algum ilhamento que se instabilizou?

O SIA v ai gerar ilhamentos no sistema elétrico de interesse caso este se encontre sob risco de um blecaute parcial ou total. Isto quer dizer que o sistema já se encontra

em risco de se perder. Logo, as ilhas a serem geradas seriam para manter pelo menos uma parte do sistema em f uncionamento. Agora, para ev itar a f ormação de ilhas

indesejadas ou f alsos positiv os (ilhamentos desnecessários) o SIA pode diminuir os tempos de obtenção dos dados (delta T), no balanço e na detecção (tempo mínimo

igual ao tempo do processamento computacional). Além disso, o SIA conta com a lógica de atuação para ev itar esse problema. Também, é de grande ajuda a realização

de cálculos prév ios (of f -line) já que terá aos Operadores mais sensibilizados a nov as respostas. Com relação a ilhamentos instáv eis: Sim já identif icamos, por exemplo,

tev e casos de ilhas “estáv eis”, mas com v alores de tensão/f requência f ora dos v alores permitidos numa operação normal. A operação contínua com esses v alores

estressaria alguns equipamentos do sistema ilhado como da proteção. É aqui que os Operadores do centro de controle entram a operar para regular/melhorar a ilha

f ormada.

B) Dentre os métodos de detecção, o de v ariação de medidas de f requência já é adotado no SIN para cortes escalonados de carga em até cinco estágios (ERAC) de

f orma a preserv ar a integridade do SIN. Os autores prev êem a compatibilidade da possív el f ormação de ilhas com o ERAC de f orma a não inf luenciar negativ amente o

SIN em relação à sua diminuição de reserv a girante dev ido aos geradores que f orem isolados no ilhamento?

Como indicado na resposta anterior, o SIA só atuaria em caso de que o sistema de interesse se encontre em risco de um blecaute parcial ou total. Além disso, o SIA

conta com os outros métodos de detecção assim como a lógica de atuação para ev itar f alsos positiv os (ilhamentos desnecessários). A interação com o ERAC não

dev erá trazer problemas, mas os autores acreditam que estudos mais detalhados terão que ser realizados assim como a utilização de mais pontos de medida para os

métodos de detecção.

C) Em relação à rede básica, a disponibilidade dos ativ os de geração e de transmissão são responsabilidade do ONS. Desta f orma, a análise e a decisão da f ormação

de ilhamento pertencem ao ONS. Como os autores pretendem planejar com o ONS estes ilhamentos?

Este trabalho é parte de um projeto mais amplo, que v em do conceito de smart-grid ou rede inteligente. O trabalho apresentado descrev e o desenv olv imento da f ase 1.

O projeto original compreende três f ases: 1.- Estudo conceitual e desenv olv imento de protótipo de sistema para gerar e testar cenários e demonstrar a v iabilidade de um

processo automático para detecção de distúrbios que ponham em risco o sistema elétrico de interesse (neste caso, da CTEEP), conf igurar ilhas possív eis equilibrando

geração e cargas e gerando um procedimento que arme o ilhamento, com o objetiv o de preserv ar a maior carga possív el de acordo com a geração disponív el no

instante de ser gerada a ilha. 2.- Implementar o estágio 1 do ponto de v ista de comunicação e intercâmbio de inf ormações entre o SIA e o sistema de medição (EE –

Estimador de Estado, SAGE-CEPEL, SMFS – Sistema de Monitoração Fasorial Sincronizada, etc.), operação, controle e proteção. O objetiv o principal deste estágio é

colocar o SIA como uma f erramenta de apoio à operação de tempo real. 3.- Conectar o SIA com o sistema de comandos da operação e proteção, f uncionando o SIA de

f orma automática ou quase-automática. Para este estágio, será necessário interagir com o CEPEL e o ONS. Para este último, o planejamento terá que ser em conjunto

com os outros agentes de geração/transmissão, realizar os estudos em seus sistemas (controle descentralizado) para logo passar ao estudo do sistema elétrico todo do

SIN (controle centralizado) que seria comandada pelo ONS.

3.19 - NOVO EFICIENTE COMPENSADOR ESTÁTICO BASEADO EM REATOR SATURADO PARA CONTROLE DE TENSÃO E COMPENSAÇÃO DOS REATIVOS

ABRANCHES, A.D.D.(1);BRYANTSEV, A.(1);CIOBAN, V.(1); - DARVAL(1);

Nesse, é mostrada a aplicação de um equipamento v isando à compensação de reativ os baseados em reatores magneticamente controlados em paralelo com banco de

capacitores. A característica f uncional desse é similar ao SVC, e em alguns aspectos operacionais e f uncionais apresenta v antagens em relação a SVC e STATCOM. A

aplicação desse equipamento em redes de alta tensão diminui o impacto da perda de f ornecimento, aumento a capacidade de transmissão e a conf iabilidade da rede.

Apresentam-se aqui as principais características do equipamento e inf ormações sobre o desempenho do mesmo em redes reais, bem como a experiência adquirida com

o seu uso.


A) No mercado ocidental ainda não se tem v isto a utilização dos MCSRs propostos. A que os autores, como f ornecedores deste equipamento, atribuem a f alta de

interesse das empresas ocidentais? Ele é economicamente competitiv o com os SVCs?

Engenheiros em países ocidentais também têm tentado desenv olv er reatores saturados. Porém, somente reatores não regulamentados f oram projetados (ou aqueles

regulados por comutadores). Na União Sov iética também houv e tentativ as para projetar reatores magneticamente controlados, a f im de atender o uso crescente de

linhas de distância extralongas (1000-3000 km) de extra alta tensão (500-1150 kV). Houv e v árias escolas que se aproximaram dessa taref a. Em 1989, o Prof Bry antsev

projetou e testou com sucesso o primeiro protótipo monof ásico MCSR 60 MVAr 500 kV. O primeiro MCSR posto em uso comercial f oi f eito em 1998. Desde então, há

cerca de 10 anos, os principais esf orços do autor da tecnologia f oram direcionados para satisf azer a demanda local, na antiga URSS, e para prosseguir com o

desenv olv imento de nov as áreas de aplicação. Não f oram f eitas aproximações sistêmicas para o mercado externo até 2009. No enf oque sistêmico para o mercado

externo f oram f eitas até 2009. Atualmente, o marketing internacional direcionado está em andamento. Os primeiros projetos f oram premiados e executados, por

exemplo, em Angola. Uma série de projetos esta em desenv olv imento, por exemplo, no Brasil, Peru, etc

B) Quais são os f iltros típicos para este equipamento (ordem dos harmônicos e dimensionamento dos f iltros)?

A tecnologia MCSR baseia-se na utilização de propriedades não lineares do aço do transf ormador. Portanto, a regulação da corrente do reator é acoplada com a distorção

da sua f orma: O MCSR gera certos harmônicos. Dev ido o projeto inerente, mesmo os harmônicos nunca são produzidos, e todos os harmônicos de 3ª ordem são

eliminados pelo enrolamento de compensação em delta. Os principais harmônicos restantes são o 5º e o 7º. As distorções harmónicas são mínimas em carga nominal e

sem carga (THD de menos de 1%). A maior corrente THD é relativ amente baixa - cerca de 3 - 3,5% (alcançada em 70-80% da capacidade nominal). Distorções na

tensão são quase sempre insignif icantes. Para satisf azer os critérios mais rigorosos, são utilizados f iltros harmônicos. Normalmente, um 5º f iltro harmônico av aliado em

5% da capacidade MCSR é suf iciente para reduzir a THD para menos de 1% em todos os modos. O 7º f iltro harmônico também pode ser instalado. Em aplicações de

alta tensão do SCSRs, esses f iltros são conectados a enrolamento de compensação da MCSR.

C) Os autores mencionaram (na Introdução) em “abordar também as limitações associadas ao emprego do SCSR”. Quais são as principais limitações do mesmo?

Na prática, realmente não v emos limitações do SCSR como dispositiv os de compensação de potência reativ a. Os Sistemas de CSR (SCSRs), que consistem em

MCSR e f iltros e / ou bancos de capacitores, tanto compensar e gerar energia reativ a, e cobrem amplo número de aplicações que requerem gerenciamento de energia

reativ a. No entanto, reconhecemos que até agora não produzimos SCSRs para f ornos elétricos a arco e algumas outras aplicações industriais, que têm suas

particularidades.

3.20 - INTERLIGAÇÃO TUCURUÍ - MACAPÁ - MANAUS: ESTUDOS EM SIMULADOR DIGITAL EM TEMPO REAL (RTDS) PARA AMORTECIMENTO DE OSCILAÇÕES SUBSÍNCRONASENTRE COMPENSADORES ESTÁTICOS E BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

LIMA, M.C.(1);ELIASSON, P.(2); - CHESF(1);ABB(2);

Este inf orme técnico apresenta os resultados dos estudos em simulador digital em tempo real (RTDS) realizados para av aliar as interações entre o compensador estático

de Silv es


A) O equiv alente do sistema Zeq, mostrado na Fig. 1, parece ser uma impedância representativ a da rede equiv alentada para 60 Hz. Se af irmativ o, os autores têm ideia

da dif erença obtida se f osse adotado um equiv alente harmônico, ou seja, representativ o numa f aixa maior de f requências?

De f ato, f oram utilizados equiv alentes de 60Hz para representar parcelas da rede não detalhadas nas simulações em RTDS. Alguns f atores dif icultaram o emprego de

representação mais detalhada da rede associada a este estudo, destacando-se entre elas o acesso aos modelos de compensadores estáticos integrantes de outros lotes

e de dif erentes f abricantes. Não obstante, o f enômeno das oscilações subsíncronas observ ado manif esta-se de f orma clara na rede modelada e a solução proposta

conduz de f orma robusta ao amortecimento satisf atório das mesmas no que diz respeito ao Lote C, de f orma conserv ativ a, mesmo não se considerando os ef eitos da

v ariação da f requência nas impedâncias equiv alentes utilizadas.

B) O recurso, disponív el no compensador estático de Silv es, do Superv isor + Otimizador de Ganho f oi essencial para o adequado comportamento deste equipamento

neste sistema, ou apareceriam interações ou oscilações ainda aceitáv eis na indisponibilidade deste recurso?

1-O Otimizador de ganho destina-se a garantir que os parâmetros de perf ormance especif icados (ov ershoot, tempo de subida, tempo de estabilização) sejam atingidos

para a operação do compensador dentro da f aixa de potências de curto-circuito especif icada. 2-Caso haja, por exemplo, uma redução nos nív eis de curto na barra de

conexão do compensador e o ganho anteriormente calculado torne-se inadequado, surgirão oscilações no sinal de saída deste equipamento. Neste caso, atuará o

Superv isor ou Estabilizador de ganho, que ef etuará a redução do ganho atrav és de steps até que as ref eridas oscilações sejam dev idamente amortecidas. 3-Assim, o

Otimizador de Ganho atua em condições normais de operação, elev ando ou reduzindo o ganho em interv alos de tempo prev iamente def inidos pelo usuário, para garantir

o atendimento aos parâmetros de perf ormance e o Superv isor de Ganho atua sempre reduzindo o ganho, para garantir a operação estáv el em condições sev eras de

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operação do compensador. 4-As ref eridas malhas de controle encontram-se sempre disponív eis para operação, pois o sistema de controle do CE Silv es possui

redundância de 100%. 5-Não obstante e mesmo com a relev ante contribuição do Estabilizador de Ganho para o amortecimento das oscilações subsíncronas aqui

estudadas, procurou-se implementar uma estratégia adicional para amortecimento destas oscilações oscilações que não f osse baseada na redução do ganho do

compensador, de f orma a permitir que o ref erido equipamento estiv esse apto a contribuir no controle da tensão na eliminação de distúrbios, tendo em v ista a relev ância

da sua atuação em tais situações para a obtenção de um regime permanente pós-def eito satisf atório.

C) Considerando o tempo decorrido desde a f inalização da redação deste IT, o que os autores podem trazer de atualização a respeito das possív eis soluções para o

problema relatado?

1-Uma v ez que o ONS não aceitou a implementação da solução associada ao by -pass dos bancos de capacitores série do Lote C, estudos adicionais f oram requeridos

no sentido de ser def inida uma nov a estratégia que proporcionasse o desejado amortecimento das oscilações sem o by -pass dos ref eridos bancos série. 2-Esta

alternativ a env olv e a implantação no CE Silv es de uma malha de controle adicional que ef etua o bloqueio dos elementos integrantes do CE Silv es que possuem controle

atrav és de v álv ulas de tiristores (TCRs e TSCs), quando da detecção de oscilações associadas às f requências subsíncronas associadas ao f enômeno em estudo. 3-

Para tal, f oi def inida a realização de estudos em ATP para análise da v iabilidade da ref erida estratégia, com posterior v alidação em RTDS e f inalmente, implantação em

campo. No momento da elaboração deste REP, a f ase inicial dos trabalhos encontra-se em andamento.

3.21 - COMPENSADOR ESTÁTICO DE EXTREMOZ: TESTES EM SIMULADOR DIGITAL EM TEMPO REAL PARA AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DE EQUIPAMENTOS FACTS ASSOCIADOSÀ INSTALAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS

LIMA, M.C.(1);BRISBY, C.(2);HUANG, W.(2); - CHESF(1);ABB(2);

ANEEL 006/2010 v encido pela Chesf , e a integração ao Sistema Interligado Nacional de parques eólicos. S


A) O exemplo apresentado mostra a utilização de um compensador estático (CE) numa rede para integração de parques eólicos. Esta f orma de aprov eitamento

energético (eólico) está se tornando cada v ez mais comum em nív el mundial. Houv e algum requisito particular deste CE associado ao f ato de atendimento de um parque

eólico?

Com base na experiência anterior de projetos de compensadores estáticos, em discussões prév ias com os potenciais f ornecedores, nos requisitos de desempenho

especif icados para o compensador, que requerem percentual de ov ershoot máximo de 30%, tempo de subida de 30mseg e tempo de estabelecimento de 100mseg e no

ciclo de sobretensão especif icado (1.8pu por 50mseg, 1.4pu por 200 mseg, 1.2pu por 1 seg, 1.1 pu contínuo para o CE totalmente indutiv o e 1.05pu contínuo para o CE

totalmente capacitiv o) julgou-se não ser necessário especif icar requisitos de desempenho adicionais para este equipamento dev ido à presença dos parques eólicos.

B) Houv e alguma v alidação do modelo do CE e da rede montada no RTDS contra uma modelagem num programa de transitórios eletromagnéticos (PSCAD ou ATP)?

1-Para o compensador estático, f oram utilizados nos testes de aceitação em f ábrica realizados em RTDS os painéis reais do sistema de controle do ref erido

equipamento, não sendo necessário desta f orma a realização de v alidação. 2-Para a rede elétrica a ser representada no RTDS, f oi realizada a v alidação da mesma

inicialmente comparando-se os resultados do PSCAD contra a o ANAREDE, que contempla a modelagem completa do sistema elétrico brasileiro. Em seguida, comparou-

se os resultados obtidos com o PSCAD com aqueles obtidos com o RSCAD, que é o sof tware utilizado para representação da rede elétrica no RTDS, sendo sempre

obtida a coerência entre os resultados obtidos. 3-Adicionalmente, f oram aplicados curto-circuitos em pontos selecionados da rede reduzida a ser representada no RTDS

com os v alores do programa ANAFAS, f ornecidos pelo cliente, sendo também observ ada a coerência entre os resultados obtidos.

C) Com qual f requência o Superv isor/Otimizador de Ganho atua no sentido de monitorar as oscilações e alterar o ganho? Ao se detectar oscilações indesejáv eis este

controle reduz o ganho do controle do CE até a sua eliminação. Por outro lado, como ocorre o retorno do ajuste (ou seja, a elev ação) deste ganho?

1-O Superv isor de Ganho atua sempre na ocorrência do terceiro pico da oscilação no sinal de saída do compensador que exceder o v alor pico a pico def inido em projeto.

A f requência das ref eridas oscilações é def inida com margem suf iciente para não hav er conf lito com oscilações de origem eletromecânica, da ordem de 0.2Hz, cujo

amortecimento dev e ser ef etuado atrav és de PSS ou POD. 2-O Otimizador de Ganho atua em condições normais de operação em um interv alo de tempo def inido pelo

usuário (30 min no CE Extremoz), promov endo v ariações de 1 a 3% no ganho do compensador. Esta modalidade de operação é denominada Modo Slow. pela ação do

Superv isor de Ganho e introduz mudanças da ordem de 5% no ganho. Depois de cinco atuações sucessiv as do Modo Fast, o controle ef etuará a comutação do

Otimizador de Ganho para o Modo Slow, cuja descrição se deu no item anterior.

3.22 - ANÁLISE DAS DIVERSAS CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE DAS ESTAÇÕES CONVERSORAS DE 600 KV PORTO VELHO E ARARAQUARA 2. PRIMEIROBIPOLO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA

FRONTIN, S.D.O.(1);FILHO, J.N.D.T.(2);SOBRINHO, F.A.(3);TANNURI, J.G.(1);FISCHER, P.(4); - THEMAG/ARCADIS LOGOS(1);ETE(2);ELETRONORT(3);ABB(4);


A) Como os autores av aliam a inf luência do transf ormador prov isório 525/230kV, que opera em paralelo com o back-to-back, nos resultados obtidos neste trabalho,

principalmente quanto a compensação reativ a?

A inf luência do transf ormador prov isório 525/230 kV, que está operando em paralelo com o Back-to-Back é pequena. É preciso destacar que no projeto da compensação

reativ a da estação coletora de porto Velho lev ou-se em consideração a disponibilização de reativ o gerado pelas unidades geradoras das UHE de Santo Antonio e UHE de

Jirau, de tal f orma que o v alor de reativ o correspondente a operação com f ator de potencia 0,93 sobre-excitado, medido nos terminais dos geradores. Estando o

transf ormador prov isório em operação, ou seja, estando conectando a rede de 500 kV de Porto Velho à rede de 230 kV de Acre-Rondônia, a disponibilização de reativ os

para operação dos conv ersores f ica mais f lexív el, uma v ez que aumenta a possibilidade de troca de reativ os entre as redes. Do ponto de v ista operacional em regime

permanente da estação conv ersora (desconsiderando aqui os aspectos dinâmicos) não há em principio dif erenças estando ou não o transf ormador prov isório 525/230 kV

conectado. Não f oi preciso lev ar em consideração a presença do transf ormador prov isório no projeto básico do sistema de CCAT do Bipolo 1 para ef eito de

dimensionamento dos equipamentos na estação conv ersora.

B) O edital estabelece como requisito os v alores nominais mínimos de alf a e gama, de 15º e 17º, respectiv amente. O trabalho apresenta como parâmetros de controle o

ângulo de disparo nominal de 15º, com f aixa de v ariação em regime permanente de ±2,5º, e ângulo de extinção nominal de 17º. Qual a av aliação realizada para

estabelecer os v alores nominais iguais aos v alores mínimos do edital? Qual a inf luência do aumento desses ângulos nos parâmetros do circuito principal e no

desempenho prev isto para os conv ersores?

A ABB tem adotado na maioria dos projetos os v alores nominais de alf a e gama como sendo 15 e 17 graus, respectiv amente. Esses v alores f ornecem condições

apropriadas de controle corrente CC no retif icador, bem como margem suf iciente de comutação de corrente entre v álv ulas no inv ersor, resultando baixo o risco de f alha

de comutação. Valores maiores implicam em um consumo maior de reativ os pelos conv ersores, que implica na necessidade de se prov er maior compensação de

potencia reativ a shunt na barra conv ersora. Impacta também na geração de harmônicos pelos conv ersores, o que af eta o dimensionamento dos f iltros.

C) Como f oram estabelecidos os parâmetros dos transf ormadores conv ersores apresentados nas tabelas 5 e 6?

O projeto dos equipamentos do circuito principal considera o sistema de transmissão conf orme os requisitos especif icados no Edital. Assim, o sistema de transmissão

f oi dimensionado com as seguintes e principais requisitos de operação: • Potência nominal do Retif icador: 3150 MW (Porto Velho) • Potência nominal do Inv ersor: 2974.7

MW (Araraquara) • Capacidade de operação em potencia rev ersa • Capacidade de Sobrecarga: 33% durante 30 minutos e 50% durante 5 segundos • Potencia mínima de

operação: 10% • Tensão Nominal: 600 kV • Operação em Tensão Reduzida: até 70% da tensão nominal • Operação com consumo alto de potencia reativ a (gama acima

do nominal) • Operação paralela de conv ersores (entre Bipolo 1 e Bipolo 2) • Operação paralela de linhas CC de transmissão (entre Bipolo 1 e Bipolo 2) • Operação

monopolar com retorno pela terra • Operação monopolar com retorno metálico Para atender os modos de operação acima, e considerando também as f aixas normais do

sistema elétrico CA, f oi determinado os seguintes parâmetros dos transf ormadores conv ersores: • Potência nominal • Tensão nominal do enrolamentos • Número de

posições de tapes e passo de tapes • Reatância do transf ormador Dev e ser destacado o calculo da reatância do transf ormador. Para o cálculo desse parâmetro lev a-se

em consideração os seguintes f atores: • Máxima corrente de curto-circuito nas v álv ulas • Potencia reativ a absorv ida pelos conv ersores • Perdas nos transf ormadores •

Correntes harmônicas • Dimensões f ísicas do tanque do transf ormador. No projeto dos transf ormadores o f ator ‘dimensões f ísicas’ f oi decisiv o.

Comentário: Correções necessárias: a) No resumo é dito que os parâmetros dos f iltros CA são estabelecidos no trabalho, o que não aparece ao longo do texto. Na

conclusão, também é dito que os resultados do trabalho f orneceram subsídios para o dimensionamento dos f iltros, o que não é mostrado. Assim, é necessário incluir o

dimensionamento dos f iltros no trabalho; b) Entre os requisitos do edital são estabelecidos os v alores mínimos de alf a e gama, tendo em v ista que eles f oram utilizados

para def inição da compensação reativ a. No cálculo do circuito principal apresentado no artigo não estão estabelecidas quais são as inf luências desses v alores mínimos

nos parâmetros e na compensação reativ a. Assim, é necessário apresentar o dimensionamento da compensação reativ a no trabalho.

3.23 - SIMULAÇÃO DA OPERAÇÃO DE MÚLTIPLOS ELOS CCAT NO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM O PROGRAMA ATP

CARVALHO, A.R.C.D.D.(1);LÍRIO, F.L.(1);VELIZ, F.F.C.(1);ALMEIDA, L.P.(1);HERDADE, M.(2); - CEPEL(1);FPLF(2);

12/12/13 REP


Este trabalho v isa apresentar simulações com o programa ATP (Alternativ e Transients Program), no tocante à operação conjunta dos elos de transmissão CCAT

prev istos para o Sistema Interligado até o ano de 2020, a saber, os dois bipolos de Itaipu; os dois troncos ±600 kVcc do rio Madeira; e os dois bipolos ±800 kV da

expansão da Interligação Norte-Sudeste / Belo Monte. Adicionalmente, será apresentada a metodologia utilizada na obtenção do equiv alente dinâmico do sistema CA

receptor, a ser f uturamente incorporado.


A) Os autores realizaram simulações pesadas (ao modelar 5 monopolos CCAT simultaneamente) em dois programas dif erentes (ANATEM e ATP). Houv e dif iculdades

para o processamento numérico do sistema modelado nestas f erramentas? Quais recomendações os autores poderiam of erecer a f uturos analistas que v enham a

processar rede similar?

Não, em nenhuma das duas f erramentas f oi v erif icada qualquer dif iculdade relev ante para o processamento. Naturalmente, um sistema deste porte dev e ser modelado

e testado por partes, de f orma a se ev itar erros. No tocante ao programa ATP, dev e-se observ ar a questão do limite de dimensionamento da TACS (Transient Analy sis

of Control Sy stem), caso esta seja usada para modelar os sistemas de controle, e pelo f ato do método de solução não possuir interpolação, dev e-se f azer uso de

snubber circuits.

B) Com a oportunidade de se ter a mesma rede modelada em duas f erramentas dif erentes, apesar de indicadas para av aliação de f enômenos em f requências distintas,

os autores f izeram alguma comparação de resultados do ANATEM x ATP, com o intuito de identif icar semelhanças?

Nesta f ase do trabalho, não. O objetiv o principal do uso do programa ANATEM neste momento f oi a v erif icação do desempenho e v alidação do equiv alente dinâmico

proposto. Quando esta dinâmica equiv alente estiv er modelada integralmente no programa ATP, uma comparação desta natureza poderá ser realizada, dev endo-se

lembrar que as duas f erramentas são complementares.

C) Como mensagem f inal aos planejadores do sistema elétrico, diante da av aliação preliminar realizada da conf iguração multi-inf eed que se ef etiv ará f uturamente, os

autores arriscariam dar um parecer tranquilizador para esta operação?

Os resultados das simulações mostram que a ocorrência de def eitos CA no sistema, ou de f alha de comutação em qualquer dos elos CC, podem ter repercussão em

todos os elos CC em estudo. Ou seja, há uma interação entre eles. Portanto, é f undamental que os ajustes dos sistemas de controle sejam obtidos de f orma

coordenada, ao inv és de isoladamente. Um outro aspecto é a importância das medidas mitigadoras de controle para se ev itar a ocorrência de f alhas de comutação

sucessiv as durante a recuperação de def eitos.

3.24 - ESTUDOS DINÂMICOS DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO CC DAS USINAS DO RIO MADEIRA FOCANDO OS ASPECTOS MULTI-INFEED COM ITAIPU

SOBRINHO, F.A.(1);TOLEDO, P.F.D.(2);LOPES, F.R.(1);JUNIOR, J.N.D.R.(1);GALVÃO, U.G.(1); - ELETRONORTE(1);ABB(2);

O ef eito de um elo Corrente Continua (CC) na operação de outro elo CC atrav és de uma rede Corrente Alternada cuja distancia elétrica de acoplamento entre os

conv ersores é relativ amente pequena é comumente denominada de ‘DC Multi-Inf eed’. Este será o caso quando o sistema de transmissão CC do Rio Madeira iniciar sua

operação injetando potência na região sudeste do Sistema Elétrico Interligado Nacional Brasileiro (SIN) que já inclui o sistema de transmissão CC de Itaipu. Esse trabalho

tem como objetiv o mostrar que as interações destes dois elos CC suportam contingências críticas e que não há riscos para o sistema interligado.


A) Em razão da condição de carga lev e apresentar nív eis de curto circuito mais baixos nas barras da conv ersora (conf orme Tabela 1), f oi observ ado pelos autores um

desempenho inf erior dos elos CCAT nesta condição de carga lev e ? Qual f oi a inf luência do patamar de carga no nív el de interação entre os dois elos?

Um nív el de curto-circuito mais baixo reduz a desempenho de um elo de corrente contínua. O tempo de recuperação de um elo de corrente contínua após uma f alta é

inf luenciados pela robustez da rede CA e pode ser inf luenciado também pela proximidade de outras estações inv ersoras. Nos dois patamares de carga estudados, as

interações entre os elos f oram semelhantes porque as redes estudadas eram semelhantes do ponto de v ista de nív eis de curto-circuito tanto no caso de carga lev e

quanto no caso de carga pesada, e estando também o elo do Rio Madeira recebendo a inf luencia do de Itaipu de f orma semelhante, pois f oram mantidas todas as

interligações entre os elos conectadas.

B) Os autores tiv eram dif iculdades para modelagem ou simulação no PSCAD deste caso de multi-inf eed? Alguma recomendação para os nov os usuários?

A principal dif iculdade f oi a montagem de um equiv alente da rede CA da região Sudeste, cujo objetiv o f oi de se buscar um sistema de representação compacta com

poucas barras e linhas de transmissão com características elétricas e dinâmicas semelhantes ao da rede completa que tem v árias centenas de barras, linhas de

transmissão e geradores. Outra grande dif iculdade f oi o tempo de simulação que se estendia por v árias horas e tornav a o trabalho muito lento. As principais

recomendações para acelerar as simulações são a utilização de um computador potente e a redução ao máximo do número de sinais e grandezas monitoradas sem, com

isso, comprometer o entendimento do que está acontecendo na simulação. Para o calculo do equiv alente é importante preserv ar as contribuições de curto-circuito das

barras CA conectadas às inv ersoras, as impedâncias de transf erências entre barras conv ersoras, que dev em ser semelhantes quando se comparam as redes

equiv alentes e completas.

C) A utilização de modelagem de geradores no âmbito da simulação de transitórios eletromagnéticos não é usual em razão da limitação da dimensão da rede que pode

ser modelada por este tipo de programa. Os autores perceberam um ganho nos resultados ao adotar esta medida (de considerar a modelagem dos geradores)?

O estudo de multi-inf eed tem como objetiv o analisar as interações transitórias e dinâmicas entre dois ou mais elos de corrente contínua. O desempenho dinâmico e

possív eis oscilações dinâmicas prov ocadas por máquinas síncronas conectadas à rede CA tanto do lado dos retif icadores quanto do lado dos inv ersores tem import

ância porque elas podem af etar o comportamento dinâmico dos elos de corrente continua, impactando principalmente o tempo de recuperação para f altas no sistema CA

ou CC. Assim, dev e ser procurada uma representação adequada dos geradores próximos as barras conv ersoras nas analises dinâmicas. Exemplos de tais analises

seriam, tempo de recuperação e analise de estabilidade de tensão. Para analise transitória do tipo, por exemplo, interação por f alha de comutação entre conv ersores,

uma representação mais simples dos geradores pode ser utilizada. O uso de Thev enin equiv alente pode ser suf iciente, pois os reguladores dos geradores não impactam

de f orma signif icativ a a analise desses resultados.

3.25 - RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA E INTERAÇÃO TORCIONAL COM CONVERSORES CCAT ENVOLVENDO HIDROGERADORES: ANÁLISE TEÓRICA E SIMULAÇÕES COM OPROGRAMA PSCAD

JUSAN, F.C.(1); - Furnas Centrais Elétricas(1);

Este artigo apresenta os principais aspectos relacionados ao f enômeno da interação torcional subsíncrona (SSTI) env olv endo conv ersores CCAT e hidrogeradores. Será

mostrado que a aparente “imunidade” de hidrogeradores a problemas de SSTI se dev e principalmente à elev ada razão entre as constantes de inércia do gerador e da

turbina (η=Hg/Ht). Os mecanismos básicos responsáv eis pela SSTI são descritos no artigo, bem como são apresentadas as equações do modelo modal usado para

descrev er o f enômeno. Os principais f atores que af etam o grau de interação torcional são analisados atrav és de simulações no domínio do tempo com o programa

PSCAD.


A) O autor poderia relatar a motiv ação do IT?

Dev ido à ainda pequena proporção de usinas termelétricas na matriz elétrica brasileira, problemas relacionados à ressonância subsíncrona e interação torcional são

pouco conhecidos e compreendidos pela grande maioria dos engenheiros responsáv eis pelo planejamento e operação do sistema elétrico. Isto dif iculta o estabelecimento

de discussões técnicas av ançadas, que se f undamentem em problemas e premissas realistas. Com isso, as discussões muitas v ezes são v agas e se tornam repletas

de incertezas, o que gera grande insegurança nos responsáv eis pelo planejamento e operação do sistema, principalmente por se tratar de f enômenos de conseqüências

bastante grav es. Além disso, a literatura existente sobre o assunto é notadamente dedicada a geradores termelétricos. O artigo se propõe a apresentar os principais

aspectos técnicos destes f enômenos env olv endo hidrogeradores e conv ersores CCAT, de f orma a consolidar a teoria sobre o assunto e estabelecer condições críticas

a serem consideradas em estudos reais.

B) Os nov os empreendimentos de geração da Amazônia associados a elos de CC dev em preocupar os planejadores do SE em relação a ressonância subsíncrona e/ou

interação torcional ?

Conf orme comentado no artigo, problemas de ressonância subsíncrona e interação torcional env olv endo geradores de usinas hidrelétricas nunca f oram reportados. O

artigo apresenta ainda justif icativ as para essa aparente “imunidade” dos hidrogeradores. No entanto, o artigo aponta características que dev em ser observ adas para

f azer uma análise prév ia do risco de SSR e SSTI. Tomemos como exemplo as usinas do Rio Madeira, cujos geradores são equipados com turbinas do tipo bulbo. As

características construtiv as destas turbinas (relação de inércias não muito elev ada) e as incertezas em relação ao grau de amortecimento mecânico intrínseco das

mesmas são indicadores para que estudos mais detalhados sejam realizados. Já se tomarmos como exemplo a usina de Itaipu, cuja conf iguração do sistema de

transmissão é muito semelhante a do Madeira, este problema pode ser descartado, desde que premissas realistas sejam consideradas.

12/12/13 REP


C) O estudo apresentado tem sido objeto de atenção por parte da EPE e/ou do ONS?

Sim, estudos de SSR e SSTI são prev istos para todos os empreendimentos que se enquadrem em situações propícias ao f enômeno, especialmente no caso de

termelétricas. Para o caso dos empreendimentos de geração da Amazônia associados a elos CC, estudos desta natureza f azem parte do escopo do projeto básico

f ornecido pelas transmissoras responsáv eis pelo sistema de transmissão.

3.26 - SISTEMA DE TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA DE ± 800 kV – ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS NO SISTEMA CA, COM A MODELAGEM CA/CC NOPROGRAMA ATP

GONCALVES, R.A.D.A.(1); - FURNAS(1);

A modelagem do sistema CCAT de Belo Monte no ATP, associando as redes N/NE e SE, é uma boa alternativ a para av aliação de transitórios nas redes CA atrav és de

um programa internacionalmente usado e sem custo. Se torna importante a v alidação do modelo do ATP comparando-o com o mesmo sistema modelado no programa

PSCAD atrav és da simulação de alguns transitórios nas barras conv ersoras para se ter o mínimo de conf iança nos resultados adquiridos com o ATP. Esse trabalho

apresenta a comparação de resultados de transitórios entre os modelos no PSCAD e ATP no estágio inicial do Empreendimento (1 Bipolo em 2017).


A) Quais elementos ou dispositiv os particulares do elo CCAT de 800 kV, que dif erem do elo de 600kV, f oram modelados?

O ELO CCAT DE 800 KV TEM OS CONTROLES BÁSICOS DE QUALQUER ELO: CCA, VDCOL, MIN ALFA RET, MAX ALFA INVERSOR. OS SETTINGS DE

CONTROLE E A FORMA COM QUE FORAM CONSIDERADOS SÃO DIFERENTES, POR EXEMPLO EM RELAÇÃO AOS DE ITAIPU, PRINCIPALMENTE O FIRING,

QUE É PADRÃO DO PSCAD.

B) Fav or comentar sua experiência no uso das duas f erramentas (ATP x PSCAD), comentando a f acilidade de uso, tempo de processamento, estabilidade do

processamento, processo de inicialização, etc.

O ATP É UMA FERRAMENTA ANTIGA QUE SE APRIMOROU COM O TEMPO! É LIVRE DE CUSTO PARA O USO DE QUALQUER PESSOA. COM RELAÇÃO À

FACILIDADE, PARA O INICIANTE O PSCAD JÁ APRESENTA MODELOS PRONTOS DE DIVERSOS EQUIPAMENTOS (POR EXEMPLO:FACTS). NO ATP EXIGE MAIS

ELABORAÇÃO POR PARTE DO USUÁRIO. O TEMPO DE PROCESSAMENTO NO ATP É MAIS RÁPIDO MAS, NO PSCAD, UMA VEZ CHEGADO AO REGIME

PERMANENTE, QUALQUER SIMULAÇÃO PODERÁ SER FEITA A PARTIR DESSE PONTO.

C) Na sua v isão, hav erá espaço para utilização de ambas as f erramentas, considerando o esf orço dobrado para desenv olv imento dos modelos necessários?

TENDO UM ESPECIALISTA COM BOA EXPERIÊNCIA NO ATP, UMA VEZ QUE UM MODELO GRANDE COMO UM ELO DE CORRENTE CONTÍNUA ESTEJA

MONTADO E VALIDADO, PODERÁ SER UTILIZADO POR VÁRIOS USUÁRIOS AO MESMO TEMPO. JÁ O PSCAD EXIGIRÁ A LICENÇA PARA CADA MÁQUINA ONDE

ESTIVER INSTALADO!

Comentário: TÍTULO ALTERADO PARA: "SISTEMA DE TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA DE ± 800 kV - ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS

ELETROMAGNÉTICOS NO SISTEMA CA, COM A MODELAGEM CA/CC NO PROGRAMA ATP"

3.27 - A UTILIZAÇÃO DE REATORES DE SATURAÇÃO CONTROLADA DO TIPO MCSR (MAGNETICALLY CONTROLLED SHUNT REACTOR) NO CONTROLE DE TENSÃO DE SISTEMASDE POTÊNCIA

FARINHA, M.V.G.D.S.(1);TARANTO, G.N.(2);LUDWIG, J.B.(1);MARTINS, T.(1);MASSERAN, T.(1); - EPE(1);COPPE/UFRJ(2);

Os reatores de saturação controlada do tipo MCSR (MAGNETICALLY CONTROLLED SHUNT REACTOR) apresentam-se como alternativ a à utilização de reatores f ixos

conv encionais. Esse tipo de reator permite realizar um controle v ariáv el de tensão racionalizando o consumo de potência reativ a em f unção das demandas do ponto de

operação do sistema. O presente artigo aborda dif erentes aspectos relacionados ao desempenho deste equipamento, ressaltando algumas particularidades do seu

f uncionamento e de sua modelagem para simulações computacionais, apontando v antagens


A) Um possív el concorrente do MCSR seria o SVC. No entanto, o SVC possui uma operação contínua entre seus limites de Mv ar. Quais seriam as aplicações que os

autores identif icam como possív eis o uso de ambos equipamentos? Há alguma ref erência de preço do MCSR comparado ao SVC?

Em termos gerais, os MCSRs e os SVCs tendem a garantir os mesmos benef ícios para o sistema, pois ambos permitem uma v ariação gradativ a do consumo de

potência reativ a, controlam a tensão de f orma contínua e ev itam chav eamentos excessiv os de outros dispositiv os de controle de tensão como bancos de reatores ou

de capacitores conv encionais. Em termos de dif erença de aplicação entre os MCSRs e os SVCs pode-se destacar o f ato de que apenas os MCSRs podem ser

conectados diretamente à rede de alta ou extra-alta tensão sem a necessidade de um transf ormador step up. Esta característica permite que os MCSRs sejam utilizados

em substituição aos reatores f ixos conv encionais alocados em terminais de linhas de transmissão. Algumas das ref erências pesquisadas apontam o custo de um

compensador estático composto por um MCSR e bancos de capacitores conv encionais como sendo cerca de 50% do custo de um SVC conv encional de mesma

capacidade. São apontados como f atores determinantes da redução de custos: 1 – O f ato de que o MCSR poder se conectar diretamente à rede sem a necessidade de

um transf ormador step-up e não necessitar de um sistema de ref rigeração especial. 2 -A área de construção ocupada pelo compensador estático baseado nos MCSRs é

cerca de 50% da área ocupada por um SVC conv encional e as obras de construção civ il e de montagem são similares às utilizadas em transf ormadores de potência. 3-

A potência nominal do sistema de controle do MCSR é de aproximadamente 1 a 2% da capacidade nominal e, portanto, não onera signif icativ amente os custos deste

tipo de compensador estático.

B) Na pesquisa dos autores, o f ornecimento deste equipamento (MCSR) estaria restrito a f abricantes da Rússia e China? E qual é a experiência internacional da

utilização dos mesmos?

Durante a pesquisa realizada, v erif icou-se que os principais f ornecedores desse tipo de equipamento concentram-se em países como a China, a Índia e a Rússia, berço

desta tecnologia. A experiência internacional na utilização do MCSR tev e início na Rússia em 1997 com a implantação de um MCSR de 25Mv ar no nív el de tensão de

110kV. Desde então, f oram instalados mais de 40 MCSRs nesse mesmo país, com nív eis de tensão v ariando entre 110kV e 525kV; e capacidades instaladas v ariando

desde 25Mv ar a 180Mv ar. Na literatura existente sobre esse assunto, a aplicação dos MCSRs no território russo f oi justif icada, na maioria dos casos, para permitir o

controle de tensão adequado em sistemas de alta e extra-alta tensões com característica predominantemente radial. Outros países como a China e a Índia também

possuem MCSRs instalados desde o início dos anos 2000. Nesses países, a utilização de MCSRs em substituição aos reatores f ixos conv encionais prov ou-se uma

solução adequada para permitir um controle de tensão mais robusto e garantir um aumento na capacidade de transmissão dos sistemas existentes. Também f oi

v erif icada a utilização de MCSRs na composição de compensadores estáticos (associando bancos de capacitores e MCSRs) em países como a Angola e o Cazaquistão.

C) Os autores mencionaram (no Resumo) em “apontar as v antagens e desv antagens deste equipamento”. Quais são as desv antagens do mesmo?

Do ponto de v ista técnico, o tempo de atuação deste tipo de reator pode ser considerado como a maior desv antagem desse equipamento. O tempo necessário para o

MCSR atingir sua potência nominal, partindo de uma condição de consumo mínimo de potência reativ a, é da ordem de alguns poucos segundos (entre 1 e 2s).

Dependendo das necessidades sistêmicas, no entanto, esse tempo de resposta pode não ser adequado para mitigar os ef eitos de sobretensões com amplitudes

elev adas em curtos interv alos de tempo. Sobre essa questão é importante destacar que o tempo de resposta do MCSR pode ser reduzido substancialmente com a

alteração das características do seu sistema de controle. O dimensionamento do sistema de controle para suportar tensões e correntes superiores às nominais permite

obter tempos de reposta da ordem de algumas dezenas de milissegundos. No entanto, essa especif icação onera os custos do MCSR tornando-os comparáv eis aos

custos de um conjunto de TCRs de mesmo porte. Outra desv antagem desse tipo de equipamento está relacionada à necessidade de garantir o máximo de conf iabilidade

no sistema de controle do reator que, em geral, é projetado com o uso de equipamentos redundantes. Apesar de aumentar os custos do sistema de controle, essa

redundância se f az necessária para ev itar que qualquer f alha nesses circuitos implique na indisponibilidade do reator.

3.28 - INVESTIGAÇÃO SOBRE A EFICÁCIA DA APLICAÇÃO DE “FAST PROTECTIVE DEVICES” EM CAPACITORES SÉRIE COM FINS DE MITIGAR AS TRTS IMPOSTAS AOSDISJUNTORES DE LINHA

ANDRADE, J.G.B.M.D.(1);HEYMAN, C.(1); - ABB(1);


A) Os autores mostraram a utilização do sistema de \"Fast Protectiv e Dev ices\" em bancos de capacitores série usados no tronco de Tucurui-Manaus 500 kV. Este

recurso está implementado em mais quantos projetos? Qual é a experiência operativ a em nív el mundial?

Essa tecnologia está implementada em f ornecimentos da ABB no exterior desde 2005 e no Brasil desde 2006. Desde então, todos os bancos de capacitor série

f ornecidos pela ABB usam a tecnologia CapThor.

12/12/13 REP


B) No item 2.0 é mencionado que a condução da chav e é f orçada atrav és de um comando externo. A ref erida chav e seria o CapThor? Qual é a v ariáv el que dispara o

comando externo? Quais os tempos de atuação env olv idos?

Sim, a chav e de condução f orçada mencionada tem o nome comercial de CapThor. A v ariáv el de disparo é denominada “Capacitor discharge f unction” e causa o disparo

do CapThor e disjuntor de by pass do banco de capacitor. O tempo de atuação do CapThor é na ordem de 1ms após o sistema de proteção do banco ter recebido o

comando de by pass. O disjuntor de by pass f echa em 21ms.

C) Seria possív el a utilização de conceito semelhante para proteção de elemento shunt, por exemplo, monitorar a energia de pararraios conectados em uma linha de

transmissão, e comandar a abertura desta linha para ev itar a superação dos pararraios monitorados, na ev entualidade de sobretensões sustentadas?

O CapThor, em sua essência, na mais é que uma chav e que executa manobras de f orma extremamente rápida. Originalmente esta tecnologia f oi desenv olv ida para

substituir os sparkgaps tradicionalmente empregados em bancos de capacitores série. Para empregá-lo em outra aplicações f az-se necessário av aliar as v antagens

técnicas obtidas v ersus o custo f inal f rente a aplicação tradicional.

3.29 - O IMPACTO NO SIN DO DESLIGAMENTO DE UNIDADES GERADORAS NA UHE-ITAIPU 60HZ E 50HZ

TOCHETTO, A.P.(1);JÚNIORR, J.B.M.(1);SILVA, R.J.G.C.D.(1); - ITAIPU(1);

Em 18 de agosto de 2012 ocorreu o desligamento acidental de cinco unidades geradoras da UHE-Itaipu, dos setores de 60Hz e 50Hz, dev ido a uma f alha no circuito de

controle dessas unidades. Esse trabalho apresenta a análise da perturbação com f oco nas consequências dos desligamentos para o SIN-BR e mostrando que o

desligamento de unidades geradoras dos setores de 60Hz e 50Hz tem ef eito semelhante. O impacto no SIN-BR resultante da perda de geração em Itaipu prov oca

aumento nos f luxos das interligações para o Sudeste, que pode se tornar um problema de estabilidade. Soluções são de dif ícil implementação.


A) Os autores analisaram a possibilidade de implementação de um ou mais SEP para a perda de 3 ou mais unidades geradoras de ambos setores da UHE Itaipu junto à

Eletrobras (Grupos Mistos) e/ou ONS?

O Assunto f oi lev ado à CMO e ao ONS e encontra-se em discussão. Por se tratar de um ev ento raro e de dif ícil detecção, principalmente dev ido ao espaçamento no

tempo, não f oi implantado nenhum tipo de esquema.

B) Os autores pretendem discutir possív eis procedimentos operativ os em casos de operação com conf iguração incompleta de barras nas subestações elev adoras de

ambos setores da UHE Itaipu junto à Eletrobras (Grupos Mistos) e/ou ONS?

O assunto f oi discutido junto à CMO e ao ONS. Atualmente, é imposta uma limitação de geração às unidades que operam na barra simples. A ideia é que na condição de

impedimento de barra na UHE-Itaipu passe a se adotar a mesma restrição de quando a lógica para desligamento de unidades geradoras em Tucuruí está indisponív el.

C) Este tipo de desligamento já hav ia ocorrido na UHE Itaipu? Em caso af irmativ o, quantas v ezes ocorreram e quais as consequências de cada ev ento para o SIN-BR e

para o SIN-PY?

Não. Adicionalmente Itaipu adotou medidas para ev itar uma nov a ocorrência desse tipo.

3.30 - UTILIZAÇÃO DE SISTEMAS DE MEDIÇÃO FASORIAL SINCRONIZADA DA CTEEP - SUBSÍDIO À ANÁLISE DE PERTURBAÇÕES NO SIN

SOUZA, S.A.D.(1);KOBAYASHI, E.F.(1);RAMOS, M.J.(1); - CTEEP(1);

A análise de perturbações, trata-se de uma ativ idade que é realizada pós-distúrbio e tem como objetiv o def inir as causas, consequências e responsabilidades

env olv idas, gerando recomendações e sugestões para o melhoria contínua do desempenho operativ o do sistema. A partida da utilização das unidades de medição

f asorial sincronizadas, como subsídio à análise de perturbações, é possív el v erif icar a abrangência de uma ev entual ocorrência atrav és dos f asores de tensão, corrente

e f requência do sistema. Neste contexto, iremos ilustrar dois estudos de caso de análise de perturbações para ocorrências no Sistema Interligado Nacional (SIN),

atrav és do Sistema de Medição Fasorial Sincronizada (SPMS).


A) Os resultados apresentados podem ser obtidos de f orma tradicional com o sistema SCADA. Os autores podem descrev er as v antagens de se obter os dados

utilizando o SPMS?

Algumas v antagens do Sistema de Medição Fasorial Sincronizada são: - Possuem taxa entre 10 e 60 atualizações por segundo; - Todos os dados são coletados numa

mesma ref erência de tempo, sincronizados; - Permitem v isualizações do comportamento dinâmico do Sistema de Energia. - Atrav és das v ariações angulares, são

obtidos os f luxos de MW no Sistema.

B) Quais dev em ser os próximos passos da CTEEP no sentido de utilização do SPMS?

A CTEEP tem buscado aperf eiçoar a compreensão e utilização dos SPMS. Tem ainda, atrav és de um P&D em desenv olv imento, desenv olv er um sistema piloto de

av aliação automática da segurança dinâmica, para o apoio à tomada de decisão em tempo real, empregando regiões de segurança e dados de medição f asorial

sincronizada.

C) Existe algum entendimento com o ONS para a utilização conjunta do SPMS da CTEEP com o Operador?

Sim. Desde o início de Setembro/2013, a CTEEP disponibiliza ao ONS inf ormações de seu SPMS atrav és de comunicação v ia internet. O objetiv o é permitir ao ONS

av aliar Sof twares disponív eis no mercado para análise de dados f asoriais, com dados reais tanto de sistema da Rede Básica quanto da Baixa Tensão (MedFasee -

LabPlan - UFSC).

3.31 - APLICAÇÃO DE DADOS DE MEDIÇÃO FASORIAL SINCRONIZADA NA AVALIAÇÃO DA SEGURANÇA DINÂMICA DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA

BENETTI, M.A.(1);DECKER, I.C.(1);SILVA, A.S.(1);AGOSTINI, M.N.(2);JEREMIAS, T.(1); - UFSC(1);REASON(2);


A) Os autores pretendem of erecer este trabalho em um projeto de P&D com alguma empresa do setor elétrico?

Este trabalho está associado às inv estigações metodológicas de uma tese de doutorado, ainda em construção, e aos aplicativ os que estão sendo desenv olv idos como

parte do escopo do seguinte Projeto de P&D: “Sistema Piloto para Av aliação Automática de Segurança Dinâmica Baseado em Regiões de Segurança e Medição Fasorial

Sincronizada – Projeto PD-0068-0032/2012 – HPPA/UFSC/CTEEP”.

B) Dentre as ações de controle, quais podem ser as opções caso não seja possív el aumentar a geração das usinas mais propícias para aumentar as margens de

segurança?

Caso não haja a possibilidade de aumentar-se a geração de determinadas usinas, pode-se elev ar a potência gerada em outra usina (ou em um grupo de tais), com base

no ranking de sensibilidade que classif ica quais usinas têm melhor ef eito para o aumento das margens de segurança. Pode-se também, com base no estudo das

sensibilidades, realizarem-se pequenos cortes de carga, ou chav eamentos de linhas de transmissão, a f im de aumentarem-se as margens de segurança. Estas ações,

no entanto, estão ainda sendo inv estigadas.

C) Os autores podem comentar a possibilidade de se utilizar o SPMS para alterar os ajustes dos sinais adicionais dos sistemas de excitação de f orma a aumentar as

margens de segurança on-line?

Na literatura técnica da área, são encontrados alguns trabalhos de aplicação de sincrof asores para a melhoria do amortecimento de oscilações eletromecânicas, por meio

da utilização de um sistema hierarquizado de PSSs. Mais detalhes podem ser encontrados nas ref erências [A] e [B]. [A]: DOTTA, D.; E SILVA, A. S.; DECKER, I. C.

Wide-Area Measurements-Based Two-Lev el Control Design Considering Signal Transmission Delay . Power Sy stems, IEEE Transactions on, v .24, n.1, p.208-216. 2009.

[B]: DOTTA, D.; E SILVA, A. S.; DECKER, I. C. Design of Power Sy stem Controllers by Nonsmooth, Nonconv ex, Optimization. In: Power & Energy Society General

Meenting, 2009. PES ’09. IEEE, 26-30 July 2009, p.1-7. 2009.

3.32 - AVALIAÇÃO DA CONFIABILIDADE DE SUBESTAÇÕES BASEADA NOS DESEMPENHOS ESTÁTICO E DINÂMICO DOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA.

VIOLIN, A.(1);SILVA, A.M.L.D.(1);FERREIRA, C.(1);JR, Z.S.M.(1); - UNIFEI(1);


12/12/13 REP


A) Para simplif icar o modelo no estudo f oi adotada a restrição de não considerar componente colocado em manutenção se houv er outro em estado de reparo na

subestação. Dessa f orma, estados de probabilidade mais baixa são excluídos dos cálculos, entretanto, as f alhas que ocorrem nesses estados apresentam

consequências mais grav es. Essa restrição torna otimistas os indicadores calculados?

As contingências duplas são consideradas da seguinte f orma: no primeiro ev ento o componente pode estar em reparo ou em manutenção programada e no segundo

ev ento, o componente pode estar em f alha ou em reparo, mas não estará em manutenção programada. Esta premissa tem como base a possibilidade de deslocar um

componente, que entraria em manutenção programada, por um período maior do que o tempo de reparo do primeiro componente, v isando preserv ar a subestação e o

sistema de maiores riscos atrav és de uma política de operação/manutenção coerente e realista. Portanto, contingências duplas relev antes do ponto de v ista prático são

dev idamente consideradas.

B) O critério adotado para def inir se o sistema é seguro observ a a dif erença angular entre as unidades geradoras, a v ariação de f requência e o amortecimento das

oscilações eletromecânicas, av aliando a possibilidade de perda de sincronismo no sistema. Assim, qual a dif iculdade de utilizar os critérios constantes dos

Procedimentos de Rede do ONS para def inir se o sistema é seguro? Observ a-se na Tabela 3 que os estados de f alha que apresentam desempenho potencialmente

instáv el produziram cortes de carga menores ou iguais aos cortes de carga dos estados de f alha estáv eis nas simulações dinâmicas. Esses resultados não são

contraditórios?

A adoção do critério de perda de sincronismo é um “critério mínimo” para estudos em nív el de planejamento de nov as subestações ou ref orços em subestações

existentes. Critérios adicionais, como por exemplo, env olv endo sobrecargas e sobretensões podem ser acrescentados considerando alguns limites de f orma a não torná-

los extremamente restritiv os, dado que na modelagem não são considerados outros elementos estabilizadores tais como esquemas regionais de alív io de carga, etc.

Para isto, o programa utilizado dev e possibilitar v erif icações automáticas sem a necessidade de inspeção por parte do usuário. A metodologia utiliza duas simulações

independentes: (i) a estática, em regime permanente, que v erif ica os possív eis cortes de cargas no sistema e, (ii) a dinâmica, no período transitório após a f alha, que

v erif ica o equilíbrio eletromecânico do sistema. São duas análises, com dif erentes modelagens, em momentos dif erentes no tempo. Portanto, do ponto de v ista da

criticidade da subestação, não há relação entre as magnitudes dos cortes de carga em regime estacionário com os problemas de estabilidade transitória.

C) Os autores av aliaram os indicadores de conf iabilidade do sistema Brazilian Birds sem considerar o detalhamento das subestações, de f orma a indicar qual o impacto

na conf iabilidade do sistema de se considerar as subestações detalhadas? Indicar também qual o impacto no tempo de processamento das simulações.

O enf oque da metodologia é exclusiv amente a av aliação de conf iabilidade de subestações quando se consideram os ref lexos das f alhas de seus equipamentos no

sistema elétrico. Esta metodologia tem como objetiv o estudos para def inição de nov as subestações, bem como o estabelecimento de “ranking” para ref orços em

subestações existentes. As av aliações (i.e., f alhas na subestação e suas consequências estáticas e dinâmicas na rede) realizadas no sistema teste Brazilian Birds

resultaram em baixos tempos de processamento (i.e., menores do que um minuto). Tempos de simulações em sistemas reais, principalmente as simulações dinâmicas,

dependeriam dos recursos utilizados pelo ambiente computacional. A obtenção de indicadores de conf iabilidade composta do sistema incluindo as subestações

demandaria uma metodologia dif erente, onde o espaço de estados a ser modelado e simulado seria todo o sistema, não somente as subestações, como proposto.

3.33 - ANÁLISE ESTATÍSTICA E DE CONFIABILIDADE DE SISTEMAS NOS TRANSFORMADORES DE FRONTEIRA DA REDE BÁSICA

ROLIM, V.C.(1);REIS, M.M.(2); - ONS(1);UFSC(2);

O objetiv o do presente trabalho é realizar um estudo dos pontos de atendimento à carga que f azem f ronteira com a rede básica, sob os aspectos de conf iabilidade de

sistemas, f luxo de potência continuado e dos conceitos estatísticos. Procurou-se elaborar uma análise estocástica do atendimento aos pontos de carga, dif erindo da

análise determinística comumente utilizada no setor elétrico. Como resultado f inal deste trabalho, busca-se a elaboração de uma metodologia para quantif icação do risco

de interrupção nos ref eridos pontos de carga, classif icando-os pelo grau de sev eridade, bem como f azendo uso de f erramentas estatísticas e de f luxo de potência

continuado.


A) O trabalho conclui que o critério determinístico N-1 proporciona elev ado nív el de conf iabilidade e de segurança no atendimento ao Sistema Elétrico Interligado. Indica

ainda que os critérios N-2 e N-3 podem impor um custo brutal à sociedade. Dado que na operação do SIN são adotados esses critérios determinísticos N-1, N-2 e até N-

3, os autores consideram f actív el o uso de métodos probabilísticos na operação de tempo real como alternativ a para a redução de custos?

Este trabalho não tem o objetiv o de substituir os critérios determinísticos, mas complementá-los com métodos probabilísticos, sobretudo quando o N-1 não deixa claro

qual das contingências o sistema f ica mais v ulneráv el, ou qual das obras de expansão é mais prioritária, dado que o critério determinístico não quantif ica o risco de se

estar no estado de f alha, apenas av alia as consequências (corte de carga, subtensão, entre outros). Este trabalho está mais v oltado para o planejamento do sistema,

mas no tempo real pode ser utilizado com uma análise prév ia dos pontos mais críticos dos SIN. Apesar no artigo citar o termo "custos do critério determinístico", o

objetiv o central f oi aumentar a segurança elétrica, hierarquizando os pontos de cargas pelos critérios probabilísticos.

B) O método desenv olv ido não apresentou um resultado que possa ser produzido diretamente por uma f erramenta computacional, v isto que a hierarquia de

v ulnerabilidade dos pontos de carga precisou de ajustes. Os autores v isualizam alguma possibilidade de incluir no método essa análise posterior, de modo que os

indicadores calculados apontem a hierarquia desejada?

A possibilidade de incluir dentro do indicadores de conf iabilidade seria extremamente oportuno, agilizando o processo de hierarquia dos pontos de carga analisados.

Contudo ainda não f oi v isualizada uma metodologia para atendimento desta proposta de solução, mas é um bom desaf io para o desenv olv imento de f uturos trabalhos

dentro deste tema.

C) Qual o indicador utilizado para a av aliação do suporte de tensão de cada subestação pelo FPC?

O FPC f oi utilizado como critério de desempate para os pontos de carga com mesma classif icação de sev eridade. E o parâmetro de decisão na análise comparativ a

entre pontos de carga f oi av aliar qual das subestações apresentou maior degradação de tensão f rente ao aumento de carga.

Comentário: Correções necessárias: Melhorar a qualidade da Tabela 1 e Figura 6, estão praticamente ilegív eis; b) Apresentar a unidade de medida da taxa de f alha na

Tabela 2; c) No parágraf o imediatamente posterior à Tabela 2 os autores f azem um comparativ o entre linha e transf ormador apenas pela taxa de f alha, quando o produto

da tabela é a probabilidade de f alha. Estabelecer um comparativ o também entre as probabilidades de f alha; d) Incluir no item 4, Metodologia Desenv olv ida, as equações

de LOLP, EENS e Sistema Minuto; e) Apresentar o signif icado das duas últimas colunas da Tabela 5, “Meses acima de 85% Pot.” e “Prob. – Carga acima de 85% Pot.”

4.0 TÓPICOS PARA DEBATE

O GAT realizará uma Sessão Técnica Especial sobre a Transmissão da Amazônia.

- 22 a 25 de …xxivsnptee.com.br/wp-content/uploads/2016/08/rep-xxii-snptee-iv... · com a...

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