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AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DA OPERAÇÃO CONJUNTA DE

MÚLTIPLOS CONVERSORES CONSIDERANDO FALHAS DE COMUTAÇÃO

SUCESSIVAS

Renato Tomaz da Conceição

Projeto de Graduação apresentado ao Curso

de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Karen Caino de Oliveira Salim

Rio de Janeiro

Fevereiro de 2018

Tomaz da Conceição, Renato

Avaliação de desempenho da operação conjunta de

múltiplos conversores considerando falhas de comutação

sucessivas/Renato Tomaz da Conceição. Rio de Janeiro:

UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.

XVI, 42 p.: il.; 29, 7cm.


Projeto de Graduação UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2018.

Referências Bibliográcas: p. 40 42.

1. Falhas de comutação sucessivas. 2. DC Multi-

Infeed. 3. HVDC. I. Caino de Oliveira Salim, Karen. II.

Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,

Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.

iii

Aos meus avós Chico, Ninha, Epitácio, Teté e Anna, por serem luz.

Ao Luiz Vicente, por ser um pedacinho de felicidade.

iv

"Caminante, no hay camino, se hace camino al andar"

Antonio Machado

v

Agradecimentos

Aos meus pais, por terem sido desde sempre exemplo, incentivadores, apoiadores e

maiores torcedores de todos os meus projetos. Por eles, e com eles, este percurso

até aqui foi possível.

À Adriana, por ser completude e equilíbrio, pelo amor imensurável e por ser mo-

delo de companheira e prossional. Por ela, e com ela, este caminho foi innitamente

mais bonito.

Aos meus irmãos, Rachel, Raphael e Renan, pelo companheirismo de anos e por

me brindarem com os sobrinhos que tornam nossos dias mais felizes e cheios de

motivos para seguir em frente sempre. Com eles, o caminhar foi mais seguro.

À minha orientadora, Karen, pelo tanto que fez por mim em tão pouco tempo,

pela orientação, pelo tempo dedicado e por despertar em mim o encanto pela pes-

quisa. Com ela, o caminho ganhou novos horizontes.

À Andressa Cabral, pela inestimável colaboração e pela innita paciência com

as minhas dúvidas. Com ela, o percurso foi mais suave.

Aos meus amigos de curso, em especial Ísis e Carlos, por compartilharem cada

momento deste curso, pelas horas de estudo e pelo incentivo diário para encarar

cada desao. Com eles, o caminhar foi mais feliz.

Aos meus sogros e à vovó Anna, por terem me acolhido durante tanto tempo e

pelo apoio e compreensão diários.

À Sâmia, por estar sempre disponível e sempre presente, mesmo quando o tempo

e a distância dizem 'não'.

Aos amigos da Escola de Comunicação, por termos caminhando lado a lado

durante parte do percurso e pelo papel que tiveram na minha formação pessoal e

prossional.

Aos professores Antonio Lopes, Walter, Antonio Carlos Siqueira, Carmen, Tati-

ana e Markus, por terem dado contribuições enormes a esta trajetória e por terem

sido prossionais e professores inspiradores.

Aos meus amigos da Fluxo - Vinícius, Arthur, Gabriel, Catariana e Marcelo -

por resgatarem a felicidade de acordar todas as segundas para ir ao Fundão.

Aos meus amigos e familiares, pela compreensão e incentivo constantes, em espe-

cial àqueles que acompanharam e dividiram um pouco mais as alegrias e desventuras

vi

desta jornada: Andrea, Rodolfo, Karina, Romulo, Celso, Regina, Aline, Ana Paula,

Diogo, Cristiane, Gustavo, Luna, Silvana, Luciana, Rafael, Thais e Marta.

Por m, a todos os prossionais de segurança e limpeza da UFRJ, pelo traba-

lho quase invisível, mas fundamental para que a universidade seja um lugar mais

aprazível.

vii

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como

parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DA OPERAÇÃO CONJUNTA DE

MÚLTIPLOS CONVERSORES CONSIDERANDO FALHAS DE COMUTAÇÃO

SUCESSIVAS


Fevereiro/2018


Curso: Engenharia Elétrica

O objetivo deste trabalho é estudar o fenômeno de falhas de comutação sucessi-

vas devido a interação entre os seis elos HVDC que estarão em operação no Sistema

Interligado Nacional em 2019. A proximidade elétrica entre as estações inversoras na

região sudeste do país apresenta grande potencial de interação vericada por meio

dos índices de desempenho para os sistemas multi-infeed (MIIF, PI e MIESCR).

Neste trabalho esses índices são obtidos por meio de simulações e podem sinalizar

a probabilidade de ocorrência de falhas de comutação sucessivas, que podem inter-

romper o escoamento de energia pelos elos a uma determinada região e comprometer

a operação segura do SIN. São feitas análises para identicar os pontos mais críticos

do sistema e validar o uso combinado dos índices de desempenho para identicar a

probabilidade de ocorrência de tais fenômenos neste sistema. São analisados tam-

bém os índices críticos de queda de tensão nas barras CA conectadas às estações

inversoras para que não ocorram falhas de comutação sucessivas no cenário avaliado.

viii

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulllment

of the requirements for the degree of Engineer.

PERFORMANCE EVALUATION OF THE JOINT OPERATION OF

MULTIPLE CONVERTERS CONSIDERING SUCCESSIVE COMMUTATION

FAILURES


February/2018

Advisor: Karen Caino de Oliveira Salim

Course: Electrical Engineering

The aim of this work is to study one of the possible phenomena due to the inter-

action between the HVDC links that will be in operation in the Brazilian National

Interconnected System in 2019. The electric proximity between the inverter stations

in the southeast region presents great potential of interaction veried through the

indices for multi-infeed systems (MIIF, PI and MIESCR). In this work, we study,

through simulations, dierent scenarios that can cause the system to undergo com-

mutation failues and successive commutation failures, which can compromise the

delivery of the amount of energy to the region and also the safety and stability of

the Brazilian National Interconnected System. Comparative analysis are performed

to highlight the most critical points of the system and to validate the combined use

of performance indices to indicate the possibility of occurrence of such events. The

critical voltage drop rates in the AC buses connected to the converter stations are

also investigated so that the system does not suer from commutation failures or

successive commutation failures in the evaluated scenario.

ix

Sumário

Lista de Figuras xii

Lista de Tabelas xiv

1 Introdução 1

1.1 Considerações iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Objetivos e motivações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.3 Estrutura do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

2 Transmissão em Corrente Contínua 4

2.1 Contexto Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2 Conceitos básicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2.1 Componentes de um sistema HVDC . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2.2 Operação básica do elo CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2.3 Processo de comutação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.2.4 Falha de comutação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3 Comparação CA x CC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.4 Resumo do capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3 Índices de avaliação do sistema multi-infeed 12

3.1 Sistemas HVDC multi-infeed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3.2 Índices de Avaliação multi-infeed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3.2.1 Nível de Curto-Circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

3.2.2 Relação de Curto-Circuito e Relação de Curto-Circuito Efetiva 13

3.2.3 Fator de Interação Multi-Infeed . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

3.2.4 Relação de Curto-Circuito Efetiva Interativa de Multi-Infeed . 15

3.2.5 Potencial de Interação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.2.6 Outros índices . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.3 Falhas de Comutação Sucessivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.4 Sistema Multi-Infeed no Sistema Interligado Nacional (SIN) . . . . . 17

3.4.1 Índices de Avaliação do SIN 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . 18

3.5 Resumo do Capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

x

4 Simulações 21

4.1 Considerações iniciais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

4.2 Respostas do sistema a faltas monofásicas . . . . . . . . . . . . . . . 22

4.2.1 Falta monofásica em Ibiúna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

4.2.2 Falta monofásica no Terminal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . 25

4.2.3 Falta monofásica em Estreito . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

4.2.4 Falta monofásica em Araraquara . . . . . . . . . . . . . . . . 28

4.3 Resposta do sistema a faltas trifásicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

4.4 Avaliação da máxima redução de tensão para evitar FC e FCS . . . . 31

4.4.1 Avaliação da queda de tensão na subestação inversora de Ibiúna 31

4.4.2 Avaliação da queda de tensão na subestação inversora do Ter-

minal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

4.4.3 Avaliação da queda de tensão na subestação inversora de Estreito 33

4.4.4 Avaliação da queda de tensão na subestação inversora de Ara-

raquara . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

4.5 Resumo do capítulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

5 Conclusões 36

5.1 Conclusões e contribuições . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5.2 Sugestão para trabalhos futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Referências Bibliográcas 40

xi

Lista de Figuras

2.1 Bipolo HVDC (adaptado de [1]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.2 Ponte de Graetz (adaptado de [1]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

2.3 Gráco comparativo dos custos da transmissão CA e CC[1] . . . . . . 10

3.1 Diagrama esquemáticos dos bipolos HVDC na região sudeste (adap-

tado de [2]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.1 Perl de tensão na resposta à falta monofásica na subestação inversora

de Ibiúna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

4.2 Potência ativa que chega aos inversores HDVC na resposta à falta

monofásica na subestação inversora de Ibiúna . . . . . . . . . . . . . 23

4.3 Queda de tensão de aproximadamente 10,4% na subestação Arara-

quara, suciente para causar falha de comutação simples . . . . . . . 24

4.4 Potência ativa que chega aos inversores frente a uma queda de tensão

de 10,4% na subestação de Araraquara . . . . . . . . . . . . . . . . . 24


do Terminal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25


monofásica na subestação inversora do Terminal Rio . . . . . . . . . . 25

4.7 Perl de tensão nas estações conversoras durante falha de comutação

sucessiva com recuperação do sistema devido à falta em Terminal Rio 26

4.8 Potência ativa que chega aos inversores HDVC durante falha de co-

mutação sucessiva com recuperação do sistema devido à falta no Ter-

minal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26


de Estreito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27


monofásica na subestação inversora de Estreito . . . . . . . . . . . . . 28


de Araraquara . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

xii


monofásica na subestação inversora de Araraquara . . . . . . . . . . . 29

4.13 Perl de tensão na resposta à falta trifásica na subestação inversora

do Terminal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30


trifásica no Terminal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4.15 Pers de tensão para diferentes cenários na barra CA conectada à

subestação inversora de Ibiúna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31


subestação inversora do Terminal Rio . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32


subestação inversora de Estreito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33


subestação inversora de Araraquara . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

xiii

Lista de Tabelas

3.1 Matriz padrão MIIF para um sistema com 3 elos HVDC[1] . . . . . . 15

3.2 Classicação do Potencial de Interação [3] . . . . . . . . . . . . . . . 16

3.3 Elos CC no Brasil (previstos e em operação)[1] . . . . . . . . . . . . . 18

3.4 Índices MIIF calculados para o caso SIN 2019 . . . . . . . . . . . . . 19

3.5 Potencial de Interação para o SIN 2019 . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.6 Índices calculados através do ANATEM . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

4.1 Avaliação da tensão máxima para evitar FC e FCS . . . . . . . . . . 35

xiv

Índice de Siglas e Abreviações

B2B - Back-to-back

CA - Corrente Alternada

CC - Corrente Contínua

ESCR - Eective Short Circuit Ratio - Relação de Curto-Circuito Efetiva

HVDC - High Voltage Direct Current

MESCR - Multi-Infeed Eective Short Circuit Ratio - Relação de Curto-

Circuito Efetiva de Multi-Infeed

MIESCR - Multi-Infeed Interactive Eective Short Circuit Ratio - Relação de

Curto-Circuito Efetiva Interativa de Multi-Infeed

MIIF - Multi-Infeed Interaction Factor - Fator de Interação Multi-Infeed

MISCR - Multi-Infeed Interactive Short Circuit Ratio - Relação de Curto-

Circuito Interativa de Multi-Infeed

MSCR - Multi-Infeed Short Circuit Ratio - Relação de Curto-Circuito de

Multi-Infeed

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

PAR - Plano de Ampliações e Reforços

Pdc - HVDC Power level - Potência no elo CC

PI - Potencial de Interação

Scc - Short Circuit Capacity - Nível de Curto-Circuito

SCR - Short Circuit Ratio - Relação de Curto-Circuito

SIN - Sistema Interligado Nacional

SVC - Static Var Compensator

UHE - Usina Hidrelétrica

xv

Capítulo 1

Introdução

1.1 Considerações iniciais

A transmissão em corrente contínua em alta tensão, também conhecida pelo acrô-

nimo em inglês HVDC (High Voltage Direct Current), tem se intensicado no cenário

mundial desde o advento das tecnologias relacionadas à eletrônica de potência que

mitigaram os principais problemas deste tipo de transmissão. Desde então a trans-

missão HVDC vem tendo maiores demandas devido a diversas vantagens operativas

oferecidas em relação à tradicional transmissão CA, sobretudo no que diz respeito a

longas distâncias[4]. Atualmente o sistema elétrico brasileiro apresenta um cenário

bastante favorável para o investimento neste tipo de transmissão, consideradas as

distâncias entre as principais fontes geradoras e os maiores centros consumidores do

país. No período de 1987 até meados de 2009, o Sistema Interligado Nacional (SIN)

contava apenas com as estações conversoras que ligam Itaipu a São Paulo. Em 2009

entrou em operação mais uma subestação conversora do Madeira, transmissão por

distâncias ainda mais longas, devido a construção de novas hidrelétricas na região

norte do país para atender os consumidores do sudeste. Em dezembro de 2017, en-

trou em operação o primeiro bipolo de Belo Monte, que conecta as subestações de

Xingu (Norte do país) a Estreito (Minas Gerais - região Sudeste) para também es-

coar a energia gerada no Norte para região consumidora do sudeste. Em decorrência

deste fato, o Brasil terá um cenário no qual elos HVDC entrarão em operação tendo

suas estações conversoras eletricamente próximas umas das outras. Esta condição,

que vem aumentando pelo mundo à medida que se adota a transmissão HVDC, é

conhecida como multi-infeed CC.[3]

A conguração multi-infeed distingue-se do cenário single-infeed, no qual apenas

um elo de corrente contínua está operando em determinada região geoelétrica, não

apenas por questões topológicas, mas pelas diversas interações que podem afetar o

desempenho do sistema.

1

1.2 Objetivos e motivações

Para o ano de 2019, está prevista no SIN a operação de três bipolos HVDC associados

às usinas hidrelétricas de Itaipú, do Rio Madeira e Belo Monte. Em conjunto, estes

sistemas entregam mais de 19 GW de potência para a região sudeste do país. As

estações inversoras associadas a estes sistemas cam na mesma região geoelétrica,

apresentando um cenário de alerta para a operação nesta condição. Como será

visto ao longo deste trabalho, o cálculo de índices por meio de simulações mostram

que as variações da tensão de corrente alternada nas proximidades das estações

inversoras podem levar à ocorrência de falhas de comutação sucessivas no sistema,

uma vez que os elos podem provocar interferência nos demais durante a tentativa de

reestabelecimento da tensão[1, 3, 5]. Estas falhas de comutação sucessivas podem

afetar o desempenho do sistema e, portanto, entender as condições que levam ao seu

surgimento é muito importante para o planejamento e operação segura do sistema.

Uma investigação inicial da condição das estações conversoras no sistema multi-

infeed consiste na obtenção de valores para a proximidade elétrica entre as estações

de forma a compreender como se dá a interação entre os elos de uma dada região.

Na literatura são apresentados diversos índices que buscam mensurar alguns aspec-

tos destas interações, sendo os mais abordados o Fator de Interação Multi-Infeed

(MIIF), o Potencial de Interação (PI) e a Relação de Curto-Circuito Interativa Efe-

tiva (MIESCR)[2, 3, 5, 6].

Neste trabalho, esses índices são calculados através do programa ANATEM[7],

desenvolvido pelo CEPEL, para cada uma das estações inversoras do SIN. Pretende-

se, desta forma, vericar o desempenho do SIN frente às diversas probabilidades de

falha de comutação nos diferentes elos HVDC em operação no sistema e também

validar a utilização desses índices para na prevenção das falhas de comutação.

O cenário utilizado para tais análises foi o de carga média com a região Norte

exportando energia para o Sudeste. As simulações dinâmicas foram realizadas no

programa ANATEM[7] utilizando o caso do Plano de Ampliações e Reforços (PAR)

para o SIN no ano de 2019.

Um dos objetivos deste trabalho é dar prosseguimento aos estudos sobre as con-

sequências da operação conjunta de diversos sistemas HVDC [1, 6, 813], focando

na análise mais detalhada em um programa de transitórios eletromecânicos. Em

[14, 15], é mostrado o potencial de degradação da estabilidade do sistema na ocor-

rência das falhas de comutação sucessivas nas estações inversoras de um sistema

multi-infeed e também é sugerida a necessidade de compreender melhor tais fenô-

menos, o que se busca estudar neste trabalho.

Busca-se, então, fazer uma análise do desempenho do SIN após ocorrência de

falhas de comutação sucessivas. Para tanto, faltas monofásicas e trifásicas são apli-

2

cadas às barras CA do inversor com maior impacto no sistema a m de observar o

seu desempenho. Deve-se, então, ser feita uma análise acerca do impacto de cada

tipo de falta para que se possa identicar os pontos mais críticos do sistema para o

cenário apresentado.

Um outro objetivo dos estudos realizados é identicar, a partir do cenário avali-

ado, as máximas reduções de tensão que levam o sistema a sofrer falhas de comuta-

ção sucessivas. Com as simulações realizadas em cada uma das estações inversoras,

busca-se encontrar valores que mostrem as reduções críticas de tensão nos pontos

analisados do sistema, o que permitirá denir os máximos afundamentos de tensão

nestas estações de forma a evitar falhas de comutação sucessivas.

1.3 Estrutura do trabalho

No capítulo 2 é apresentado um breve histórico da transmissão de energia elétrica,

buscando mostrar os motivos da adoção sumária da corrente alternada e as razões da

inviabilidade da corrente contínua em um primeiro momento. Posteriormente, são

apresentados os fatores que tornaram econômica e tecnicamente viável a transmissão

CC em alta tensão. Em seguida são apresentados os conceitos básicos da transmissão

em corrente contínua, a descrição dos principais componentes de um sistema HVDC

e o conceito da operação básica do elo CC. Além disso, é descrito como se dá nesta

operação o processo de falha de comutação. Por m, é feita uma comparação entre as

transmissões em corrente alternada e contínua, evidenciando os aspectos que tornam

mais atrativa a escolha de uma ou outra forma de transmissão.

No capítulo 3 é feita a revisão bibliográca acerca da conguração multi-infeed,

explicitando-se o que se entende na literatura sobre este conceito. São apresentados

neste capítulo os índices utilizados para avaliação de um sistema single-infeed e

suas adequações para criação dos índices utilizados no sistema multi-infeed, além

do conceito das falhas de comutação sucessivas. Por m, é apresentado o cenário

alvo do estudo do caso brasileiro para 2019. São, então, apresentados os três bipolos

atualmente previstos no sistema elétrico brasileiro até o ano de 2019 e também os

índices de avaliação calculados para este cenário.

No capítulo 4 são mostrados os critérios adotados para a realização das simula-

ções no ANATEM e os resultados encontrados para o cenário avaliado. São feitas as

análises das faltas monofásicas e trifásicas envolvendo cada uma das estações inver-

soras e observada a pertinência dos índices de avaliação calculados. Também neste

capítulo são estudadas as margens de queda de tensão para ocorrência de falhas de

comutação sucessivas.

No capítulo 5 são elaboradas as conclusões a respeito das análises efetuadas e

são feitas sugestões para trabalhos futuros.

3

Capítulo 2

Transmissão em Corrente Contínua

2.1 Contexto Histórico

A primeira central elétrica do mundo operava em corrente contínua e foi construída

por Thomas Edison, no entanto a corrente alternada tem dominado o cenário mun-

dial desde o seu advento, no m do século XIX, com as descobertas de Nikola Tesla[1].

A ineciência dos primeiros sistemas de transmissão em corrente contínua, sobre-

tudo devido às elevadas perdas elétricas por efeito Joule, poderia ser atenuada caso

se transmitisse em altos níveis de tensão. Entretanto, estes níveis de tensão altos

eram considerados impraticáveis para operação na época. Com as descobertas dos

atuais transformadores CA e do motor de indução, Nikola Tesla tornou-se o "pai"da

corrente alternada e a transmissão CA tornou-se atrativa para diversos níveis de

tensão, apresentando menos perdas e mais exibilidade para geração, transmissão

e consumo de eletricidade. Somado a este fator, o custo e a complexidade das má-

quinas CC em relação às máquinas CA zeram com que a corrente alternada fosse

largamente utilizada no mundo[1].

Com a adoção dos sistemas de Corrente Alternada em Alta Tensão, diversas

linhas para escoar a energia das unidades geradoras aos centros consumidores entra-

ram em operação. No entanto, justamente o aumento das distâncias de transmissão

acarretou problemas relacionados ao controle de tensão e estabilidade angular, tí-

picos da transmissão em corrente alternada feita em longas distâncias. Estes novos

desaos trouxeram novamente para o debate a viabilidade da transmissão em cor-

rente contínua para superar as novas diculdades[16].

Nesse segundo momento histórico da transmissão em corrente contínua, a viabi-

lidade técnica e a competitividade econômica foram dois dos fatores que balizaram

a escolha de alternativas. O primeiro elo comercial HVDC data de 1945 na Suécia

e contou com a tecnologia de válvulas a arco de mercúrio e deu início ao desenvol-

vimento de outros componentes que assegurassem mais conabilidade e viabilidade

4

econômica a este sistema de transmissão em corrente contínua. Apesar dos bons

resultados dos projetos feitos utilizando as válvulas de mercúrio, alguns em opera-

ção por mais de três décadas, esta tecnologia apresentava baixa conabilidade e não

eram econômicas1[1].

A invenção do tiristor em 1957 representou um avanço tecnológico para a trans-

missão HVDC. As novas aplicações industriais que surgiram com os semicondutores

e a evolução da eletrônica de potência tornaram os sistemas HVDC mais promisso-

res e atrativos, além de mais baratos e mais conáveis. As válvulas a tiristor foram

implementadas em um elo CC do tipo back-to-back (B2B) em 1972 no Canadá e em

1979 começou a construção do elo HVDC de Itaipu no Brasil[1, 16].

A utilização de sistemas HVDC vem ocorrendo desde então em situações nas

quais este sistema apresenta vantagens técnicas e econômicas em relação à trans-

missão CA. Em geral, esta tecnologia é utilizada para transmissão de grandes blo-

cos de energia para longas distâncias, conexão de sistemas de diferentes frequên-

cias nominais, conexão de sistemas assíncronos e transmissão submarina em longas

distâncias[3].

Outros fatores políticos e econômicos, paralelamente, contribuíram para o au-

mento da demanda por essa tecnologia nos últimos anos: a desregulamentação dos

sistemas de transmissão ao redor do mundo e a crescente necessidade de energia dos

países em desenvolvimento, por exemplo.[3]

O uso crescente de elos HVDC resultou na operação com duas ou mais estações

conversoras eletricamente próximas, constituindo o denominado sistema DC Multi-

Infeed. O entendimento da interação entre estas estações eletricamente próximas

tornou-se de suma importância para a conabilidade do sistema elétrico ao qual se

conectam[3].

Nesse contexto, a entrada em operação do elo Itaipu no Brasil demonstrou seu po-

tencial para o uso dos sistemas HVDC. Dadas as características político-geográcas

do país, como as dimensões continentais e a distância cada vez maior entre geração

e centros consumidores, o Brasil deve enfrentar os desaos do sistema multi-infeed,

como será visto na seção 3.4.

Por m, é interessante notar que as diferentes formas de transmissão voltam a

coexistir como no início da era da energia elétrica. No entanto, desta vez, não se trata

de uma disputa para adotar uma ou outra tecnologia, mas um sistema híbrido com as

vantagens de cada uma das formas de transmissão. Neste novo contexto, portanto,

surgem os desaos de entender o novo comportamento das redes interligadas.

1 Ao passo que os equipamentos CA eram projetados com bastante precisão devido ao compor-tamento baseado nas leis físicas conhecidas, as válvulas dependiam, sobretudo de um conhecimentoempírico[16].

5

2.2 Conceitos básicos

Os principais conceitos e equações sobre transmissão em corrente contínua, sistemas

HVDC e operação dos elos CC estão bem desenvolvidos nas referências [1], [16] e

[17]. Nesta seção, portanto, serão apenas introduzidos os principais componentes

para a compreensão da falha de comutação.

2.2.1 Componentes de um sistema HVDC

Os principais componentes de um sistema HVDC podem ser identicados no bipolo

apresentado na Figura 2.1. O sistema consiste basicamente em conversores, reatores

de alisamento, ltros, fontes de potência reativa, eletrodos, linhas CC e disjuntores.

Os conversores são responsáveis pela conversão CA/CC (reticador) e também

pela conversão CC/CA (inversor) e consistem em pontes de tiristores e transforma-

dores de tapes variáveis[17].

Os reatores de alisamento são responsáveis por diminuir a ondulação de tensão

e corrente causada pelas correntes harmônicas, além de prevenir contra a falha de

comutação nas estações inversoras e limitar a corrente de pico na estação reticadora

durante curto-circuito na linha CC[16, 17].

Os ltros harmônicos atuam no sentido principal de evitar que correntes harmô-

nicas se propaguem dos conversores para o sistema CA, ocasionando superaque-

cimento dos capacitores e dos geradores próximos e interferências em sistemas de

telecomunicações, e podem também auxiliar no fornecimento de potência reativa

para operação dos conversores[1].

As fontes de potência reativa, que podem ser capacitores shunt, compensadores

síncronos ou SVC, são instaladas para atender à alta demanda de potência reativa

durante condições de regime permanente e transitórias[17].

Os eletrodos são utilizados para fazer a conexão com a terra, que é o condutor

neutro dos elos CC[1].

Os disjuntores são utilizados para isolar defeitos no transformador e bloquear o

elo CC. Por sua vez os defeitos no lado CC podem ser eliminados mais rapidamente

pelo controle dos conversores[17].

2.2.2 Operação básica do elo CC

Conforme descrito em [1], a operação tanto da estação reticadora quanto da in-

versora depende de sobremaneira da comutação da ponte de tiristores. Ambos os

processos acontecem com alta demanda de potência reativa da rede CA e apresentam

equações análogas, dependendo basicamente dos mesmos parâmetros.

6

Figura 2.1: Bipolo HVDC (adaptado de [1])

A comutação de uma válvula para outra não ocorre de forma instantânea devido

às indutâncias presentes na transmissão CA e aos transformadores nas estações con-

versoras. Um tempo nito, chamado tempo de comutação ou overlap, é necessário

para que ocorra a transferência de corrente de uma fase para outra. Este tempo

está associado a um ângulo µ, também chamado de ângulo de comutação ou de

overlap[17].

Associado ao ângulo de disparo α, o ângulo de comutação contribui para o fa-

tor de potência das estações reticadoras e inversoras e, consequentemente, para o

consumo de potência reativa destas estações[1].

2.2.3 Processo de comutação

Os tiristores presentes em uma conguração convencional de conversores estão apre-

sentados na Figura 2.2. Estes são chaveados em uma sequência determinada, de

modo que a corrente passe pelas fases do conversor de forma alternada. A alternân-

cia entre uma fase e a seguinte é conhecida como comutação. O ângulo µ, associado,

ao intervalo de tempo nito para que este processo ocorra depende do seguintes fa-

tores: reatância do transformador conversor, ângulo de disparo, tensão CA na barra

do conversor e corrente CC[1].

O ângulo de comutação aumenta com o aumento da reatância e/ou da corrente

CC, diminui com o aumento da tensão CA e/ou do ângulo de disparo e seu valor

costuma ser menor que 60o, de modo a evitar comutações simultâneas[1].

7

Após a comutação, é necessário um intervalo de tempo de desionização do tiristor

para que este recupere sua capacidade de bloqueio. Durante este intervalo, associado

ao ângulo de extinção γ, a tensão sobre a válvula não deve car positiva para que

não haja retomada indesejada da condução e falha de comutação.

Figura 2.2: Ponte de Graetz (adaptado de [1])

2.2.4 Falha de comutação

A falha de comutação é um defeito dinâmico que ocorre quando uma das válvulas

não extingue a corrente no instante em que deveria e impede a transferência para a

válvula seguinte na sequência de disparo. Esta falha causa interrupção temporária da

potência transmitida e pode afetar o desempenho do sistema. Este evento também

pode levar a problemas transitórios mais sérios que levam a interrupções de potência

mais duradouras e, consequentemente, a um colapso do sistema[18].

Os fatores que levam a uma falha de comutação são diversos, como um súbito

aumento na corrente CC ou operação indevida das malhas de controle, porém a

causa mais comuns da falha de comutação é o afundamento da tensão CA próxima

ao sistema HVDC[19].

A maioria das falhas de comutação ocorre na estação inversora, uma vez que

a válvula da estação reticadora ca sob tensão reversa por um longo período de

tempo após deixar de conduzir corrente. Falhas de comutação na estação reticadora

ocorrem apenas quando há defeitos no circuito de disparo ou quando esta opera com

um ângulo de disparo bem abaixo do normal[20].

Em [21], é proposta a equação 2.1 para o cálculo da máxima redução de tensão

8

em um inversor sem acarretar falha de comutação. Como corolário, é possível obter

também a redução mínima de tensão que poderá ocasionar o início da falha de

comutação no sistema.

∆V = 1− I ′dId

Xcpu

Xcpu + cos(γ0 + φ)− cosγ(2.1)

Sendo:

Id Corrente CC antes da comutação;

I ′d Corrente CC durante a comutação;

Xcpu Reatância de comutação;

γ Ângulo nominal de comutação;

γ0 Ângulo crítico de comutação;

φ Deslocamento angular devido a uma falta assimétrica no sistema.

Para ângulo φ = 0, a redução é equivalente a uma falta trifásica equilibrada.

Cabe ressaltar que em [21], conclui-se que a queda de tensão é dominante em relação

ao deslocamento angular para a falha de comutação. Além disso, a diferença entre

as faltas trifásica e monofásicas são mínimas para ocorrência deste defeito. Por m,

a reatância de comutação é dada como principal parâmetro do equipamento para a

análise da falha de comutação.

Em uma falha de comutação única, quando é removida a causa que levou ao

defeito, a operação volta ao normal no ciclo de disparo seguinte da estação conver-

sora. Diz-se que a falha de comutação se auto-extingue e, portanto, não é um evento

muito crítico para o sistema HVDC quando se trata de uma falha simples. O maior

problema deste tipo de defeito é quando este leva a falhas de comutação sucessivas,

conforme será visto em 3.3[22].

2.3 Comparação CA x CC

Conforme citado na seção 2.1, e descrito em [3], em algumas situações a transmissão

em corrente contínua apresenta vantagens em relação à transmissão CA, como em

situações de transmissão de grandes blocos de energia em longas distância e conexão

de sistemas assíncronos. As desvantagens, em geral, estão relacionadas ao custo da

tecnologia e ao investimento em novos empreendimentos, como citado em [1].

Entre as vantagens, explicitadas em [1], está a capacidade de transmissão de 50%

mais potência de um condutor CC em relação a um condutor CA, assumindo que

o valor da corrente contínua é igual ao valor ecaz da corrente alternada que ui

9

por estes condutores. A transmissão CC da mesma potência, portanto, pode ser

feita com dois condutores em vez de três condutores como na transmissão CA, o

que permite a construção de torres mais econômicas e afeta menos áreas para sua

construção, causando menos impacto ambiental neste aspecto.

Outro aspecto positivo diz respeito à interligação dos sistemas CA feita através

de elos CC, tendo em vista que esta não acarreta aumento na corrente de curto-

circuito. Em caso de falta, a falha de comutação, descrita na seção 2.2.4, leva a um

curto-circuito na ponte conversora, impedindo a passagem de corrente através do

elo CC e, por consequência, para o sistema CA a montante. A malha de controle do

sistema HVDC também contribui para evitar a propagação das correntes de falta

do sistema CA[1].

Um dos problemas dos sistemas de transmissão em corrente contínua está relaci-

onado à proximidade elétrica das estações inversoras, que pode acarretar em falhas

de comutação sucessivas, como será visto no capítulo 3.

Por m, em relação aos custos, o preço da estação conversora predomina no sis-

tema de transmissão CC enquanto o custo das linhas de transmissão é predominante

na transmissão CA. À medida que a distância de transmissão aumenta, a diferença

entre estes custos diminui até alcançar um break-even, quando o custo da transmis-

são CA ultrapassa o da transmissão CC, conforme pode ser observado na Figura

2.3. Este valor gira em torno de 500 a 800 km para linhas de transmissão aéreas e

entre 24 e 48 km para cabos submarinos.

Figura 2.3: Gráco comparativo dos custos da transmissão CA e CC[1]

10

2.4 Resumo do capítulo

Neste capítulo foi apresentado brevemente o contexto histórico da adoção dos siste-

mas de transmissão em corrente contínua e alternada, desde as descobertas iniciais

relacionadas à eletricidade até as inovações da eletrônica de potência que permi-

tiram uma mudança na alternativa de transmissão. Foram apresentados conceitos

básicos sobre os componentes e a operação do sistema HVDC e sobre o processo e as

falhas de comutação. Por m, foi feita uma comparação expedita entre a transmis-

são CA e CC a m de identicar os fatores que levam à escolha dessas alternativas

de transmissão. No capítulo seguinte, serão apresentados o sistema multi-infeed, o

cenário brasileiro previsto com diversas estações conversoras eletricamente próximas

e também os índices que serão utilizados para avaliar a interação entre os elos no

cenário nacional, foco principal deste trabalho.

11

Capítulo 3

Índices de avaliação do sistema

multi-infeed

3.1 Sistemas HVDC multi-infeed

Conforme descrito na seção 2.1, diversos fatores levaram ao aumento na utilização

de sistemas HVDC ao longo dos anos, sobretudo nas situações em que este tipo de

transmissão apresenta vantagens signicativas em relação à transmissão em corrente

alternada. Devido a este rápido crescimento no uso dos sistemas HVDC, foi-se

tornando mais comum a presença de dois ou mais elos HVDC conectados à mesma

rede CA e eletricamente próximos. Esta conguração, por apresentar suas próprias

peculiaridades e desaos, recebeu a denominação de multi-infeed [22].

De acordo com [3] e [22], no advento da tecnologia HVDC, o foco da pesquisa

e planejamento se deu em torno do desempenho desta tecnologia, em um sistema

single-infeed, e pouco foi abordada a questão da interação entre sistemas com múl-

tiplos elos HVDC. Em [19], mostrou-se que os índices de avaliação propostos para

o sistema single-infeed não poderiam ser utilizados com boa precisão para a con-

guração multi-infeed. Nos estudos efetuados em [3] foram elaborados novos índices

de avaliação para a interação entre os elos HVDC, a conabilidade e o desempenho

dos sistemas multi-infeed. Este índices serão vistos na seção 3.2.

Os fenômenos de interação mais frequentes dos conversores são as sobretensões

transitórias, a interação harmônica, a instabilidade de tensão e as falhas de comu-

tação sucessivas [3], sendo este último fenômeno o foco deste trabalho.

3.2 Índices de Avaliação multi-infeed

Para comparar e avaliar o desempenho de sistemas no sistema multi-infeed, diversos

índices foram propostos para compreender a interação tanto entre os sistemas CC

12

quanto a interação CC-CA. Muitos deste índices foram aprimorados dos já existentes

para o sistema single-infeed e propostos pelo CIGRÉ em [3].

3.2.1 Nível de Curto-Circuito

O nível de curto-circuito (Scc - Short Circuit Capacity) é indicativo da robustez

de uma barra no sistema CA vista daquele ponto, sendo obtido pela razão entre

o quadrado da tensão na barra e a impedância equivalente do sistema vista deste

ponto[1].

Scci(MVA) =V 2i (kV )

Zeqi(Ω)(3.1)

Sendo:

Vi a tensão pré-falta na barra i ;

Zeqi a impedância de Thévenin vista da barra i, desconsideradas as compen-

sações shunts da estação conversora.

3.2.2 Relação de Curto-Circuito e Relação de Curto-Circuito

Efetiva

A grandeza destes índices indica, com boa sensibilidade, a robustez do sistema

CA em relação ao montante de potência CC que será injetado pelo elo HVDC no

sistema[1, 3].

O valor da Relação de Curto-Circuito (SCR - Short Circuit Ratio) de uma barra

inversora é obtido pela razão entre o nível de curto-circuito desta barra e a potência

no elo CC (Pdc - HVDC Power level) nela conectado.

SCRi =Scci(MVA)

Pdci(MW )(3.2)

A Relação de Curto-Circuito Efetiva (ESCR - Eective Short Circuit Ratio)

é, eventualmente, utilizada na literatura como substituta da SCR. Neste índice é

retirada da potência de curto-circuito a potência reativa gerada pelos ltros presentes

na barra inversora (Qfiltros), sendo dada por:

ESCRi =Scci(MVA)−Qfiltrosi(Mvar)

Pdci(MW )(3.3)

Como este último índice é utilizado por [3] como base para o desenvolvimento

do benchmark, o SCR não será considerado neste trabalho. Para uma primeira

avaliação, antes de estudos mais detalhados, recomenda-se a seguinte classicação

citada por [17]:

13

• Sistema forte, para ESCR >3;

• Sistema fraco, para ESCR entre 2 e 3;

• Sistema muito fraco para ESCR <2.

Cabe ressaltar que a expressão 3.3 e estas classicações foram propostas para o

sistema single-infeed e podem gerar resultados muito otimistas para o sistema multi-

infeed. Portanto um novo índice foi proposto para este sistema, como será visto na

seção 3.2.4.

3.2.3 Fator de Interação Multi-Infeed

O uxo de potência ativa e reativa entre um elo HVDC e o sistema CA ao qual este

elo está conectado é uma questão crítica para o planejamento de sistemas HVDC. Um

dos parâmetros mais sensíveis quanto a este uxo de potência entre uma subestação

inversora e o sistema CA ao qual está conectada é a tensão na barra CA desta

subestação. O Fator de Interação Multi-Infeed (MIIF - Multi-Infeed Interaction

Factor), de suma importância para qualquer avaliação de sistemas HVDC, indica o

nível de interação entre duas barras CA [3], sendo obtido por:

MIIFj,i =∆Vj∆Vi

(3.4)

A expressão 3.4 mostra a relação entre a variação de tensão em uma dada barra

j, como consequência da variação de tensão na barra i. De acordo com [3], o chave-

amento de um reator ocasionando redução de 1% na tensão da barra i leva a uma

queda de tensão observável na barra j, que é o próprio valor de MIIFj,i. Este é o

procedimento adotado para o cálculo deste índice em simulações computacionais.

MIIFj,i =∆Vj%

1% de queda de tensao em Vi(3.5)

O fator de interação MIIF também pode ser obtido de maneira aproximada,

como demonstrado em [1], através da matriz Zbarra do sistema. Obtém-se, então, a

seguinte expressão:

MIIFj,i ≈Zi,j

Zj,i

(3.6)

Os valores de MIIF podem variar de 0 (elos completamente desacoplados) a 1

(elos conectados à mesma barra)[1]. Uma matriz MIIF (a exemplo da Tabela 3.1)

tem os elementos diagonais unitários e, geralmente, é assimétrica, pois os valores

de MIIF entre duas barras dependem não apenas da impedância equivalente, mas

também da impedância shunt de cada barra inversora[3].

14

Tabela 3.1: Matriz padrão MIIF para um sistema com 3 elos HVDC[1]Barra na qual se mede a redução da tensão ocasionada pela

redução de 1% na tensão da barra remotaConversor 1 Conversor 2 Conversor 3

Conv. 1 MIIF1,1 = ∆V1

∆V1= 1 MIIF2,1 = ∆V2

∆V1MIIF3,1 = ∆V3

∆V1

Conv. 2 MIIF1,2 = ∆V1

∆V2MIIF2,2 = ∆V2

∆V2= 1 MIIF3,2 = ∆V3

∆V2

Barra naqual éaplicadaa reduçãode 1% natensão Conv. 3 MIIF1,3 = ∆V1

∆V3MIIF2,3 = ∆V2

∆V3MIIF3,3 = ∆V3

∆V3= 1

3.2.4 Relação de Curto-Circuito Efetiva Interativa de Multi-

Infeed

Em [3], é proposta uma redenição da Potência no Elo CC (Pdc) para abranger

também os efeitos de interação entre elos de uma conguração multi-infeed e obter

o equivalente do ESCR para esta topologia. Portanto:

Pdci =⇒ Pdci +∑j

MIIFj,i × Pdcj

Em que j representa todos os elos eletricamente próximos. Desta forma, pode-se

denir a Relação de Curto-Circuito Efetiva Interativa de Multi-Infeed (MIESCR -

Multi-Infeed Eective Short Circuit Ratio) pela expressão:

MIESCRi =Scci −Qfiltrosi

Pdci +∑

j(MIIFj,i × Pdcj)(3.7)

ou:

MIESCRi =ESCRi × Pdci

Pdci +∑

j(MIIFj,i × Pdcj)(3.8)

De modo análogo à seção 3.2.2, este fator indica a robustez de um sistema CA

levando em consideração todo o montante de potência CC injetada pelos elos HVDC

conectados nesta rede.1

3.2.5 Potencial de Interação

Em situações nas quais os elos HVDC possuem diferentes valores nominais de po-

tência ativa, o Potencial de Interação mostra-se mais adequado para análise dos

sistemas multi-infeed. Neste índice, o MIIF é ponderado pela relação entre a potên-

1Existe também a Relação de Curto-Circuito Interativa de Multi-Infeed (MISCR - Multi-Infeed

Interactive Short Circuit Ratio), que é obtida de modo similar, porém sem a subtração da potênciareativa gerada pelos ltros presentes na barra inversora.

15

cia injetada pelo inversor da barra j e a potência do inversor da barra i analisada.[3]

PI = MIIFj,i ×PdcjPdci

(3.9)

A Tabela 3.2 mostra a classicação do potencial de interação entre as barras de

acordo com os valores obtidos através da equação 3.9.

Tabela 3.2: Classicação do Potencial de Interação [3]Potencial de Interação Classicação

Valores menores que 15% Pequeno

Valores entre 15% e 40% Moderado

Valores maiores que 40% Alto

3.2.6 Outros índices

Algumas literaturas apresentam índices que não utilizam o fator MIIF em seus

cálculos, mas as impedâncias decorrentes da matriz Zbarra do sistema. Em [1], são

apresentadas a Relação de Curto-Circuito de Multi-Infeed (MSCR - Multi-Infeed

Short Circuit Ratio) e a Relação de Curto-Circuito Efetiva de Multi-Infeed (MESCR

-Multi-Infeed Eective Short Circuit Ratio). Nesta mesma referência é demonstrado

que MISCR ≈ MSCR e MIESCR ≈ MESCR. Por esta razão, no decorrer deste

trabalho serão utilizados os índices anteriormente apresentados.

3.3 Falhas de Comutação Sucessivas

Como explicado na seção 2.2.4, a falha de comutação em um sistema single-infeed,

em geral, não se trata de um defeito crítico para o sistema HVDC. No instante da

falha de comutação, a subestação conversora solicita uma quantidade adicional de

potência reativa da rede CA. No sistema multi-infeed, a falha de comutação pode

levar a situações mais graves, pois a solicitação de potência reativa pode ser feita a

pontos da rede CA eletricamente próximos a outros elos que, por sua vez, também

podem sofrer falha de comutação[1]. Sistemas com maior acoplamento, o que pode

ser evidenciado por altos índices MIIF ou PI, e/ou com baixos valores MIESCR

estão mais sujeitos a este tipo de problema[3].

É importante notar que no sistema multi-infeed, a falha de comutação em uma

barra CC devido a um afundamento de tensão no sistema CA pode levar uma outra

barra CC a também sofrer falha de comutação, mesmo que o afundamento da tensão

por si só não seja o suciente para causar a falha nesta segunda barra (em um sistema

single-infeed, por exemplo). Além disso, a recuperação da falha passa a depender

16

não apenas da robustez da barra afetada, mas também das barras CC eletricamente

próximas[3].

Por m, de acordo com [3], a medida em que se aumenta a quantidade de elos

CC em operação em uma determinada região, os problemas decorrentes da interação

entre estes elos podem ser determinantes para o desempenho do sistema. É de

suma importância, portanto, que os aspectos aqui apresentados sejam levados em

consideração no planejamento e na operação dos sistemas.

3.4 Sistema Multi-Infeed no Sistema Interligado

Nacional (SIN)

Figura 3.1: Diagrama esquemáticos dos bipolos HVDC na região sudeste (adaptado

de [2])

17

Como visto na seção 2.1, as dimensões continentais do Brasil e a distância entre as

principais unidades geradoras e o maiores centros consumidores do país proporci-

onaram um cenário vantajoso para o uso dos sistemas HVDC na transmissão em

longas distâncias. A instalação do elo Itaipu-São Paulo, iniciada em 1979, foi a

primeira transmissão nacional em corrente contínua e operou durante muito tempo

no sistema single-infeed do país.

Para o ano de 2019, está prevista a operação de 6 bipolos HVDC no SIN: dois

associados à UHE Itaipu (± 600kV) , chegando à subestação inversora de Ibiuna,

dois bipolos associados às UHE do Rio Madeira (± 600kV), chegando à subestação

inversora de Araraquara, e dois bipolos associados à UHE Belo Monte (± 800kV),

chegando às estações inversoras de Estreito e Terminal Rio. A proximidade elétrica

entre estas estações inversoras, mostrada na Figura 3.1, representa o sistema multi-

infeed do SIN de 2019. Juntos estes sistemas são capazes de entregar 19 GW de

potência ativa para a rede. Portanto, é imprescindível estudar a interação entre

estes elos para garantir a qualidade do fornecimento de energia do SIN[2].

A Tabela 3.3 mostra o panorama dos elos CC que devem estar em operação no

país em 2019. Destacam-se os comprimentos dos cabos dos elos associados ao Rio

Madeira e de Belo Monte, conrmando o potencial do país na transmissão em CC.

Tabela 3.3: Elos CC no Brasil (previstos e em operação)[1]

EloPot. Nominal

(MW)

Tensão CC

(kV)

Cabos

(km)

Tecnologia/

Válvula

Itaipu 1 e 2 6300 ±600 800 Tiristores

Acaray 55 ±25 back-to-back Tiristores

Uruguaiana 50 15 back-to-back Tiristores

Garabi 1 1100 ±70 back-to-back Tiristores

Garabi 2 2000 ±70 back-to-back Tiristores

Rivera 70 20 back-to-back Tiristores

Madeira 6300 ±600 2375 Tiristores

Madeira 800 ±200 back-to-back Tiristores

Melo 500 525 back-to-back Tiristores

Belo Monte 1 4000 ±800 2100 Tiristores

Belo Monte 2 4000 ±800 2500 Tiristores

3.4.1 Índices de Avaliação do SIN 2019

Para o cálculo dos índices apresentados nesta seção foi utilizada a base de dados do

Plano de Ampliações e Reforços (PAR) disponibilizada pelo Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS) para 2019[23].

18

Os índices MIIF, presentes na Tabela 3.4, foram calculados computacionalmente

conforme a equação 3.4 através do programa ANATEM[7]. Os valores obtidos por

este método, por não apresentarem simplicações de não-linearidades, são mais con-

servadores que os obtidos pelo método das impedâncias da matriz Zbarra[1]. Nesta

tabela, quanto maior o índice, maior a chance de interação entre os inversores.

Tabela 3.4: Índices MIIF calculados para o caso SIN 2019Barra na qual se mede a redução da tensão ocasionada pela

redução de 1% na tensão da barra remota

IBIUNA -

SP345

ARARQ2 -

SP500

T.RIO-

RJ500

ESTREI-

MG500

IBIUNA-

SP3451,000000 0,399062 0,262458 0,22769

ARARQ2-

SP5000,442965 1,000000 0,315457 0,343637

T.RIO-

RJ5000,272007 0,294921 1,000000 0,197072

Barra na

qual é

aplicada

a redução

de 1% na

tensão ESTREI-

MG5000,295783 0,387921 0,246248 1,000000

Os valores do Potencial de Interação encontram-se na Tabela 3.5. Pode-se notar

que a maioria das interações do SIN 2019 apresenta potencial de interação de mo-

derado (entre 0,15 e 0,4) a alto (acima de 0,4), conforme classicação mostrada na

Tabela 3.2. Nota-se, em especial, que a subestação ARARQ2-SP500 é fortemente

afetada pelo afundamento de tensão em todas as demais subestações.

Tabela 3.5: Potencial de Interação para o SIN 2019IBIUNA -

SP345

ARARQ2 -

SP500

T.RIO-

RJ500

ESTREI-

MG500

IBIUNA-

SP3451,000000 0,48614 0,197745 0,172573

ARARQ2-

SP5000,363621 1,000000 0,195104 0,2138

T.RIO-

RJ5000,361022 0,476848 1,000000 0,198247

ESTREI-

MG5000,390252 0,623499 0,244789 1,000000

Por m, foram calculados os índices mostrados na Tabela 3.6 com a utilização

do ANATEM[7].

19

Tabela 3.6: Índices calculados através do ANATEMPdc [MW] Scc [MVA] ESCR MIESCR

IBIUNA-

SP3454632,44 18432,83 3,9791 2,1944

ARARQ2-

SP5005643,27 17915,56 3,1747 1,8097

T.RIO-

RJ5003490,25 18337,35 5,2539 2,6967

ESTREI-

MG5003511,06 18042 5,1386 2,3431

3.5 Resumo do Capítulo

Neste capítulo foi apresentado o sistema multi-infeed e os principais problemas de-

correntes da proximidade elétrica entre elos HVDC. Também foram apresentados

alguns índices de avaliação, começando pelo desempenho do sistema sinle-infeed e

chegando aos índices que avaliam a interação entre elos no sistema multi-infeed.

Foi, então, retomado o conceito de falha de comutação sucessiva e a importância

de estudar a relação dos índices de avaliação com este tipo de ocorrência na fase

de planejamento a m de evitar interrupções de energia devido a falhas de comuta-

ção sucessivas. Por m, foi mostrado o cenário previsto para o Sistema Interligado

Nacional para o ano de 2019, utilizado nas avaliações deste trabalho. Este sistema

apresenta maior complexidade em relação ao sistema single-infeed que predominou

no país desde a instalação do elo de Itaipu.

20

Capítulo 4

Simulações

4.1 Considerações iniciais

Em [1], foi feita a comparação entre os desempenhos do PSCADTM/EMTDCTM

(transitórios eletromagnéticos) e do ANATEM (transitórios eletromecânicos) na aná-

lise do fenômeno da falha de comutação. O desempenho do primeiro programa foi

avaliado como mais adequado para avaliar a ocorrência da falha de comutação em

um sistema multi-infeed CC, entretanto mostrou-se inviável para avaliação das res-

postas do desempenho dinâmico do sistema CA em sistemas de grande porte, como é

o caso do SIN. Além disso, é impossível fazer a representação completa do caso bra-

sileiro e o tempo computacional demandado inviabilizaria as simulações necessárias.

O procedimento adotado para o presente trabalho foi utilizar o ANATEM e aplicar

falhas de comutação nas barras de interesse para avaliar os impactos causados nas

demais barras estudadas.

Cabe ressaltar que no Anatem, por se tratar de um programa de transitórios

eletromecânicos, apresenta apenas sequência positiva, uma vez que a rede é con-

siderada trifásica e balanceada. Como a falta monofásica é um defeito que causa

desbalanceamento na rede, não é possível simulá-la diretamente no modelo estu-

dado. Para simular o efeito da falta monofásica e sua posterior remoção, são ligados

e desligados reatores shunt para causar o afundamento de tensão desejado na barra

estudada, conforme critério apresentado em [24].

As simulações apresentadas neste capítulo foram realizadas para um cenário de

carga média do SIN, não representando situações extremas de carregamento muito

alto ou muito baixo. Tal estudo se mostra relevante pois, conforme explicitado em

[25], neste cenário de Norte exportador, a perda de blocos de energia pode levar à

perda de sincronismo e consequente abertura da interligação entre as regiões. Uma

contingência deste tipo pode aumentar drasticamente o décit de energia na região

Sudeste.

21

Os casos foram simulados no ANATEM com passo de 3 milissegundos dentro de

uma janela de 15 segundos. O tempo do passo de integração permite uma análise

detalhada da resposta transitória do sistema e a janela de tempo foi grande o su-

ciente para o sistema atingir o regime permanente. Como o objetivo da análise é

averiguar a resposta natural do sistema às falhas impostas, foram desabilitados os

relés de proteção que poderiam intervir nas respostas obtidas.

Conforme apresentadas na seção 3.4, as estações conversoras objeto de análise

deste trabalho são aquelas associadas aos elos de Itaipu (Foz 500kV e Ibiúna 345kV),

do Madeira (Porto Velho 500kV e Araraquara 500kV) e de Belo Monte (Xingu 500kV

e Estreito 500kV/Terminal Rio 500kV).

Por m, em consonância com o que foi apresentado na seção 2.2.4, os eventos

nas barras reticadoras das estações não tiveram inuência na ocorrência de falhas

de comutação. Por esta razão, o enfoque desta seção é a análise de simulações

envolvendo falhas de comutação sucessivas nas estações inversoras.

4.2 Respostas do sistema a faltas monofásicas

Para cada uma das estações inversoras do SIN, apresentadas na seção 4.1, foi aplicada

uma falta monofásica na barra CA correspondente. Em cada uma das simulações

desta seção o defeito foi aplicado após 1,5 segundos de simulação, tendo uma dura-

ção de 100 milissegundos até a sua remoção. Em todos os casos apresentados, foram

aplicadas faltas que levaram o sistema a falhas de comutação sucessivas. Posteri-

ormente, na seção 4.4, serão apresentados os valores críticos para cada subestação

inversora do sistema.

A análise da Tabela 3.4 mostra que deverá haver uma forte interação entre as es-

tações inversoras de Araraquara e Ibiúna e uma interação moderada entre as demais

subestações. O resultado apresentado nas Tabelas 3.2 e 3.5 mostra que mais subes-

tações do sistema possuem alto potencial de interação. É possível notar, analisando

a coluna referente à subestação inversora de Araraquara, que esta subestação pode

ser afetada signicativamente pela falha de comutação de qualquer uma das outras

estações. Além disso, a subestação inversora de Araraquara tem o menor índice

MIESCR (Tabela 3.6), associada também ao menor nível de curto circuito, entre as

demais subestações. É, portanto, considerada fraca, de acordo com a classicação

mostrada na seção 3.2.2, e deve ser um ponto de atenção para o SIN no cenário

2019.

22

4.2.1 Falta monofásica em Ibiúna

Figura 4.1: Perl de tensão na resposta à falta monofásica na subestação inversora

de Ibiúna

A falta monofásica aplicada em Ibiúna levou a subestação a sofrer uma queda de

tensão de aproximadamente 22%, conforme Figura 4.1, e acarretou uma queda de

tensão de 10,6% em Araraquara que, por si só, levaria esta última subestação a sofrer

falha de comutação, como pode ser visto nas Figuras 4.3 e 4.4. Esta informação e o

alto potencial de interação entre Ibiúna e Araraquara fazem com que seja esperada a

falha de comutação sucessiva, porém a recuperação do sistema foi satisfatória, como

mostrado na Figura 4.2.

Figura 4.2: Potência ativa que chega aos inversores HDVC na resposta à falta mo-

nofásica na subestação inversora de Ibiúna

23

A título de ilustração do perl de tensão e potência entregue na subestação

inversora de Araraquara, foi analisada a queda de tensão que levaria esta subestação

a sofrer, no mínimo, uma falha de comutação simples. Os resultados se encontram

nas Figuras 4.3 e 4.4.

Figura 4.3: Queda de tensão de aproximadamente 10,4% na subestação Araraquara,

suciente para causar falha de comutação simples

Figura 4.4: Potência ativa que chega aos inversores frente a uma queda de tensão

de 10,4% na subestação de Araraquara

24

4.2.2 Falta monofásica no Terminal Rio


do Terminal Rio

Observando a Figura 4.5, nota-se que a falta monofásica aplicada na subestação

inversora do Terminal Rio leva a uma queda de tensão de aproximadamente 22%

na barra associada a esta subestação. Devido ao alto potencial de interação entre a

subestação que sofreu a falta e a subestação inversora de Araraquara, era esperado

que esta última também sofresse falha de comutação após a falha de comutação na

subestação inversora do Terminal Rio. Isto pode ser observado na Figura 4.6.

Figura 4.6: Potência ativa que chega aos inversores HDVC na resposta à falta mo-

nofásica na subestação inversora do Terminal Rio

Para aprofundar o estudo do comportamento do sistema, buscou-se uma condição

de operação com falhas de comutação sucessivas envolvendo mais de duas estações

conversoras. Foi simulado um segundo caso de falha de comutação na subestação do

25

Terminal Rio que levou o sistema ao cenário desejado e posterior recuperação. Os

resultados de tensão e potência ativa que chega aos inversores são apresentados nas

Figuras 4.7 e 4.8. É possível notar que a subestação conversora de Estreito não é

severamente afetada por este evento, o que está de acordo com os dados da Tabela

3.5. Nesta tabela, o potencial de interação entre Estreito e Terminal Rio é o menor

entre as estações e sua classicação é baixa de acordo com a Tabela 3.2.

Figura 4.7: Perl de tensão nas estações conversoras durante falha de comutação

sucessiva com recuperação do sistema devido à falta em Terminal Rio

Esta simulação também ilustra o caso de uma subestação conversora que sofre

falha de comutação devido à conguração multi-infeed do sistema. Em um afun-

damento de tensão desta magnitude, a subestação inversora de Ibiúna não sofreria

falha de comutação, mas sofre neste caso devido à interação com os demais elos do

sistema, o que havia sido proposto em [3] e mencionado na seção 3.3.

Figura 4.8: Potência ativa que chega aos inversores HDVC durante falha de comu-

tação sucessiva com recuperação do sistema devido à falta no Terminal Rio

26

4.2.3 Falta monofásica em Estreito


de Estreito

A falha de comutação sucessiva causada por afundamento de tensão na subestação

inversora de Estreito (Figura 4.9) é bastante signicativa para avaliação dos índices

apresentados neste trabalho, pois permite melhor visualização do que ocorre após

as sucessivas falhas de comutação.

Conforme pode ser observado na Figura 4.10, no instante do afundamento da ten-

são em Estreito, ocorre falha de comutação em Estreito e Araraquara. Em seguida

ocorre a falha de comutação na subestação de Ibiúna. Tanto a quase instantanei-

dade quanto a sequência das falhas de comutação estão de acordo com os índice

calculados na Tabela 3.6. O maior potencial de interação no SIN ocorre entre as

estações de Estreito e Araraquara, motivo pelo qual esta é a primeira subestação

a sofrer a falha de comutação sucessiva pela falta em Estreito. Em seguida, como

esperado pelo potencial de interação, ocorre a falha de comutação na subestação de

Ibiúna, que se encontra no limiar da interação moderada e alta. A subestação de

Terminal Rio não é afetada severamente por esta falta.

27

Figura 4.10: Potência ativa que chega aos inversores HDVC na resposta à falta

monofásica na subestação inversora de Estreito

4.2.4 Falta monofásica em Araraquara

Apesar de ser um ponto crítico da rede, não foi possível estudar o comportamento

do sistema após as falhas de comutação sucessivas causadas por faltas monofásicas

na subestação inversora de Araraquara. O menor afundamento de tensão (Figura

4.11) capaz de causar falhas de comutação sucessivas no sistema já é responsável

pela não convergência do caso.

Cabe notar que a subestação inversora de Araraquara apresenta, além de alta

interação com as falhas nos demais elos, o menor índice MIESCR (Tabela 3.6) entre

as estações do SIN. Tais fatores fazem da subestação de Araraquara um ponto de

atenção no sistema e mostram seu grande potencial de propagação de defeitos para

a rede.

28


de Araraquara


monofásica na subestação inversora de Araraquara

4.3 Resposta do sistema a faltas trifásicas

A análise das faltas trifásicas também foi feita nas estações reticadoras, porém

nenhuma das simulações resultou em qualquer problema de falha de comutação.

Portanto, neste tipo de falta, as estações inversoras também são preponderantes em

relação ao efeito que causam no sistema.

Em relação à resposta do sistema às faltas trifásicas nas barras inversoras das

subestações reticadoras, em todos os casos as simulações foram semelhantes. Em

nenhum dos casos estudados, houve recuperação do sistema. Na presença de uma

falta trifásica em qualquer uma das barras inversoras, todos os elos CC foram blo-

29

queados e houve falha de comutação sucessiva em todas as barras inversoras no

mesmo instante. As Figuras 4.13 e 4.14 correspondem ao evento aplicado na su-

bestação de Terminal Rio, mas a replicação nas outras estações retorna resultados

bastante similares.

Figura 4.13: Perl de tensão na resposta à falta trifásica na subestação inversora do

Terminal Rio


trifásica no Terminal Rio

Este cenário é bastante alarmante uma vez que o bloqueio de todas as barras

inversoras indisponibilizaria um grande montante de potência ativa para suprimento

da região e também causaria a injeção de muita potência reativa no sistema. Tal ce-

nário poderia causar uma situação de sobretensão ou mesmo levar o SIN ao colapso.

30

4.4 Avaliação da máxima redução de tensão para

evitar FC e FCS

Os resultados apresentados neste capítulo, sobretudo os que dizem respeito às faltas

monofásicas, corroboram a literatura que associa o afundamento de tensão em uma

barra CA à falha de comutação da subestação inversora conectada a esta barra.

Tendo em vista esta relação e o potencial dos problemas apresentados, foi feito

um estudo para identicar a mínima tensão no barramento necessária para levar

cada uma das barras a sofrer falha de comutação ou falha de comutação sucessiva.

Esta análise foi feita por meio de simulações, tendo o efeito prático equivalente aos

resultados da equação 2.1 no que diz respeito ao limiar da falha de comutação.

Estende-se, então, o conceito apresentado pela equação para o evento das falhas de

comutação sucessivas.

Os pers de tensão nas falhas apresentados nas seções a seguir foram obtidos

através da variação do afundamento da tensão até o mínimo valor para que ocorresse

a falha de comutação ou falha de comutação sucessiva.

4.4.1 Avaliação da queda de tensão na subestação inversora

de Ibiúna

Figura 4.15: Pers de tensão para diferentes cenários na barra CA conectada à

subestação inversora de Ibiúna

A Figura 4.15 ilustra o perl da tensão na barra CA associada à subestação inversora

de Ibiúna em diferentes cenários: sem falhas de comutação, com falha de comutação

e causando falha de comutação sucessiva na subestação inversora de Araraquara.

Pela análise do gráco, nota-se que não ocorre falha de comutação para queda de

tensão abaixo de 11,2%. Afundamentos de tensão entre 11,2% e 19,5% levam à

31

ocorrência de falha de comutação simples. Quando a queda é superior a 19,5%,

ocorrem falhas de comutação sucessivas no sistema.


do Terminal Rio

Os diferentes pers de tensão para ocorrência ou não de falhas de comutação na

subestação inversora do Terminal Rio encontram-se na Figura 4.16. A avaliação

das curvas mostra que a subestação não sofre falha de comutação para quedas de

tensão abaixo de 17,6%. Afundamentos de tensão entre este valor e 22,6% levam a

subestação a sofrer falha de comutação simples. Para afundamentos mais bruscos,

acima deste limite, o sistema ca sujeito às falhas de comutação sucessivas, a começar

pela subestação conversora de Araraquara.


subestação inversora do Terminal Rio

Dentre todas as estações conversoras, Terminal Rio tem o melhor desempenho

frente ao afundamento da tensão CA na barra a qual está conectada. Esta robustez

da subestação é esperada uma vez que esta possui os melhores índices da avaliação

mostrados na Tabela 3.6. Terminal Rio possui o menor Pdc entre as quatro estações

e os mais elevados índices ESCR e MIESCR, mostrando-se sucientemente robusta

diante de oscilações abruptas no sistema CA ao qual se conecta.

32


de Estreito


subestação inversora de Estreito

A subestação inversora de Estreito não sofre falhas de comutação para valores de

queda de tensão abaixo de 9,6%. Para reduções de tensão superior a este limite

e inferiores a 17,5%, ocorre falha de comutação simples na subestação. Quando o

afundamento de tensão é superior a 17,5%, começam a ocorrer falhas de comutação

sucessivas no sistema, a começar para subestação conversora de Araraquara.

Apesar de os índices de avaliação da subestação de Estreito, mostrados na Tabela

3.6, serem consideravelmente robustos, esta apresenta mais sensibilidade que as de-

mais no que diz respeito à queda de tensão que pode acarretar falhas de comutação

sucessivas. Este fato pode derivar do alto potencial de interação entre Estreito e

Araraquara, o mais alto entre os índices do SIN. É natural, portanto, esperar falhas

em Araraquara na sequência das falhas enfrentadas pela subestação inversora de

Estreito.

33


de Araraquara


subestação inversora de Araraquara

A subestação inversora de Araraquara é a mais sensível à falha de comutação dentre

as quatro. Uma queda de tensão superior a 6,6% é capaz de levar a subestação

a experimentar este tipo de falha. Este dado torna bastante razoável o fato de

Araraquara ser a primeira subestação a apresentar falha de comutação sucessiva

quando ocorrem determinados defeitos nas outras estações.

A queda de tensão na barra CA ligada à conversora de Araraquara, no entanto,

não tem tanto impacto nas outras barras CC do sistema, uma vez que esta possui os

menores potenciais de interação de acordo com a Tabela 3.5. Esta pode ser a razão

de a primeira ocorrência de falha de comutação sucessiva em Araraquara acontecer

somente quando a queda de tensão supera o limite de 18,5%. Há que se observar, no

entanto, que entre estes dois valores há muitos casos em que o sistema não converge

para afundamentos de tensão nesta mesma barra, afetando a precisão destes índices

encontrados.

4.5 Resumo do capítulo

Neste capítulo foram mostrados os resultados das diversas simulações envolvendo

falhas de comutação e falhas de comutação sucessivas para o cenário de carga média

do SIN. Foram feitas análises das faltas monofásicas e trifásicas nas estações conver-

soras de Ibiúna, Terminal Rio, Estreito e Araraquara. Foram constatadas respostas

condizentes com os índices de avaliação calculados para cada uma destas estações.

Além disso, mostrou-se um cenário de alerta para as faltas trifásicas em todas as

34

inversoras e alguns cenários preocupantes em faltas monofásicas, sobretudo as que

envolviam a subestação inversora de Araraquara. Por m, foram feitas avaliações

da resposta de cada uma das estações em relação a diferentes valores de queda de

tensão. Com estes resultados foi possível estabelecer margens para a tensão em

cada uma das barras de modo a evitar falha de comutação e falhas de comutação

sucessivas. Estes resultados encontram-se resumidos na Tabela 4.1.

Tabela 4.1: Avaliação da tensão máxima para evitar FC e FCSSem falha

de comutação

Falha de comutação

simples

Falha de comutação

sucessiva

Ibiúna abaixo de 11,2% entre 11,2% e 19,5% acima de 19,5%

Terminal Rio abaixo de 17,6% entre 17,6% e 22,6% acima de 22,6%

Estreito abaixo de 9,6% entre 9,6% e 17,5% acima de 17,5%

Araraquara abaixo de 6,6% entre 6,6% e 18,5% acima de 18,5%

35

Capítulo 5

Conclusões

5.1 Conclusões e contribuições

Este trabalhou buscou traçar um panorama geral da transmissão de corrente con-

tínua levantando fatores que impediram sua adoção nos primórdios da transmissão

de energia elétrica e os esforços posteriores que possibilitaram seu uso com maior

eciência e ecácia em dados cenários. Foram apresentadas as características dis-

cutidas amplamente na literatura a respeito das condições que favorecem o uso da

transmissão HVDC e apresentada a razão pela qual o Brasil sempre apresentou um

cenário favorável ao uso desta tecnologia.

Ao passo que a transmissão de corrente alternada é uma tecnologia amplamente

conhecida e tem seus índices e critérios de qualidade vastamente testados, pode-

se dizer que transmissão de alta tensão em corrente contínua é uma abordagem

relativamente recente. A ampliação do uso dos elos de corrente contínua gerou uma

nova conguração e desaos até então não enfrentados e ainda não estudados.

O objetivo deste trabalho foi fazer a análise de um dos muito aspectos impor-

tantes em um sistema multi-infeed previsto para ser implantado realmente. Neste

sentido, buscou-se levantar os principais critérios e indicadores que têm sido uti-

lizados na literatura para cenários similares e vericar o desempenho do sistema

brasileiro com relação a estes índices. Além do interesse acadêmico, buscou-se le-

vantar os principais pontos de atenção, no que diz respeito às falhas de comutação,

para a operação do SIN 2019 com a entrada dos diversos elos de corrente contínua

em operação no sudeste.

Um dos aspectos observados ao longo das simulações é que o foco de análise para

os defeitos estudados devem ser as estações inversoras. Os resultados encontrados

para a aplicação de faltas próximas às estações reticadoras corroboraram os estudos

sobre o baixo impacto que estas têm na ocorrência das falhas de comutação e, por

consequência, nas falhas de comutação sucessivas.

36

Outro ponto importante a ser observado diz respeito às diferenças entre as faltas

monofásicas e trifásicas nas barras CA próximas às estações inversoras no cenário

multi-infeed. Ao passo que [21] discorre sobre a pouca diferença entre a falta trifásica

e a monofásica para ocorrência de falha de comutação no cenário single-infeed, para

o caso estudado foi possível perceber um impacto muito mais signicativo das faltas

trifásicas no sistema. Os aspectos relacionados aos sistemas single-infeed são impor-

tantes pontos de partida para o início dos estudos sobre sistemas mais complexos,

porém, sem as ponderações e adaptações necessárias não apresentam a conabilidade

necessária para operar um sistema de grande porte e importância.

Os índices propostos para o sistema multi-infeed contribuíram para a avaliação

dos resultados das simulações apresentadas. Houve, em geral, uma preponderância

do Potencial de Interação em relação ao MIIF. A relevância deste primeiro índice se

mostrou, sobretudo, nas falhas envolvendo as estações de Estreito e Araraquara e

também entre Araraquara e Ibiúna. Ao passo que o MIIF sugeria uma forte interação

entre estas duas últimas estações, o índice ponderado se mostrou mais condizente

com os resultados encontrados. As maiores interações, portanto, ocorreram entre as

estações de Estreito e Araraquara, conforme previsto pelo PI entre ambas.

É importante ressaltar a contribuição dos demais índices calculados na condução

das análises do sistema multi-infeed. A combinação dos diversos fatores é de suma

importância para fazer prognósticos e diagnósticos de um sistema com interação

CC-CA. Os índices apresentados na seção 3.2 e calculados para o SIN na seção 3.4.1

indicavam alguns pontos de alerta para o sistema estudado. Além da forte interação

dos demais elos com a subestação inversora de Araraquara, havia forte indicação

dos problemas que poderiam ocorrer nesta - e devido a esta - subestação.

A subestação inversora de Araraquara apresenta a maior quantidade de potência

CC ativa passante pelo seu eixo, o menor índice de curto circuito CA e também o

mais baixo índice MIESCR. Este conjunto de fatores é condizente com os resultados

encontrados durante as simulações. Sempre que houve ocorrência de falhas de comu-

tação sucessivas devido ao afundamento de tensão em outra subestação, a inversora

de Araraquara estava entre as que sofriam o efeito da falha. No que diz respeito às

falhas na própria barra CA conectada à inversora, Araraquara também teve desem-

penhos piores que as demais, levando muitas vezes o caso a não convergir durante

a simulação. Esta subestação é, sem dúvida, um dos pontos que requerem bastante

atenção para o cenário que se aproxima, sobretudo se considerada a potência que

passa por este elo.

Por outro lado, também tendo indicativo nas tabelas com os índices calculados,

a subestação inversora de Terminal Rio apresentou bastante robustez durante os

diversos eventos simulados. Houve recuperação do sistema para muitas das falhas de

comutação e falhas de comutação sucessivas envolvendo esta subestação. Além disso,

37

os valores encontrados para os limites destas falhas em Terminal Rio comprovam a

robustez que se espera desta subestação.

Interessante notar também que a subestação inversora de Estreito é a que menos

sofre com o potencial de interação das demais estações (sempre abaixo de 0,22).

Quando se analisam as faltas monofásicas envolvendo duas ou três estações apre-

sentando falha de comutação sucessiva, a subestação de Estreito não apresentou

esta mesma falha. Com exceção das próprias faltas e das faltas em Araraquara

que levavam a falhas de comutação sucessiva, quando Estreito apresentava falha

de comutação, todas as demais estações inversoras também apresentavam. Isto, no

entanto, não signica que pode haver uma despreocupação com esta subestação.

Embora seja pouco afetada pelo potencial de interação das demais, o seu próprio

potencial de interação afeta signicativamente as demais barras.

Ainda sobre as faltas monofásicas, foi constatado que a aplicação de falhas deste

tipo em pontos especícos pode levar o sistema à instabilidade e impossibilitar sua

recuperação após falhas de comutação sucessivas, como foi o caso das faltas aplicadas

em Araraquara e outra exemplicada no Terminal Rio. Como era de se esperar dada

a interação moderada calculada entre as estações inversoras do SIN, a aplicação deste

tipo de falta em cada uma das barras conectas às inversoras era capaz de causar

falha de comutação sucessiva a depender da magnitude da queda de tensão aplicada.

Com relação às faltas trifásicas, pôde-se observar que estas representam um ponto

alarmante para o caso nacional estudado. Este tipo de situação coloca em risco não

apenas a disponibilidade de potência para suprir o principal centro consumidor do

país, como todo o sistema que pode entrar em colapso. É preciso, portanto, pensar

estratégias que garantam a segurança e conabilidade da operação caso ocorram

defeitos desta natureza.

Através das simulações cou evidenciada a importância de entender o fenômeno

das falhas de comutação, sobretudo, as que podem levar às falhas de comutação

sucessivas. Para estabelecer valores para prevenção, portanto, foram encontrados

os limites para a máxima queda de tensão nas barras CA conectadas às estações

inversoras sem que houvesse falha de comutação e, posteriormente, sem que houvesse

falhas de comutação sucessivas no sistema. Esta análise de sensibilidade tende a ser

importante pois estabelece parâmetros capazes de guiar a operação do sistema, além

de mostrar valores de referência para auxiliar na prevenção de falhas.

Por m, conclui-se este trabalho ressaltando-se a importância de avaliar o sistema

multi-infeed para operação segura e conável do SIN, não apenas pela região onde se

encontram as estações conversoras, mas pelo impacto que as falhas nos elos HVDC

podem causar no sistema interligado.

38

5.2 Sugestão para trabalhos futuros

Neste trabalho foi proposto o impacto dos índices de avaliaçãomulti-infeed e também

do afundamento de tensão na ocorrência de falhas de comutação sucessivas. Para

estudos futuros, sugere-se a avaliação da relação de outros parâmetros com as falhas

de comutação sucessivas ou demais fenômenos no sistema multi-infeed e também

a análise para diferentes cenários de carga no SIN. Pode-se averiguar também a

possibilidade de uma expressão capaz de encontrar os valores mínimos de tensão

para ocorrência de falhas de comutação sucessivas nos moldes das equação 2.1. Por

m, pode-se fazer um estudo sobre como melhorar o desempenho da subestação

conversora de Araraquara para torná-la mais robusta e menos suscetível às falhas

aqui relatadas, o que seria de grande contribuição para a segurança de operação do

SIN.

39

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alvaiaÇÃo de desempenho da operaÇÃo conjunta...

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