artigo convidado, artigo regular, da bienal 2012 e do xxii snptee · 2014-08-11 · maio 30 anos de...

Revista ISSN 1806-1877 nº 76 - Setembro de 2014

Artigo convidado, artigo regular, da Bienal 2012 e do XXII SNPTEE

A instalação da foto da capa é a Central Eólica Gravatá, da Eólica Gravatá, em Pernambuco.

Foto: Ricardo C. Furtado.

Outubro20 a 22 - BRaSIlIa - DF WORkShOp – ReDeS INtelIgeNteS - INtegRaçãO tRaNSmISSãO x DIStRIBuIçãO cOm FOcO NO plaNejameNtO e OpeRaçãO DaS ReDeS elétRIcaSmINI cuRSOSmaRt gRID: uma VISÂO INtegRaDa- D2

28 e 29 - RIO De jaNeIRO - RjWORkShOp – a expeRIêNcIa Na aplIcaçãO De hVDc e eletRôNIca De pOtêNcIa e peRSpectIVaS De NOVOS DeSeNVOlVImeNtOS - B4

28 e 29 - cuRItIBa - pRWORkShOp – VIBRaçõeS eólIcaS em caBOS aéReOS De lINhaS De tRaNSmISSãO - B2

Novembro16 a 19 - RIO De jaNeIRO - RjxII Stpc – SemINáRIO técNIcO De pROteçãO e cONtROle - B5

24 a 26 - BelO hORIzONte - mgxII eDaO – eNcONtRO paRa DeBateS DOS aSSuNtOS Da OpeRaçãO - c2

23 a 26 - RIO De jaNeIRO - RjVII WORkSpOt - WORkShOp ON pOWeR tRaNSFORmeR, equIpmeNt, SuBStatION aND mateRIalS - a2 / a3 / B3 / D1

Calendário de eventos

2014

Para mais informaçõ[email protected] • Tel.: (21) 2556-5929

Revista do CIGRÉ-Brasil de publicação trimestral nos

meses de Março, Junho, Setembro e Dezembro para

profissionais que atuam em Sistemas Elétricos de

Potência. A Revista publica artigos de alta qualidade,

apresentados em eventos nacionais e internacionais

do CIGRÉ e do CIGRÉ-Brasil, artigos escritos por Grupos

de Trabalho e Comitês Técnicos do CIGRÉ-Brasil,

além de artigos convidados. A revista tem circulação

nacional e no âmbito do Mercosul. Tem uma tiragem

de 1.000 exemplares e está disponível para download

pelos associados. Os seus leitores estão espalhados

por cerca de 60 empresas e universidades e mais

de 600 especialistas do setor. A data para envio de

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publicação. Os custos para publicação de anúncios

em 4 cores na Revista EletroEvolução são os seguintes:

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PUBLICAÇÃO DE ANÚNCIOS NA ELETROEVOLUÇÃO – Sistemas de Potência

eletroevolução - Sistemas de potênciaISSN 1806-1877 - nº 76 - Setembro de 2014

Conselho editorial:Saulo José Nascimento Cisneiros (PR) - CIGRÉ/ONSJosé Henrique Machado Fernandes - ELETRONORTE

João Guedes de Campos Barros - CEPELJerzy Zbigniew Leopold Lepecki - CIGRÉDourival de Souza Carvalho Junior - EPE

Paulo Gomes - ONSJosé Sidnei Colombo Martini - USP/POLIJosé Wanderley Marangon Lima - UNIFEIHélio Moreira Valgas - ENERGY CHOICE

João Batista Guimarães Ferreira da Silva - DAMP ELECTRICPaulo Cesar Fernandez - CEs A/ELETROBRÁS

José Antonio Jardini - CEs B/USP/POLILuiz Augusto Barroso - CEs C/PSR

Orsino Oliveira Filho - CEs D/CEPELRicardo Cavalcanti Furtado - CONSULTOR

Evanise Neves de Mesquita - CONSULTORA

projeto gráfiCo e edição:Flávia Guimarães

impressão:Rona Editora

tiragem:1.000 exemplares

eletroevolução – sistemas de potênCiaé publicada pelo Comitê Nacional Brasileiro de Produção e

Transmissão de Energia Elétrica (CIGRÉ-Brasil)

diretoria Cigré-brasil:Antônio Varejão de Godoy

Diretor PresidenteJosias Matos de Araújo

Diretor 1º Vice-presidenteSaulo José Nascimento Cisneiros

Diretor 2º Vice-presidenteAntonio Simões Pires

Diretor FinanceiroSérgio do Espírito SantoDiretor Administrativo

endereço:CIGRÉ-Brasil

Praia do Flamengo, 66 – Bloco B – Sala 408 – FlamengoRio de Janeiro – RJ – CEP 22210-903 – Tel: (21) 2556.5929

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sum

ário

75 lista dos Comitês de estudoRepresentantes Brasileiros

4 notíCIas

14 RelatóRIos dos ComItês de estudo

24 aRtIGo ReGulaRuma Visão para ensaios de campo Focados na Obtenção de Dados para projetos de Fundação de linhas de transmissão

28 BIenal 2012Substation upgrade of existing Facilities – a Succeed experience

34 BIenal 2012Sustainable Development of hydropower in Brazil– technical and Institutional aspects

18 aRtIGo ConvIdadoValoração do custo de escassez de energia elétrica e gestão de Riscos

15 BRoChuRa tÉCnICa

40 BIenal 2012transformation of the telecommunications Network – caSe cheSF

47 XXII snPteeImpactos energéticos dos programas Brasileiros de etiquetagem energética

53 XXII snPteeanálise dos erros dos transformadores de corrente na exatidão dos Sistemas de medição Sincronizada de Fasores

59 XXII snPteecálculo da garantia Física total do Sistema considerando Restrições de aversão ao Risco na política Operativa

67 XXII snPteeSistema de transmissão do Rio madeira – primeiro Bipolo hVDc eletrodos de aterramento – Investigações geológicas e critérios de projeto

Revista ISSN 1806-1877 nº 76 - Setembro de 2014

Artigo convidado, artigo regular, da Bienal 2012 e do XXII SNPTEE

A instalação da foto da capa é a Central Eólica Gravatá, da Eólica Gravatá, em Pernambuco.

Foto: Ricardo C. Furtado.

4 eletROeVOluçãO SetemBRO 2014

notíCias

Itaipu completou 30 anos de geração de energia com alta performance

a usina de Itaipu completou no dia 05 de maio 30 anos de geração de energia, e no dia 17 comemorou 40 anos de criação. hoje, sem essa usina, nem o Brasil nem o paraguai teriam como sustentar o crescimento de suas economias. a Itaipu Binacional tornou-se estratégica para os dois países e responde atualmente por 17% do consumo de energia elétrica do mercado brasileiro e 75% do paraguaio. a capacidade instalada de Itaipu é de 14 mil mW com 20 unidades geradoras de capacidade nominal de 700 mW.

a Itaipu tem a incumbência de entregar a energia produzida na usina até os pontos de conexão com os Sistemas Interligados do Brasil e do paraguai. No lado brasileiro, a conexão é localizada na subestação de Foz do Iguaçu, de propriedade de Furnas, e no lado paraguaio, a conexão é feita na subestação margem Direita, situada na área da usina de Itaipu. a transmissão da energia até os centros de consumo é de responsabilidade de Furnas centrais elétricas, no Brasil, e da ande (administración Nacional de electricidad), no paraguai.

Dez anos depois de constituída, entrou em operação efetiva sua primeira unidade geradora. exatamente às 12h40 do dia 5 de maio de 1984 foi feita a primeira interligação com o sistema elétrico do paraguai, país sócio do empreendimento. a energia de Itaipu chegou ao Brasil um pouco mais tarde, porque o sistema de transmissão, de propriedade de Furnas, ainda não estava concluído. a usina fechou 1984 com duas unidades instaladas, que geraram 277 mil mWh.

No ano seguinte, quando teve início a venda efetiva da energia gerada por Itaipu, já com três unidades geradoras instaladas, a usina produziu 6.327 mWh. a produção foi crescendo gradualmente, com a entrada em operação de novas unidades geradoras. a 18ª foi instalada em 1991. em 1995, quando a energia de Itaipu já era importante para garantir o abastecimento do Brasil, Itaipu superou pela primeira vez os 75 milhões de mWh de energia garantida previstos no tratado que deu origem à hidrelétrica. e nos anos de 1999 e 2000, quando o Brasil enfrentou uma crise de eletricidade, a usina superou os 90 milhões de mWh, sendo 93,4 milhões em 2000.

a marca de 90 milhões seria superada

novamente em 2006 e 2007, ano em que foram inauguradas suas duas últimas unidades de 700 megawatts, completando, assim, as 20 previstas no projeto inicial. em 2012 e 2013, novos recordes mundiais, sendo 98,6 milhões de mWh. Do ponto de vista da eficiência em geração de energia limpa e renovável, Itaipu é um caso de sucesso sem paralelo no mundo, motivo de orgulho para brasileiros e paraguaios. temos bons motivos, portanto, para comemorar em 2014 os 40 anos de criação de Itaipu e 30 anos do início de operação da usina. Do início da entrada em operação da primeira unidade geradora até 5 de maio de 2014, a usina de Itaipu gerou um total de 2,16 bilhões de mWh. essa energia toda seria suficiente para abastecer o mundo inteiro por 38 dias. a produção acumulada de Itaipu seria suficiente para suprir o consumo do Brasil por quatro anos e oito meses e do paraguai por 176 anos e 9 meses.

mesmo com a entrada em operação da usina chinesa de três gargantas, com maior capacidade instalada (22.400 mW contra os 14 mil mW de Itaipu), a usina de Itaipu mantém o título de maior produtora de energia elétrica do mundo. Os principais fatores que explicam este bom desempenho estão na excelente regularização do Rio paraná, na alta disponibilidade das unidades geradoras e dos sistemas de transmissão associados à usina e no trabalho de coordenação da disponibilidade desses recursos aliado às demandas crescentes do consumo de energia do paraguai e do Brasil. O resultado é energia na quantidade e na hora certa, com um índice de aproveitamento energético acima dos 95%.

Nos dois últimos anos, o recorde mundial de geração de energia ficou com Itaipu. em 2013, o marco histórico foi de 98.630.035 mWh. ainda assim, a área técnica de Itaipu tem como meta atingir os 100 milhões de mWh nos próximos anos. a visão definida no seu planejamento estratégico estabelece que, até 2020, a Itaipu Binacional se consolidará como a geradora de energia limpa e renovável com melhor desempenho operativo e as melhores práticas de sustentabilidade do mundo, impulsionando o desenvolvimento sustentável e a integração regional. O maior desafio daqui para frente, sem dúvida, é o de manter a excelência na produção da

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usina. para isto, como os equipamentos da usina completam 30 anos de operação ininterrupta, com inquestionável confiabilidade, é preciso garantir sua disponibilidade para os anos que virão. Isso pode ser feito com investimentos na atualização tecnológica, onde for possível, e com a manutenção dos equipamentos de forma que eles permaneçam no estado da arte e continuem operando com alta confiabilidade.

quando a Itaipu estabeleceu de forma inédita dois recordes mundiais consecutivos, no biênio 2012-2013, com as marcas de 98,3 e 98,6 milhões de mWh, respectivamente, ocorreram dois fatos significativos. O primeiro foi o valor absoluto da produção de energia; o segundo foi a produtividade e a eficiência que a usina atingiu, como resultado do aprendizado e aperfeiçoamento ao longo desses 30 anos de produção. O desempenho em 2012 e 2013 mostra um aproveitamento dos recursos hídricos superior a 95%, o que é realmente um grande diferencial. e as ações necessárias para isso foram aprendidas ao

longo dos anos com a ajuda dos profissionais da Itaipu, assim como das empresas parceiras como eletrobras, ande, Operador Nacional do Sistema elétrico (ONS), Furnas e cepel.

essa eficiência na produção é uma conquista e o grande desafio, depois de 30 anos, é preservá-la. O sucesso de Itaipu é resultado da atuação de profissionais altamente comprometidos com os resultados, alinhados aos objetivos estratégicos e sensíveis à atual conjuntura econômica de ambos os países. uma contextualização dos desafios do passado, do presente e do futuro para a usina continuar com índices invejáveis de produtividade sustentável evidencia as seguintes constatações: inicialmente, o desafio era viabilizar Itaipu, o que significava superar obstáculos diplomáticos, financeiros e técnicos, e todos foram superados com louvor; hoje, além de produzir muita energia com eficiência e custo compatível com o mercado, tem-se de colocar a empresa como indutora do desenvolvimento e da integração regional; no futuro, o objetivo é aprimorar o presente.

xIII SepOpe – Resultados e constataçõesO xIII SepOpe – Simpósio de especialistas em

planejamento da Operação e da expansão elétrica, promovido pelo cIgRé-Brasil e organizado por FuRNaS, foi um sucesso de público, técnico e de organização. O evento foi realizado na cidade de Foz do Iguaçu, no estado do paraná, de 18 a 21 de maio de 2014, no hotel Bourbon cataratas convention & Spa Resorts.

O SepOpe é realizado a cada dois anos em diferentes cidades brasileiras, sendo promovido pelo comitê Nacional Brasileiro de produção e transmissão de energia elétrica (cigré-Brasil). O cigré-Brasil é uma sociedade sem fins lucrativos, que tem por objetivo promover o intercâmbio e desenvolvimento técnico, tecnológico, e da engenharia no Brasil, no campo da produção de energia elétrica e de sua transmissão em alta tensão. Desta forma, o SepOpe tem a missão de promover a troca de informações tecnológicas entre as empresas do setor, fabricantes, universidades e centros de pesquisa do Brasil e do mundo.

Os artigos técnicos abordaram onze temas preferenciais que incluíam planejamento de Sistemas elétricos, Desafios para o planejamento

Frente ao Rápido crescimento dos Sistemas de potência, Desenvolvimento Sustentável de Sistemas elétricos, política energética e marco Regulatório, Operação de Sistemas Interligados, qualidade de energia, Dinâmica e controle de Sistemas de potência, esquemas de monitoração e proteção de Sistemas, Novos desenvolvimentos em eat, uat e hVDc, Impacto de Novas tecnologias de geração e aplicações de técnicas computacionais avançadas em Sistemas de potência. cabe destacar o grande número de trabalhos, nos diversos temas, relacionados com o aumento da participação de fontes de energia renovável na matriz energética brasileira. a realidade da operação e as necessidades do planejamento mudaram em função destas fontes renováveis e o que se viu no xIII SepOpe é um reflexo desta mudança. teve-se um total de 272 participantes provenientes de 80 empresas, representando 11 países, o que demonstra o sucesso do Simpósio e reafirma seu caráter internacional.

Furnas – A Entidade OrganizadoraFuRNaS, criada em 1957, é uma empresa

estatal brasileira de energia, é a maior empresa


notíCias

de sua categoria na américa latina, sendo uma organização sem fins lucrativos, pertencente ao grupo eletROBRaS, e ligada ao ministério de minas e energia, para gerar e transmitir energia elétrica em face às necessidades do setor elétrico Brasileiro. com sede no bairro Botafogo, zona Sul da cidade do Rio de janeiro, Furnas possui empreendimentos no Distrito Federal e nos estados de minas gerais, goiás, mato grosso, espírito Santo, tocantins, paraná, Rio grande do Sul, Santa catarina, Rondônia, São paulo, Rio grande do Norte e, mais recentemente, no ceará.

O sistema de Furnas conta hoje com 17 usinas hidrelétricas, duas termelétricas, três parques eólicos, aproximadamente 24 mil quilômetros de linhas de transmissão e 62 subestações. empreendimentos construídos com recursos próprios e em parceria com outras empresas. mais de 40% da energia consumida no Brasil passa por esse sistema, que utiliza a força da água para gerar 95% de sua energia através das hidrelétricas. a empresa garante o fornecimento de energia para locais onde estão situados 63% dos domicílios brasileiros, que respondem por 81% do pIB nacional.

O plano de expansão de Furnas prevê participação em quatro novas usinas hidrelétricas - Batalha, entre goiás e minas gerais; Santo antônio, em Rondônia; teles pires, entre mato grosso e pará; e São manoel, no pará - além da construção de 33 linhas de transmissão e 22 subestações, que acrescentarão mais de cinco mil km ao sistema, que superará 19 mil mW de capacidade instalada.

a busca constante pela diversificação de suas fontes de geração reafirma o compromisso da empresa com a produção de energia 100% limpa e renovável. No segmento eólico, serão 51 parques no Norte e Nordeste do país, dos quais três já estão em operação. quando todos estiverem em funcionamento, serão cerca de 1.300 mW de potência instalada, energia suficiente para abastecer 1,5 milhão de residências pelo período de 12 meses.

a excelência na operação e manutenção credenciou Furnas a se engajar em novos projetos, como o linhão do madeira, maior do mundo em corrente contínua, com obras concluídas em 2013; e o sistema de transmissão em extra-alta tensão em corrente contínua de ± 800 kV, inédito

no país, que escoará a energia do complexo hidrelétrico de Belo monte para a região Sudeste, empreendimento conquistado no leilão de transmissão 11/2013, em fevereiro de 2014.

XIII SEPOPE – O Comitê TécnicoO comitê técnico do xIII SepOpe, composto

por 22 profissionais de renome, realizou análise criteriosa dos 343 resumos enviados, e aprovou 170 resumos, sob a coordenação técnica do engenheiro Flávio alves, do cepel. Dos artigos finais recebidos, foram selecionados 160 para apresentação em 17 sessões técnicas, distribuídas em 44 blocos ao longo dos três dias do evento, que utilizou o auditório principal e outras cinco salas paralelas do hotel Bourbon cataratas & Resort na cidade de Foz do Iguaçu. Duas sessões foram plenárias, e realizadas no auditório principal, nas manhãs de 19 e 20 de maio. como nas edições anteriores, todas as sessões tiveram eficiente serviço de tradução simultânea português – Inglês e Inglês - português, um diferencial de alto custo, mas importante para promover maior integração entre os participantes de diferentes nacionalidades.

praticamente 20% dos artigos apresentados foram de autores e instituições estrangeiras. tivemos a participação de inúmeros estrangeiros assim como dos seis palestrantes estrangeiros convidados, o que demonstra o prestígio conquistado pelo SepOpe e justificam a sua reputação como “O mais internacional dos simpósios do cigré no Brasil”. além disso, a parcela significativa de artigos de alunos de graduação, mestrado e doutorado mostra que o SepOpe é um importante vetor de integração da nova geração do setor elétrico com aquela dos profissionais mais experientes. Os convidados estrangeiros e seus artigos foram:

• Miroslav Begovic, Presidente do PES do IEEE e professor da georgia Institute of technology, que apresentou o artigo “On photovoltaic Integration in power Systems” e foi panelista do painel “Segurança energética e Segurança da Rede elétrica”;

• Göran Andersson, Professor do ETH Zurique e co-autor de dois artigos: “Voltage Stability using VSc-hVDc lines and model predictive


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control” e “an optimal power flow (OpF) formulation including risk of cascading events”;

• Costas Vournas, Professor da National technical university, apresentando o artigo “trends in Voltage control and Voltage Stability monitoring and protection”;

• Paulo de Melo, Consultor, autor do artigo “Induction generators with Inherent VaR generation capability as an alternative to Synchronous generators”; e

• Vijay Vittal, Professor da Arizona State University, que apresentou seu artigo “Industry Driven power System Dynamic analysis and control Research at arizona State university”.

O comitê técnico orgulha-se do alto nível dos artigos apresentados, tratando de temas de grande importância para o setor elétrico brasileiro e mundial. a qualidade e o ineditismo dos artigos são a marca registrada dessa décima terceira edição do SepOpe que proporcionaram excelentes oportunidades de debate.

XIII SEPOPE – O Painel “Segurança Energética e Segurança da Rede Elétrica”

O secretário executivo de minas e energia, márcio zimmermann, o presidente do Operador Nacional do Sistema elétrico (ONS), hermes chipp, o Diretor de estudos de energia elétrica da empresa de pesquisa energética (epe), josé carlos de miranda Farias, o Diretor geral do centro de pesquisas de energia elétrica (cepel), albert melo, o presidente brasileiro da Itaipu Binacional, jorge Samek e o presidente do power electric Systems (peS) do Institute of electrical and eletronic engineers (Ieee), miroslav Begovic, entre outras autoridades, participaram do painel “Segurança energética e Segurança da Rede elétrica”.

questões como o uso de fontes renováveis e o planejamento da operação foram discutidas. mediada pelo Diretor-geral brasileiro da Itaipu-Binacional, jorge miguel Samek, o painel foi aberto com exposição do Secretário executivo do ministério de minas e energia, márcio zimmermann. zimmermann voltou a defender os quesitos técnicos do sistema elétrico brasileiro como suporte para as decisões que o governo toma em relação ao setor. já o presidente do Operador Nacional do Sistema

(ONS), hermes chipp, apresentou uma avaliação das condições de atendimento elétrico do Sistema Interligado Nacional (SIN) para 2014.

Representando o presidente de Furnas, Flavio Decat, o Diretor de Operação e manutenção de Furnas, cesar Ribeiro zani, afirmou que o SepOpe é fundamental para se discutir o desempenho do setor em função de suas características hidrotérmicas, de proporções continentais e de geração distante dos centros de consumo. “é a natureza do nosso sistema, único no mundo, que transforma o fórum de planejamento da operação e expansão em um fórum privilegiado”, explicou. O Diretor de estudos de energia elétrica da empresa de pesquisa energética (epe), josé carlos de miranda Farias, trouxe dados da agência Internacional de energia que mostram o predomínio da fonte hidrelétrica na matriz energética mundial há 12 anos. quando comparada a dezembro do ano passado, a mesma matriz se mostra mais diversificada, com o aumento da geração a partir das fontes eólica e solar.

por sua vez, o presidente do power & energy Society (peS) do Institute of electrical and electronics engineers (Ieee), miroslav Begovic, disse que a crise mundial de energia tem aumentado a demanda por fontes renováveis. Nos estados unidos, segundo Begovic, enquanto a energia solar tem uma presença muito tímida, a eólica está bem mais avançada. mas ele advertiu que enquanto cresce o uso dessas fontes, aumenta também as incertezas com relação à disponibilidade de energia em função de suas características de intermitência. O painel também contou com a participação do Diretor-geral do centro de pesquisa de energia elétrica (cepel), albert melo, que discorreu sobre a cadeia de modelos de otimização desenvolvidos pelo cepel para a expansão da geração e o planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro.


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XIII SEPOPE – OpiniãoPara o professor doutor da Eidgenössische

technische hochschule (eth) de zurique, Suíça, Göran Andersson, encontros como o Sepope são muito ricos ao aproximar universidades e indústrias de sistemas elétricos de potência. Segundo ele, o simpósio fornece bons retornos sobre a prática das pesquisas realizadas em laboratórios. com a experiência de quem frequenta o congresso há sete edições, bem como de eventos similares no exterior, Göran Andersson destacou o nível técnico e o ambiente acolhedor da versão brasileira.

XIII SEPOPE – As Visitas TécnicasO xIII SepOpe ofereceu três Visitas técnicas aos

seus participantes. Foram duas Visitas à uhe Itaipu-Binacional e uma visita à Subestação de Foz do Iguaçu, pertencente a Furnas. as Visitas técnicas à uhe Itaipu-Binacional aconteceram na manhã de domingo, dia 18 de maio, e na manhã de quinta-feira, dia 22 de maio. a Visita técnica à Subestação de Foz do Iguaçu foi realizada na manhã de quinta-feira, dia 22 de maio. ao todo, mais de 90 participantes do xIII SepOpe atenderam a estas visitas.

XIII SEPOPE – O Comitê OrganizadorO coordenador geral do xIII SepOpe, engenheiro

antonio carlos Barbosa martins, de Furnas, contou com a experiência e com o entusiasmo da equipe da área de comunicação de Furnas, da Sra. Flávia mazzini, gerente de eventos do cIgRé-Brasil, e do pessoal da empresa de eventos pmais, contratada pelo comitê Organizador para realizar a organização do evento.

a proximidade da data de realização do xIII SepOpe com a copa do mundo da FIFa fez com que a coordenação procurasse alternativas à cidade do Rio de janeiro para a realização do evento. a cidade de Foz do Iguaçu surgiu naturalmente por ser da área de atuação de Furnas, por não ser cidade-sede da copa do mundo, e por ser uma cidade de vocação turística, com atrações fantásticas apreciadas por brasileiros e por estrangeiros.

Desta forma, foram realizadas diversas viagens a Foz do Iguaçu para a escolha do local do evento, para a escolha dos diversos fornecedores, tais como: equipamento de som, stands para a Secretaria, paineis, decoração dos diversos ambientes, pessoal e equipamento para tradução simultânea para cinco salas durante três dias, equipamento de controle de entrada, cardápio


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dos seis coffee-breaks, cardápio dos três almoços, cardápio do coquetel de abertura, local e cardápio do jantar de confraternização, decoração do jantar de confraternização, etc.

em função de fatores adversos no cenário elétrico nacional e a consequente retração no aporte de patrocínio proveniente das empresas do setor, o comitê Organizador do xIII SepOpe agiu de forma a conter o orçamento do evento. com este foco, o coordenador geral do xIII SepOpe, engenheiro antonio carlos Barbosa martins, trabalhou na contenção sistemática do Orçamento do evento, conseguindo fechar as Despesas em aproximadamente 2/3 do valor das despesas do SepOpe anterior, realizado dois anos antes.

XIII SEPOPE – O Jantar de ConfraternizaçãoO jantar de confraternização do xIII SepOpe foi

elegante, divertido e bastante saboroso. O local escolhido foi o próprio hotel do evento, em um Salão de grandes dimensões, sendo oferecida uma gama imensa de opções gastronômicas, liderada pelo “carneiro no Buraco”, que precede um ritual próprio, que inclui o oferecimento do prato aos convidados pelo coordenador geral do xIII SepOpe, devidamente caracterizado com um chapéu de cozinheiro, após ter cozinhado o pirão que acompanha o carneiro.

Foram momentos divertidos e descontraídos, onde os participantes brasileiros e estrangeiros do xIII SepOpe de confraternizaram e dançaram ao som do Dj contratado pela coordenação. O ponto alto da noite foi a presença do convidado especial, Dr. paulo de mello, de 83 anos, junto à sua Senhora, na pista de dança do salão. O casal dançou à vontade, arrancando manifestações de aprovação e saudações dos demais convidados.

XIII SEPOPE – A Cerimônia de Abertura

a cerimônia de abertura do xIII SepOpe, realizada no domingo, dia 18 de maio, contou com a presença do Secretário executivo de minas e energia, márcio zimmermann, que proferiu uma palestra magna, do presidente do Operador Nacional do Sistema elétrico (ONS), hermes chipp, do Diretor de estudos de energia elétrica da empresa de pesquisa energética (epe), josé carlos de miranda Farias, do Diretor geral do centro de pesquisas de energia elétrica (cepel), albert melo, do presidente brasileiro da Itaipu Binacional, jorge Samek, do presidente do power electric Systems (peS) do Institute of electrical and eletronic engineers (Ieee), miroslav Begovic, do 2º Vice-presidente do cIgRé-Brasil, Saulo cisneiros, representando o presidente do cIgRé-


Brasil, antonio Varejão, do Diretor-presidente em exercício da cheSF, mozart Bandeira arnaud, do coordenador técnico do xIII SepOpe, Flávio alves, do cepel, e do coordenador geral do xIII SepOpe, antonio carlos Barbosa martins, de Furnas. a cerimônia de abertura do xIII SepOpe contou com a apresentação do coral da guarda mirim da cidade de Foz do Iguaçu, patrocinada por Furnas. após os discursos foi oferecido um coquetel aos participantes do xIII SepOpe.

XIII SEPOPE – Os Patrocinadoresa realização do xIII SpOpe foi possível graças

aos patrocinadores do evento, empresas que têm a tradição de apoiar os eventos do cIgRé-Brasil, reconhecendo a importância destas iniciativas no aprimoramento do corpo técnico de cada empresa do setor elétrico e no inter-relacionamento entre os participantes. Furnas, empresa organizadora do evento, foi patrocinador DIamaNte. como patrocinadores OuRO tivemos as empresas Itaipu-Binacional e Stategrid Brazil holding. a empresa andritz hydro Inepar foi nosso patrocinador pRata, oferecendo os seis coffee-breaks realizados no evento. Os patrocinadores BRONze foram as empresas cemig, aBB e Secucontrol.

XIII SEPOPE – A Qualidade dos ArtigosO excelente nível técnico dos artigos

apresentados no xIII SepOpe foi reconhecido por todos os participantes na pesquisa de Opinião sobre o evento. Os artigos apresentados pelos convidados especiais se destacaram nas Sessões do evento. a integração de geração fotovoltaica, aspectos de estabilidade de tensão, fluxo de potência ótimo e análise dinâmica estão entre os assuntos tratados pelos especialistas internacionais. Dentre os artigos nacionais, destacamos alguns que estão entre os que obtiveram os maiores graus de aprovação do comitê técnico, e que acompanham esta matéria:

• Uma Abordagem Multi-Área para a Avaliação da capacidade de atendimento à ponta do Sistema elétrico Brasileiro utilizando modelo de Simulação a usinas Individualizadas, autores: l. g. B. marzano1, F. Batista1, maria elvira maceira1,2, albert melo1,2, t. justino1 e a. ginaid3, (1) cepel, (2) ueRj, (3) uFF;

• Confiabilidade de Sistemas de Distribuição com microrredes Incluindo a Dinâmica do Ilhamento, autores: l. Rocha, carmen Borges, glauco taranto, uFRj;

• Aplicação do Mecanismo de Aversão a Risco cVaR no planejamento da expansão e da Operação energética e na Formação do plD do Sistema Interligado Nacional, autores: m.e.p. maceira1,2, l. g. B. marzano1, D. D. j. penna1, a. l. Diniz1,2, t. c. justino1, (1) cepel, (2) ueRj;

• Study and Development of a Hybrid HVDC System composed by current and Voltage Source converters, autores: paulo m. m. portugal, e. h. Watanabe, cOppe/uFRj, Nilo j. p. macedo, consultor;

• Considerations Regarding Electrically Close Static Var compensators with adaptive controllers joint Operation and performance, autores: manfredo c. lima, cheSF, per-emil eliasson, claes Brisby, aBB.

notíCias


notÍciasnotíCias

comitê de estudos c1 realiza com sucesso Workshop sobre Desafios da expansão da transmissão do Sistema Interligado

Nacional com o aumento de Fontes Renováveis Intermitentes

No período de 02 e 03 de abril de 2014 foi realizado o Workshop “Desafios da expansão da transmissão do Sistema Interligado Nacional com o aumento de Fontes Renováveis Intermitentes”. O evento teve lugar no auditório de Furnas centrais elétricas e contou com a presença de várias empresas do setor, tendo recebido 89 participantes. O Workshop foi promovido pelo comitê de estudos c1 – Desenvolvimento de Sistemas e economia do cIgRé- Brasil, com o apoio de Furnas.

O objetivo do encontro foi a discutir as dificuldades enfrentadas e as possíveis soluções para a integração de fontes alternativas no Sistema Interligado Nacional, bem como o levantamento dos fatores que afetam e desafiam a expansão dos sistemas de transmissão em sintonia com a integração dessas novas fontes. a mesa de abertura contou com a participação do Diretor de engenharia, meio ambiente, projeto e Implantação de empreendimentos de Furnas, Flávio eustáquio Ferreira martins, do Diretor administrativo do cIgRé- Brasil, Sérgio do espirito Santo, do coordenador do ce c1, josé henrique m. Fernandes e da representante do comitê Organizador do Workshop, Fátima gama. No workshop foram apresentadas as seguintes palestras:

• O Planejamento do Sistema Elétrico Brasileiro e o aumento das Fontes Renováveis – palestrante josé carlos de miranda Farias da epe;

• O Planejamento da Transmissão Considerando o aumento de Fontes Intermitentes - histórico e Desafios atuais - palestrantes marcos Vinícius Farinha, thiago martins, marcelo henriques Szrajbman - epe;

• A visão do Empreendedor – palestrante Elbia Melo - aBeeOlIca;

• Conectando Parques Eólicos - Aplicação e Projetos de Sistemas hVDc light - aBB

• O impacto das fontes eólicas sobre os sistemas de proteção das empresas de Distribuição e transmissão de energia elétrica - alStOm

• From Smart to Bulk Power - Solutions for Grid enhancement with hVDc - SIemeNS

• Soluções para armazenamento de energias renováveis intermitentes - tOShIBa

• Incertezas e Desafios Associados com o Aumento das Fontes Renováveis - josé luiz Scavassa - mme

• Desafios do Empreendedor (Transmissão) - Murilo Sérgio lucena pinto - cheSF

• Desafios do Operador - Sérgio Luiz de Azevedo Sardinha - ONS

• O Acesso às Instalações de Transmissão - Caroline mattar - ONS

• Avaliação do Nível Máximo de Penetração de Fontes de energia Renováveis em Sistemas de potência - experiência Internacional - paulo cesar esmeraldo - ceSI

• The German Energy Transition - Integration of Renewable energy: experiences from europe and the mediterranean Region - jurgen kern -bDlR - Instituto de pesquisa aeroespacial alemão

a mesa redonda realizada no final do primeiro dia teve como tema “O papel da Indústria Nacional”. já no segundo dia, o tema da mesa redonda foi “Os impactos

econômicos, ambientais e operacionais associados à inserção das fontes renováveis intermitentes nos próximos 10 anos”. Nestes dois momentos, a audiência interagiu com os palestrantes sobre temas que interessavam, tanto particularmente a determinados setores, como aspectos de interesse geral.

após a realização do evento foi distribuído um questionário de avaliação, cujos resultados indicaram que o Workshop foi considerado bom ou ótimo pela grande maioria dos participantes.

com base nas discussões e apresentações realizadas, podem ser destacadas as seguintes conclusões:

• O aproveitamento de fontes renováveis não convencionais requer a construção de redes que integrem todas as fontes para permitir o aproveitamento ótimo dos recursos energéticos, inclusive as gerações distribuídas;

• A introdução expressiva das outras fontes renováveis no SIN, principalmente as gerações distribuídas, implicará em mudanças estruturais no sistema e requererão alterações de enfoque da expansão e da operação;


notíciasnotíCias

• A geração eólica no Brasil já é a segunda fonte contratada mais competitiva. atualmente cerca de 4,0 gW encontram-se instalados no país e em 2018 teremos 13,8 gW de potência instalada provenientes de geradores eólicos;

• O fator de capacidade médio da geração eólica no Brasil é da ordem de 54 %, enquanto que a média mundial é de cerca de 30%, demonstrando assim a grande competitividade dessa fonte no país.

• Já em 2016, a carga leve da região Nordeste será da mesma ordem de grandeza do potencial eólico instalado na região;

• A integração de grandes blocos de fontes de energia renováveis intermitentes representa um grande desafio tecnológico do ponto de vista da operação do sistema Interligado;

• Com o aumento das fontes renováveis intermitentes na matriz energética será necessário adequar/rever as estratégias de controle adotadas na operação do sistema de transmissão;

• O ONS constituiu em 2012 um grupo de trabalho tendo como principais objetivos estabelecer e aprimorar requisitos, critérios e procedimentos para integração da geração eólica no SIN criando as seguintes forças-tarefas: Requisitos técnicos de aerogeradores, modelos de aerogeradores, Requisitos técnicos para estudos de transitórios eletromagnéticos, Requisitos técnicos para estudos de estabilidade Dinâmica e de tensão, previsão de geração eólica e estatística e Dados da geração eólica.

• Foi concluído pelo ONS e se encontra em análise na aNeel a revisão dos procedimentos de Rede para integração de geração eólica ao SIN.

• Enquanto o tempo de instalação dos parques eólicos tende a diminuir, o tempo de instalação dos sistemas de transmissão vem aumentando em função das dificuldades socioambientais, provocando o descompasso entre instalação do parque eólico e sistema de transmissão;

• As demandas ambientais estão sendo cada vez mais complexas e caras;

• O empreendedor assume todos os riscos do processo, inclusive as exigências e demoras imprevisíveis fora de seu controle;

• As ICGs foram criadas com o objetivo de viabilizar

a conexão dos geradores que utilizam fontes renováveis (biomassa, eólica) ao SIN. atualmente não estão previstas novas Icgs;

• A EPE vem trabalhando no sentido de antecipar reforços no sistema para acomodar a expansão do potencial de geração tomando como base as informações do processo de cadastramento dos leilões de energia. esse processo está em um período de transição em que a necessidade de ajustes vem sendo identificada e implementada;

• Alguns agentes demonstraram preocupação com a mudança nas regras de leilão, que passou para o empreendedor a responsabilidade quanto ao atraso e restrições no sistema de transmissão para escoamento pleno de seus parques. Sugeriram a necessidade de revisão da legislação uma vez que os parques vencedores em leilões a-3 posteriores aos a-5e com data de entrada em operação anterior, têm precedência quanto à utilização da capacidade de escoamento no ponto de conexão.

• Ainda não se visualiza no curto prazo a utilização de sistemas hVDc para conexão de parques eólicos no Brasil, uma vez que todos os parques são “on shore”;

• Identifica-se o início da participação da energia solar na matriz energética.

No encerramento do Workshop o coordenador do ce c1 agradeceu o grande apoio recebido de Furnas, dos patrocinadores, dos palestrantes, da secretaria do cIgRé-Brasil, bem como do comitê Organizador do evento formado por luiza carijó, Fátima gama, Dourival jr, marcos Farinha, thiago martins, lillian monteath, Valdson Simões e Ricardo perez e os congratulou pelo excelente trabalho realizado.

Dirigentes do cIgRé-Brasil recebem novos desafiosO engº antonio Varejão de godoy, presidente do cIgRé-Brasil, até então Superintendente de projetos e

construção da transmissão da eletrobras chesf, assumiu em 04 de abril de 2014 o cargo de Diretor-presidente da mesma empresa. O engº josias matos de araújo, 1º Vice presidente do cIgRé-Brasil, até então Diretor-presidente da eletrobrás eletronorte desde 23 de agosto de 2010, assumiu a Diretoria de assuntos Regulatórios da eletrobrás no dia 18 de junho de 2014. Na mesma data, o engº antônio Simões pires, Diretor Financeiro do cIgRé-Brasil, até então chefe do gabinete da presidência da eletrobrás eletronorte, assumiu o cargo de coordenador geral da Diretoria de assuntos Regulatórios da eletrobras.


notÍcias

xII Stpc terá as inscrições abertas em setembro

Oito brasileiros recebem aWaRDs do cIgRe em 2014

Serão abertas, no dia 15 de setembro, as inscrições para o xII Stpc - xII Seminário técnico de proteção e controle. O evento, referência nacional nas áreas de proteção, automação e controle local de sistemas elétricos, acontece de 16 a 19 de novembro de 2014, no Rio Othon palace hotel, Rio de janeiro. as inscrições poderão ser feitas em www.stpc.com.br/inscricao.

promovido pelo cigré-Brasil, através do comitê de estudos B5 (proteção e automação), e organizado pelo cepel (centro de pesquisas de energia elétrica), vinculado ao Sistema eletrobras, o evento visa a debater desde os temas tradicionais e recorrentes da área de proteção e controle até as suas últimas tendências tecnológicas. também serão discutidos aspectos relacionados com as técnicas de medição aplicadas a sistemas elétricos e redes elétricas inteligentes.

a primeira edição do Stpc remonta a 1986. Desde então, o evento tem se caracterizado como foro ideal para debates da área, congregando empresas de energia elétrica, fabricantes, consultores, prestadores de serviços, fornecedores de programas aplicativos, universidades e centros de pesquisas.

“O Stpc já está firmemente estabelecido como o seminário e fórum ideal para discussão, formação e consolidação de redes profissionais e para o conhecimento das novas tecnologias nas áreas de proteção, automação e controle local de sistemas elétricos no Brasil”, afirma o coordenador do ce B5 do cigré-Brasil, Raul Sollero, que preside a comissão organizadora do evento.

O xII Stpc é voltado a profissionais das áreas de planejamento, engenharia, operação e manutenção envolvidos com proteção e controle local de sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. também participam instituições de pesquisa e desenvolvimento, universidades, consultoras e fornecedores de equipamentos e serviços de sistemas de proteção e automação.

Diversas empresas de renome já se inscreveram para patrocinar o evento, garantindo um espaço privilegiado para divulgar seus produtos e serviços. para saber como se juntar a elas acesse a carta de patrocínio em www.stpccigre.com.br/patrocionio. Visite o site do evento, em www.stpc.com.br para outras informações, incluindo a relação dos artigos aprovados.

márcio Szechtman, ex chairman do Sc-B4, é o segundo brasileiro agraciado com a maior distinção do cIgRe, que é a cIgRe medal. ele vem se juntar à joão Batista guimarães F. da Silva, ex chairman do cIgRe-Brasil e da Região Ibero americana do cIgRe (RIac), que recebeu a distinção em 2008. paulo cesar Vaz esmeraldo, ex presidente do cIgRe-Brasil e ex treasurer do cIgRe internacional, e erli Ferreira Figueiredo, atual chairman do Sc-a1, foram agraciados com o título de membro honorário do cIgRe. anteriormente, receberam esta distinção os seguintes membros brasileiros: jerzy lepecki em 1996, xisto Vieira Filho em 2002, joao Batista guimaraes F. da Silva em 2006, márcio Szechtman em 2008 e josé henrique m. Fernandes em 2012.

quatro membros brasileiros receberam o “Distinguished member award 2014”, quais sejam: Iony patriota de Siqueira, jacques Sanz, miguel medina pena e paulo gomes, respectivamente, membros regulares brasileiros nos Study committees B5, a1, a2 e c2. Da mesma forma, a brasileira angélica Rocha recebeu o “technical committee award 2014” por sua atuação na coordenação do jWg a2/c4.39 - electrical transient Interaction between transformers and the power System. ela vem se juntar a outros 24 brasileiros que receberam o tc aWaRD, desde 1993, quando o prêmio foi instituído, até 2013. esses awards recebidos por membros brasileiros evidenciam suas elevadas qualificações técnicas, bem como a pujança do cIgRe-Brasil no cenário internacional do cIgRe.


RelatóRIos de atIvIdades dos ComItês de estudo

Comitê de Estudo C1 - Desenvolvimento dos Sistemas Elétricos e Economia

Relatório Anual de Atividades 2013 e Plano de Metas para 2014

1. Relatório Anual de Atividades - 2013a. Coordenação e SecretariaCoordenador: Jose Henrique Machado Fernandes -

EletronorteSecretária: Luiza Maria de Sousa Carijó - Furnas Centrais

Elétricas

b. Escopo Técnico do Comitê de EstudoMétodos de análise para o desenvolvimento dos sistemas

elétricos de potência e economia, métodos e ferramentas para análises estáticas e dinâmicas, aspectos e métodos de planejamento nos vários contextos, estratégias de gerenciamento de ativos.

c. Grupos de Trabalho em Andamento – Representantes Brasileiros

• WG C1-15 - Review the drivers for transmission investment decisions and the role of technical planning criteria in transmission investment – Representante: Luiza Carijó – Furnas

• WG C1-20 - Accommodating high load growth and urban development in future plans and decision processes and regulatory practices required to deal with changing environmental effects – Representante: Maria Alzira – ONS

• WG C1-22 - New investment economic drivers – Representante: Fatima Gama - EPE

• WG C1-24 - What new or recently developed analytical tools and methods are needed and which are available to understand and model the uncertain nature of future power systems - Representante: Ricardo Perez – PSR

• WG C1-27 - The future of reliability -Representante: Valdson Simões – Eletrobras

d. Atividades do CE-C1 em 2013d.1 Reuniões realizadas no BrasilForam realizadas 2 reuniões nacionais do CE-C1 em 2013,

especificamente nos meses de abril e dezembro.

d.2 Reuniões realizadas no exteriorA Reunião anual do SC-C1 foi realizada na cidade de

Cape Town, África do Sul no dia 06/10/2013 e contou com a participação das engenheiras Luiza Carijó e Fátima Gama. Elas também participaram da reunião do WG C1.20 - Accommodating high load growth and urban development in future plans and their environmental effects.

d.3 Eventos no BrasilParticipação no XV ERIAC – O XV Encontro Regional

Ibero Americano do CIGRÉ foi realizado no período de 19 a 23/05/2014 na cidade de Foz do Iguaçu e contou com a participação de José Henrique M. Fernandes e de Fátima Gama na Mesa Diretora dos trabalhos do CE-C1.

Participação no XXII SNPTEE – O XXII SNPTEE foi realizado no período de 13 a 16/10/2014 em Brasília e contou com a participação de Luiza Carijó como relatora do Grupo de Planejamento - GPL. Adicionalmente diversos membros do

CE-C1 participaram e apresentaram trabalhos.

d.4 Eventos no exteriorNo período de 04 a 08/10/2013 juntamente com a reunião

anual do SC-C1 na África do Sul, que teve a participação das engenheiras Luiza Carijó e Fátima Gama do CE-C1, foram realizados Tutoriais e um Colóquio conjunto dos comitês C1, C2 e C5, sobre os seguintes temas:

• Generic wind turbine modeling, IEC;• Facilitation of Renewable Energy Sources - RES and

ensuring a secure, reliable and efficient power system;• Market design for large-scale integration of RES;• An introduction and comparison of Australian electricity

markets for the integration of i-RES;• Potential market/regulatory mechanisms to ensure

investment in ‘reliable’ resources.

e. DestaquesDestaca-se em 2013 a participação do CE C1 no XV ERIAC

e no XXII SNPTEE, bem como o início da preparação do Workshop sobre fontes alternativas Intermitentes, realizado em abril de 2014.

2. Plano de Metas para 2014a. Reuniões Para 2014 estão previstas duas reuniões visando o

acompanhamento e discussão das atividades do CE-C1, bem como para a preparação para a Bienal 2014. Adicionalmente está prevista a participação nas reuniões do SC-C1 e de seus WGs que ocorrerão na Sessão Bienal do CIGRE em agosto, em Paris.

b. EventosEm 2014 foi realizado nos dias 2 e 3 de abril, no auditório

de Furnas Centrais Elétricas, o Workshop intitulado Desafios da Expansão da Transmissão do Sistema Interligado Nacional com o Aumento de Fontes Renováveis Intermitentes. Adicionalmente está prevista a participação de uma expressiva delegação do CE C1 na Sessão Bienal do CIGRE a ser realizada em agosto de 2104 em Paris e na qual o CE-C1 teve os seguintes 2 artigos aprovados:

• Hydropower Technology Roadmap – A Pathway for Doubling Hydroelectricity Production Worldwide by 2050. Autores: A.C.G.Melo, M.E.P.Maceira, M.P. Zimmermann, F.R.Wojcicki, P.Frankl e C.Philibert.

• Smart Wires and FACTS: The Operational Flexibility Demanded by the Transmission Expansion Planning Task with Increasing RES. Autores: R. C. Perez, G. C. Oliveira, M. V. Pereira, D. M. Falcão, F. Kreikebaum e S. M. Ramsay.

c. Metas adicionais • Revitalizar e atualizar o hot site do CE-C1; • Revitalizar e ampliar a lista de participantes;• Aumentar a participação internacional;• Criar Grupos de Trabalhos nacionais.


broChura téCniCa

BT-016 – AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DE TRANSFORMADORES DE

POTÊNCIA E REATORES NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

RESUMO - Em 2007 o Comitê de Estudos A2 do Cigré Brasil estabeleceu o Grupo de Trabalho GT-A2-02 com o objetivo de avaliar o desempenho dos transformadores e reatores de potência instalados no sistema brasileiro através do levantamento das taxas de falhas e defeitos dos equipamentos em relação a sua classe de tensão, tipo, função e idade são apresentadas e comparação com estatísticas anteriores.

PALAVRAS-CHAVE - Transformadores de Potência, Reatores, Taxa de Falhas, Defeitos.

1.0 INTRODUÇÃO

O Grupo de Trabalho GT-A2-02 criado pelo Comitê de Estudos A2 do Cigré-Brasil iniciou suas atividades em junho de 2007 com o objetivo de avaliar o desempenho dos transformadores e reatores instalados no sistema elétrico brasileiro.

Esta avaliação foi realizada em duas etapas. A primeira consistiu na elaboração de um questionário sobre o desempenho de transformadores e reatores, que foi encaminhado às principais concessionárias instaladas no País. A segunda etapa consistiu na análise estatística dos dados coletados calculando as taxas de falhas e defeitos, em relação a classe de tensão, tipo construtivo, função, idade, componentes dos equipamentos que são mais susceptíveis a falhas ou defeitos, suas causas e consequências.

Foram estabelecidas as seguintes premissas e limites para a pesquisa:

• Transformadores elevadores, transformadores, autotransformadores e reatores, com tensões maiores ou iguais a 138 kV, isolados a óleo mineral ou vegetal e sem restrição ou limitação quanto a potência.

• Transformadores secos, para sistemas de HVDC e reatores a ar não foram considerados.

• Equipamentos fabricados após 1980.• Equipamentos que sofreram falhas após 1997.Em vista das dificuldades reportadas por outros

Grupos de Trabalho para avaliar o desempenho de transformadores, o Grupo de Trabalho decidiu pelos seguintes procedimentos:

• Utilizar o mesmo critério e método da análise realizada pelo do Cigré em 1982 e publicado na revista ELECTRA n° 88/1983 [2], que até hoje serve como referência.

• Elaborar um questionário com perguntas diretas e limitadas às informações necessárias ao cálculo da taxa de falhas.

• Tratar todas as informações recebidas como sigilosas, com todas as referências diretas e indiretas dos dados coletados que poderiam permitir a identificação da sua origem não serão divulgadas.

• Efetuar um amplo trabalho de convencimento junto às empresas para a resposta ao questionário.

2.0 LEVANTAMENTO DOS DADOS – QUESTIONÁRIO

O questionário foi encaminhado para as principais concessionárias transmissoras, geradoras e distribuidoras de energia instaladas no Brasil. Doze empresas responderam ao questionário, totalizando uma população de 3.581 transformadores e reatores, resumidos na tabela 1 abaixo:

Tabela 1 - Quantidade de equipamentos por tensão

Foram reportadas 157 falhas e defeitos ocorridos no período considerado no levantamento de dados, ou seja, eventos ocorridos entre 2004 e 2009, resumidos na tabela 2 abaixo:

Tabela 2 - Quantidade de falhas e defeitos por tensão

3. 0 TAXA DE FALHAS

Nas tabelas 3 e 4 abaixo são apresentadas a quantidade de falhas por ano e as taxas de falhas anuais dos transformadores e reatores. Pode-se constatar destas tabelas que as taxas de falhas de transformadores são muito maiores do que as de reatores, o que era de se esperar uma vez que a confiabilidade destes últimos é muito maior devido ao seu projeto e fabricação ser mais simples.


broChura téCniCa

Tabela 3 - Quantidade e taxas de falhas anuais dos transformadores

Tabela 4 - Quantidade e taxas de falhas anuais dos reatores

4.0 ANÁLISE DAS FALHAS - FALHA POR ORIGEM, COMPONENTE ENVOLVIDO E CONSEQUÊNCIA

Foram calculados os percentuais de falha por origem, componente envolvido, causa e consequência em relação ao total de eventos informados. As ocorrências que não tiveram as informações prestadas foram desconsideradas para o cálculo dos percentuais deste capítulo. As Figuras 1, 2 e 3 abaixo apresentam, respectivamente, os percentuais das falhas por origem, das consequências externas das falhas reportadas e das falhas dos principais componentes envolvidos.

Figura 1 - Percentual de falhas por origem

Figura 2 - Percentual de falhas por tipo de consequência externa reportada

Figura 3 - Percentual de falhas para cada componente envolvido

Em 2012, o Grupo de Trabalho tomou a iniciativa de ampliar a pesquisa para os anos de 2010 e 2011 com o objetivo de confirmar e validar os resultados encontrados até aquele momento. Todas as empresas que responderam ao primeiro questionário foram convidadas a complementar as informações solicitadas através do questionário com os dados relativos ao biênio 2010 e 2011.

Colocando em um gráfico as taxas de falhas e taxa de falhas e defeitos anuais para transformadores para todo o período estudado, de 2004 a 2011, é possível ver que o comportamento da curva sugere uma tendência a taxa de falhas anual em torno de 0,8 % e a taxa de falhas e defeitos em torno de 1,25%.

Figura 4 - Gráfica das taxas de falhas anuais (%) de transformadores


broChura téCniCa

Para reatores, análise semelhante fica prejudicada pelo pequeno número de ocorrências reportadas, que resultou em uma dispersão maior dos resultados anuais. Entretanto, o comportamento da curva sugere uma taxa média de 0,4 % para falhas destes equipamentos.

Figura 5 - Gráfica das taxas de falhas anuais (%) de reatores

5.0 CONCLUSÃO

A taxa média das falhas e defeitos observada nos transformadores, no período entre 2004 e 2009, foi de 1,25 %. Se considerarmos apenas as falhas, a taxa foi de 0,8.%. Em reatores, os valores médios estão em torno de 0,45 %. Estes valores foram muito inferiores aos obtidos na pesquisa de 1983, e são comparáveis com os valores encontrados em outras pesquisas recentes, realizadas no Brasil e no exterior.

Os resultados obtidos nesta pesquisa fornecem uma fotografia da situação atual de uma parcela relevante dos equipamentos atualmente instalados no Brasil e revela uma melhora significativa em relação à confiabilidade dos equipamentos que faziam parte do sistema elétrico 30 anos atrás. Os melhores resultados mostram a evolução técnica e fabril dos equipamentos bem como é uma consequência do constante aprimoramento das técnicas de diagnóstico e manutenção dos transformadores.

Um acompanhamento periódico e a atualização desta estatística em intervalos regulares permitiriam uma melhor avaliação da qualidade dos equipamentos fabricados, bem como da confiabilidade geral do sistema elétrico.

O ce B4 - hVDc e eletrônica de potência convida para mais um evento em 2014

a transmissão em corrente contínua (hVDc) está se tornando cada vez relevante no sistema elétrico brasileiro. há cerca de 30 anos atrás foi instalado o primeiro sistema hVDc no Brasil para viabilizar o suprimento da usina de Itaipu ao centro de carga da região sudeste foi uma inovação na época por ser a primeira instalação de 600kV em hVDc. No presente momento os dois bipolos hVDc, que integram as usinas do Rio madeira ao sistema interligado nacional, estão iniciando sua operação, caracterizando-se como a transmissão mais longa em hVDc (cerca de 2.500 km) em nível mundial. em futuro próximo mais dois bipolos hVDc partirão da futura usina de Belo monte para alimentar os principais centros de carga. portanto, esse momento é bastante oportuno para conhecer toda a experiência adquirida no Brasil com o desenvolvimento dos citados projetos, razão pela qual o ce B4 organiza mais um workshop intitulado “experiência na aplicação de hVDc e eletrônica de potência e perspectivas de Novos Desenvolvimentos”, a ser realizado em 28 e 29 de outubro de 2014, no auditório de Furnas, Rio de janeiro. Neste encontro serão debatidos também as inovações associadas com a industria da eletrônica de potência, tais como sistemas multiterminais, conversores VSc, StatcOm.

Visite o website: www.cigre.org.br/ceb4-2014

patrocínio: Realização:


artigo Convidado

Neste contexto, temos a evolução da disciplina conhecida por “Supply chain Risk management” (ScRm), que consiste na aplicação de conceitos quantitativos, típicos do campo de Finanças, na avaliação das perdas potenciais que uma companhia pode incorrer caso haja alguma interrupção em seu processo produtivo por causa do atraso na entrega de uma matéria-prima.

considerando as ideias apresentadas acima, e o atual momento do setor elétrico brasileiro, caracterizado por um desequilíbrio entre demanda e oferta, o presente artigo discute os principais modelos existentes para a análise e gestão do risco de interrupção de energia. tendo em vista que a eletricidade é um bem não (economicamente) estocável, utilizado na produção de outros bens (insumo), sua interrupção, ou fornecimento insuficiente, representa um fator de risco operacional para empresas e indústrias de diversos setores, e como tal deve ser gerenciado. adicionalmente, esta característica de commodity não estocável requer que o equilíbrio entre oferta e demanda ocorra em tempo real, o que aumenta a complexidade da coordenação dos sistemas elétricos.

esta visão, na qual a energia é tratada como um insumo utilizado em todas as demais cadeias produtivas, é completamente análoga ao problema enfrentado por firmas que operam no sistema conhecido por “just-in-time”. Neste sistema, onde as empresas não possuem estoques, a escassez de algum insumo utilizado na produção ou o aumento rápido e excessivo no preço do mesmo constituem riscos cruciais a serem gerenciados. em nossa realidade, por exemplo, a provável carência no suprimento de energia pode comprometer a capacidade de produção das firmas, afetando, de maneira geral, o conjunto da economia através da métrica do pIB (produto Interno Bruto).

Do ponto de vista econômico, as metodologias apresentadas constituem tentativas de estimação do chamado “custo do déficit”, ou perda de produção dada uma falha no fornecimento de energia elétrica. Sob a ótica dos consumidores residenciais de energia esta análise é igualmente relevante, dado que a eletricidade

ReSumO - este trabalho apresenta as principais aplicações de técnicas de gestão de riscos ao estudo de interrupções em cadeias de fornecimento, tendo como motivação o caso do fornecimento de energia elétrica, assunto de extrema relevância para o Brasil. Neste sentido, o cálculo do “custo do déficit” ou perda de produção dada uma falha no fornecimento de energia elétrica (parâmetro utilizado em todo o planejamento do setor elétrico brasileiro), foi escolhido como fator relevante a ser analisado. O artigo descreve as principais metodologias existentes para a apuração desse parâmetro, comparando-as com aquela atualmente em uso no Brasil. adicionalmente, apresentamos uma proposta de implementação para as metodologias alternativas utilizadas internacionalmente e baseadas no conceito de VOll (“Value of lost load”). Referida metodologia consiste de medida do valor da escassez de energia para empresas ou consumidores individuais, sendo fundamental para o desenho de programas de gerenciamento de demanda.

palaVRaS-chaVe - custo do déficit, setor energético, “Value of lost load”, gestão de riscos.

1.0 INtRODuçãO

a análise de riscos e incertezas é ferramental essencial e cuja relevância é cada vez mais reconhecida nos processos de decisão das empresas. particularmente, a mitigação dos riscos operacionais verificados nas cadeias de fornecimento tem se mostrado de extrema relevância para garantir a competitividade e funcionalidade das organizações.

com a globalização, não somente as fontes dos insumos estão cada vez mais distantes, mas também os clientes-chave das empresas estão progressivamente mais espalhados ao redor do mundo. Dessa forma, as cadeias de fornecimento têm crescido em complexidade e garantir um gerenciamento adequado dos riscos envolvidos nos processos se tornou uma tarefa primordial para qualquer companhia.

Valoração do custo de escassez de energia elétrica e gestão de Riscos

Joisa Dutra l Edson Gonçalves Fgv/Ceri l Amanda Sanches accenture


artigo convidado

quanto do lado da oferta, não pode mais prescindir de análises mais robustas e que observem experiências internacionais bem sucedidas.

Deste modo, após esta introdução, contendo a motivação para o estudo do gerenciamento do risco operacional em cadeias de fornecimento, em particular para o caso do fornecimento de energia, o capítulo seguinte contém uma apresentação dos estudos prévios relativos à estimação do custo de escassez, destacando a metodologia atualmente em uso em nosso país. adicionalmente, introduzimos uma metodologia alternativa e complementar, passível de ser adotada no Brasil e que faz uso de informações obtidas com os próprios consumidores. por fim, concluímos o trabalho, apresentando os possíveis benefícios, tanto para o país, quanto para os diversos atores do setor elétrico, em caso de adoção destas metodologias complementares.

2.0 ValORaçãO DO cuStO Da eScaSSez De eNeRgIa

tendo em vista a concepção de que a energia elétrica representa um dos mais relevantes insumos de produção, cujo risco de fornecimento deveria ser analisado e gerido de forma sistemática, introduziremos a abordagem utilizada para mensurar o custo da interrupção da energia: O “custo do Déficit”. trata-se de uma estimativa do valor econômico de um bem não econômico: a segurança do suprimento. a metodologia que atualmente embasa este cálculo no Brasil será descrita, ressaltando-se as suas vantagens e desvantagens. Na sequência apresentaremos uma metodologia alternativa, já amplamente utilizada internacionalmente e que tem por base os estudos desenvolvidos por lawton et al. (2003) e mercurio et al. (2009). estes trabalhos fazem uso de sondagens com consumidores residenciais e setores da indústria e serviços, visando à obtenção da chamada função “custo do consumidor”, apresentada mais adiante neste trabalho. esta função, dentro da metodologia em questão, é que permite estimar o valor da escassez para a eletricidade, possibilitando, num passo posterior, a implementação de programas de resposta da demanda.

2.1. O Custo marginal do déficit e sua importânciaO custo marginal do Déficit é uma medida do

valor da energia ou da falta dela para a sociedade e é normalmente associada à magnitude do impacto das restrições no fornecimento de energia elétrica na produção econômica de um país.

constitui insumo fundamental para diversas atividades cotidianas por parte das famílias, afetando seu bem-estar. Deste modo, será realizada uma comparação entre as metodologias de estimação amplamente utilizadas no exterior e aquela atualmente em uso no Brasil.

adicionalmente, será apresentada uma proposta de implementação para estas metodologias alternativas no Brasil, baseadas no conceito de VOll (“Value of lost load”), medida do valor da escassez de energia para empresas ou consumidores individuais. tais estimativas são de extrema relevância para a gestão do risco “energia”, uma vez que constituem elementos fundamentais para o desenho de programas de gerenciamento de demanda. programas desta natureza partem do princípio que, a partir do momento em que somos capazes de valorar a escassez de energia (objeto deste trabalho), somos capazes de entender a “resposta da demanda”, ou seja, como poderíamos implantar um processo de uso racional da eletricidade fazendo uso de incentivos monetários.

Outro ponto de extrema relevância é o fato da estimativa de custo do déficit constituir um dos parâmetros utilizados nos programas de despacho e operação do sistema elétrico nacional, afetando as decisões de acionar ou desligar usinas térmicas, por exemplo. assim, estimativas pouco robustas deste parâmetro afetam o sistema como um todo, induzindo a decisões que podem não ser as melhores possíveis e desembocando em valores distorcidos para outras variáveis cruciais, como o preço de liquidação de diferenças (plD). tal propagação de erros tem implicações para os diversos agentes do setor, que percebem custos mais elevados, além do prejuízo para a segurança e para a confiabilidade do sistema como um todo, que toma decisões com base em números que poderiam ser melhor estimados.

aqui, há de se destacar a questão da transparência e atualização do parâmetro “custo do déficit”, conforme ressaltaremos ao longo deste artigo, a metodologia atualmente em uso no Brasil demanda revisões. Nesse sentido, faz-se necessário considerar melhorias oriundas de tecnologias complementares já implementadas em outros países. uma investigação adequada do custo do déficit deve se basear em uma variedade de métodos. e é esse o espaço que o presente artigo pretende preencher.

portanto, dada a situação vivida por nosso país e que deve ser equacionada o quanto antes, um parâmetro tão importante, tanto do lado da demanda


artigo convidado

os estudos de expansão da geração, mas seu custo computacional é alto, visto que são necessárias várias simulações do modelo NeWaVe até que seja alcançada a igualdade entre cmO e cme (loureiro, 2009).

2.3. Cálculo Explícito do Custo Marginal do Déficit: Matriz Insumo-Produto.

considerando que o custo marginal deve retratar o quanto custa para a sociedade a insuficiência de oferta de energia elétrica, o impacto desse custo no produto Interno Bruto (pIB) é tratado como uma das formas mais consistentes de valoração da importância econômica da energia elétrica para a sociedade (aNeel,2003). uma alternativa para mensurar esse impacto no pIB é a utilização da matriz Insumo-produto Nacional. este método é por muitos até hoje considerado a ferramenta mais adequada.

entre os anos de 1985 e 1986, trabalhos a esse respeito foram realizados pelo extinto órgão de planejamento da expansão do sistema elétrico brasileiro, o grupo coordenador do planejamento dos Sistemas elétricos – gcpS. posteriormente, entre 1986 a 1988, também a comissão para estudo do custo do Déficit de energia elétrica – cDee se ocupou do tema. a metodologia proposta por esses grupos é utilizada atualmente no planejamento de expansão e foi baseada em um estudo de 1975 do Instituto equatoriano de Investigação.

Basicamente, a metodologia emprega os chamados custos marginais setoriais, que, dada uma função de produção, permitem determinar as perdas marginais do pIB brasileiro que decorrem de restrição de suprimento de energia elétrica em cada setor da economia. Os custos são obtidos através da matriz Insumo-produto e de técnicas de análise de regressão envolvendo taxas de variação do pIB, dados de produção e de consumo de energia elétrica de diferentes setores da economia. após essa etapa, eles são escalonados por ordem crescente para aplicação de uma política de contenção do uso de energia, via quantidade, com redução de até 30% para todos os setores. por fim, é formada uma curva que consiste de quatro patamares, sendo cada um deles definido pelo valor médio dos custos marginais dos setores racionados, ponderado pelas quantidades racionadas de cada setor.

em 1997, o Departamento de estudos energéticos - Dpe das centrais elétricas Brasileiras - eletrobrás e o cepel, por intermédio do projeto “custo explícito do Déficit”, com o intuito de reduzir essa defasagem,

O custo do Déficit é um parâmetro fundamental para o planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional - SIN. em condições hidrológicas desfavoráveis, torna-se determinante na formação dos custos marginais de Operação - cmO e, consequentemente, do preço do mercado de curto prazo - pmae (plD), pois se constitui em um sinalizador para a decisão do despacho de usinas termoelétricas - utes.

Do ponto de vista legal, o Decreto no 2.655, de 2 de julho de 1998, estabelece que o custo do Déficit deve ser levado em consideração para a determinação dos preços do mercado de curto prazo (aNeel, 2003).

2.2. Cálculo do Custo Implícito do Déficit uma metodologia muito utilizada no Brasil é a do

custo implícito do déficit, desenvolvida pelo centro de pesquisas em energia elétrica (cepel). a metodologia é o fundamento das resoluções nº 1/2004 e nº 9/2008 do conselho Nacional de política energética (cNpe). tais dispositivos determinam que o limite máximo de probabilidade de ocorrência de déficits de energia seria de 5% dos cenários hidrológicos e que o planejamento deveria buscar a igualdade entre o custo marginal de Operação - cmO e o custo marginal de expansão - cme, estabelecendo-se assim critérios de segurança energética e econômica.

esses critérios deveriam ser atendidos ao longo de todos os anos do horizonte de planejamento e em cada subsistema do Sistema Interligado Nacional - SIN. Deste modo, o custo do déficit é o valor para o qual o cmO e cme se igualam considerando um critério de não atendimento do mercado de 5%.

O cmO é definido, em termos econômicos, como o acréscimo de custo para suprir um aumento unitário da energia consumida, em um dado período de tempo, utilizando o parque gerador instalado (sem expansão). por sua vez, o cme representa o acréscimo de custo que decorre do aumento unitário na demanda, considerando ajustes no programa de obras; ou seja, representa a expectativa de custo da expansão do parque de geração de energia elétrica. Na hipótese de expansão ótima e contínua, o cme será o custo do empreendimento obtido da curva de custo de expansão ao qual se fica indiferente entre construir o projeto ou operar o sistema a fim de atender à demanda adicional.

O cálculo utiliza o modelo estratégico de geração hidrotérmica a Subsistemas equivalentes – NeWaVe, desenvolvido pelo cepel (cepel, 2004). pode-se considerar que esta metodologia é adequada para


eliminar a dependência da estimativa de matriz Insumo produto nacional. No entanto, encontrar uma metodologia adequada não é tarefa simples, além de demandar tempo considerável para sua conclusão. a própria aNeel relatou que uma nova forma de cálculo, em razão da limitação de dados, indicaria apenas uma atualização dos valores encontrados anteriormente, sendo necessária uma pesquisa junta a entidades competentes para a realização desse trabalho.

2.4 A metodologia da Função Custo do ConsumidorDiversos países adotam uma metodologia no qual

o valor correspondente ao custo do Déficit seria o “Value of lost load” (VOll). trata-se de uma estimativa do valor que os consumidores estariam dispostos a pagar para evitar uma interrupção de energia ou aceitar receber por danos incorridos durante falhas no abastecimento.

Nesse contexto, um estudo foi realizado em 2009 pelo Departamento de energia do laboratório Berkeley, a pedido do Departamento de energia dos estados unidos (mercurio et al., 2009). a metodologia utilizada é baseada em pesquisas que foram realizadas com o intuito de estimar o valor do serviço para confiabilidade elétrica nos estados unidos e que tinha por objetivo estimar a função custo do déficit para o consumidor. a base de dados foi obtida analisando-se o resultado de 28 estudos sobre o valor do serviço para confiabilidade elétrica, realizados entre 1989 até 2005, e conduzidos por 10 grandes empresas de energia elétrica nos estados unidos.

Os dados das diferentes pesquisas realizadas ao longo dos anos foram compilados após serem padronizados (unidades das medidas, nomes e definições das variáveis) e terem os valores corrigidos pelo índice de inflação americano (deflator do produto interno bruto - gDp).

assim, três conjuntos de base de dados foram criados para separar os diferentes tipos de consumidores e permitir uma avaliação mais precisa:

(i) classe comercial e Industrial (c&I) de médio e grande porte (consomem mais de 50 mil kwh por ano)

(ii) c&I de pequeno porte (consomem 50 mil kwh ou menos por ano)

(iii) classe ResidencialNo caso de c&I, as pesquisas possuíam diversos

cenários e os consumidores deveriam estimar os custos da interrupção de energia para cada um deles. No entanto, para consumidores residenciais, as empresas responsáveis

atualizaram os custos de déficit para valores de 1996, considerando a variação da parcela de energia elétrica na composição do pIB.

como não há regularidade na publicação das matrizes Insumo-produto pelo Instituto Brasileiro de geografia e estatística (IBge), em 1998 a cDee utilizou a matriz de 1975 para definir a curva em patamares de custo de Déficit. a curva de 1998 foi obtida a partir da curva de 1988, após atualização dos valores, considerando a variação da parcela de energia elétrica na composição do pIB.

Nova atualização ocorreu em 2002, por meio da Resolução da câmara de gestão de crise de energia – gce, de número 109. Na ocasião a curva de custo do Déficit foi estabelecida através de atualização cambial dos valores para 1998 (considerando uS$ 1= R$ 2,50).

por fim, a curva atual decorre da atualização dos valores da tabela de 2002 para 2014, considerando a variação do Índice geral de preços - Igp-DI entre novembro de 2011 e outubro de 2013, conforme disposto na Resolução aNeel 1.667, de 2013. a sequência dos valores da curva para os anos de 1998, 2002 e 2014 é reportada na tabela 1, cujos valores foram obtidos pelos próprios autores.

tabela 1 – curva de custo do Déficit

portanto, os valores utilizados atualmente na curva do custo de déficit foram estabelecidos em 1997, a partir da atualização de uma curva encontrada com base em um estudo do Instituto equatoriano, e utilizando a matriz de insumo- produto de 1975. mesmo considerando a atualização realizada em 1997, a curva do custo do déficit não considera mudanças importantes no setor elétrico como os efeitos do racionamento de 2001/2002, evento esse que tem conteúdo informativo elevado.

adicionalmente, a divulgação da matriz de insumo e produto pelo IBge não se dá com periodicidade regular, o que é agravado pela grande dependência que tem essa de dados estatísticos atualizados para que sejam obtidos resultados precisos e confiáveis.

Dada a importância da valoração correta do custo de déficit, uma reavaliação da metodologia empregada é essencial, inclusive de modo a mitigar ou mesmo

artigo Convidado


artigo convidado

2.5. Estudos de Casoum último exemplo de metodologia adotado para

valorar a escassez de energia elétrica envolve a obtenção de uma ampla gama de dados logo após a ocorrência de um evento de interrupção de grande porte. com tais informações, os custos de produção e de interrupções de rede podem ser estimados, direta ou indiretamente. Deste modo, podem ser investigadas questões como: “o quanto uma nação está preparada para enfrentar grandes interrupções do ponto de vista social”.

este tipo de questionamento torna-se relevante ao considerarmos, por exemplo, qual o efetivo policial e de corpo de bombeiros disponível em certo país para fazer frente a um estado de calamidade pública ocasionado por uma interrupção ou black-out de grande intensidade.

adicionalmente, os estudos de caso podem envolver considerações sobre os diversos impactos de uma interrupção na oferta de energia sobre todos os setores de atividade humana. assim, cada tipo de impacto da interrupção pode ser associado ao valor econômico para a respectiva categoria, com o custo total de interrupção sendo estimado a partir do somatório de todos os custos setoriais identificados. Billinton et al. (1993) e Welle e zwaan (2007) ilustram esse tipo de abordagem para estimar efeitos e custos da escassez de energia elétrica.

No caso do Brasil, é possível argumentar que a observação da experiência do racionamento de energia elétrica de 2001-2002 teria grande conteúdo informativo. Nesse sentido, métodos econométricos adequados permitiram relacionar os efeitos da escassez relativa de eletricidade com variáveis econômicas, tais como produto Interno Bruto – pIB e emprego. No entanto, seria necessário tratar adequadamente e decompor os efeitos de outros eventos que ocorreram de modo concomitante, caso dos atentados terroristas de 2001 e a declaração da moratória na argentina, que também impactaram o nível de atividade no país.

pelas pesquisas acreditavam que os moradores não teriam como estimar o custo (em dólares) incorrido durante uma interrupção da energia. Dessa forma, eles optaram por medir o valor do serviço de outra maneira: verificando o valor que esse tipo de consumidor estaria disposto a pagar para evitar a interrupção (“willingness to pay” –Wtp) ou o valor que estaria dispostos a receber como compensação por possíveis danos (“willingness to accept” –Wta)

cada cenário apresenta informações sobre a percepção de valor correspondente à época do ano, período do dia, o tipo de serviço realizado (características das empresas analisadas), tempo ou duração de interrupção, existência ou não de aviso prévio, etc. como ilustração, o quadro 1 reporta um exemplo de questionário para consumidores residenciais (Wta), retirado de mercurio et al. (2009).

uma vez obtidos os dados, o trabalho de mercurio et al. (2009) tinha por objetivo buscar alternativas para a construção da função custo do consumidor utilizando técnicas de análise de regressão. O custo foi considerado como sendo função das características da interrupção (duração, estação do ano, hora do dia, dia da semana e etc.), do consumidor (tipo de consumidor, tamanho, presença de sistema de backup e etc.) e do ambiente (temperatura, humidade, frequência de tempestades e etc.).

O primeiro passo da estimativa envolve a análise da base de dados, que identificou a presença de outliers. mercurio et al. (2009) optaram por excluir tanto os outliers suaves quanto os extremos. No final desse processo, 2.8% e 2.7% do total dos dados dos segmentos c&I e residencial, respectivamente, foi descartado.

a próxima etapa envolveu a transformação dos dados e a realização de testes estatísticos para verificar a distribuição dos erros. assim, foi desenvolvido um modelo econométrico capaz de relacionar as características citadas com o custo da escassez de energia elétrica. em termos de precisão, os valores de custos de interrupção estimados, em comparação com trabalhos anteriores (lawton et al., 2003), mostraram um maior poder preditivo.

quadro 1 – exemplo de questionário para consumidores residenciais


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desenho já existente em outros países. através de mecanismos desse tipo faculta-se ao consumidor escolher certo tipo de contrato que contempla cortes ou redução de consumo mediante notificação prévia em seu fornecimento de eletricidade, com potencial de redução da fatura mediante minimizando desconforto, o qual pode ser inclusive administrado.

portanto, a discussão acerca de metodologias alternativas e complementares com relação à estimativa do custo do déficit pode contribuir em diversos aspectos para uma melhor gestão do “risco eletricidade” dentro da economia brasileira, trazendo benefícios tanto ao estado, quanto a investidores privados e ou consumidores, sejam eles residenciais ou industriais.

4.0 ReFeRêNcIaS BIBlIOgRáFIcaS

(1) Billinton, R., tollefson, g. & g. Wacker (1993), “assessment of electric service reliability worth”, International journal of electrical power & energy Systems 15 (2), 95 -100

(2) lawton, l., Sullivan, m., Van liere, k., katz, a. and j.h. eto. “a framework and review of customer outage costs: integration and analysis of electric utility outage cost surveys”. Report no. lBNl-54365. Berkeley, california. lawrence Berkeley National laboratory; (2003). Disponível em: http://certs.lbl.gov/pdf/54365.pdf

(3) loureiro, c. gerson paulo. “custo marginal do Déficit de energia elétrica: histórico, avaliação e proposta de uma nova metodologia”. Dissertação de mestrado, cOppe/uFRj. Rio de janeiro, 2009. Disponível em: http://www.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/loureiro_paulo.pdf

(4) mercurio, m., Sullivan, m., Schellenberg, j. “estimated Value of Service Reliability for eletric utility customers in the united States”. Report no. lBNl-2132e. Berkeley, california. lawrence Berkeley National laboratory; (2009). Disponível em: http://emp.lbl.gov/sites/all/files/RepORt%20lbnl-2132e.pdf

(5) Ramos, D. S., castro, R., kamimura, a. “planejamento Indicativo: uma proposta para Discussão”. cIeR. quito, 1998.

(6) Stoft, Steven (2002). “power system economics: Designing markets for electricity.” Wiley – Ieee press.

(7) Welle, a. van der & zwaan, Bob van der (2007), “an overview of selected studies on the value of lost load” (VOll), ecN Working paper.

3.0 cONcluSãO

considerando a importância do custo do déficit como parâmetro para todo o planejamento do Sistema Interligado Nacional e a elevada dificuldade com relação a atualização desse valor devido a não divulgação da matriz de insumo produto nacional pelo IBge, este artigo buscou apresentar alternativas para o cálculo do custo do Déficit que poderiam ser implementadas no Brasil. De fato, a estimativa do custo do déficit esbarra na dificuldade de estimar o valor econômico de bens que não são necessariamente transacionados em mercado, como a segurança do suprimento.

uma pesquisa adequada dessa relevante variável deve se basear em uma variedade de métodos. avaliando as virtudes e fraquezas das metodologias descritas, argumentamos que o método mais abrangente e que melhor se enquadra no cenário brasileiro é o de utilização de pesquisas qualitativas, com foco em técnicas de identificação das preferências dos consumidores.

apesar da dificuldade com relação à obtenção dos dados, as informações obtidas podem ser utilizadas em diversos estudos, considerando a modelagem proposta por mercurio et al. (2009). além disso, metodologias que utilizam dados reais dos consumidores são, geralmente, mais confiáveis por incorporar mais diretamente suas preferências e por permitir que seja captada a relação de “não linearidade” entre a escassez de energia e seu impacto sobre os demandantes.

com a aplicação dessa metodologia no Brasil poder-se-ia verificar possíveis benefícios em termos de políticas públicas e regulação; dentre eles, por exemplo, temos a estimativa da “resposta da demanda” – que faz uso do quanto os consumidores estariam dispostos a receber para reduzir o consumo de energia durante certo período.

este ponto é de extrema relevância já que constitui uma ação efetiva que o governo brasileiro poderia tomar em caso de escassez de energia de modo a evitar um racionamento de grande intensidade. O desconto em uma fatura de energia elétrica por força de um programa de redução no consumo, por exemplo, poderia ser mais adequadamente estimado a partir de uma metodologia desta natureza.

também, constitui um elemento de modernização em nosso mercado de energia elétrica ao permitir, por exemplo, que os consumidores possam escolher opções em um cardápio (menu) de “qualidade-preço”,


na otimização da relação custo / benefício da obra (SchNaID, 2000). essa otimização é ainda mais necessária em obras de infraestrutura, cujos investimentos são muito elevados e, consequentemente, erros na fase de estudo ou durante o projeto podem levar a desperdícios de milhões de reais.

linhas de transmissão (lt’s) são obras lineares, portanto, as estruturas de suporte estão espalhadas em faixas quilométricas. em muitos casos é extremamente difícil alcançar o ponto exato onde ficará a estrutura, e isso se deve tipicamente a natureza linear dessas obras, que atravessam diversos tipos de relevo, confrontando picos íngremes até zonas alagadiças. Outro fator de extrema relevância em obras de lt é a natureza dos esforços nas fundações, que são de tração e compressão, ou seja, apresenta apoios também em situação de arrancamento. em virtude de suas peculiaridades, o programa de investigação para projetos de lt’s requer ser condizente com seu respectivo grau de importância.

O conhecimento e implementação adequada do equipamento, procedimento de execução, controle / avaliação, interpretação, junto ao conhecimento do potencial e limitações de cada ensaio in situ é fundamental para a eficácia e qualidade dos resultados obtidos (cOutINhO, 2008).

esforços têm sido realizados na comunidade científica na avaliação e aperfeiçoamento de todas as etapas do processo, particularmente dos métodos de interpretação, de forma a permitir o bom uso na prática de técnicas de investigação (cOutINhO, 2008).

uma variedade de depósitos de geomateriais pode ser encontrada na natureza, cada um podendo apresentar características específicas e peculiares, que exigem o bom entendimento, para a escolha adequada das técnicas e cuidados no processo de investigação (cOutINhO, 2008).

a caracterização de uma área é fundamental no

ReSumO - No presente trabalho é proposta uma abordagem para realização de ensaios de campo visando o projeto de fundações de linhas de transmissão de alta tensão. De maneira simplificada foram feitos alguns apontamentos quanto ao potencial das ferramentas quando estas são direcionadas a esse tipo de projeto, dadas as suas peculiaridades. Visando comparar o modelo de investigação com a realidade brasileira, efetuou-se uma pesquisa com os principais projetistas do setor, via correio eletrônico. O resultado mostrou que não existe uma padronização na investigação geotécnica nesse ramo da engenharia. cada projetista segue suas próprias preferências de acordo com suas limitações. também observou-se que a grande maioria dos entrevistados usa apenas variações de uma campanha de sondagem com Spt (Standard penetration test), o que, quando comparado ao resultado das outras perguntas, induziu a conclusão de que a grande maioria é conservador em seus parâmetros de projeto ao invés de fundamentá-los por meio de ensaios mais precisos.

palaVRaS-chaVe - Fundações de linhas de transmissão, projeto, ensaios de campo.

1.0 INtRODuçãO

a prática aponta que o emprego de ensaios realizados in situ é a melhor solução para determinar características dos solos. Isso se deve ao fato de não haver amoldamento do solo durante o processo de amostragem, ou seja, os resultados são encontrados com o estado real de tensões do solo, podendo-se relacionar os resultados obtidos diretamente com o estado geostático de tensões.

um programa de investigação bem concebido, que tenha por conseqüência a avaliação precisa dos parâmetros constitutivos do solo, pode resultar

uma Visão para ensaios de campo Focados na Obtenção de Dados para projetos de Fundação

de linhas de transmissão

Lucas Horochoski l Alessander C. Morales Kormann universidade Federal do Paraná – uFPr

artigo regular


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cone sísmico, apresentam um grande potencial para caracterizar o perfil do subsolo, identificando até mesmo camadas drenantes de pequena espessura. com vistas à obtenção do módulo de cisalhamento a pequenas deformações (g0), o ensaio de cone sísmico pode ser considerado uma grande ferramenta, isso porque ele emprega procedimento análogo ao ensaio sísmico down-hole, mudando apenas o método de instalação do geofone no terreno. correlações também podem ser empregadas no ensaio de cone para se obter estimativas de resistência ao cisalhamento não-drenada, história de tensões, módulo de deformabilidade e coeficiente de adensamento.

um ensaio que poderia ser estudado em conjunto com os outros anteriormente citados é o ensaio dilatométrico (Dmt). em obras lineares com grande número de informações geotécnicas, o Dmt poderia ser empregado, entretanto, dado a necessidade de validar as correlações empíricas localmente, provavelmente o objetivo nesse caso seria muito mais acadêmico do que prático. Nesse mesmo intuito, ensaios mais simples como o penetrômetro Dinâmico leve (Dpl), poderiam ser também calibrados e futuramente utilizados com maior segurança no caso de ausência de melhores informações.

2.0 OBjetIVOS

Discutir alternativas para a segurança das estruturas de suporte de linhas de transmissão, focando no aprofundamento do uso de investigação geotécnica e demonstrando uma visão relativa a ensaios de campo. Da mesma maneira, objetiva-se demonstrar que é possível viabilizar o aumento da precisão dos módulos ligados à resistência, uma vez que isso acarretará numa global redução dos custos, tanto de instalação quanto de manutenção.

3.0 eStRatégIa De peSquISa

Inicialmente estudou-se as ferramentas disponíveis no Brasil para investigação geotécnica, visando formular a melhor abordagem possível para obtenção de dados para projetos de fundação de linhas de transmissão.

Baseado nessas informações propôs-se um procedimento para investigação geotécnica, proposta esta apresentada nos resultados.

Dada a grande variabilidade das propriedades dos

projeto e na construção de obras de engenharia civil em maciços naturais. No caso da investigação geotécnica de campo diversas técnicas são hoje disponíveis com amplo espectro de utilização e aplicação na pesquisa e na prática. é recomendado sempre que possível, a utilização de mais de um caminho para a obtenção de um determinado parâmetro geotécnico, assim como, duas medidas independentes, como por exemplo qc/uo, go/qc ou go/N60 (cOutINhO, 2008).

a Norma Brasileira NBR 8036, que regulamenta as exigências mínimas de sondagens de simples reconhecimento, apresenta algumas considerações buscando assegurar a realização destes ensaios como procedimento mínimo a ser adotado em projetos correntes. em casos de estudos, a Norma preconiza um número mínimo de três sondagens, fixando a distância máxima entre elas de 100 m. entretanto, na prática corrente de projetos de fundações de linhas de transmissão, além do fato de não haver um perfeito enquadramento segundo essa Norma, o presente trabalho constatou que os profissionais seguem seus próprios critérios para investigação geotécnica.

Na presença de solos resistentes e estáveis não há necessidade de estudos geotécnicos aprofundado, uma vez que as informações rotineiras de ensaio Spt serão suficientes. a prática da engenharia de fundações, no que tange aos valores do ensaio Spt, assinala que valores superiores a 30 golpes indicam solos resistentes. por outro lado, solos com NSpt inferiores a 5 são considerados compressíveis e pouco resistentes.

é importante ressaltar que na faixa de variação entre 0 e 5 golpes há falta de representatividade dos valores de NSpt medidos nos ensaios. assim sendo, para esses casos o projeto não deve ter a solução produzida com base única nesses ensaios, e uma investigação com outras ferramentas deve complementar o estudo.

muitos estudos apontam a aplicação dos ensaios geofísicos como ótimas ferramentas de auxilio nos problemas de engenharia. esse é o caso, por exemplo, dos estudos de luke e calderón-macías (2005), que demonstraram algumas aplicações práticas na busca de descontinuidades no perfil do solo, como grandes vazios ou solos altamente cimentados. Outra aplicação de grande interesse para fundações é o mapeamento da profundidade onde se encontra a camada de rocha, ou ainda a existência de matacão.

com grande aceitação em nível internacional, os ensaios de cone, em especial o piezocone e o


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por exemplo o ângulo de atrito efetivo, além de uma idéia de resistência não-drenada, permeabilidade e densidade. esse ensaio é importante para solos com comportamento não drenado, que o caso das argilas e solos que as contenham em porção significativa a ponto de se comportarem como não drenados;

• Com base nesses dados, caso seja encontrado regiões de solos moles, pode-se proceder um ensaio de palheta (Vane test), mas isso unicamente nesses pontos específicos. com esse ensaio obtém-se a resistência não-drenada, que serve como uma importante verificação para carregamentos rápidos (e.g. mudanças abruptas da direção do vento, queda de condutores);

• De acordo com a estratigrafia do CPTu, quando houver tempo disponível, pode-se retirar amostras pontuais de solo para ensaios de laboratório, como o triaxial ou o cisalhamento direto.

quanto à pesquisa, a mesma foi realizada com profissionais de experiência média de 8,87 anos (máximo de 39 e mínimo de 1 ano). Os resultados estão apresentados no quadro 1, que foram obtidos pelos autores em 2012.

a primeira questão tratava dos tipos de ensaios de campo utilizado pelos projetistas. a segunda questão apontou um resultado bastante dividido, onde se questionou sobre a utilização de mapas geológicos como informação de projeto. O resultado mostrou que pouco mais da metade dos projetistas realiza uma procura por essas informações. a mesma percentagem relatou que complementa a campanha de investigação geotécnica com ensaios de laboratório, conforme mostram os resultados da terceira questão. O resultado da quarta questão mostrou que apenas uma minoria (5,88%) não vê a necessidade em realizar visitas a campo para auxiliar no projeto. por fim, a quinta questão evidenciou que a maioria está confiante de que os ensaios por eles utilizados são suficientes e não sentem necessidade de maiores informações.

quaDRO 1: Resultados da pesquisa com os projetistas

solos, não se pode ser taxativo quanto à investigação dos mesmos. entretanto o que pode ser feito é um direcionamento em função do comportamento (drenado ou não drenado) e da aparente resistência desses solos.

Visando comparar o modelo de investigação com a realidade brasileira, efetuou-se uma pesquisa com os principais projetistas do setor via correio eletrônico. O formulário enviado contava com cinco perguntas de múltipla escolha e um espaço para sugestões. De um total de formulários enviados superior a 50, foram obtidas apenas 17 respostas.

4.0 ReSultaDOS

quanto ao modelo de investigação geotécnica proposto, como já foi colocado, dificilmente se pode ser categórico quando o assunto é resistência do solo. contudo, uma diretriz principal pode ser seguida e o projetista pode parar assim que se sentir seguro para tomar suas decisões. Dessarte orienta-se tomar os seguintes procedimentos:

• Primeiramente observar o perfil geológico do local. Isso pode ser feito, por exemplo, analisando-se mapas geológicos em conjunto com o traçado da linha de transmissão;

• Primeiro ensaio de campo, por força de Norma, é o de simples reconhecimento. entretanto seria muito interessante iniciar com geofísica, ou seja, realizar ensaios de geofones ou geoelétricos em todos os pontos onde ficarão as torres. O resultado desses testes pode servir, por exemplo, para identificar a profundidade da camada de rocha, a existência de matacão, a existência de descontinuidades na rocha ou no solo, além de poder subsidiar a quantificação dos próximos ensaios;

• Assistido com os resultados da geofísica, executar uma malha de sondagem Spt (Standard penetration test). este procedimento fornece uma primeira idéia de resistência do solo e uma vaga noção de sua estratigrafia. Nos pontos onde se identificar solos muito resistentes, a investigação unicamente desses pode parar aqui;

• Em seguida, em pontos selecionados com os dados do Spt, executar alguns ensaios cptu (cone penetration test com medição de poropressão), que é uma poderosa ferramenta para caracterização da estratigrafia. além de definir espessura e tipo de solo das camadas, com os dados do cptu pode-se estimar muitos dos parâmetros de resistência, como


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de investigação geotécnica, no ramo de transmissão de energia no Brasil. a Norma aBNt NBR 6122/10 engloba fundações de linhas de transmissão, o que é um grande avanço para os projetistas. Isso porque a Norma preconiza a necessidade de investigação geotécnica preliminar, constituída no mínimo por sondagens a percussão (com Spt), e, em função dos resultados obtidos, o emprego de investigação complementar por meio de sondagens adicionais e outros ensaios de campo. portanto, os projetistas podem exigir uma investigação complementar para casos especiais assegurados por essa premissa da Norma.

Recomenda-se para próximos estudos o direcionamento das ferramentas geofísica para projeto de fundações de lts. também para fins de projeto, o desenvolvimento de um trabalho demonstrando a aplicabilidade dos mapas geológicos nesse tipo de obra.


(1) aSSOcIaçãO BRaSIleIRa De NORmaS técNIcaS. (1983) NBR 8036 – programação de sondagens de simples reconhecimento dos solos para fundações de edifícios - procedimento. Rio de janeiro: aBNt.

(2) aSSOcIaçãO BRaSIleIRa De NORmaS técNIcaS. (2010) NBR 6122 - projeto e execução de fundações. Rio de janeiro: aBNt.(3) SchaNID, F. (2000) ensaios de campo e suas aplicações à engenharia de fundações. São paulo: Oficina de textos.

(4) cOutINhO, R. q. (2008) Investigação geotécnica de campo e avanços para a prática. In: xIV congresso Brasileiro de mecânica de Solos e engenharia geotécnica, 2008, Búzios. cOBRamSeg’2008. Rio de janeiro: aBmS, 2008. v. 01. p. 201-230.

(5) luke, B. calDeRóN-macÍaS, c. (2005) Detecting anomalous Inclusions in Soil profiles: encouraging the use of geophysics to Solve engineering problems. journal of environmental and engineering geophysics, vol. 10 nº 2, june 2005, pg 82-84.

(6) ScheFFeR, l. (2005) Desenvolvimento e aplicação do cone sísmico. 107f. Dissertação (mestrado em engenharia civil) - universidade Federal do Rio grande do Sul, porto alegre, 2005.

(7) SaNchez, p.F. et al. (2010) estudo da Viabilidade do uso do penetrômetro Dinâmico leve (Dpl) para projetos de Fundações de linhas de transmissão em Solos do estado do paraná. In: cOBRamSeg engenharia geotécnica para o desenvolvimento, inovação e sustentabilidade 2010, gramado. anais: aBmS, 2010.

5.0 cONcluSõeS e RecOmeNDaçõeS

pode-se notar que na primeira questão foram sugeridas seis alternativas de ensaio, das quais cinco eram variações do Spt. em outras palavras, o resultado final mostrou que uma parcela de 88,2% dos entrevistados usa apenas variações de uma campanha de sondagem com Spt como informação para o dimensionamento de fundações, e somente 11,8% faz uma campanha de investigação geotécnica mais completa, indo além do ensaio de simples reconhecimento. O resultado também indica que não existe uma padronização na investigação geotécnica no ramo da engenharia voltado para fundações de lts. cada projetista segue suas próprias preferências de acordo com suas limitações.

combinando as informações dos projetistas que gostariam de fazer uso de um número maior de ensaios do que atualmente utiliza (29,4%), com a dos projetistas que se fundamentam em campanhas de investigação baseadas quase exclusivamente no Spt (88,2%), pode-se inferir que a maioria dos projetistas tende a ser conservador com os parâmetro de cálculo ao invés de fundamentá-los por meio de ensaios mais precisos. O fato do projetista ser conservador nos parâmetros geotécnicos pode, muitas vezes, estar relacionado ao fato de que o seu contratante lhe forneceu as sondagens. Do ponto de vista técnico isso é questionável, uma vez que tira do especialista uma de suas ferramentas de projeto que é justamente a escolha do método de investigação. Outra interpretação possível é a de que a maior parte dos projetistas está apegada aos conceitos mais antigos, e não se sente à vontade para utilizar técnicas atuais de investigação geotécnica.

Os resultados da segunda e da terceira questão apresentam uma divisão entre os projetistas, isso porque os valores estão muito próximos de 50% quanto à utilização de dados da geologia e de ensaios de laboratório. embora tenha-se observado essa divisão, os mapas geológicos podem fornecer informações valiosas para o projetista, quando cruzadas com conhecimentos de mecânica das rochas e formação dos solos. por outro lado, os ensaios de resistência de laboratório podem levar muito tempo para serem executados, sendo assim, a utilização apenas ocasional dos mesmos não foi vista como uma prática condenável.

em um panorama geral os resultados evidenciaram a existência de um grande espaço para avanços, em termos


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the substation expansion.aiming to find solutions that meet the conditions

listed above, eletropaulo developed this research and development project that will be described.

the project based in a research of the epRI – electric power Research Institute [1 to 6] had as the main objectives to elaborate studies and to develop technological solutions for increasing the capacity of substations of 88 kV increasing its operating voltage to 138 kV and keeping as much as possible the existing infrastructure.

the implementation of a pilot project with an existing 88 kV substation upgraded to operate at 138 kV was part of this project to demonstrate the feasibility of the solutions developed in the previous studies.

In this pilot project it was obtained a saving of 48% of the value necessary to reconstruct the 88 kV existing substation to 138 kV.

this article shows that the implementation of this project in other utilities substations with similar characteristics is feasible and may achieve very promising results.

keYWORDS - Substation, upgrade, compaction.

1.0 INtRODuctION

the load growth in the concession area of eletropaulo, that is the utility responsible for the electric energy distribution in the São paulo city region, requires of the company in the next years, huge investments in capacity expansion of its substations and transmission system (88/138 kV).

the high costs and major difficulties to implement new distribution substations, due to the high cost of land and environmental constraints, led eletropaulo to invest in the research projects to develop technologies to increase the capacity of their existing substations o 88 kV, trying to maximize the utilization of the existing infrastructure.

SummaRY - this article describes a new way to upgrade existing substations, through the increasing of the operation voltage, but keeping the basic insulation level - BIl. In this way it is possible to use almost all the existing infrastructure. the existing sustaining structures of the busbars and equipments, foundations, grounding system, insulator strings, busbars and conductors, breakers, current transformers – ct, and switches are kept. the power transformers, potential transformers – pt and arresters are replaced.

the paper is the result of an R&D project of the Brazilian energy Regulatory agency – aNeel – program, with a practical application in one pilot substation of eletropaulo, the electricity distribution company of São paulo city, where the operation voltage was upgraded from 88 kV to 138 kV.

to increase the capacity of an existing substation, considering the high cost of land and social and environment constraints in urban areas, is a process that requires the analyses of a series of alternatives and solutions to determine, for each specific case, the solution that meets a commitment to technical-economic optimization and that it is feasible to be performed.

In the case of the eletropaulo urban substations, should be taken into consideration the following conditions:

• Increase of the transforming capacity required to feed the load growth and the great difficulties to implement new substations in urban areas,

• Utilization of existing infrastructure (structures, foundations, busbars, equipment, insulators, cables, etc.),

• Maintenance and possible improvement of safety conditions,

• Implementation of services in urban areas and with minimum interruption time,

• Need to meet the demands of the population with regard to the risks arising from the effects of magnetic fields and noise pollution due to the proximity of substations with urban buildings,

• Solutions with reduced investment costs compared to conventional solutions adopted for

Substation upgrade of existing Facilities – a Succeed experience

L. Crisóstenes l E. P. Moraes eletroPaulo l S. L. S. Cabral l G. F. Vasconcelos l W. Pinheiro MatriXJ. C. R. Lopes inovateC


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standards more utilized: double bar at the high voltage side with line entrance at one end of the bar and double bar at the high voltage side with line entrance at the middle of the bar. the Figure 1 shows the one-line diagram of a line entrance at end of the bar.

the standard insulator strings are composed mainly by toughened glass disc insulators, socket/ball type, 146 mm spacing, 254 mm diameter, 80 kN strength. the tension strings have 7 insulators and the suspension strings have 5 or 6 insulators and forged steel hardware. the typical BIl of the insulator strings are 450 kV for 5 insulators and 550 kV for 6 insulators. the substation busbars are insulated by porcelain pedestal insulators.

the usual minimum distances at the structures of busbars and gantries in the typical layouts of the 88 kV substations are 2.50 m phase-to-phase and 0.90 m phase-to-ground.

Figure 1 – One-line diagram

3.0 electRIc StuDIeS

the electric studies comprise the analyses of the safety distances inside the substation, the assessment of the electrical characteristics of the equipments concerning the overvoltage supportability, electric and magnetic field measurements, and the overvoltages calculations.

4.0 electRIcal SaFetY DIStaNceS

the upgrade of the substations from 88 kV to 138 kV basically affects the high voltage sector. therefore this was the sector analyzed.

the BIl of each structure is directly related with the minimum clearances phase-to-phase and phase-to-ground. the values of these distances according to the Brazilian standards NBR 8841 and NBR 8186 are:

• 900 mm phase-to-phase and phase-to-ground for a nominal voltage of 88 kV and BIl of 450 kV

the main steps of the research and development project were:

1) Survey of the characteristics of the eletropaulo standard substations consisted of typical layouts, electrical characteristics of insulators and equipments (breakers, power transformers, current transformers, potential transformers, switches, arresters), critical distances phase-to phase and phase-to-ground between structures and equipments and busbars;

2) assessment of the insulation supportability of the existing equipments and busbars considering the maximum operation voltage and the maximum temporary overvoltages from switching and lightning;

3) laboratory tests to confirm the supportability of the insulation of the existing equipments with critical levels and minimum distances;

4) electric and magnetic field measurements;5) assessment of the existing grounding system;6) Dimensioning and location of the arresters to

protect the electric system keeping the basic insulation level below the conventional to operate in higher voltages;

7) choice of the substation and execution of the pilot project upgrading one installation of 88 kV to 138 kV;

8) assessment of the pilot in the field;9) generalization of the solution and technological

transference to the utility.

2.0 SuRVeY OF the chaRacteRIStcS OF the StaNDaRD SuBStatIONS

the survey of the characteristics of the eletropaulo standard substations consisted of the data collection and analysis of the installations of the 88 kV and 138 kV enclosing the following aspects:

• one-line diagram of the 88 kV and 138 kV standards;• electrical characteristics of the insulators, insulator

strings employed in the 88 kV and 138 kV substations;• busbars and conductors;• electrical characteristics of the equipments

employed in the 88 kV and 138 kV substations – breakers, switches, arresters, ct’s, pt’s, power transformers;

• minimum distances phase-to-phase and phase-to-ground between structures of the 88 kV and 138 kV substations;

• typical layouts.the analysis of the one-line diagrams and layouts

of the 88 kV substations showed that there were two


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agency and the Brazilian standard aBNt NBR 15415 – measuring methods and Reference levels to the exposure to electric and magnetic Fields in 50 hz and 60 hz Frequency [9]. measurements of electric fields and magnetic fields were done inside and at boundary or the substations.

according to the requirements of the above mentioned Normative Resolution 398/2010 and the Brazilian standard, the limits to the exposure of the public in general to the electric and magnetic fields at the boundaries of the substations at 1 m above ground is 4.17 kV/m and 83.3 μt respectively. to the internal region of the substations were considered the limits to occupational exposition that are 8.33 kV/m and 417 μt respectively to the electric and magnetic field.

Since the busbars are aluminum tubes and the interconnecting cables to the equipments inside the 88 kV substations have sizes, that even operating in 138 kV, are above the minimum dimensions necessary to avoid the corona effect, it was not necessary to analyze of the levels of radio interference generated by the substations.

the 88 kV substation standards analyzed in this R&D project showed levels of electric and magnetic fields below the values established into the aBNt standard and aNeel resolution and can operate without problem related to these aspects in 138 kV.

6.0 OVeRVOltageS aND SuBStatION peRFORmaNce

to the development of the overvoltage studies of this project the directives and criteria of the items 9 and 10 of the Sub-module 23.3 of the procedures of grid [10] of the Brazilian National Operator of the electric System – ONS – were adopted.

the assumptions, that the studies were based, considered the configuration of the net, the operation conditions of the net, and the technical specifications of the components of the system (equipments, transmission lines, transformers, breakers, etc.). Beside this, the usual criteria to represent and analyze the net were adopted to the simulations done with the atp (alternative transient program) software.

the methodology used consisted in represent the electric system in a three-phase form at the atp software, with the initial conditions of voltage adjusted to the corresponding operation condition.

the electromagnetic transitory studies evaluated the overvoltages and overcurrents from the maneuvers



another important requirement is the safety distance to maintenance works. the values considered in this project were the recommended by Wg 23.06 of cigré [7].

the necessary safety distances to attend the Brazilian standards of aBNt – associação Brasileira de Normas técnicas e da Iec – International electrotechnical commission were analyzed to the BIl of 450 kV and 650 kV. the minimum distances between live parts and persons are standardized and the following parameters were verified:

• minimum height of the energized parts above the surfaces accessible to the persons and vehicles;

• minimum height of the inferior part of the insulators above the surfaces accessible to the persons;

• minimum horizontal distances between live parts and the structures;

• minimum distances between live parts and persons, or conductive tools, during maintenance works into substations.

according to the analyzes done, the electric distances into the existing eletropaulo 88 kV substations attend the distances recommended to operate at 138 kV with BIl of 650 kV.

as the electric current during normal operation conditions and overload, will not be changed to the operation in the 138 kV voltage, the supportability of the equipment and busbars related to the thermal effects caused by them were not analyzed.

the dimensioning of the ground meshes and the safety conditions related to step and touch voltages were also not analyzed since the short circuit conditions of the system – maximum current and duration – were kept.

5.0 electRIc FIelD, magNetIc FIelD aND RaDIO INteRFeReNce

the majority of the substations of eletropaulo is located into urban regions where is possible the construction of houses and buildings in the boundary of their land or into their vicinity.

therefore it is vital to verify the values of the electric and magnetic fields to the upgraded substation operation in 138 kV, according to the Normative Resolution 398/2010 [8] of the Brazilian Regulatory


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• entrance: 2 circuits, double busbar• transformers: 2 transformers of 25/33 MVA and 2

transformers of 30/40 mVa with transformation relation (138/88 kV) / 13.8 kV

• breakers: 2 three-pole breakers with individual poles, SF6 insulated, 145 kV class, 1250 a.

• sectionalizer switches: 14 switchs with horizontal opening, 145 kV class, 1250 a.

• current transformers: 6 CTs• potential transformers: 2 PTs• insulators: columns of pedestal insulators with 3

modules per phase, 2 tR-140 of 368 mm and 1 tR-53 of 508 mm

• busbar conductor: aluminum tube of 1 inch diameter per phase

• structures: concrete poles and steel lattice beams to the entrance porticos and high tension bars medium tension gateway: 2 metal clad switchgear with 8 circuits of 13.8 kV

the Figure 1 shows the one-line diagram similar to the etD monte azul substation.

Based on the methodology developed in this R&D project, the existing substation was analyzed to verify if the minimum distances observe the standardized BIls and the safety distances during the maintenance works. the levels of electric and magnetic fields were also verified.

the electric characteristics of the equipments were analyzed and the results of this assessment are in the table I. this same table shows a comparison between the necessary alterations to upgrade the operation tension of one substation in a conventional way and the alterations considering the developed methodology.

table I

the Figure 2 shows photos of details of etD monte azul substation.

in the grid, applying the defects and atmospheric discharges. among other can be cited:

- Maneuvers of equipments in the gridthe maneuvers of system related to energizing and

reclosing of transmission lines and cables, energizing of transformers, switching of capacitors and reactors, load rejection and ferroresonance were studied.

- Application of defects in the system and their elimination

the application of defects in the system corresponding to the occurrence of symmetric or asymmetric faults in system busbars and their consequent elimination were analyzed. It was analyzed also the application of mono-phase (more common) and three-phase defects involving or not the ground and their consequent elimination. the occurrence of mono-phase kilometric faults in feeding transmission lines were also analyzed in some situations.

- Occurrence of atmospheric dischargesthere were analyzed the atmospheric discharges

by direct lightning strokes on the conductors (shield failure) or by lightning strokes in the ground wires or towers (back flashover), with the consequent elimination during the line path or at the substation.

the results of the studies indicated in a general way that the arresters installed at the transmission line entrances and at the distribution circuit gateways protect conveniently the substation. however due to the specificity of each substation it is necessary to verify, when doing one substation upgrading, if the location and technical characteristics of the arresters attend the necessities of protection against overvoltages of this substation under analyzes.

7.0 pIlOt SuBStatION

the chosen substation to the pilot project was the estação transformadora de Distribuição (etD) monte azul. One of the reasons to the choice was the necessity of reconstruct the existing branch of the transmission line that feeds this substation from 88 kV to 138 kV, and the necessity of enlargement and improvements of the substation, as well the possibility of immediate energizing in 138 kV, allowed by configuration of the electric system of the utility in that region.

the characteristics of the pilot substation are the following:


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in the São paulo city region compared to the previous years, the transmission line that feeds the substation and the substation itself were not disconnected due to overvoltages.

the costs to implement the R&D project solution compared to the costs to implement the conventional solution to upgrade the existing substation to 138 kV are showed on the table II. the savings of this project were R$ 7.90 million that corresponds to uS$ 4.42 million. this amount represents 48% of the total cost of the reconstruction in a conventional way.

8.0 achIeVeD ReSultS

During the previous years, before the implementation of this R&D project, the etD monte azul was refurbished and improved. their transformers and main equipments were replaced by others with bigger capacity and prepared to operate in 138 kV.

the last works to upgrade this substation were implemented at the end of 2010 and the energizing occurred in 01/25/2011. up this moment, despite the significant increasing of the lightning that occurred

line entrance Busbar and equipments power transformers

Figure 2

table II


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9.0 cONcluSIONS

eletropaulo owns 139 transforming distribution substations of (138/88) kV / (34.5/13.8) kV. Five of these 139 substations are operating in 138 kV. Fifty six percent of the others 134 substations operate in 88 kV, but they are prepared to operate in 138 kV. the remaining 44% are not prepared to operate in 138 kV. this is the potential universe to apply this upgrade methodology. a conservative estimative shows that if the methodology could be applied only in 50% of the potential substations with the same savings, the total saving achieved will be around R$ 233 millions, that corresponds to uS$ 130 million.

the upgrade methodology developed in this R&D project presented low risks, easy application and high potential of savings.

considering the characteristics of the 88 kV substations of the eletropaulo compared to the 69 kV substations of the other Brazilian utilities it is possible to say that this methodology has a huge potential to be applied in other facilities of other companies. It is possible to say also that there is a possibility to apply the methodology to upgrade substations from 138 kV to 230 kV.

10.0 BIBlIOgRaphY

[1] Substation Voltage upgrading – epRI el-6474 project 2794-1 Final Report – electric Research Institute. august 1989. uSa.

[2] panek j., elahi h. Substation Voltage uprating. Ieee transactions on power Delivery, Vol. 4, Nº 3, july 1989. uSa.

[3] Ieee SuBStatION cOmmIttee – W.g. e1. Safety aspects in Substation Voltage uprating. Ieee transactions on power Delivery, Vol. 7, Nº 3, july 1992. uSa.

[4] elahi h., panek j., Stewart j. R., puente h. R. Substation Voltage uprating: Design and experience. Ieee transactions on power Delivery, Vol. 6, Nº 3, july 1991. uSa.

[5] panek j., albrecht p. F., elahi h. Design criteria for lightning protection of hV Substations. Ieee transaction on power Delivery, Vol. 7, Nº 2, april 1992. uSa.

[6] panek j., Sublich m., elahi h. criteria for phase-to-phase clearances of hV Substations. Ieee transactions on power Delivery, Vol. 5, Nº 1, january 1990. uSa.

[7] Working group Sc 23.06 cIgRe. “the effect of regulations on the design of substations” (electra number 19 October 1971)

[8] aBNt – associação Brasileira de Normas técnicas. Norma NBR 15415 - métodos de medição e Níveis de Referência para a exposição a campos elétricos e magnéticos na Freqüência de 50 hz e 60 hz. Brazil

[9] aNeel – agência Nacional de energía elétrica. Resolução Normativa 398/2010. march 2010. Brazil.

[10] ONS – Operador Nacional do Sistema elétrico. procedimentos de Rede. Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos. june 2010. Brazil.


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Sustainable Development of hydropower in Brazil– technical and Institutional aspects

A.C.G. MELO l M.E.P. MACEIRA jl electrical energy research Center - CePelM.P. ZIMMERMANN l F.R. WOJCICKI Ministry oF Mines and energy - MMe

SummaRY - the approach that the Brazilian government has been using to cope with the important challenge of developing its supply resources, including the hydropower potential in a very strict sustainable way is based in three main aspects: (i) carefully addressing of the environmental, social and economic impacts and benefits of new projects; (ii) design of an adequate and successful institutional and regulatory framework for the Brazilian power sector; and (iii) carry out option assessment of its resources in the expansion and operation planning decision making process. In this sense, social-environmental aspects are considered since the very first phase of the expansion planning and throughout all decision making process.

this paper presents the main challenges associated to the sustainable development of the Brazilian hydropower system as well the strategies that have been adopted. the paper also highlights the main features of the successfully implemented institutional framework. Special attention is given to the methodologies and computational tools used to carry out resource planning, which provides quantitative figures to support the decision-making process and where economical, social and environment impacts and benefits are taken into consideration.

keYWORDS - hydropower – System Development – Sustainable Development – environment – Social Issues – economics – policy.

1.0 INtRODuctION

a key feature of the Brazilian energy policy is, at least, to keep the current participation of the renewable energy in our future energy and electricity matrices. table 1 shows that in 2010, 45.3 % of all energy consumption in our country came from renewable sources, which the major contributors were sugar cane products and hydropower. according to the studies of

the current 2020 Brazilian energy plan [1], we expect a slightly growing in this figure, and renewable energy will account for 47.7% in 2020. also, our domestic energy supply will grow from 267.4 million toe in 2010 to 439.7 million toe in 2020, corresponding to a 5.1% growth per annum.

table 1 - Domestic energy Supply in Years 2010 and 2020

When we move to the electrical sector, the picture is even better: renewable energy will provide 87.7% of the power supply in 2020, a share even higher than in 2010, which was 86.2%. In turn, our domestic electricity supply will grow from 544.9 tWh in 2010 to 867.3 tWh in 2020, with an annual increase of 4.8% per annum. hydropower predominance will continue through 2020, standing for 73.4% of the total, compared to 80.6% in 2010. this relative reduction is offset by the strong expansion of wind and biomass generation, which participation increase from 0.4% to 4.3% (wind) and 5.1% to 10.0% (biomass).

It is important to bear in mind that, globally, the highest increase in energy consumption will come from developing economies. and it is also expected an associated increase in the energy consumption per capta in those countries. therefore the question of promoting social and economic development while simultaneously enhance energy security and environmental sustainability will be very challenging. Brazil is addressing this issue by expanding our energy


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between cost-effective energy production and socio-environmental considerations, while also taking into account multiple water uses. Such a balance should be pursuit in all stages of the decision making process.

One possible approach to cope with this important challenge could be based on the following main aspects: (i) carry out energy resources assessment of country energy resources in the expansion and operation planning phases ; (ii) formulation of alternatives for the partition of the total water head of a river basin, by carefully addressing of the associated environmental, social and economic impacts and benefits; (iii) adequate project design and implementation; (iv) integrated operation of the hydropower plant in terms of electrical system and other water uses.

the policy framework should include planning activities adapted to each country circumstances. usually, energy resources assessment requires planning activities ranging from long-term expansion planning to short-term operational planning. the study horizons vary from 20-30 years ahead (long-term), 5-10 years ahead (mid-term) up to day ahead operational programming, involving different degrees of detail in system representation.

One of the most important stages in the sustainable development of hydropower is the formulation of alternatives for the partition of the total water head of a river basin, carried out in the inventory studies. the hydroelectric inventory is of paramount importance because the decision is taken not only for a single project but for the whole set of projects that can be developed in a river basin. therefore, besides addressing the traditional technical and economical issues, it is crucial that sustainability criteria are utilized in this phase. this requires the development of methodologies that provide clear direction on how to minimize negative social and environmental impacts while maximizing the positive ones and also capturing synergies between hydropower development and the river basin water resources. In this context, a basic reference is the manual for hydropower Inventory Studies of River Basins [2], sponsored by Brazilian ministry of mines and energy and the World Bank and contracted to cepel – the Brazilian electric energy Research center.

It is recommended that the decision making process associated to a specific project design and implementation starts when the inventory studies is concluded. then, the next step is the development of the feasibility studies which should comprise

and electricity matrices based on renewable and clean energy and not forgetting the role of energy efficiency. For example, we envisage that 10% of all electricity needs in 2030 will be provided by energy efficiency measures.

In this context, hydropower has a dominant role in the Brazilian electric power system and this role should remain over the next decades due to the presence of a huge undeveloped potential (170 out of 260 gW). therefore, Brazil intends to develop its supply resources, including those in the amazon region, but in a very strict sustainable way, i.e., taking into account the social, environmental and economic dimensions.

2.0 hYDROpOWeR DeVelOpmeNt aND SuStaINaBIlItY

hydropower is a renewable energy technology that is commercially viable on a large scale and it is the least costly way of storing large amounts of electricity. also, hydroelectricity presents several advantages over most other sources of electrical power. these include a high level of reliability, proven technology, high efficiency, very low operating and maintenance costs and the ability to easily adjust to load changes. Because many hydropower plants are located in conjunction with reservoirs, hydropower projects often provide water, flood control, fluvial transport and recreation benefits. Finally, there has been a growing recognition that it may be a major instrument in the fight against climate change.

around the world, the sustainable development of hydropower is also being used to foster social and economic development, especially for local communities, and as an important tool in the fight against global warming. Nevertheless, hydro developments should be carefully analized from the environmental and social point of views. all necessary attention should be paid to minimizing negative effects on surrounding ecosystems as well as on water flow downstream and to maximizing synergies between hydropower development, efficient water use, local and regional social and economic development, improved access to clean energy, job creation and reduced emissions.

Sustainable development is a development that meets the needs of the present without compromising the ability of future generations to meet their own needs. In terms of hydropower, the basic approach to achieve its sustainable development is to find a balance


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• National Energy Policy Council – provides policies and guidelines for the Brazilian energy sector;

• Long-Term Expansion Plan – defines the expansion strategy and comprises a horizon with 20 to 30 years ahead and is updated in a 4/5 year basis;

• Ten-Year Expansion Plan – refines the strategic expansion in a 10-year horizon and provides the projects ranking; it is annually updated.

• Expansion and Operation Monitoring Committee – verifies possible delays in projects implementation and the adequacy of the supply resources to meet the forecasted energy consumption and proposes eventual and timing remedial actions; it comprises a horizon of 5 years and it is monthly updated.

Other relevant change is related with the way of contracting new electrical energy. all consumers must have 100% of their loads long term contracted. the energy buying for the captive consumers is based on an auction procedure, where the winner is the one that offers the least price per mWh; the winner also receives a long-term contract (15-30 years) with all distribution companies. however, in order to go to the auction process all projects should obtain a preliminary environmental license. the energy buying for captive consumers occurs in three phases: 5-year, 3-year and 1-year ahead.

3.1 Energy Resources Assessment in the Expansion and Operation Planning Phases

Brazil has developed structured planning and operation procedures based on a set of methodologies and studies. In these procedures, socio-environmental aspects are considered since the first phase of the expansion planning and throughout all decision making process as well as they are continuously monitored throughout projects cycle of life.

the studies consider different time horizons and successive interactions with the planning procedures of the electrical sector as a whole (see Fig. 1). For example, the strategic long-term expansion planning studies, involving analyses of different strategies for developing the country’s different energy systems and the future energy supply mix, establishes recommendations for river basins to be prioritized in hydropower Inventory Studies. In the ten-Year energy expansion plans analyses of supply conditions for the market in the next ten years are done considering hydropower projects that have already been studied at least at the Inventory level, together with other

environmental Impact assessment (eIa) reports which should also address social issues and must include water use rights. the next stage is the development of the basic project, which detailed studies also include the elaboration of the environmental Basic project report. Finally, in the executive project phase all necessary measures related to the plant, including the implementation of socio-environmental programs are decided in order to get license for starting the filling of the reservoir for the beginning of the operation. two basic references can be cited: update of Recommendations for hydropower and the environment developed by the International energey agency hydropower Implementing agreement [3] and hydropower Sustainability assessment protocol, developed by the International hydropower association [4].

In terms of sustainability, the operation of the hydropower plant should consider the coordinated operation with upstream and downstream hydropower plants in the same river basin as well as the operation of the other power plants in the interconnected electrical power system.

In addition, the development of sustainable hydropower requires the designing of an adequate policy framework that encompasses all the mentioned steps and also provides financial instruments for this type of infrastructure.

Developing hydropower in a sustainable way can simultaneously enhance energy security, environmental sustainability and promote social and economical development, especially for local communities, while also offering important opportunities for poverty alleviation and electricity access.

3.0 BRazIlIaN appROach tO SuStaINaBle DeVelOpmeNt OF hYDROpOWeR

the approach that the Brazilian government has been using to cope with the important challenge of achieving a sustainable development of it hydropower potential is based in a number of important instruments as depicted in Fig. 1. most of this instruments were presented in the institutional and regulatory framework issued in 2004 [5], which also introduced important changes associated with the expansion planning and project implementation in Brazil. the main features are summarized below.


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to clearly defined rules approved by the Regulatory agency for electricity (aNeel) and by the Wholesale energy market entity (ccee), which uses the water values calculated by these optimization models to determine the spot prices, and by eletROBRaS group. as a consequence, the computational models are also widely utilized by utilities and agents in the Brazilian electrical power industry.

Figure 2- chain of models for the expansion and Operational planning and programming

this chain of models (see Fig. 2) covers the development of methodologies and computer programs in the areas of the environment, generation expansion planning, Operation planning and programming, Stochastic hydrology, Water Resources and Winds, Financial analysis of projects and tariff, and computational techniques applied to hydrothermal systems.

3.2 Formulation of Alternatives for the Partition of the Total Water Head – Inventory Studies [2]

the hydropower Inventory is an example of consideration of social and environmental aspects since the very first phase of the planning process. In these studies the objective is to balance energy generation, social and environmental impacts (positive and negative) and multiple uses of water. all river basin cascade options are analyzed and the best one is select according to a basic criterion stated as “the maximization of the economic-energy efficiency with the minimization of the negative socioenvironmental impacts, taking into account the positive impacts from the implementation of the hydropower plants in the basin”.

the Inventory Studies are divided in two phases:

generation projects with different technologies. In these studies specific projects and their time-frame for introduction taking into consideration the engineering and environmental studies involved are carefully analysed. the physical targets and the expansion programs are established with a view to future auctions for the purchase of energy from new generation developments and future auctions for new transmission facilities. the technical, economic and socio-environmental Feasibility Studies required for new generation projects are identified. these studies are carried out every year and are consolidated in the ten-Year energy expansion plan.

Brazil has developed structured planning and operation procedures based on a set of methodologies and studies. In these procedures, socio-environmental aspects are considered since the first phase of the expansion planning and throughout all decision making process as well as they are continuously monitored throughout projects cycle of life.

Figure 1- Brazilian power System expansion planning and hydropower planning

In Brazil, the energy resources assessment is carried out through a set of methodologies and computational tools, which are applied in the expansion and operation planning process. a chain of Optimization models [6,7] with different planning horizons and degrees of detail in system representation compose this computational system, as illustrated in Fig. 2. this chain of computational models, developed by cepel, has been used by the Brazilian electrical Sector entities, such as the ministry of mines and energy (mme), the expansion planning entity (epe), the National System Operator (ONS), responsible for central system optimization and dispatch, according


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intensities of negative and positive impacts.the objective of the Integrated environmental

assessment (Iea) of the final selected cascade is to supplement and consolidate the socioenvironmental studies for the cascade selected in the Final Studies, highlighting the cumulative and synergistic effects resulting from the negative and positive impacts brought about by the set of projects involved. It is in this phase that the socioenvironmental guidelines are drawn up so that the studies required for designing the projects and future socioenvironmental studies for the river basin can be undertaken, and for the purposes of environmental licensing for the developments.

all the criteria/methodologies adopted in these studies are described in the 2007 edition of the manual for hydropower Inventory Studies of River Basins, sponsored by Brazilian ministry of mines and energy and the World Bank and contracted to cepel, also available in english, [2]. the SINV decision support system integrates data management with simulation/optimization and plotting tools to aid in energetic and socioenvironmental studies and in the comparisons of the cascade options and selection of the best one.

3.3 Offshore Platform Hydropower Plant – a New Concept [8]

the off-shore platform development approach has is been proposed used for hydropower projects along rivers in remote and generally uninhabited areas of northern Brazil. the concept reduces the anthropogenic footprint impact on the project area by bringing in staff and workers for the construction and operation phases, as required, rather than building large construction camps and permanent settlements. this is analogous to off-shore drilling and production platforms for the oil and gas industry or for remote mining exploration and development sites.

the off-shore platform approach minimizes human impacts on the natural environment thus representing an improvement to the sustainable development of hydropower in non- anthropogenic areas. the rivers are largely preserved in their original state. access roads provide only necessary communication routes and any affected forested areas are returned to their original state.

3.4 Project Design and Implementationas mentioned before, in order to be qualified

to go to the auction process, all hydroelectric

preliminary Studies and Final Studies. the objective of the preliminary Studies is to reduce the number of river basin cascade options which will be considered in the Final Studies, when the cascade options will be studied with more details and the best one will be selected using a multiobjective approach. the studies in a hydropower River Basin Inventory can be grouped as: engineering studies, energy studies, Socioenvironmental studies and multiple use of Water studies.

the engineering studies refer to the use of established solutions to define the layouts and to design the structures (dams, turbines, etc) and, ultimately, to estimate the project costs. these costs will be used to calculate the cost/energy-benefit index that will be adopted as one of the criteria to select cascade options.

the objective of the energy studies is the energy dimensioning of the projects in order to calculate the firm energy (mean energy generated by a project or a group of projects obtained by simulations of the system operation during the driest period of the streamflow record). the firm energy of the cascades option will be used to compose the cost/energy-benefit index.

the studies of multiple Water uses take into consideration other water uses in the basin, minimizing any conflict and ensuring the efficient use by estimating the amount of head and streamflow available for electricity generation. as such, a diagnostic study is prepared to serve as a source of data for designing a scenario of future multiple water uses for the river basin, which will be used in the Final Studies. the multiple water use is analyzed not only as constraints to the generation of energy or as negative impacts of the hydropower on them. the opportunities for the rational use of the water resources are highlighted and considered in the decision-making process of choosing the best head division alternative. the methodology permits identification of possible conflicts in early phases, pointing to the necessary institutional articulations for the realization of the positive aspects in the development of the projects.

the Socioenvironmental studies concern the analysis of the negative and positive socioenvironmental impacts which each cascade option would have on the area under study. they influence project design and cascade options formulations, while also supplying information for construction work cost estimate. two indexes are constructed to express separately the


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aspects are considered since the very first phase of the expansion planning and throughout all decision making process. Besides dealing with the three dimensions of the sustainability, ie., economical, social and environmental aspects, the paper highlighted the importance of establishing an enabling policy and regulatory framework, as well as to develop energy resources assessment and expansion and operational planning procedures.

5.0 ackNOWleDgemeNtS

the authors would like to thank the invaluable contributions of F.S.costa, j.m.Damazio, l.g.marzano, F.R.S.Batista, m.l.V.lisboa, from cepel, and a.Ventura Fo, from mme.

6.0 BIBlIOgRaphY

[1] mme/epe. “ten-Year energy expansion planning for 2020” (ministry of mines and energy, 2011)

[2] cepel et allii. “manual for hydropower Inventory Studies of River Basins” (technical Report, cepel, 2007, also available in english at http://cepel.br/manualInventario07/manual_inventario_ingles.pdf )

[3] Iea hydro. “update of Recommendations for hydropower and the environment” (October, 2010)

[4] Iha. “hydropower Sustainability assessment protocol” (November, 2010)

[5] Brazil, “Federal law 10848” (2004, in portuguese)[6] m.e.p. maceira, l.a. terry, F.S. costa, j.m. Damázio,

a.c.g. melo. “chain of Optimization models for Setting the energy Dispatch and Spot price in the Brazilian System” (xIV pScc proceedings, Seville, Spain, 2002)

[7] m.e.p. maceira, V.S. Duarte, D.D.j. penna, l. moraes, a.c.g. melo. “ten Years of application of Stochastic Dual Dynamic programming in Official and agent Studies in Brazil – Description of the Newave program” (xVI pScc proceedings, glasgow, Scotland, 2008)

[8] m.p. zimmermann. “technical and legal Issues associated to the energy expansion planning in the New Brazilian Regulatory Framework” (m.Sc. Dissertation, puc-Rj, 2007, in portuguese)

projects should obtain a preliminary environmental license (lp). thus the lp should be obtained from environmental agencies in the Feasibility Studies stage of the project development and is based in an Integrated environmental Impact assessment (eIa) and an environmental Impact Report (RIma) for each project, which also addresses social issues. this lp requires, by law, public hearings and must include water use rights. the winner in the auction process is in charge to develop the Basic project, which detailed studies also includes the elaboration of the Basic environmental plan report in order to apply to the environmental Installation license (lI). a Basic environmental plan must be prepared on the basis of the recommendations in the eIa before an Installation license can be issued and the construction work contracted out. Finally, in the executive Design stage all necessary measures related to the plant, including the implementation of socio-environmental programs are decided and the environmental Operating license (lO) is required to start the filling of the reservoir for the beginning of the operation.

3.5 Integrated Operation of the Hydropower Plant in the Electrical System and Other Water Uses

Once the plant has been built, the reservoir is filled and the plant is commissioned. the plant can only enter service once it has received an Operating license. Once generation begins, the plant is monitored closely to adjust any issues that may be identified. generation schedule is coordinated with the other generation plants in the country by the National electric System Operator (ONS) in order to obtain the best use of the national hydrothermal system. this coordination is done using the previously mentioned chain of Optimization models [6,7]. For example, the integrated operation can provide gains in energy production by taking into account hydrological diversities and synergies among river basins. the operation of hydropower plants should also consider other water uses in the river basin.

4.0 cONcluSIONS

this paper outlined the main features of the Brazilian approach to cope with the important challenge of developing its supply resources, including the hydropower potential, in a very strict sustainable way. In this sense, social-environmental


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transformation of the telecommunications Network – caSe cheSF

SummaRY - In the electric power generation and transmission enterprises, it’s common to have the necessity of interconnecting all the substations, power plants and other dependencies, over a telecom system.

the area of telecommunications of chesf, the largest generator of electricity of the Brazil, is believed to have in its platform a level of quality of Service (qoS) in compliance with the requirements of its electric operation, and with the electric System National Operator (ONS). however, new administrative and operational applications request a greater capacity of bandwidth and better signal processing, which makes us need to plan ahead to design the expansion and transformation of this new platform, implementing new technological trends, expanding the backbone with the goal to enable it to this new generation of services, which are being demanded, for example:

• Remote Operation of Substation• Unified Communications • Communication Wireless in the Substation • Video Surveillance• Real-time Applications• Substation Automation Systems

aspects such as the reliability requirements and automation are in continuous evolution, pointing to a growing need for controls, supervisory structures more efficient and secure, solutions of automation more elaborate. In this context, the telecommunications in the utilities have been growing in importance and their own specifications and architectures are becoming more specialized. another important factor to consider is the current model of granting of the Brazilian electric Sector that requires an analysis of design more complex, because there is an enormous range of technical and commercial factors to be considered for the definition

of capex and Opex of the telecommunications, or when the company participates in the bidding of the new business of generation and transmission, or even detailing requirements of the bidding processes of aNeel (energy Regulatory agency), to achieve integration of these new business to the basic network of the SIN (National Interconnected power System). the consonance of the telecommunications planning with the standardized control by the regulatory bodies, such as anatel (telecommunications Regulatory agency), are also considered.

therefore, the development of the planning for this new backbone is guided by the following guidelines:

• Systemic thinking ensuring the planning of solutions for integrating new systems with the network in operation;

• High availability (capacity, reliability, maintainability) ensuring compliance with the requirements of qoS for Operation electrical and particularly to the requirements in the ONS grid procedures;

• Integration between Information Technology (IT) and telecommunication (tl);

• Perspective of the communications to a base predominantly Ip;

• The new paradigms for industrial control networks;• Tendency to remotely operate the components

of the energy system and the consequent need to support of telecommunications, for measuring electrical quantities around the perimeter of plants and substations.

the telecommunication Business plan considered the transformation of the several systems in compliance with all requirements of electric Sector and of the new services demands. Some systems are listed below:

• Transport Network• Synchronism

RODRIGO LEAL l FLÁVIO COELHO l RICARDO LESSA l ALEXANDRE LIRA ChesF


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of generation and transmission of electric energy, through the continuous implementation of improvements to the operating electro-energetic System, making available a trustworthy system, capable of responding to the conditions established by the contracts of concession, and searching a better return for investments.

the necessary strategies in order to reach these goals should involve:

• Implement the Systems of Transmission and generation Revitalization program;

• Make the Operation and Maintenance Processes more efficient;

• Improve and modernize the Automation Systems, including the necessary support to Business management

• Implement the Program of Remote Operation for Installations;

• Implement sites of transmission and generation, through the system’s strategic points, looking towards increasing the benefits, reducing maintenance and operation costs;

• Implement new Operation and Maintenance technologies;

• Improve and modernize the Telecommunications System, including the necessary support to Business management.

1.2 Challenges faced by Telecommunications in the Energetic Sector

the next years are supposed to bring great challenges to the electric sector companies. Some factors will have important impact to telecommunications among these companies, such as:

• The presence of the Smart Grid;• The remote control for the electro-energetic

system;• The diversification of the energetic matrix;• The accelerated increase of electric energy

consumption in Brazil• The intensified use of integrated personal

communications at work.these factors command the necessity to have a new

and careful multi-annual planning. the expansion of applications (remote presence, administrative video), the intense use of video cameras, supporting the electro-energetic system’s operation and the unified communications (uc) with voice migration to the Ip platform, would promote a drastic increase in demand

• Wide Area Network (WAN)• Unified Communications (UC)• Video Surveillance• Wireless Network (Wi-Fi)• Security • Quality of Service

this paper demonstrates the telecommunication Business plan, with horizon 2018, when we will present an overview of architecture and new technologies to be applied in the transformation and expansion of chesf’s telecommunications network.

keYWORDS - convergence, OtN, mplS, uc, Remote Operation.

1.0 INtRODuctION

1.1 Description of the Field of Interest for the Eletrobras System 2010-2030

In the strategic planning for the eletrobras System, constituted by all of its companies, it was developed a study of all the external and internal environments, under the consolidated corporate vision. this study is the result of the prospection of four most probable scenarios for the economic, technologic, commercial and financial contexts dynamics.

among the resulting reference scenarios, “Stimulated expansion”, characterized by the following main aspects, was selected:

• Brazil currently faces a moment of high and sustainable economic expansion, with the presence of favorable investments, it means, abundant and at low costs;

• The demand for electric energy is high;• The governmental policies are favorable and

stimulating for the eletrobras System;• The sector’s regulations are clear and market-

oriented, creating a favorable environment for enterprises;

• As consequence, the mandatory institutional links, imposed to the system, as well as the environmental licenses become more flexible, making it easier for investing in new enterprises.

In the Strategic planning for the eletrobras System, where it’s possible to find the Strategic Objectives designed for that particular period.

among the Strategic Objectives it comes out the need to improve the quality of service delivery


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Besides this basic requirement, other basic criteria also guided the communication networks, such as:

• Planning for the actual systems obsolescence in the 2018 horizon (the evolution of technology and the end of the equipment life cycle, imposing their replacement);

• Unification of personal corporate communication over Ip and the integration of the communication services (voice, video, electronic mail, instant messages, identity portability, mobility and others) in one single network;

• Availability of band;• Simplification of the IP network architecture;• Use of modern/open technologies, although

proved and available worldwide;• Service quality throughout the network (low

delays, band warranty);• Information security for the various systems who

utilize the network;• Isolated logic network, and safe for every service

of application.

Based on these premises, a study of the existing networks at chesf and the current and future services, was done, and led to a needs forecast, which guided the planning of objectives for the new communications network at chesf. In parallel, a study about the prospective markets, studies of adopted solutions in similar companies in Brazil and abroad, studies of the available technologies and equipment, as well as proposed solutions by the various manufacturers and vendors, currently acting in Brazil, through consultations, studies of technical materials, and several meetings. Based on these actions, it was designed the new communications network architecture of chesf.

2.2 Transport NetworkDuring the elaboration of the Director plan, it was

conducted a study about the traffic to be supported by chesf’s 2018 telecommunications network, as well its projection until 2023. Based on this study it was possible to elaborate the predicted traffic matrixes among the different chesf localities.

the study of traffic is crucial for the capacity planning of the different transmission systems, allowing for technology and configuration selection, in order to better respond to the projected growth. the traffic estimative were elaborated following

for bandwidth. also, as part of the equation, are increasing operation automation, and the consequent increase of reach and in the volume of the transported data.

During the last years there have been technological changes in the telecommunications. all the communication tends to be supported by an Ip platform. the electro-energetic system is evolving to respond to the Iec 61850 standard, with local ethernet networks and communication protocols based on the Ip. that’s why it’s necessary to plan a new technological platform for chesf’s telecommunications network.

the electronic evolution offers the possibility to develop new equipment and technologies, which brought out a decrease in costs of the network elements, allowing to plan a redundant and highly trustable network, with high capillarity and flexibility, with band width services widely available.

the objective of the planning was to elaborate the guidelines for the upcoming years, regarding the expansion and modeling of chesf’s telecommunications system, considering the company’s particular characteristics, in both aspects: its role as an enterprise, whose main goal is the generation and transmission of electric energy, as well as its importance and significance in the national context, its business structure and its development path, predicted for the upcoming years.

2.0 plaNNINg DeVelOpmeNt

2.1 Basic PremissesDue to the critical significance of the information

that flow through chesf’s telecommunications network, the main guiding criteria for all the planning was the need for total security in the telecommunications system.

Below are presented some of the measures to guarantee security to the new telecommunications platform:

• The carrier class equipment specification, with duplicated essential parts;

• The duplication of essential network elements and physical network support;

• The functional and geographical redundancy of servers and network controllers;

• The construction of rings;• The diversity of communication possibilities;• The communication survival, in case of failure.


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Figure 1 - transport Network

Some localities throughout the OpgW cables path do not participate of the rings, due to the fact that the protection mechanisms limit the number of knots in each ring. these localities will be served by Ng-SDh optical systems, which will integrate the main backbone.

generally speaking, the current optical fiber system is used up in its totality. Because there are a limited number of available fibers, wherever it’s necessary, it’s adopted the multiplex technique, with several optical carriers in the same fiber, through the use of WDm (Wavelength Division multiplex). the localities not served by optical fibers will be served by high capacity microwave systems.

2.3 Long Distance Networkchesf’s current WaN network consists of core routers

in the regional sites and routers low scale in each site. In order to respond to news needs, it’s proposed to develop chesf’s long distance data network, utilizing the metro/carrier ethernet technology, with larger band width characteristics, and capacity to provide this width in flexible increments, and an excellent support for voice, video and data. this technology also presents low implementation costs, operation facility and advanced quality service resources (qoS), protection and security, becoming simpler and more efficient.

the projected network is expected to extend the

objective criteria regarding the utilization of several systems, and the results also serve to help planning the implementation of various new systems, and provide necessary subsides to the engineering team, in the evaluation of the network’s interconnection capacities throughout this Director plan’s horizon.

through these studies, the new telecommunications transportation networks would utilize high capacity optical systems. In the high traffic regions, the transmission backbone will adopt the OtN (Optical transport Network) technology, at 10 gbit/s. this technology has the advantage to support long distances and high speeds, with no modification in the existing fibers and directly transports gigabit ethernet signals, besides transporting isochronic signals. For the lower traffic demand regions, the optical backbone will have a 2,5 gbit/s. the Ip charge will be transported through carrier ethernet services, over barring done with the Ng-SDh (Next generation SDh) techniques.

considering these premises, the transportation platform was projected to provide the closing of the optical rings, covering several working areas of the company, creating an integrated system, with survival protection and offering integral services, even in the presence of simple failure in any part of the ring, responding to the propagation of information throughout them, even under different working conditions, as it may be observed by Figure 1.

For a high level protection, at the optical transport layer, the ring configuration allows for the implementation of a protection line, according to the mS-SpRing or ODu-SpRing protocols, preferably at four fibers. In the SDh trajectory layer, and even in the ODu trajectory layer, and additional protection according to the SNc-p model may be implemented. Regarding the transportation services of statistics signals (ethernet), protections may be implemented, foreseeing an automatic recovery of the services, in tens of milliseconds, similar to the SDh protection, using the new functions of the ethernet layer. Naturally, the normal router topology protections, including the fast protections in the range of tens of milliseconds, will also be implemented.


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traditional system tDm-based, as below: • Unified service control, with easy activation

operation and maintenance;• Lower cost;• Use of the same support structure IP-based, for all

the services;• Integration of videoconference and unified

communication into the telephonic platform.

Figure 2 - Wide area Network architecture

the new Ip telephonic corporative platform seeks the introduction of unified communications (uc, unified communications) at chesf. the ucs unite all the services of personal communications, including phone, video calls, mobility, instant messages and online collaboration.

the ucs use the resource of “presence”, which allow them to establish the communication possibilities with each and every user, all the time. the information of presence is native to the solution. the presence will be the “dial tone” of the future. the ucs aggregate the other users’ communication possibilities (phone, video calls, services of chat, electronic mail, and others).

the future unified communications network will have two main serves, whose main function of geographic redundancy soft switches, located in the company’s regional managements, working in an active-active mode, as shown by Figure 3. each one of them will have all the duplicated essential elements and will have alone, the capacity to control all the network terminals and the videoconference system. under normal conditions, the signaling is forwarded through its respective soft switch, while the useful communication data (media) directly flow between the terminals through the Ip network’s most direct path. as a security measurement, each locality will

ethernet standard to the long reach metropolitan networks, using a flatter network topology, with the use of more intense of level 2 networks (Bridged ethernet), allowing the reduction of latency and costs. this network consists on a multiservice platform, based on metro ethernet technology, combined with Ip/mplS with te (traffic engineering), divided in 3 layers (aggregation, Distribution and access), as shown by Figure 2.

the Service Nucleus located in the cOS (System Operation center) represents the core, who’s interlinked to the distribution layer, constituted by the regional management, responsible for the concentration and orientation of all the traffic generated by the two network presence points. In every regional management, it’s predicted the implementation of 2 (two) switches type carrier class, in order to offer total redundancy of the concentration of the access rings, in each regional and charge balance. each access ring should be initiated by one of the switches, and should have its end in another equipment. the switches interconnection core topology between the regional, is in a ring, due to the use of transmission and resilience resources’ optimization, inherent to the ethernet networks, configured in this topology. For this layer, it’s proposed the use of the mplS (multi protocol label Switching) technology, looking for better protection resources, qoS, service provision, among other options offered by this technology.

the access layer is composed by the substations, plants, administrative buildings and offices, with access equipment, having redundant interconnections, gigabit ethernet or Fast ethernet, that’s why it’s proposed to create access rings based on the layer 2, offering advanced resources of qoS, security and convergence (< 50ms ) in case of failure.

each service generally uses its own dedicated VlaN, geographically distributed, produced by the carrier ethernet technique, under a transportation network. the core routers located along the six regional managements guarantee the network to interconnect with the main services and available resources, allowing clients and servers located in distinct VlaNs, could communicate.

2.4 Service Platformthe planning for personal communications at chesf

is based on the premise that an Ip-based telephonic system has several advantages when compared to


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transferred to another region, until a solution for the failure is found, without loss or damage to the images.

the System Operation center is responsible for managing all the system, and will have total hardware redundancy, guaranteeing the required trust. It is predicted to have integration between the video surveillance with the electric system’s operation, named Sage, responsible for the supervision and control of the electric network.

Studies indicate the need to acquire around six thousand cameras and codecs, besides dispositives for recording, also furnishing video surveillance subsystem operation rooms with equipment, integrating the Sage with all the distributed managing system.

2.6 Synchronism Networkchesf’s current synchronism network

responds to the engineering criteria to traditional telecommunication. however, the evolution of a transport network for an OtN (optical transport network) and ptN (pack transport network) based in DWDm, ethernet and Ip and new needs who include the synchronization of dispositives with ethernet interfaces, required the creation of a revised project to attend the needs of the new chesf network.

• In order to improve the quality and trust of the clock signals, the synchronism will come from primary clocks, distributed through the network, using gpS satellite signals receptors (global positioning System);

• As a matter of security, the synchronism system, should be able to operate independently form the gpS, reason why it was recommended to acquire cesium primary atomic watches, redundant and the maintenance of a distribution network of inter-built clocks, planed to work even in the absence of a gpS system;

• The evolution of the synchronism services includes now, besides the frequency synchronism, also the absolute time and phase synchronism, with the distribution of hour stamps by the interfaces ethernet through clients and servers of ptp (precision time protocol) according to the Ieee 1588 standard;

a new synchronism network is projected, considering, besides the current clocks type SSu (Synchronization Supply utility), the implementation of new clock distributors, in each locality, who will substitute the current gpS, responding to the

count with a back up controller, who will preserve the local telephony, even in the unlikely possibility of an isolation of the locality. Besides that, the sites have outlets to the public network.

the new platform will serve both fixed clients (desk phones and desktop soft clients) and wireless clients. the wireless communications and the terminal mobility will be supported by the WiFi networks, and will be installed in all of the company’s localities. the mobile terminals will be Smartphone, notebooks, netbooks and tablets with uc soft clients and will communicate through the WiFi network, in each site.

Figure 3 - telephony Basic architecture

2.5 Video Surveillancethe new video surveillance system will serve two

important purposes:• Provide patrimonial and telecommunications

control rooms’ security, with the installation of surveillance cameras in all the chesf’s localities, complying with the most recent criteria of quality, storage policy, safety and dada transfer;

• Respond to the electro-energetic system controlling necessities, with the installation of cameras who allow the operators to visually confirm, remotely, the way commands emitted by the electric dispositive are behaving throughout the control system (similar to the way real sectional keys and protection dispositive work).

In order to preserve the backbones band resources, the video is likely to be seen and recorded in the same regional region of interest. however, a restrict group of users will have access to the video in all localities. In the case of failure of transmission links, or recorders, in some specific area, the control and recording will be


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to the operating business, becoming even more competitive throughout the national electric scenario.

4.0 BIBlIOgRaphY

[1] planejamento estratégico eletrobras 2010-2020. eletrobras. Rio de janeiro/Rj. 2009.

[2] planejamento empresarial chesf 2010-2015. chesf. Recife/pe. 2010.

[3] Several Recommendations and technical Standards of Itu-t, Ieee, meF, IteF and various information into internet and with vendors.

[4] plano Diretor de telecomunicações chesf com horizonte 2018. chesf. Recife/pe. 2011.

new needs of the systems ( particularly regarding the integrated management and the possibility to distribute synchronism in interfaces ethernet, according to Ieee 1588 ptp standard, corresponding Iec 61850 standard, referring to the substations automation). although the main function for the new system is to guarantee the telecommunication system’s synchronism, it could also be used by other clients from the electro-energetic control system (including by de pmu measurers, by the line protection applications and differential protection, etc).

2.7 Information Securitythe policy for information security at chesf is been

developed in parallel with the telecom Director plan, but part of the network is planned in this document. the implementation of security policy means an improvement in reducing the risk levels involved in the processes and resources, contributing to the transformation of the culture of security, representing an enormous gain for chesf’s telecommunications segment, and consequently, for the company.

3.0 cONcluSION

Due to the increasing demand of electric energy in the country, the increased number of business auctions for the generation and transmission by aNeel, it became considerate, maximizing the need to better develop the engineering and architecture of telecommunications systems, in both aspects, technologic and commercial, as a result of the competition of companies in the electric sector, mainly the companies from the eletrobras group, from which chesf is part.

With this, the challenge to increase the quality of service for generation and transmission of electric energy through the continuous implementation of improvements in the current electroenergetic System, making available a trustworthy system who responds to the requirements established by concession contracts and seeking a better financial return for the investments, became more evident.

the creation of a telecommunications Director plan for chesf looks towards serving not only to the demand for the company’s future services and internal application, but also to enable new converging telecommunications systems to escalate, become more available and secure, combining their necessities


XXii snPtee

sido desenvolvidos em diversos países, associados a uma maior consciência da problemática energética e ambiental. muitos países, tanto no passado como no presente, vem empregando medidas buscando reduzir as perdas e desperdícios de energia com benefícios econômicos e ambientais.

como observou jaNNuzzI et.all. (2004), os choques do petróleo de 1973-74 e 1979-81 criaram a percepção de escassez e elevaram os preços dos energéticos, justificando investimentos no aumento da produção de petróleo nacional, em conservação e maior eficiência no uso dos seus derivados e na diversificação de fontes alternativas de energia.

De um modo geral, os programas de promoção à eficiência energética foram implementados inicialmente nos países industrializados da europa, américa do Norte e ásia, que apresentam consumos energéticos mais elevados, entretanto, ao longo do tempo outros países passaram a adotar iniciativas governamentais nesse sentido. O Brasil e méxico foram os precursores nesse campo no contexto latino-americano, que na atualidade conta com programas nacionais de eficiência energética na maioria dos países, em diversos casos com a adoção de etiquetas energéticas, como no chile e no uruguai (cepal, 2010).

Segundo mahlIa et. all (2005) as análises de custo-benefício, levando em consideração a economia de energia alcançada, redução de emissões decorrentes das ações e benefícios sociais, têm extrema relevância na avaliação das ações de eficiência energética. em diversos estudos no Brasil e no mundo mostram que as medidas de eficiência energética têm tido boas relações de custo-benefício.

ReSumO - O presente estudo avalia e analisa os impactos energéticos atribuídos aos programas brasileiros de etiquetagem energética, programa Brasileiro de etiquetagem (pBe/INmetRO) e programa Selo pROcel, em termos de economia de energia e redução de demanda de ponta, em refrigeradores de uma porta, condicionadores de ar e motores elétricos. Segundo estimativas, em 2009, os refrigeradores de uma porta, condicionadores de ar e motores elétricos propiciaram uma economia de energia de 7.189 gWh e uma redução de demanda de ponta de 3,7 gW, que corresponde a 4% de toda a potência instalada para a geração de energia elétrica no país naquele ano. constatou-se que os efeitos sazonais, como temperatura ambiente, têm grandes influências nos impactos energéticos, em refrigeradores e condicionadores de ar, influenciando na ordem de 40% nos resultados. efeitos de sucateamento e distribuição das vendas de equipamentos por classe de eficiência energética também interferem significativamente, impactando na ordem de 10% e 20%, respectivamente, nos resultados de economia de energia. No caso de motores elétricos, os impactos dos hábitos de uso, no que diz respeito ao carregamento médio de operação são relativamente pequenos.

palaVRaS-chaVe - etiquetagem energética, economia de energia, Impactos das variáveis

1.0 INtRODuçãO

Os programas de fomento à eficiência energética e redução das perdas no uso final de energia têm

Impactos energéticos dos programas Brasileiros de etiquetagem energética

Rafael Balbino Cardoso l Jamil Haddad l Luiz Augusto Horta NogueiraCentro de eXCelÊnCia eM eFiCiÊnCia energétiCa - eXCen


de conservação e uso Racional de energia” delegando ao poder executivo a competência para estudar e estabelecer padrões mínimos de eficiência energética para equipamentos consumidores de energia elétrica que são comercializados no país.

Nesse contexto, com base em protocolos internacionais e metodologias desenvolvidas pelo pROcel, o presente trabalho apresenta uma avaliação dos impactos energéticos, em termos de economia de energia e redução de demanda de ponta, atribuídos aos programas de eficiência energética implementados no Brasil, em especial o pBe/INmetRO e programa Selo pROcel, sem desassociar os impactos da lei 10.295/2001. Os equipamentos avaliados são refrigeradores de uma porta, condicionadores de ar do tipo janela e split e motores elétricos de indução trifásicos. além de avaliar os impactos energéticos, o estudo avalia a relevância das variáveis consideradas nas metodologias de avaliação, tais como, temperatura ambiente, degradação de desempenho ao longo da vida útil dos equipamentos e hábitos de uso.

2.0 métODOS paRa aValIaçãO DOS ImpactOS eNeRgétIcOS

O presente capítulo apresenta o desenvolvimento de metodologias para o estudo dos impactos energéticos e ambientais, atribuídos aos programas brasileiros de etiquetagem energética, no âmbito dos equipamentos avaliados. O presente estudo se divide em quatro etapas para atender os objetivos propostos:

1º) elaboração de modelos para a avaliação dos impactos energéticos, economia de energia e redução de demanda de ponta, atribuídos aos programas brasileiros de etiquetagem energética, no âmbito de refrigeradores, condicionadores de ar (janela e split) e motores de indução trifásicos.

2º) aplicação dos modelos desenvolvidos.3º) estudo dos impactos das variáveis incorporadas

pelos modelos de avaliação dos impactos energéticos e análises das incertezas dos modelos de avaliação de economia de energia elétrica.

para as estimativas de economia de energia e redução de demanda de ponta seguiram-se as seguintes premissas:

i. avaliação a partir de estimativas do parque de equipamentos e de consumos médios unitários do parque.

No Brasil, destacam-se os programas de eficiência energética, implementados desde meados dos anos oitenta e meados dos anos noventa, tais como, o programa Brasileiro de etiquetagem – pBe/INmetRO e programa Selo pROcel, que promovem a eficiência energética no uso final de equipamentos elétricos, mediante a informação e orientação dos consumidores.

em meados da década de oitenta surge o programa Brasileiro de etiquetagem (pBe), sob a coordenação do Instituto Nacional de metrologia, Normalização e qualidade Industrial (INmetRO), que tem como grande objetivo informar os consumidores brasileiros quanto ao nível de consumo de equipamentos elétricos no mercado brasileiro, com etiquetas de eficiência energética. as etiquetas são classificadas em a, B, c, D ou e, onde, o equipamento de classe a é o mais eficiente de sua categoria. em 1993 surge o programa Selo pROcel, desenvolvido pelo programa Nacional de conservação de energia elétrica (pROcel), um programa voluntário com o objetivo de orientar os consumidores e estimular a fabricação e comercialização de produtos mais eficientes no país. Os equipamentos, consumidores de energia elétrica, mais eficientes do mercado brasileiro além de receberem a etiqueta de eficiência energética classe a, recebem também, o Selo pROcel que certifica o produto como o mais eficiente da categoria. a Figura 1 ilustra o Selo pROcel e a etiqueta Nacional de eficiência energética, concedidos a equipamentos elétricos no Brasil.

Figura 1 - Selo pROcel e etiqueta Nacional de eficiência energética (eNce) (pROcel, 2010)

além dos programas de eficiência energética existem legislações no Brasil que ajudam a promover a eficiência energética no país. entre elas destaca-se a lei 10.295/2001 que dispõe sobre a “política Nacional

XXi snPtee


XXII SNPTEE

EE =CEELB −CEEReal (1)

sendo: ee – economia de energia observada (gWh) ceelB – consumo de energia elétrica do parque da

linha de base (gWh)ceeReal – consumo de energia elétrica do parque real

(gWh)

b) consumo de energia do parque de equipamentos: para os cálculos do consumo de energia do parque de equipamentos utilizou-se a modelagem seguinte, que podem ser empregada para a situação do mercado k (linha de base ou real):

(2)

CEPjK = cmjK .P j (3)

sendo: epk – consumo anual de energia do parque de equipamentos k (gWh)

cmjk – consumo médio unitário do parque de equipamentos no ano j (kWh/ano)

pj – parque de equipamentos na região/setor no ano j (milhões de unidades)

k – Refere-se à hipótese de composição do parque de equipamentos (lB ou Real)

c) parque de equipamentos: para as estimativas do parque de equipamentos baseou-se em um modelo de vendas e sucateamento dos mesmos:

Pj = Vi − Sj

i= j−VU

j

∑ (4)

sendo:V – Vendas de equipamentos (milhões de unidades)S – Função de sucateamento dos equipamentos (-)i,n – Índices referentes à idade dos equipamentos

(anos)j – Índice referente ao ano de análise (ano)

d) consumo médio unitário: O consumo médio unitário de um determinado ano é ponderado pelas vendas de equipamentos, considerando toda a vida útil.

ii. adoção de modelos representativos do parque de equipamentos para cada categoria (equipamento médio representante do parque).

iii. estabelecimento de linha de base como sendo o nível médio de desempenho energético de cada categoria de equipamento, no início do pBe/INmetRO.

iv. consideração da evolução do desempenho da linha de base (lB) de acordo com a evolução do desempenho dos equipamentos de classe inferior (e ou g).

v. avaliação da economia de energia ao longo da vida útil dos equipamentos.

vi. consideração da perda de desempenho dos equipamentos com a idade.

vii. consideração das influências sazonais no desempenho dos equipamentos, como por exemplo, temperatura ambiente no caso de refrigeradores e condicionadores de ar.

viii. consideração de hábitos de uso, como por exemplo, nível de carregamento na operação de motores elétricos.

ix. avaliação dos efeitos de temperatura ambiente, perda de desempenho e hábitos de uso nos impactos energéticos.

a Figura 2 apresenta a visualização do modelo desenvolvido para a avaliação dos impactos energéticos.

Figura 2 - esquema metodológico para avaliação da economia de energia atribuída aos programas

brasileiros de etiquetagem energética

com base na Figura 2, a seguir apresentam-se a metodologia utilizada para a avaliação dos impactos energéticos atribuídos aos programas brasileiros de etiquetagem energética em refrigeradores, condicionadores de ar e motores elétricos.

a) economia de energia: para os cálculos da economia de energia utilizou-se a seguinte modelagem:


XXII SNPTEE

milhões de residências, considerando um consumo médio de 200 kWh/mês), em 2009 e uma redução de demanda de ponta de 3.677 mW, no mesmo ano, que representa próximo de 4% de toda capacidade instalada para a geração de energia elétrica no Brasil. a Figura 3 apresenta a participação dos impactos energéticos, em termos de economia de energia, de cada equipamento, em 2009.

Figura 3 - participação na economia de energia, atribuídos aos programas de etiquetagem energética

no Brasil, em 2009

Os resultados dos impactos energéticos apresentados anteriormente obedecem às condições impostas para a aplicação da metodologia, tais como, modelos representativos, condições de operação, função sucateamento, etc. Nesse sentido, efetuou-se análises de sensibilidades de algumas variáveis da metodologia proposta para a verificação dos desvios associados às hipóteses simplificadas. as hipóteses consideradas na metodologia e as simulações do estudo de sensibilidade estão apresentadas na tabela 1.

cmjK =

CeqiKi= j−VU

j

∑ .Vi

Vii= j−VU

j

∑ (5)

sendo: ceq – consumo anual unitário do equipamento novo ou usado de idade i (kWh)

Obs: O ceq de cada modelo equivalente dos equipamentos avaliados é corrigido pelos efeitos de degradação de desempenho devido à idade, temperatura ambiente e hábitos de uso, como descrito nas premissas.

e) Redução de Demanda de ponta - RDp: a RDp é

calculada com base na economia de energia, tempo de utilização dos equipamentos e do fator de coincidência de ponta.

RDP = EE.FCP

t (6)

sendo: ee – economia de energia atribuída ao pBe (gWh)

Fcp – Fator de coincidência de ponta (.)t – tempo anual de operação dos equipamentos

(horas)

3.0 ImpactOS eNeRgétIcOS e DIScuSSãO

com informações de mercado de diversas fontes de informação, como aBRaVa (2010), pBe/INmeRO (2010), cptec/INpe (2010), pROcel/eletROBRáS (2010), pNaD/IBge (2010), entre outros, quanto ao parque de equipamentos e consumo unitário, conseguiram-se as informações para a aplicação das metodologias para estimativas da economia de energia e redução de demanda de ponta. a seguir são apresentados os principais resultados de economia de energia e redução de demanda de ponta.

Somando os resultados de refrigeradores de uma porta, condicionadores de ar e motores elétricos, conclui-se que os programas de etiquetagem energética no Brasil trouxeram uma economia de energia de 7.189 gWh (energia suficiente para abastecer cerca de três


XXII SNPTEE

tabela 2 - Resultados das análises de sensibilidades, em refrigeradores de uma porta

a tabela 2 mostra que a principal hipótese a ser considerada na avaliação dos impactos energéticos, é a hipótese 1 que, caso não seja considerada, pode apresentar desvios na ordem de 40% nos resultados dos impactos energéticos. Os impactos das demais hipóteses também são significativos, mostrando que, dependendo do modelo de descarte considerado (de acordo com a vida útil média) os desvios chegam a mais de 10% e, se não considerasse a composição do mercado de acordo com a classe de eficiência energética os desvios chegariam a mais de 20%. Os impactos das variáveis para condicionadores de ar são similares aos dos refrigeradores de uma porta.

com relação aos motores elétricos, os impactos de hábitos de uso, no que diz respeito ao carregamento médio de operação, são relativamente pequenos.

as análises de sensibilidades foram realizadas para refrigeradores, no entanto, os impactos devem ser semelhantes aos impactos em condicionadores de ar. Realizou-se simulações, considerando as hipóteses 1, 2 e 3 apresentadas na tabela 1 nas seguintes condições:

• Hipótese 1: Comparação entre os resultados de economia de energia com a consideração de efeitos da temperatura de operação com os resultados sem considerar tais efeitos.

• Hipótese 2: Comparação entre os resultados de economia de energia alterando a função sucateamento de: 10% sucateado com 15 anos, 50% com 16 anos e 40% com 17 anos de idade para 10% ao ano, a partir do sexto ano de idade.

• Hipótese 3: Comparação entre os resultados de economia de energia com a consideração de que todos os modelos existentes de refrigeradores são vendidos nas mesmas proporções com a consideração de que os modelos são vendidos em proporções diferentes de acordo com um gerador randômico de porcentagens de venda entre os modelos. considerou-se a maior diferença entre as diversas simulações.

Os desvios encontrados associados a essas hipóteses estão apresentados na tabela 2, confirmando a necessidade de serem considerados tais efeitos nos estudos de impacto energético das medidas de eficiência.

tabela 1 - condições para o estudo de sensibilidade das variáveis


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(1) aBRaVa, associação Brasileira de Refrigeração, ar condicionado, Ventilação e aquecimento, “Vendas de condicionadores de ar e freezers e refrigeradores”, 2010.

(2) caRDOSO, R.B., NOgueIRa, l.a.h, haDDaD, j.; economic feasibility for acquisition of efficient refrigerators in Brazil, applied energy, DOe, 2010.

(3) cepal, Situación y perspectivas de la eficiencia energética en américa latina y el caribe, comisión económica para la américa latina y el caribe, División de Recursos Naturales e Infraestructura, Santiago, 2010.

(4) jaNNuzzI, g.m., DaNIella, m.a., SIlVa, S. a., metodologia para a avaliação da aplicação dos recursos dos programas de eficiência energética, International energy Initiative, paper n° 2.60-01, 2004.

(5) mahlIa t.m.I., masjuki h.h., taha F.m., Rahim N.a., Saidur R.; energy labeling for electric fans in malaysia. energy policy 33, 63–68, 2005.

(6) pNaD/IBge, pesquisa Nacional por amostra a Domicílio / Instituto Brasileiro de geografia e estatística, “Distribuição por região de freezers e refrigeradores no Brasil”, 2010.

(7) pROcel, avaliação dos Resultados do procel 2009, eletrobrás, DpS/DpSt, março de 2010.

como o carregamento médio de operação dos motores elétricos, varia entre 55% e 74%, resulta em desvios de apenas 1% nos resultados de economia de energia, caso o mesmo não fosse considerado, ou seja, considerando operação em condições nominais.

a Figura 4 apresenta uma análise de sensibilidades de três das principais variáveis utilizadas nos modelos para cálculos de economia de energia. a figura mostra que, nas faixas típicas de operação dos equipamentos analisados, os maiores impactos são referentes ao tempo de utilização e à temperatura ambiente, no caso de refrigeradores e condicionadores de ar, podendo impactar em valores maiores que 40%.

Figura 4 - Sensibilidade das variáveis nos impactos energéticos

4.0 cONcluSãO

com base no desenvolvimento, aplicação e estudo das metodologias desenvolvidas para a avaliação dos impactos energéticos dos programas brasileiros de etiquetagem energética, estimou-se que em 2009, os refrigeradores de uma porta, condicionadores de ar e motores elétricos propiciaram uma economia de energia de 7.189 gWh e uma redução de demanda de ponta de 3,7 gW, que corresponde quase 4% de toda a potência instalada para a geração de energia elétrica no país naquele ano. caso não se considerasse os efeitos de temperatura ambiente e perda de desempenho ao longo da vida útil, os valores de RDp apresentariam diferença (aumentada) na ordem de 46%, na avaliação de refrigeradores de uma porta e 40% em condicionadores de ar. com relação aos hábitos de uso, caso considerasse que todos os motores elétricos operam apenas em condições nominais, os resultados de economia de energia apresentariam desvios de 22%.


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análise dos erros dos transformadores de corrente na exatidão dos Sistemas de medição

Sincronizada de Fasores

Luiz Carlos Grillo de Brito l José Eduardo da Rocha Alves Junior CePel l Glauco Nery Taranto uFrj

ReSumO - O objetivo deste trabalho é analisar o efeito provocado, em regime permanente, pelos erros de módulo e principalmente de ângulo dos transformadores de corrente para medição e proteção na exatidão da medição fasorial sincronizada utilizando “phasor measurement units” (pmus). para tanto foram realizadas avaliações dos aspectos normativos e dos critérios de especificação de exatidão desses três elementos (tcs de medição, tcs de proteção e pmus, onde tcs-transformadores de corrente). Foram realizados ensaios em três transformadores de corrente, dois de proteção e um de medição, visando verificar e comparar seu desempenho conforme o critério de exatidão das pmus, que utilizam o conceito de tVe (total Vector error).

palaVRaS-chaVe - transformadores de corrente, Sincrofasores, unidade de medição Fasorial, classes de exatidão.

1.0 INtRODuçãO

Os Sistemas de medição Fasorial Sincronizada (SmFS), cujo desenvolvimento começou da década de 90, permitem a medição com sincrofasores, obtendo-se de forma direta e simultânea, além dos módulos, os ângulos de fase das tensões e correntes, entre diferentes pontos do sistema elétrico, ainda que distantes geograficamente. Os dispositivos desenvolvidos para executar essas funções são denominados “phasor measurement unit” (pmu) ou unidades de medição Fasorial (umF), os quais utilizam a mesma referência de tempo, obtida pelo sistema gpS - global positioning System, conforme descrito em (1).

como todas as grandezas presentes no sistema elétrico, é necessário que os sincrofasores sejam obtidos com grau de exatidão confiável em toda a cadeia de

medição, desde os transformadores para instrumentos, nos pátios das subestações até a disponibilização da informação nas salas dos centros de controle e operação, conforme apresentado na Figura 1.

conforme citado em (2), um grande esforço tem sido realizado para definir os parâmetros de exatidão das medições efetuadas internamente pelas umFs, mas poucos estudos foram dedicados a se determinar a influência do Sistema de medição como um todo (transformadores de corrente de medição ou proteção, transformadores de potencial indutivo ou capacitivo, circuito secundário, cargas secundárias e as umFs) nos dados fasoriais coletados e transmitidos, principalmente no que se refere à defasagem angular. além disso, de acordo com a referência (3) os maiores erros na medição de sincrofasores podem se originar dos transformadores para instrumentos externos.

para garantir que as aplicações com sincrofasores tenham desempenho confiável, se faz necessária, portanto, uma avaliação das classes de exatidão desses transformadores e seu respectivo desempenho com base nessa nova medida agregada ao sistema elétrico.

Figura 1 - cadeia metrológica de influência na exatidão das pmus


XXII SNPTEE

Neste contexto, este trabalho, baseado em (4), sugere a revisão dos aspectos de exatidão nas especificações e normas dos tcs bem como a ampliação do estudo similar para transformadores de potencial indutivos e capactivos, visando mensurar de forma mais adequada e garantida a exatidão das grandezas fasoriais obtidas.

2.0 exatIDãO DO SIStema cOmpletO De meDIçãO FaSORIal SINcRONIzaDa

Os conceitos normativos associados aos erros de amplitute e ângulo das unidades de medição fasorial, dos transformadores de corrente para medição e para proteção são abordados a seguir buscando-se identificar as suas principais diferenças e seus impactos na exatidão da medição fasorial como um todo.

2.1. Conceito de exatidão – PMUO conceito de exatidão aplicado para as umF está

definido na norma Ieee Std c37.118.1™-2011(5). Nesta norma, os desvios de amplitude e ângulo entre o valor do sinal de entrada de um sincrofasor e o valor obtido como saída de uma umF são considerados numa mesma quantidade denominada tVe (total Vector error), definida pela seguinte equação:

[1]

Onde: xr(n) é a parte real e xi(n) é a parte imaginária dos

valores estimados dos sincrofasores fornecidos pela pmu e

xr(n) é a parte real e xi(n) é a parte imaginária dos valores teóricos dos sincrofasores.

com base na expressão [1], pode-se dizer que o

tVe é a relação entre o módulo do fasor obtido pela diferença entre o fasor na saída e o fasor na entrada da pmu dividido pelo módulo do fasor na entrada da pmu. este conceito, conforme citado na própria norma Ieee Std c37.118.1™-2011(5), se apresenta de forma diferenciada em relação ao conceito de exatidão dos transformadores para instrumentos, tanto de medição quanto de proteção.

No que se refere aos critérios de avaliação de exatidão dos pmu, esta mesma norma estabeleceu duas classes de desempenho, definidas como p e m, visando possíveis aplicações diferenciadas em

alguns trabalhos publicados, que buscaram abordar este assunto, apresentaram resultados pontuais, porém sem um aprofundamento no sentido de equalizar e homogeneizar os diferentes conceitos e requisitos normativos de exatidão que podem correlacionar os tcs de medição, os tcs de proteção e as pmus. por exemplo, podemos garantir que um tc de medição adquirido para classe de exatidão 0,6, segundo as normas existentes, nacionais e internacionais, corresponde a um tVe também de 0,6? em caso negativo, que ordem de grandeza de exatidão pode-se esperar para a cadeia metrológica final?

questões similares também devem ser avaliadas para os tcs de proteção. por exemplo, qual o limite do tVe imposto por estes tcs deve ser considerado quando da utilização das pmus? além disso, um limite ou faixa para o erro de defasagem angular por eles produzida, em algumas condições, não é contemplada em suas classes de exatidão normalizadas e nem nas suas especificações, deixando uma lacuna na quantificação do desvio de ângulo dos fasores obtidos pelas umF.

Os tcs de medição possuem sua exatidão vinculada à medição de energia, os tcs de proteção às condições de falta e as pmus ao erro vetorial total (tVe). este trabalho sugere, portanto, que se estabeleça a correlação destes conceitos nos requisitos normativos e nos ensaios de tipo e/ou de rotina dos tcs, associados às condições de aplicaçao das pmus. Neste sentido, é apresentada inicialmente uma análise dos aspectos envolvendo a exatidão das pmus, dos transformadores de corrente de medição e de proteção e sua correlação e influência com os critérios de exatidão requeridos para as pmus, utilizando a expressão do tVe (total Vector error). para tanto são desenvolvidas expressões matemáticas que correlacionam a classe de exatidão dos tcs de medição e proteção com a dos pmus, com base nas normas existentes desses equipamentos. esta correlação é obtida de modo a que se possa utilizar a mesma base de comparação do erro vetorial (tVe) com os erros de amplitude e fase e os limites de exatidão normatizados dos transformadores de corrente de medição e/ou proteção.

após essa abordagem são descritos no trabalho os resultados relativos aos ensaios de exatidão realizados em laboratório em transformadores de corrente de proteção e de medição, com diferentes valores de cargas secundárias e correntes primárias aplicadas e suas conseqüências nos sistemas de medição fasorial em regime permanente.


XXII SNPTEE

exatIDãO De tc De meDIçãO (%) = [3]

a expressão é válida se o módulo de ε% utilizado for menor do que a exatidão obtida. Se o módulo de ε% for maior do que a exatidão obtida, então a classe de exatidão é limitada pelo próprio valor de ε% em módulo. O gráfico tri-dimensional dessa expressão é apresentado na Figura 3, onde se observa no plano x-Y os paralelogramos de exatidão cujos critérios de construção estão descritos na norma aBNt/NBR 6856/1992(6).

Outro aspecto a ser considerado é o que se refere às condições de operação das instalações, principalmente as especificações dos condutores secundários a as cargas ligadas no secundário dos tcs que também podem afetar a exatidão total do conjunto, uma vez que a classe de exatidão é garantida para cargas secundárias que variam de 25% a 100% da carga nominal. conforme citado em (4), “a modernização de sistemas de medição e proteção pode ter alterado a carga secundária previamente especificada para valores inferiores a 25% da carga nominal, conforme a norma Iec 60044-1 estabelece, levando os tcs a operarem em condições diferentes das especificadas e podendo contribuir para valores mais elevados ou desconhecidos dos erros da medição fasorial”.

Figura 3 - gráfico tri-dimensional da exatidão de um tc de medição (%) x erro de relação (%) e de ângulo (min)

com base nas expressões e nas respectivas representações gráficas podemos obter os gráficos de comparação dos critérios de exatidão dos tcs de medição e as pmus, indicados na Figura 4. a análise desta figura demonstra que mesmo a melhor classe de exatidão normalizada pelas normas aBNt NBR 6856(6) e Ieee c57.13, para tcs de medição, de 0,3 (usualmente aplicada para medição de faturamento), na faixa de corrente considerada, não atende integralmente o limite do tVe de 1%. para as classes de exatidão 0,6 e

proteção e medição, respectivamente. esse novo requisito apresentado na revisão da norma indica uma correlação, ainda que não explícita, com os critérios de exatidão dos transformadores para instrumentos. é neste sentido que este trabalho propõe buscar um critério que compatibilize os conceitos e parâmetros utilizados na exatidão dos tcs e dos pmus. para o sinal de corrente o valor normatizado limite de tVe é de 1% numa faixa que varia de 10% até 200% da corrente nominal, em condições de regime permanente (5). Os valores máximos de erro são de 1% para amplitude do fasor e de 0,573 graus para o a defasagem angular. conforme está descrito na referência (4), a expressão do tVe na equação [1] pode ser reapresentada de acordo com a expressão da equação [2] e cuja representação gráfica é vista na Figura 2, onde as curvas no plano x-y indicam os pontos de mesmo tVe(%), considerando sinais senoidais.

[2]

Onde:ε%: erro percentual do módulo ou amplitude do

fasor e β: erro do ângulo de fase do fasor em minutos.

Figura 2 - gráfico tri-dimensional da função tVe (%) x erros de relação (%) e de ângulo (min)

2.2. Conceito de exatidão – transformadores de corrente de medição X PMU

a classe de exatidão dos transformadores de corrente para fins de medição, de outro modo, está associada à grandeza energia elétrica quando combina os erros de módulo e de ângulo dos fasores, diferente, portanto, do critério adotado para as umF. a expressão matemática simplificada dessa classe de exatidão, obtida da referência (5), é a seguinte:


XXII SNPTEE

corrente para fins de proteção estabelecem condições de modo que os mesmos não saturem até determinados limites e retratem as correntes primárias para atuação adequada dos sistemas de proteção e controle existentes. a tabela 1 a seguir apresenta os principais critérios de exatidão destes tcs, considerando as normas Iec, Ieee e aBNt, onde se verifica que, além dos limites de erro de relação serem bem maiores do que no caso dos tcs para fins de medição, não existe um foco relevante no erro de ângulo. por exemplo, a norma Ieee estabelece no item 8.1.2, página 33, que “se o transformador é utilizado para a medição de faturamento, o método de calibração deve permitir a determinação do erro de relação e de ângulo de fase. Se o transformador é utilizado apenas para a proteção, somente o erro de relação tem de ser determinado. Isto pode ser conseguido experimentalmente ou por cálculos.”

as normas aBNt e Iec referenciadas na tabela 1 utilizam também, além dos conceitos de erro de corrente (módulo) e erro de ângulo, o conceito de erro composto, que é definido como o valor percentual, referido à corrente eficaz primária, do valor eficaz da diferença entre a corrente secundária multiplicada pela relação nominal e a corrente primária, conforme expressão [4] a seguir, onde:

Ief = valor eficaz da corrente primária;kn = relação nominal do tc; i2 = valor instantâneo de corrente secundária;i1 = valor instantâneo da corrente primária;t = duração de um ciclo da corrente primária.

[4]

1,2(usualmente aplicadas para medição operacional) o tVe pode ultrapassar valores de 2 e 4%, respectivamente, se afastando de forma relevante do limite de 1% das umF (acima de três vezes), com desvios angulares de até 124,8 minutos em cada ponto, podendo, teoricamente, ter este valor duplicado, considerando-se dois pontos de medição distintos.

Obviamente os projetos de tcs de medição buscam atingir resultados afastados dos limites permitidos pelas normas, porém é importante quantificar os possíveis erros existentes na medição fasorial originados nestes equipamentos. este trabalho sugere, portanto, que seja avaliada a possibilidade de incluir nas normas de transformadores de corrente o conceito de tVe de modo que toda a cadeia metrológica aplique as mesmas bases conceituais.

Figura 4 - comparação dos valores de tVe (%) e do paralelogramo de exatidão dos tcs de medição

2.3. Conceito de exatidão – transformadores de corrente de proteção x PMU

as classes de exatidão dos transformadores de

tabela 1 - Requisitos normativos das classes de exatidão de tcs de proteção


XXII SNPTEE

F.p.=0,5. Foram aplicados diversos valores percentuais da corrente nominal, entre 5% e 100%, bem como diferentes cargas aplicadas ao enrolamento secundário obtendo-se o erro composto (equivalente ao tVe da norma do pmu) em função dos erros de relação e de ângulos de fase medidos. Destacamos as curvas apresentadas na Figura 6, que apresentam os erros vetoriais totais impostos pelo tc nas medições fasoriais. ensaios similares foram realizados em um tc com corrente secundária nominal de 1 a, relação nominal 800/1, normas aplicáveis Iec 44-1 e Iec 44-6, classe de exatidão 10p20, correspondente a uma carga nominal de 5 Va / 5 Ω, fator térmico = 1.3. Destacamos as curvas apresentadas na Figura 7, que apresentam os erros vetoriais totais impostos pelo tc nas medições fasoriais.

Figura 6 - curvas de tVe ou erro composto (%) x corrente primária (a) - tc proteção (Isn = 5 a) para

todas as cargas secundárias ensaiadas

Figura 7 - curvas de tVe ou erro composto (%) x corrente primária (a) - tc proteção (Isn = 1 a) para

todas as cargas secundárias ensaiadas

Os ensaios de exatidão realizados no tc de proteção com corrente secundária de 5 a apresentaram valores elevados de tVe equivalente, mesmo nas condições de carga nominal, em torno de 4,8%, na faixa de corrente de 5% até 100% da corrente nominal. No caso do tc de proteção de 1 a, o impacto na medição fasorial foi bem menor, sendo encontrado para este caso um tVe equivalente da ordem de 1% com carga de 4 Va e 1,8 % com carga de 8Va, para uma condição nominal de 5 Va. Fatores como projeto do tc e detalhes construtivos podem ter influenciado nesses resultados.

a expressão [4] do erro composto também pode ser re-escrita em função dos erros de relação e ângulo de fase, considerando-se a premissa de que as formas de onda dos sinais de corrente primária e secundária são senoidais, conforme descrito em (4). ao efetuarmos essa dedução a expressão obtida para o erro composto é a mesma daquela obtida para o tVe, conforme equação [2], ou seja, quando as normas utilizam o conceito de erro composto na exatidão dos tcs de proteção, estão utilizando o mesmo critério do tVe da exatidão dos pmus, de acordo com a seguinte expressão:

[5]

a Figura 5 a seguir indica os limites do erro composto conforme definidos nas normas de tc de proteção, como função dos erros de módulo e de ângulo de fase, considerando-se sinais senoidais, e para fins de comparação o limite normalizado do tVe das pmu de 1%. Observa-se que podem ser atingidos valores de erros de ângulo de quase 5,7 graus (342 minutos), para a classe 10 e 2,85 graus (171 minutos) para a classe de exatidão 5, valores limítrofes elevados frente à exatidão normatizada para as pmus.

Figura 5 - comparação dos valores de tVe (%) e do erro

composto (%) dos tcs de proteção

3.0 eNSaIOS RealIzaDOS e pRINcIpaIS ReSultaDOS

Os principais resultados dos ensaios de exatidão realizados e características dos tcs de proteção e de medição são apresentados a seguir:

3.1. Ensaios e resultados – transformadores de corrente de proteção

O tc com corrente secundária nominal de 5 a possui classe de exatidão c400, relação nominal 800/5 a, normas aplicáveis c57.13-93 e Iec 44-6, fator térmico = 1.3, carga secundária nominal 100 Va / 4 Ω com


XXII SNPTEE

critério do tVe. por exemplo, ao se considerar a classe 5p definida pela Iec com os limites de erro de relação de ± 1% e de ângulo de fase de ± 1,8 centiradianos (60 minutos ou 1 grau elétrico), na condição de corrente nominal, encontra-se um erro composto (ou tVe) de valor igual a 2,0%, que já é superior ao limite estabelecido para o pmu. para a classe de exatidão de 10p não há nem mesmo valor limite para o erro de ângulo, sendo o erro de corrente limite de 3%, na corrente nominal. Outro aspecto a ser considerado é que geralmente as faixas de verificação da exatidão dos tcs de proteção se iniciam na corrente nominal até 20 vezes esse valor, deixando de fora a ampla faixa considerada para exatidão das umF, que é de 10% até 200% da corrente nominal.

atualmente muitas aplicações para os sistemas de medição fasorial sincronizada tem sido propostas de modo a apoiar as decisões de planejamento, operação e manutenção. ações nesse sentido requerem medidas confiáveis em toda a cadeia metrológica, incluindo os transformadores de instrumentos. para este fim e com base no exposto neste artigo, sugere-se que os critérios de exatidão dos tcs sejam ampliados e revisados de modo a incluir e manter equivalência com aqueles propostos na utilização das umF. estas revisões também podem ser aplicadas para os transformadores de potenciais sejam capacitivos ou indutivos, aos quais as umF podem estar conectadas.


(1) haRt, D.g.; ghaRpuRe, V.; NOVOSel, D. et al., pmus – a new approach to power network monitoring. In: aBB Review 1/2001, pp. 58-61, 2001.

(2) BRuce h. ROeDeR, 2006, effects of ct error on phasor Data, arbiter Systems Inc. Disponível em: http://phasors.pnl.gov/meetings/2006_september/tuesday/session1/arbiter_Systems_Inc.pdf. acesso em: 27 dez. 2010.

(3) elmO pRIce, “practical considerations for Implementing Wide area monitoring, protection and control”, 59th annual conference for protective Relay engineers, texas a&m university, april 4-6, 2006.

(4) BRItO, l.c.g., avaliação dos erros dos transformadores de corrente em medições de sincrofasores e em suas aplicações. Dissertação de m.Sc., cOppe-uFRj, Rio de janeiro, Rj, 2011.

(5) Ieee Std c37.118.1™-2011, Ieee Standard for Synchrophasor measurements for power Systems.

(6) aSSOcIaçãO BRaSIleIRa De NORmaS técNIcaS – transformador de corrente - NBR 6856/1992.

3.2. Ensaios e resultados – transformadores de corrente de medição

O tc de medição ensaiado possui classe de exatidão 0,3 c12,5, relação nominal 400/5 a, fator térmico=2,0 e norma aplicável NBR aBNt 6856. ensaios similares aos realizados nos tcs de proteção foram realizados neste tc, alterando-se as cargas secundárias aplicadas e variando a corrente na faixa de 5% até 200% da corrente nominal. Destacamos as curvas apresentadas na Figura 8, que apresentam os erros vetoriais totais impostos pelo tc nas respectivas medições fasoriais.

No ensaio realizado na amostra de um tc de medição, classse de 0,3, o valor do tVe só ultrapassou o limite de 1%, com valor de 1,7%, quando foi aplicada carga secundária superior ao valor nominal. Nas demais condições manteve-se em valores de no máximo 0,4%, cabendo ressaltar que o tc ensaiado é aplicado em medições para faturamento, que são especificados e construídos para apresentar os menores valores de erro de relação e de ângulo.

FIguRa 8 - curvas de tVe (%) x corrente primária (a) – tc medição para todas as cargas secundárias ensaiadas

4.0 cONcluSãO

este trabalho indicou que os aspectos normativos vigentes relativos às classes de exatidão tanto dos tcs de medição quanto dos tcs de proteção apresentam divergencias qualitativas e quantitativas quando comparados com os critérios de exatidão das pmus, podendo apresentar valores bem afastados dos limites previstos.

No caso dos tcs de medição as classes de exatidão de 0.3, 0.6 e 1.2 dos tcs de medição podem ultrapassar os limites de tVe de 1%, 2% e 4%, respectivamente. De qualquer modo, sendo a norma um guia para especificação, as condições supracitadas devem ser consideradas e avaliadas quando da aplicação de pmus.

apesar das diferenças entre as normas mais usualmente utilizadas dos tcs de proteção, valores impostos por estes equipamentos também podem atingir desvios relevantes na medição fasorial pelo


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cálculo da garantia Física total do Sistema considerando Restrições de aversão

ao Risco na política Operativa

ReSumO - O objetivo deste trabalho é propor uma metodologia para calcular a garantia física do sistema que: (i) seja produzida por um procedimento de despacho hidrotérmico coerente com a operação do sistema, ou seja, que incorpore a aversão ao risco do operador; (ii) que possua um critério de confiabilidade explícito; e (iii) que leve em consideração o custo marginal de expansão. O objetivo de (i)-(iii) é garantir a coerência metodológica entre critérios de planejamento e operação. a medida de aversão ao risco utilizada calcula uma política de mínimo custo com restrição de cVaR (conditioned Value-at-Risk) na energia não suprida.

palaVRaS-chaVe - confiabilidade de Suprimento, aversão ao Risco, garantia Física, Sistema Interligado Nacional

1.0 INtRODuçãO: meDINDO a cONFIaBIlIDaDe SupRImeNtO De SIStemaS hIDROtéRmIcOS

a garantia Física (gF)total de um parque geradorcorresponde à maior demanda energética, também conhecida como carga crítica, que pode ser suprida por este sistema com um determinado grau de confiabilidade. O cálculo da gF pode ser formulado como o seguinte problema de otimização:

Neste problema de otimização, a variável de decisão D representa a demanda a ser atendida e R(D) é uma função que mede a confiabilidade de suprimento do sistema quando a demanda é igual a D. como critério de confiabilidade de suprimento pode-se usar, por exemplo, a probabilidade de haver algum déficit, o

risco de déficit, ou a energiamédia que foi cortada durante estes déficits (“energia não suprida”eNS). Finalmente, R* representa o critério de confiabilidade, por exemplo um risco de déficit inferior a 5%.

em um sistemahidroelétrico,a confiabilidade de suprimento R (D) é calculadapor meio de simulações cronológicas da operação do sistema, pois a falha de suprimento em um determinado estágio (tipicamente, semana ou mês) é resultadodo esvaziamento dos reservatórios nos estágios anteriores, em geral devido à ocorrência de secas severas. para realizar esta simulação é necessário representardo despacho econômico do sistema, pois a taxa de esvaziamento dos reservatórios será maior ou menor em função do montante de energia gerada pelas usinas termelétricas. por sua vez, a determinação do despacho econômico é por si só bastante complexa, pois embora o custo variável de operação de uma usina hidrelétrica seja muito pequeno, isto não significa que estas usinas são acionadas prioritariamente. Isso ocorre dada a possibilidade de armazenar água no estágio atual para gerar energia hidrelétrica no futuro. como consequência, as usinas hidrelétricas têm um custo de oportunidade, que deve ser considerado no procedimento do despacho econômico. este custo de oportunidade é calculado comparando o benefício imediato de produzir um determinado montante de geração hidrelétrica (por exemplo, 100 mWh) com o benefício futuro se o mesmo montante fosse armazenado nos reservatórios e utilizado nos meses seguintes. O benefício imediato da geração hidrelétrica é evitar a geração termelétrica mais cara que foi acionada para atender a demanda. por exemplo, supondo que o custo desta térmica mais cara seja 120 R$/mWh, significa que o benefício imediato seria 120 R$/mWh × 100 mWh = 12.000 Reais.

O cálculo do benefício futuro é bem mais

Pedro Avila l Bernardo Bezerra l Luiz Augusto Barroso l Sérgio Granville l Mario Veiga Pereira (Psr)Vanessa Virgínio de Araújo l Dejair Domingues (duke energy)


Dual estocástica (pDDe)[1] nasceu na década de 80 e têm sido amplamente aplicada para determinar uma política operativa ideal para o despacho hidrotérmico de longo prazo e tem sido utilizada por vários anos em diversos países com predominância hidrelétrica.

1.1 Cálculo da garantia física (GF) de um sistema hidrotérmico

Dados: (i) um conjunto de geradores (hidrelétricos, termelétricos e geração renovável não despachável tal como eólica e biomassa); (ii) o custo unitário de déficit (cDeF); e (iii) o critério de confiabilidade R*, a gF deste sistemapode ser calculada pelo seguinte processo de busca binária:

i. Defina limites inferior e superior para a demanda crítica,

ii. calcule a demanda candidata (“incumbent”) como

iii. calcule a política operativa estocástica que minimize o valor esperado do custo operativo para

iv. Simule a operação para um grande número de cenários hidrológicos e estime , porexemplo, risco de déficit (fração dos cenários simulados, em cada ano, em que ocorreu pelo menos um déficit);

v. Se (para uma dada tolerância), faça a garantia física e pare;

vi. Se (risco maior do que o limite) faça ; caso contrário (risco menor do que o limite),

faça . Volte para o passo 2.

No caso específico do Brasil, o critério de confiabilidade R* até 2008 era definido explicitamente como sendo um risco de déficit igual ou inferior a 5%. No entanto, naquela época já havia uma inconsistência com o procedimento utilizado no cálculo da gF, pois o mesmo não incorporava os procedimentos operativos de segurança utilizados na operação para aumentar a segurança de suprimento (tais como a curva de aversão ao Risco(caR)e, a partir de 2009, os procedimentos Operativos de curto prazo (pOcp)). Isto significa que a gF total do sistema estava sub-estimada, pois estes procedimentos fazem com que

uma inconsistência adicional foi introduzida com a publicação da Resolução cNpe no 7 de julho

complexo, pois requer a consideração da incerteza das afluências futuras, que resultam em diferentes benefícios econômicos. De uma maneira muito simplificada, suponha que há três cenários hidrológicos futuros: (i) “cheia”, com probabilidade 20%, em que os reservatórios chegam a verter; (ii) “média”, com probabilidade 75%, em que a térmica mais cara custa 80 R$/mWh; e (iii) “seca”, com probabilidade 5%, em que os reservatórios esvaziam tanto que há uma falha de suprimento.

Inicialmente, observa-se que a decisão mais correta sob o ponto de vista de um cenário futuro específico pode ser equivocada sob o ponto de vista de outro cenário. por exemplo, se houvesse certeza de ocorrênciado cenário “cheia” (benefício futuro zero, pois a água transferida iria ser vertida e, portanto, desperdiçada) ou do cenário “médio” (benefício futuro unitário de 80 R$/mWh), a decisão correta seria utilizar a geração hidrelétrica hoje , dado o benefício imediato de 120 R$/mWh. No entanto, na certeza de ocorrência do cenário “seca”, a decisão correta seria o oposto, isto é, transferir a geração hidrelétrica para o futuro, pois esta transferência amenizaria uma possível falha de suprimento cujo custo unitário – mais conhecido no Brasil como custo deDéficit (cDeF) – é certamente maior do que o benefício imediato de 120 R$/mWh.ao tomar a decisão sob incerteza é necessário comparar o benefício imediato de cada decisão operativa com o valor esperado dos benefícios futuros da mesma para os três cenários.Observa-se imediatamente que o resultado da comparação depende do valor atribuído ao cDeF. Se cDeF = 1.000 R$/mWh, a decisão ótima seria utilizar a energia hidrelétrica no mês corrente, pois o benefício imediato de 120 R$/mWh excede o valor esperado do benefício futuro: 0,2 × 0 + 0,75 × 80 + 0,05 × 1.000 = 110 R$/mWh. No entanto, se cDeF = 1.500 R$/mWh, a decisão ótima seria transferir a geração hidrelétrica para o futuro, pois o valor esperado do benefício futuro: 0,2 × 0 + 0,75 × 80 + 0,05 × 2.000 = 135 R$/mWh seria maior que o benefício imediato de 120 R$/mWh.

Devido à incerteza das vazões, que por sua vez leva a incertezas no nível de armazenamento dos reservatórios, o despacho econômico deve ser calculado para todas as combinações de níveis de armazenamento e de situações hidrológicas em cada estágio. a programação Dinâmica

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atender o critério de risco de deficit menor ou igual a um determinado valor é a política ótima, mas é possível calcular esta política de custo operativo esperado mínimo e que garante que o valor esperado da energia Não Suprida(eNS) nos x% piores cenários simulados seja inferior a y% da demanda anual, índice de risco este conhecido como “valor em risco condicional”, ou “conditioned Value at Risk” (cVaR), discutido a seguir.

2.1 Conditional Value at Risk (CVaR): conceitos básicos

como discutido antes, o objetivo do planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro é atender a demanda dentro do horizonte pré-estabelecido e a um custo mínimo. este custo de operação é composto pela soma dos custos incorridos pelo uso de combustíveis para geração térmica somado àspenalizações por falhas no atendimento da demanda (determinadas pelo valor do custo de déficit). como há o risco do sistema não atender a demanda em algumas situações específicas, há a necessidade de se garantir que a política escolhida atenda a algum critério de risco de suprimento pré-estabelecido. para isso é necessário estabelecer algumas medidas de risco. No Brasil, a abordagem utilizada para avaliar o desempenho do sistema é identificar, dentro de um conjunto de possíveis estados (no caso, uma sequência de séries de afluência às dezenas de hidrelétricas do sistema), o número de estados (séries hidrológicas) que levam a alguma falha no atendimento da demanda (montante de energia não suprida - eNS).

O indicador de adequação de uma estratégia operativa é o déficit de energia, representado pela variável aleatória (v.a.) R. O risco de déficit corresponde à probabilidade de haver algum déficit de energia, ou seja, Risco = p(R > 0). apesar de simples e intuitivo, o principal problema na utilização do risco de déficit como critério de planejamento é que esta medida não é capaz de diferenciar a profundidade dos cenários com corte de carga, sendo indiferente para situações onde há um corte de carga pequeno ou um corte de carga mais severo (em termos de potência/energia).

uma evolução dessa medida de risco é o Value-at-Risk (VaR), de utilização bastante comum em mercados financeiros para a quantificação de riscos e desempenho associados a portfólios de

de 2008, que alterou o critério de suprimento para a igualdade entre o valor esperado dos custos marginais de Operação (cmO) e o custo marginal de expansão (cme), sendo este o custo unitário de investimento + valor esperado do custo de operação da opção mais econômica de expansãodo sistema. Ou seja, . Isto significa que o risco de suprimento R*, antes um parâmetro de entrada para o processo de cálculo da gF, passou a ser um resultado, obtido através da simulação da operação do despacho hidrotérmico, com base nadefinição de cDeF e do cme.

em resumo, a gF do sistema hidrotérmico brasileiro é atualmente calculada pelo procedimento (i)-(vi) utilizando critérios econômicos de planejamento (onde o critério de confiabilidade é implícito). porém, esses critérios são firmemente desacoplados dos critérios de operação do sistema(que utilizam um critério de confiabilidade explícito e visam a minimização do risco de suprimento), o que gera incoerência entre planejamento e operação do sistema elétrico brasileiro.

1.2 Objetivos deste trabalhoO objetivo deste trabalho é propor uma

metodologia de cálculo de gF do sistema que: (i)seja coerente com a operação do sistema, ou seja, que incorpore a aversão ao risco utilizada pelo operador; (ii) que possua um critério de confiabilidade explícito; e (iii) que leve em consideração o cme.a seção 2 discute a incorporação da aversão ao risco na política operativa do despacho hidrotérmico e a seção 3 apresenta a metodologia proposta para o cálculo da gF considerando aversão ao risco. a seção 4 apresenta um estudo de caso para o SIN e a seção 5 conclui.

2.0 pOlÍtIcaS OpeRatIVaS cOm ReStRIçõeS De cONFIaBIlIDaDe De SupRImeNtO

conforme discutido em [2] é possível calcular uma política operativa ótima que, ao invés de minimizar o valor esperado da soma dos custos de operação e de falhas de suprimento, minimiza a soma do valor esperado dos custos de operação e, ao mesmo tempo, atende a umcritério de suprimento.esta possibilidade existe para vários índices de confiabilidade amplamente utilizados, mas não para qualquer índice imaginado. por exemplo, não é possível garantir que a política calculada para


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um conjunto de restrições lineares ao problema original.

2.2 Conditional Value at Risk (CVaR) no despacho hidrotérmico estocástico

No caso do problema de operação hidrotérmico, este desenvolvimento permitiu a representação do cVaR de forma compatível com a pDDe, tal como mostrado em [5], [6] e [7]. No entanto, estes trabalhos tratam do cVaR do custo de operação do sistema, e não da eNS, que é a variável que se quer controlar (esta variável é “subproduto” nos modelos destes trabalhos e não parâmetro de controle). por essa razão, nao se utilizou a abordagem destes trabalhos e foi utilizada uma nova abordagem proposta em [2].

assim como o valor esperado do corte de carga, o cVaRα também utiliza implicitamente a função truncamento em sua definição, porém transladada, sugerindo alguma relação entre estas medidas. é possível notar que o cVaRα é uma generalização do conceito de valor esperado, uma vez que, por definição: ou seja, o valor esperado do corte de carga é igual ao valor esperado do corte de carga condicionado aos 100% estados mais severos.

além disto, quando a ≥ Risco, têm-se que todos os estados com corte de carga irão contribuir para o cálculo do cVaRa.Neste caso é possível estabelecer outra relação entre o cvaRa e a

o que ilustra o fato de o cVaRa ser uma medida mais geral que e[R], lembrando que 0 ≤a≤ 1.

3.0 cálculO Da gaRaNtIa FÍSIca SOB aVeRSãO aO RIScO

3.1 Conciliando GF, aversão a risco e CMEcomo visto acima, é possível calcular uma

política operativa ótima que garanta, para qualquer demanda candidata, o atendimento ao critério de suprimento R*. Isto nos motiva a retornar ao procedimento (i) – (vi) da seção 1 e calcular a gF de forma imediata, selecionando a maior demanda que um sistema hidrotérmico poderia atender a partir de uma política operativa com aversão ao risco para os índices de confiabilidade selecionados.

No entanto, é fácil ver que esta maior demanda

ativos. considerando sua aplicação no contexto de cálculo de confiabilidade, esta medida procura responder à seguinte questão: qual é o máximo corte de carga previsto dentro de um intervalo de confiança estabelecido?

considerando uma variável aleatória R qualquer, o valor de risco é definido como: , onde α representa um determinado nível de confiança. Se R representa o corte de carga, VaR(R) é o máximo corte de carga a um nível de confiança de a. portanto, o VaRa define o maior valor do corte de carga dentro de um intervalo de confiança especificado. entretanto, assim como o risco de déficit, o VaRa não é sensível aos estados que excedem este valor, ou seja, que compõem a cauda da distribuição. Na tentativa de solucionar este problema, diversas medidas de risco alternativas foram estudadas e propostas. em [3], os autores introduzem o cVaR como a alternativa natural para o VaR em problemas de portfólio. O cVaR de uma variável aleatória R qualquer é definido como: , que representa o valor esperado de R, condicionado aos eventos maiores que o VaRa e pode ser visto como um quantil de R. a Figura 1 ilustrao conceito do VaR e cVaR.

Figura 1 – VaR e cVaR associados ao corte de carga

Se R representa o corte de carga, o cVaRa(R) procura responder a seguinte questão: qual é o valor esperado do corte de carga condicionado aos α% piores cenários? embora a definição do cVaRa(R) seja bastante intuitiva, à primeira vista o cálculo do cVaRa(R) está condicionado ao cálculo do VaR, herdando assim as dificuldades de sua representação, tais como a introdução de não convexidades na sua representação matemática. entretanto, [4] mostrou que o cVaR pode ser representado por um conjunto de restrições lineares. este desenvolvimento possibilitou a utilização do cVaRa em problemas de otimização linear de forma direta, com a simples adição de


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do sistema [8]: minimizar o custo de investimento + valor esperado do custo de operação (usinas existentes + reforços), sujeito ao critério de confiabilidade

iv. Simule a operação para um grande número de cenários hidrológicos e estime o valor esperado do custo marginal de operação, e (cmO). Faça cme e (cmO).

O procedimento descrito nesta seção permite calcular a gF de um sistema hidrotérmico incorporando os critérios de aversão a risco da operação e o critério de coerência econômica da expansão. No entanto, ainda nos falta discutir a influência e incorporação de um parâmetro econômico essencial: o custo do déficit.

3.2. O papel do custo de déficit e restrição de confiabilidade implícitos

é interessante observar que existe uma relação biunívoca entre custo de déficit e confiabilidade: dada uma política em que a função objetivo é minimizar o custo esperado térmico sujeito a uma restrição de confiabilidade, pode-se calcular uma política idêntica a partir da minimização da soma do custo esperado térmico com uma função implícita de penalização por falha de suprimento. e vice-versa: dada uma política que minimiza o valor esperado da soma dos custos operativos e custos de falha, pode-se calcular uma política idêntica a partir da minimização do custo esperado térmico sujeito a uma restrição de confiabilidade implícita.

O cDeF implícito associado a uma restrição de eNS pode ser calculado através do seguinte procedimento a partir de uma configuração de oferta e demanda D e um critério de suprimento R*:

i. Defina limites inferior e superior para o custo de déficit implícito, ;

ii. calcule o custo implícito candidato (“incumbent”) como ;

iii. calcule a política operativa por pDDe “tradicional”, usando o custo de déficit

iv. Simule a operação para um grande número de cenários hidrológicos e estime o eNS;

v. Se (para uma dada tolerância), pare. O custo implícito de déficit é o “incumbent”;

vi. Se , faça ; caso contrário, faça . Volte para o passo 2.

a interpretação matemática do procedimento acima é direta: o cDeF implícito corresponde

candidata estará associada a uma política em que todas as térmicas são permanentemente acionadas. tal política operativa claramente não faz sentido em termos da operação real do sistema, pois isto levaria a gastos muito elevados com o combustível das usinas térmicas e vertimentos com muita frequência – e, portanto, desperdiçando – a água dos reservatórios.

Se a demanda “máxima maximorum” não é a resposta correta, que demanda deve-se escolher como representativa da gF do sistema? a resposta é: a máxima demanda cujo custo operativo associado, quando se calcula a política operativa sujeita a restrições de confiabilidade, seja “razoável”. por sua vez, a definição do que é um custo “razoável” depende das opções de reforço do sistema de geração, cujo proxy imediato é o custo marginal de expansão, parâmetro do planejamento.em outras palavras, se o cme, for, por exemplo, 120 R$/mWh, deveríamos limitar o processo de ajuste da demanda no procedimento (i)–(vi) da seção 1 sempre que o cmO exceder os mesmos 120 R$/mWh. assim, incorporamos no cálculo da gF o critério econômico da igualdade entre cmO e cme.

assim sendo, se o valor do cme for conhecido, a gF pode ser calculada através do seguinte procedimento:

i. Defina limites inferior e superior para a demanda crítica,


iii. calcule a política operativa estocástica sujeita ao critério de confiabilidade para ademanda

iv. Simule a operação para um grande número de cenários hidrológicos e estime o valor esperado do custo marginal de operação,

v. Se (para uma dada tolerância), faça a garantia física e pare;

vi. Se , faça ; caso contrário, faça Volte para o passo 2.

Se o cme não for conhecido, o passo (iii) anterior é substituído por um problema de expansão da geração e transmissão, ou seja

i. Defina uma demanda igual ao limite superior ;ii. crie um conjunto de candidatos para o

reforço do sistema de geração; iii. Resolva um problema de expansão ótima


XXII SNPTEE

Desta forma, a abordagem metodológica mais adequada seria calcular estes segmentos de maneira implícita, a partir de restrições de confiabilidade. O arcabouço metodológico mais adequado para isto é, surpreendentemente usar o conceito de cVaR.

um aspecto muito interessante das restrições de cVaR é que, como mostrado em [2], o custo de déficit implícito que induziria o atendimento das restrições de confiabilidade no cálculo da política operativa é uma função linear por partes, onde o primeiro segmento tem inclinação zero e o segundo segmento corresponde ao custo unitário do déficit.Isto significa que é possível construir uma função de custo de déficit não linear que “mapeia” de maneira analítica, e exata, a aversão ao risco dos consumidores, através da superposição dos custos de déficit implícitos de cada restrição de risco. Suponha, por exemplo, que a aversão a risco dos consumidores é caracterizada por três restrições:

(i) R1: o valor esperado da eNS (calculado para todos os cenários) deve ser inferior a 2% da demanda;

(ii) R2: o valor esperado da eNS nos 2% piores déficits deve ser inferior a 1% da demanda; e

(iii) R3: o valor esperado da eNS nos 1% piores déficits deve ser inferior a 0,3% da demanda.

a primeira restrição corresponderá a uma função linear com origem em zero e inclinação w1 (por exemplo, por sua vez, a segunda restrição corresponderá a uma função linear com origem em uma determinada profundidade de déficit (por exemplo, igual a 4% da demanda) e inclinação w2 maior do que w1 (por exemplo, Finalmente, a terceira restrição corresponderá a uma função linear com origem em um nível de déficit mais profundo e maior inclinação do que a anterior (por exemplo, igual a 9% da demanda e como ilustrado na Figura 2.

Figura 2 – Função de cDeF não linear

ao multiplicador de lagrange associado à restrição de eNS no problema de otimização do despacho hidrotérmico. por sua vez, a restrição de confiabilidade implícita associada a um determinado custo de déficit pode ser calculada através do seguinte procedimento. Dada uma configuração de geração, uma demanda D e um cDeF: (i) calcule a política operativa por pDDe, usando o cDeF; e (ii) simule a operação para um grande número de cenários hidrológicos e estime o valor esperado da energia não suprida, eNS. este é o valor do critério de confiabilidade para a restrição implícita.

Dos desenvolvimentos acima, conclui-se que a gF de um sistema hidrotérmico pode ser calculada de duas maneiras. (i) a primeira maneira tem como dados de entrada o critério de confiabilidade e as opções de reforço (ou, alternativamente, o cme). Neste caso, o cDeF é implícito; (ii) a segunda maneira tem como dados de entrada o cDeF e as opções de reforço. Neste caso, o nível de confiabilidade é implícito.Nos resta então encontrar uma metodologia que unifique estas duas maneiras de forma coerente.

Inicialmente observamos que o cDeF já é utilizado no cálculo da gF atualmente: a epe utiliza [9] uma função linear do cDeFem seus estudos de planejamento. O uso de uma função linear de cDeF significa que os consumidores são neutros em relação ao risco, isto é, dois déficits de 100 mW médios cada um causariam o mesmo prejuízo que um único déficit de 200 mW médios. No entanto, a hipótese de neutralidade em relação a risco é pouco realista no caso do Brasil, pois a política operativa incorpora procedimentos adicionais de segurança, em particular a curva de aversão a Risco (caR) e os chamados procedimentos Operativos de curto prazo (pOcp), conhecidos como “nível meta”. uma maneira mais coerente de representar ocomportamento de aversão a risco dos consumidoresé por meiode uma função de cDeF com mais de um segmento, onde o prejuízo para a sociedade cresceria não linearmente com a profundidade do déficit.

esta função não linear poderia ser interpretada como uma função mais coerente com o critério de confabilidade da operação e, em teoria, poderia ser calculada a partir de uma matriz insumo-produto. Na prática, no entanto, verifica-se que há limitações importantes obter através da matriz insumo-produto uma função de cDeF que represente também critérios de confiabilidade da operação.


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2.900 R$/mWh e 10.000 R$/mWh para déficits superiores), com o objetivo de representar a aplicação de um critério de aversão ao risco de déficits profundos no cálculo da politica operativa. este caso representa a aplicação do cVaR por uma função linear por partes no cálculo da política do despacho hidrotérmico, como descrito anteriormente;

c. caso SeNSIBIlIDaDe: como no caso (B) a demanda crítica não é reajustada, o objetivo deste terceiro caso é ajustar a demanda da configuração do caso aVeRSãO aO RIScO para se obter a igualdade entre e (cmO) e cme.

a tabela 1 apresenta os valores do cVaR5%(α = 5%) da eNS encontrados para cada um dos 3 casos simulados, ou seja, o valor esperado da energia não suprida (em % da demanda) das 5% piores séries hidrológicas simuladas. Dado que as simulações foram realizadas a partir de uma configuração estática, a contabilização do cVaR5% da eNS foi realizada a partir do cálculo do cVaR5% da eNS para cada um dos 5 anos estáticos e depois foi calculada a média dos valores resultantes.

tabela 1 – cVaR5% da eNS (% da demanda)

analisando o cVaR5% da eNS do caso BaSe, pode-se observarque a profundidade dos déficits encontrados em cada região é diferente. com a utilização de um segmento adicional de custo de déficit com uma penalidade mais elevada, caso aVeRSãO aO RIScO, verifica-se uma equalização do cVaR5% da eNS entre os submercados,o que é um resultado importante para a segurança de suprimento. por exemplo, ao analisarmos o subsistema Sul em particular, podemos verificar que há um corte de carga de 3,6% da demanda neste subsistema quando analisamos os resultados do caso BaSe, que é reduzido para 1,6% da demanda quando se considera uma política operativa com aversão ao risco.

a tabela 2 apresenta o cálculo do bloco térmico e do bloco hídrico, através da aplicação da fórmula de rateio da carga crítica do sistema da portaria mme

consequentemente, a gF pode então, finalmente, ser calculada de maneira análoga ao do procedimento utilizado com um único segmento:

i. Defina limites inferior e superior para a demanda crítica


iii. calcule a função linear por partes do custo de déficit que satisfaça R1 (D), R2 (D) e R3 (D), para a demanda D;

iv. calcule a política operativa estocástica para a demanda D;

vii. Se (para uma dada tolerância), faça a garantia física e pare;

viii. Se , faça ; caso contrário, faça Volte para o passo (ii).

uma metodologia para a definição da função linear por partes que traduza restrições de confiabilidade, passo (iii) do procedimento anterior, é apresentada em [2]. em resumo, o procedimento proposto neste trabalho apresenta as seguintes características: (I) concilia os objetivos de planejamento e operação, ao incorporar a aversão ao risco; (II) possui um critério de confiabilidade explícito R1 (D); e(III) leva em consideração o cme do sistema, mantendo a coerência econômica. adicionalmente, a metodologia proposta possui propriedades interessantes com relação à teoria de repartipação de benefícios, conforme analisado em [10]. apresenta-se a seguir um estudo de caso com este procedimento.

4.0 eStuDO De caSO

a aplicação do procedimento proposto e avaliação de seu impacto na gF do sistema foi feita a partir da configuração estática referente ao leilão de energia Nova (leN) a-5 de 2010. Foram preparados três casos:

a. caso BaSe: configuração estática referente ao leN a-5 de 2010ajustada para critério de suprimento cmO = cme = 113 R$/mWh e custo de déficit de patamar único (2.900 R$/mWh), parâmetros em vigor na época deste leilão;

B. caso aVeRSãO aO RIScO: mesma configuração de (a), mas com a consideração de dois patamares de cDeF (até 10% da demanda


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bloco termelétrico, caso haja alteração do cme do sistema com a incorporação da aversão ao risco na política operativo; ou um aumento de 4% na gF do bloco termelétrico, caso o cme se mantenha em 113 R$/mWh. este aumento é um reconhecimento da contribuição destes equipamentos para a segurança de suprimento, o que seria traduzido em aumento de competitividade nos leilões de energia nova, tendo em vista que a gF é utilizada no denominador do Índice custo Benefício (IcB) dos contratos por disponibilidade.

por fim, cabe ressaltarque a Resolução cNpe nº 3 de 13 de março de 2013 determina que mecanismos de aversão ao risco sejam internalizados na política do despacho hidrotérmico. este trabalho busca contribuir para a discussão de como estes mecanismos de aversão ao risco podem ser utilizados no cálculo da gF do sistema, com o objetivo de manter a coerência entre o planejamento e a expansão do sistema.


(1) peReIRa, m.V.F., pINtO, l.m.V.g.Stochastic optimization of a hydroelectric system: a decomposition approach.Water Resources Research, vol. 21(6), 1985.

(2) cOSta jR., l. c., peReIRa, m.V.F., gRaNVIlle, S., campODóNIcO, N., Fampa, m. h. c. planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos com aversão ao risco: uma abordagem para controlar o risco de déficit e limitar a energia não suprida. xxII SNptee – Seminário Nacional de produção e transmissão de energia elétrica, Brasília-DF, outubro de 2013.

(3) aceRBI, c., taSche, D. expected Shortfall: a natural coherent alternative to Value at Risk. arxiv, may 2001.

(4) ROckaFellaR, R. t., uRYaSeV, S. Optimization of conditional Value-at-Risk.journal of Risk, v. 2, 2000.

(5) DINIz, a.l., tcheOu, m.p., macIeIRa, m.e.p. uma abordagem Direta para consideração do cVaR no problema de planejamento da Operação hidrotérmica. xII SepOpe – Simpósio de especialistas em planejamento da Operação e expansão elétrica, Rio de janeiro-Rj, maio de 2012.

(6) cOSta, j.p., ShapIRO, a., tekaYa, W. multistage energy planning - risk neutral and risk averse approaches. xII SepOpe, maio de 2012.

(7) matOS, V.l., FINaRDI, e.c., laRROYD, p.V. uma medida coerente de Risco como métrica para o planejamento anual da Operação energética. xII SepOpe, maio de 2012.

(8) gOReNStIN, B., campODóNIcO, N., cOSta, j.p., andpeReIRa, m.V. power system planningunderuncertainty.Ieee transactions on power Systems, Vol.8, No.1, Feb. 1993

(9) epe/mme. atualização do valor para patamar único de custo de déficit – 2009. Nota técnica.

(10) aVIla, p.l., gRaNVIlle, S., BaRROSO, l.a.N., BezeRRa, B.V., peReIRa, m.V.alocação de garantia Física de usinas geradoras através do método do benefício marginal: valorização econômica do benefício de regularização a montante. xxII SNptee, Brasília-DF, outubro de 2013.

no 228 de 2008. Observa-se que a incorporação da aversão ao risco aumenta a parcela de gF do bloco termelétrico em 8,3% (equivalente a 1,4 gW médios) e reduz o bloco hídrico em 2,6%. Isto ocorre devido ao aumento do despacho termelétrico para atender ao critério de segurança.

tabela 2 – garantia Física da oferta hidrelétrica e termelétrica (em mW médios)

Finalmente, observa-se que incorporação da aversão ao risco na política operativa aumentou o e (cmO) de 113 R$/mWh para 129 R$/mWh, resultado do maior despacho termelétrico. para se obter = 113 R$/mWh foi necessário reduzir a carga crítica do sistema em 1% (caso SeNSIBIlIDaDe), o que equivalente a 725 mW médios. como resultado a gF do bloco termelétrico aumentou 4% em relação ao caso BaSe (equivalente a 700 mW médios) e a gF do bloco hídrico reduziu 2,6%.

5.0 cONcluSãO

este trabalho buscou apresentar uma metodologia para o cálculo da garantia Física (gF) que concilie o critério de expansão utilizado pelo planejador com os procedimentos de aversão ao risco utilizados pelo operador do sistema. a abordagem consiste no cálculo da política operativa ótima através da pDDe com aversão ao risco. a alternativa proposta busca calcular uma política de custo operativo esperado mínimo e que garante, por exemplo, que o valor esperado da energia não suprida nos 5% piores cenários simulados seja inferior a 2% da demanda anual. este critério é conhecido como conditional Value-at-Risk (cVaR). Verificou-se, como esperado, que a utilização de um segmento adicional de custo de déficit com uma penalidade mais elevada equalizou o cVaR5% da eNS entre os submercados, o que é um resultado importante para a segurança de suprimento. No entanto, o resultado mais importante verificado foi a transferência de gF do bloco hidrelétrico para o bloco termelétrico com a consideração da aversão ao risco na política operativa. para os casos analisados, observa-se um aumento de 8% na gF do


XXii snPtee

de medições magnetotelúricas. com base nesses levantamentos preliminares foi escolhida a melhor localização para o eletrodo em cada extremidade. posteriormente, a geologia de cada uma destas áreas foi examinada em detalhes, por meio de sondagens em superfície (eletroresistividade) e com a perfuração de poços - para caracterização geotécnica, medição do nível do lençol freático e do fluxo de água, perfilagem eletromagnética e coleta de amostras de solo e água, para a medição da condutividade térmica e a análise de eletro-osmose de risco.

a geologia dos dois locais é muito distinta. araraquara está localizada no centro da bacia paraná, acima de um enorme complexo aquífero, que resulta em um solo com resistividade muito baixa. porto Velho está localizada na borda do cráton Sul-amazônico, com substrato cristalino raso e recoberto por solos jovens e não consolidados, o que resulta em um solo com alta resistividade.

O edital exige que as medidas de mitigação dos efeitos de interferência em instalações metálicas devem ser tomadas dentro de um raio de 15 quilômetros ao redor de cada eletrodo. em araraquara, a aBB locou o eletrodo em um lugar seguro em relação ao gasoduto Bolívia-Brasil e suas extensões (alimentadores das cidades Ibitinga, Itápolis e matão). em Rondônia, devido à alta resistividade do solo, a aBB optou por locar o eletrodo terra em local mais distante da estação conversora e da área urbana de porto Velho. Neste local, as simulações indicam que não há risco de interferência na Subestação conversora e na zona urbana de porto Velho, embora as instalações

ReSumO - Os eletrodos de aterramento de um sistema de transmissão hVDc são concebidos para a injeção de corrente contínua no solo, tanto para a corrente de desequilíbrio do bipolo quando na condição de funcionamento normal, ou para a plena corrente quando em operação monopolar com retorno pela terra. Os eletrodos de aterramento foram localizados e concebidos com base em extensas pesquisas geológicas, de modo a atender os requisitos de projeto, considerando tanto as suas condições operacionais (máxima elevação de temperatura do solo, vida útil, gradientes de potenciais no solo etc.), como os efeitos de interferência nas instalações dentro da sua área de interferência. ambos os eletrodos são do tipo vertical, consistindo em subeletrodos lançados no interior de poços com 35 cm de diâmetro, a profundidades variáveis, dependendo da geologia em cada local selecionado. O eletrodo de araraquara está localizado a 34 km da subestação conversora, sendo composto por 160 subeletrodos, com profundidades entre 20 m e 40 m. O eletrodo de porto Velho está localizado a 56 km da subestação conversora, e tem 60 subeletrodos, cada um com 90 m de profundidade. a configuração de subeletrodos vertical foi escolhida de modo que se pudesse lançar a parte ativa dos eletrodos dentro do lençol freático, enterrados no solo saturado.

este trabalho apresenta os estudos geológicos realizados para a seleção das áreas de construção dos eletrodos, e, posteriormente, para apoiar o desenvolvimento do projeto.

Nas extremidades norte e sul da linha hVDc foram prospectadas, respectivamente, 5 e 6 áreas, por meio

Sistema de transmissão do Rio madeira – primeiro Bipolo hVDc eletrodos de aterramento –

Investigações geológicas e critérios de projeto

Paulo Edmundo da F. Freire Paiol engenharia l Soren Nyberg abbGeraldo L. C. Nicola l Patrícia de O. F. Borin eletrobras eletronorte

João Neves T. Filho ete l Marcus Danilo Perfeito ConsÓrCio theMag/arCadis logos


XXII SNPTEE

projeto do eletrodo hVDc porque afeta diretamente o cálculo da elevação do potencial de terra - gpR, o qual afeta o cálculo da elevação de temperatura do solo e a definição da área de interferência do eletrodo.

2.0 INVeStIgaçõeS geOlógIcaS

para os dois eletrodos, a primeira atividade foi a seleção da área com base nas medições magnetotelúricas. em ambos os locais selecionados, foram feitas campanhas de sondagens elétricas verticais (SeV), utilizando o arranjo Schlumberger, com espaçamentos entre eletrodos de até 1000 m cujos resultados determinaram os modelos superficiais de solo. para cada eletrodo, o modelo de solo obtido a partir da combinação dos modelos superficial e profundo, permitiu a concepção preliminar de projeto, geometria básica, e também a obtenção do perfil de potenciais na superfície do solo, para a determinação das áreas de interferência e para os cálculos de interferência.

Os poços perfurados permitiram a coleta de amostras de solo e água, para a determinação da sua composição, assim como a realização de diversas medições, tais como perfilagem eletromagnética do poço, profundidade do embasamento rochoso e parâmetros hidráulicos do solo: nível do lençol freático e vazão de água. O conhecimento do nível do lençol freático e da profundidade do embasamento é necessário para a determinação do comprimento dos subeletrodos, que devem ser restritos no topo ao nível do lençol freático e na base ao embasamento rochoso.

as amostras de solo foram usadas para os ensaios de eletrosmose e permeabilidade hidráulica no laboratório de geotecnia do cOppe e também para a medição de parâmetros térmicos do solo, feitos na Suécia. parâmetros térmicos do solo são necessários para o cálculo da máxima elevação da temperatura do solo cuja temperatura não deve atingir a temperatura de ebulição da água para evitar ressecamento e risco de avalanche térmica do eletrodo.

Solos com conteúdo de argila podem dar origem ao fenômeno da eletrosmose, transporte de moléculas de água pela corrente elétrica, que pode resultar na secagem do solo, dependendo da polaridade da corrente. O conhecimento da permeabilidade do solo, fluxo da água subterrânea e níveis topográficos da área do eletrodo, permite o cálculo da pressão hidráulica natural na área e a verificação se ocorrerá a

elétricas próximas possam estar sujeitas a interferência ligeira ou moderada. para os transformadores da rede de distribuição de energia (mRt - monofásico com retorno de terra), serão necessárias algumas medidas de mitigação para evitar a saturação dos enrolamentos primários.

palaVRaS-chaVe - Sistemas de transmissão em corrente contínua, eletrodos de aterramento, aterramento, modelagem do solo.

1.0 INtRODuçãO

Os eletrodos de aterramento têm a função de drenar para o solo a corrente contínua de desequilíbrio da operação do dipolo ou devido à operação monopolar. entre os requisitos específicos dos eletrodos de aterramento do sistema hVDc do complexo do Rio madeira, destacam-se:

• A resistência de aterramento dos eletrodos deve ser igual a ou menor do que 0,35 Ω;

• Os eletrodos de aterramento devem ser concebidos para funcionar em condições anódica ou catódica;

• A operação monopolar do bipolo será limitada a 220 horas/ano (2,5% do tempo de funcionamento);

• Quando em operação bipolar normal, os eletrodos deverão ser projetados para operar continuamente com desequilíbrio máximo de 40 a (cerca de 1,5% da corrente nominal do polo);

• O Transmissor deve tomar as medidas para mitigar os efeitos de interferência, corrosão em dutos e saturação de transformadores, devido à circulação de corrente contínua no solo em um raio de 15 km ao redor dos eletrodos;

• O projeto dos eletrodos deve considerar a seguinte condição crítica de operação monopolar: operação contínua com 2625 a e com sobrecarga de 3490 a por 30 minutos.

Devido ao fato do eletrodo de aterramento de um sistema hVDc ser uma instalação de grandes dimensões, a obtenção de um modelo de solo adequado para os cálculos de projeto e estudos de interferências, deve ser feita a partir de medições de resistividade por meio de diferentes técnicas que permitam a obtenção das características das camadas superficial, intermediária e profunda do solo. a estrutura do solo tem grande influência sobre o

XXii snPtee


XXII SNPTEE

estratificado em seis camadas. para as duas primeiras camadas foram considerados valores médios, uma vez que estas camadas têm espessura variável ao longo do perímetro do eletrodo: 2-8 m para o lençol freático e 10-38 m para o embasamento rochoso.

Figura 1 – perfil de potenciais na superfície do solo em araraquara com injeção de 3,5 ka no eletrodo de

aterramento do Bipolo 1

2.2 Porto Velhoa Figura 2 apresenta o mapa geológico de porto

Velho com os pontos onde foram feitas medições magnetotelúricas que resultaram nos três modelos de solo obtidos pela geoVista e apresentados na tabela 2. a região de triunfo apresenta duas formações principais: a formação sedimentar Içá, amarelo no mapa geológico, e a suíte intrusiva Serra da providência, marrom. pesquisas realizadas na área selecionada para o eletrodo revelaram solo de composição variada, com camadas de areia, argila e silte não bem definidas por causa de variações laterais devido à sua origem deposicional, comum em ambientes lacustres, compatível com a formação Içá.

considerando a conveniência de situar o eletrodo em área sedimentar, tão profunda quanto possível, foi escolhido o local pov001 para a construção do eletrodo. a seleção deste local também considerou a ausência de afloramentos rochosos nas proximidades, bem

compensação natural do fenômeno da eletrosmose. a perfilagem elétrica dos poços subterrâneos

foi utilizada para a verificação do modelo de solo determinado a partir das sondagens elétricas verticais (SeVs). esta verificação é importante para o projeto do eletrodo, pois constitui uma medição direta da resistividade do solo no qual os subeletrodos estarão imersos e permite inferir o conteúdo de argila nessa camada de solo.

Os dados dos levantamentos geológicos desenvolvidos nos terrenos de araraquara e porto Velho em 2011, assim como os modelos de solo obtidos, estão nos itens a seguir.

2.1 AraraquaraNeste site foram realizadas as seguintes

investigações:• Dez poços à percussão, com a coleta de amostras

de solo para classificação (jan/2011);• Sondagens elétricas verticais – SEVs, em 63 pontos

distribuídos pela área do eletrodo (jan/2011);• Três SEVs complementares com 1000 m

de espaçamento (jul/2011), para definir a caracterização das camadas intermediárias do solo;

• Perfuração de dois poços de 3”, com sonda rotativa, para classificação do solo, determinação da profundidade do embasamento rochoso e para coleta de amostras indeformadas Denison para análise de eletrosmose;

• Limpeza e bombeamento dos dois poços (ago/2011), para perfilagem elétrica, coleta de amostras de água para análise de condutividade e medições da dinâmica hidráulica: vazão e nível de regime permanente do lençol freático.

a combinação da curva de resistência aparente do solo, obtida a partir das medições de superfície pelo arranjo Schlumberger, com o modelo de solo profundo obtido com as medições magnetotelúricas, permitiu a obtenção do modelo de solo, ver tabela 1,

tabela 1 – combinação dos modelos Schlumberger e magnetotelúrico


XXII SNPTEE

• 1a camada – solo acima do lençol freático – com 2555 Ωm e 55 m de espessura;

• 2a camada – solo abaixo do lençol freático – com 80 Ωm e 70 m de espessura;

• 3a camada – crosta superior – com 1600 Ωm e 15 km de espessura; e

• 4a camada – crosta inferior e manto – 150 Ωm (infinito).

Figura 2 – mapa geológico de porto Velho, com a localização dos locais de medição magnetotelúricas.

3.0 cálculOS De INteRFeRêNcIaS

para os eletrodos do Bipolo I, em condição de operação monopolar com retorno pela terra e corrente de sobrecarga de 3,5 ka, foram estabelecidos os seguintes limites de interferência:

• 200 V para potencial de toque;• 35 V para estruturas longas isoladas (cercas

elétricas, dutos metálicos não enterrados etc.);

como a natureza do solo, composta principalmente de arenito não muito coeso (o que acabou dificultando a perfuração para a caracterização do subsolo). em áreas próximas, a cerca de 20 - 30 km da área selecionada existem afloramentos da suíte intrusiva Serra da providência, compostos por rochas graníticas, que provavelmente formam o embasamento sob os sedimentos na área do eletrodo.

Neste local foram desenvolvidas as seguintes investigações:

• Três tomografias elétricas do solo, caminhamento elétrico, na direção N-S;

• Cinco sondagens elétricas verticais (SEVs);• Quatro sondagens rasas manuais;• Quatro poços de 3” perfurados com sonda rotativa,

dois de 80 m e dois de 40 m, para identificação da profundidade do embasamento rochoso e coleta de amostras indeformadas Denison para análise de eletrosmose;

• Perfilagem elétrica dos poços.

Os poços perfurados até à profundidade de 90 m encontraram apenas sedimentos, não atingindo o embasamento rochoso. O modelo de solo obtido a partir das sondagens Schlumberger (SeVs) indica que o embasamento rochoso começa a 130 m de profundidade. combinando a curva de resistividade aparente obtida a partir das medições de superfície pelo arranjo Schlumberger, com o modelo de solo profundo obtido com medidas magnetotelúricas, foi desenvolvido o seguinte modelo de solo, estratificado em quatro camadas:

tabela 2 – modelos de solo obtidos pela geovista


XXII SNPTEE

a maioria dos estudos estabelece 4 V como limite para corrosão de dutos enterrados metálico, conforme estabelecido nos itens 2.2 e 4.3 da ref. [3]:

• “A partir de diversos projetos HVDC tem-se a experiência de que somente os gasodutos muito bem revestidos são influenciados quando a tensão para o terra remoto está abaixo de 4 V. Na prática isso significa que, se instalações do porte de redes de energia elétrica, telecomunicações ou ferrovias têm o ponto de aterramento mais próximo do eletrodo com potencial inferior a 4 V, então não é de se esperar interferência”; e

• “Para serem totalmente imunes a interferências, dutos não devem estar localizados a menos de 50 km do eletrodo. Deve-se, no entanto, ter em mente que o critério de 4 V baseia na exposição permanente à corrente de terra”.

a ref. [5] afirma: “a experiência de outros projetos têm mostrado que dificilmente quaisquer efeitos negativos devido a um eletrodo podem ser notados quando o potencial cai abaixo de 4 V, nem mesmo para instalações sensíveis, como dutos. Instalações menos sensíveis provavelmente podem lidar com potenciais mais elevados, por exemplo, até cerca de 10 V para postos de transformação e, correspondentemente, para campos elétricos mais fortes.”.

3.1 Araraquaraa Figura 3 apresenta as equipotenciais de 4

V e 10 V em torno do eletrodo de araraquara. as equipotenciais na superfície do solo até 20 V têm um padrão assimétrico, devido às variações na espessura da cobertura de areia da Formação Bauru, sobre os basaltos da Formação Serra geral.

Não foi necessário nenhum seccionamento de cerca em torno do eletrodo araraquara, uma vez que o potencial máximo na superfície do solo não atinge 200 V. Dentro do raio de 2,1 km não existe nenhum transformador que possa sofrer saturação, uma vez que todos têm enrolamento primário com as três fases ligadas em delta, e que os circuitos secundários são curtos, não sendo, portanto, submetidos a gradientes significativos de potenciais na superfície do solo. Não é esperada nenhuma perda significativa de massa de estruturas metálicas enterradas, devido ao período máximo projetado de 220 horas/ano de operação monopolar. Não existem dutos metálicos enterrados dentro da área definida pela equipotencial de 4 V, em um raio de 13 km em torno do eletrodo.

• 10 V para saturação de transformadores; e• 4 V para corrosão de tubulações metálicas

enterradas.

a aplicação direta do valor de 37,5 V como limite para o potencial de toque deve ser considerada apenas no caso de estruturas metálicas longas e isoladas, como as cercas elétricas e dutos de sistemas de irrigação móveis. No entanto, a maioria dos dutos utilizados em sistemas de irrigação é feito de material isolante. a exceção é o sistema de irrigação conhecido como “pivô central”. cercas convencionais, de fio de aço suportado por postes de madeira, não transferem a diferença absoluta de potencial do solo de uma extremidade para a outra, porque os moirões em paralelo apresentam uma resistência transversal que diminui significativamente o potencial transferido, e reduzem o potencial de toque.

para a avaliação do potencial máximo transferido por uma cerca, foram consideradas três condições diferentes de resistência transversal dos moirões (incluindo a resistência interna da peça de madeira e a sua resistência de aterramento devido à parte enterrada):

• R = 80 Ω - Moirão de madeira molhada em solo de baixa resistividade (100 Ω.m);

• R = 800 Ω - Moirão de madeira molhada em solo de alta resistividade (1000 Ω.m);

• R = 8000 Ω - Moirão de madeira seca em solo de alta resistividade (1000 Ω.m).

a segunda condição acima também pode representar cercas de madeira seca, com alta resistência interna, em solo de baixa resistividade, sendo uma condição intermediária. para as três alternativas de resistividade do solo, ou de resistência transversal, foram também calculadas duas configurações adicionais, com quatro ou seis arames de aço. a hipótese de cercas com resistência do moirão igual a 800 Ω, incluindo tanto a resistência longitudinal como a sua resistência de aterramento, foi selecionada como a situação mais realista e, considerando este critério, as cercas não devem ser submetidas a diferença de potencial no solo superior a 200 V. a conclusão da pesquisa foi que, de modo a não transferir um potencial de toque potencial superior a 37,5 V, as cercas devem ser seccionadas em segmentos que sejam submetidos a um potencial máximo de 200 V na superfície do solo.


XXII SNPTEE

preliminares indicam que:• Não é esperado qualquer risco associado à

circulação de corrente contínua nos enrolamentos secundários dos transformadores mRt, devido ao fato dos circuitos secundários de baixa tensão serem curtos;

• O núcleo do enrolamento primário pode saturar, especialmente no caso de transformadores mRt localizados dentro do raio de 15 km em torno do eletrodo, onde os gradientes de potenciais no solo serão mais elevados;

• Não é esperada saturação dos transformadores de potência da planta triunfo, porém, pode ocorrer saturação dos transformadores na subestação Itapuã.

Os níveis calculados de corrente contínua circulando nos enrolamentos dos transformadores de 500 kV, ver tabela 4, revelam que, se o eletrodo tivesse sido construído no ponto mt-6, a 21 km da subestação conversora, ocorreria saturação durante a operação monopolar do Bipolo I com retorno pela terra. além do risco de saturação do transformador conversor, um eletrodo nesta localização com a mesma geometria do construído no local mt-1, apresentaria uma resistência de 0,61 Ω, quase o dobro do máximo especificado pelo edital aneel.

as medições magnetotelúricas mostraram que o embasamento rochoso vai ficando mais raso e com maior resistividade à medida se aproxima do leito

Figura 3 – curvas equipotenciais de 4 V e 10 V no entorno do eletrodo de araraquara, resultantes da

injeção de 3,5 ka de corrente contínua

3.2 Porto Velhoa Figura 4.a apresenta as equipotenciais de 4 V, 35

V e 10 V ao redor do eletrodo de porto Velho. a Figura 4.b apresenta as quatro linhas de seccionamento de cercas. Os cálculos de saturação dos transformadores são apenas estimativos, considerando a complexa topologia da rede de distribuição na região no entorno do eletrodo e as incertezas quanto aos seus parâmetros elétricos. para os transformadores monofásicos supridos pelas linhas de distribuição monofásicas com retorno pela terra – mRt, cálculos

tabela 4 – Valores máximos calculados e admissíveis de corrente contínua nos enrolamentos dos transformadores de 500 kV

tabela 3 – Distâncias para instalações de 500 kV e potenciais no solo para os locais mt-1 e mt-6


XXII SNPTEE

todos os requisitos estabelecidos pelo edital:• Os valores de projeto de resistência dos eletrodos

encontram-se abaixo do limite máximo de 0,35 Ω;• Não existe o risco de saturação dos transformadores

nas subestações conversoras de 500 kV, especialmente em porto Velho, e para outros transformadores importantes nas subestações e nas usinas geradoras da região;

• Não há risco de corrosão de tubulações enterradas e de saturação de transformadores de distribuição nos centros urbanos próximos aos eletrodos, especialmente em porto Velho e municípios vizinhos.

O relatório epRI [1] estabelece no início do item 7: “como já descrito anteriormente, só se justifica estudar a viabilidade de um determinado local, se o campo distante foi ou deverá ser aceito por autoridades ambientais, proprietários de infraestrutura metálica etc.” para a obtenção de um bom modelo de solo, compatível com os cálculos de campos distantes, são necessárias investigações de resistividade das camadas profundas do solo.

a Referência [4], que trata da seleção do local de construção um eletrodo hVDc na Índia, confirma esta abordagem no Resumo - “técnicas de mapeamento de alta resolução com a utilização de multi-eletrodos Dc foram aplicadas para medições de resistividade de camadas superficiais do solo rasas e o método magnetotelúrico foi utilizado para a determinação das resistividades de camadas profundas, de 5 a 10 km. com base nestes resultados, os locais adequados para os eletrodos de aterramento foram identificados.”.

esta mesma referência diz sobre o primeiro local investigado: “Site-1 (NeR): a área é quase plana e parecia ter uma cobertura de solo de boa espessura. um total de 13 sondagens mt e três perfis de resistividade Dc foram feitos neste site. como a estrutura de resistividade profunda encontrada não foi considerada adequada, uma investigação mais detalhada da resistividade das primeiras camadas deste site não foi realizada.” Isso significa que se as camadas profundas, de 5 a 10 km, não mostram resistividades baixas, não vale a pena investigar as camadas superficiais e aquele local deve ser descartado.

a literatura técnica relata ainda: “O histórico de falhas em outros projetos hVDc deve ser levado em conta. Dois projetos de eletrodos verticais sofreram danos - cu, em minnesota e Dakota do Norte (eua), e

do rio madeira (ver ref. [6]). a consequência desta característica geológica reflete-se no aumento da resistência do eletrodo de aterramento e da sua área de interferência, à medida que o mesmo é aproximado do rio. Fica, portanto, justificada e demonstrada a escolha de um local distante para a construção do eletrodo, na direção sudeste em relação à Subestação conversora e ao leito do rio madeira.

Figura 4 – curvas equipotenciais de 35 V, 10 V e 4 V, no entorno do eletrodo de porto Velho com a injeção de 3,5 ka de corrente conínua, e linhas de secionamento

de cercas (∆V ≤200).

4.0 cONcluSãO

pode-se concluir que os locais selecionados para ambos os eletrodos resultaram no atendimento de


XXII SNPTEE

cabora Bassa, na áfrica. eletrosmose foi atribuída como a causa da falha no projeto cu. Sobreaquecimento foi a causa da falha em cabora Bassa. a experiência indica que, na maioria dos casos, um eletrodo severamente superaquecido não pode ser satisfatoriamente reparado.”

O perfil de tensão calculado foi utilizado para a determinação dos níveis de interferência que ocorrem na área de interferência do eletrodo, e para a especificação das medidas de controle a serem tomadas nos sistemas interferidos. as medições a serem feitas quando da etapa de comissionamento dos eletrodos, irão revelar a verdadeira natureza dos perfis de tensão, e subsidiarão o dimensionamento das correções que eventualmente se fizerem necessárias, para o controle de interferências.


(1) epri el-2020, hVDc ground electrode Design; (2) cigré Working group 14.21 – tF2 general guidelines

for the Design of ground electrodes for hVDc links;(3) 488140-1 - corrosion Impact Survey – Rio madeira – progress report 1 - Swerea/kImaB;

(4) Selection of ground electrode Sites using geophysical techniques for Resistivity measurements for First ±800 kV hVDc System in India - cIgRe 2008 (B4-105) - R N Nayak, R p Sasmal and Rajesh Suri (power grid corporation of India ltd.) and Dr. ajay manglik, Dr. S.k.Verma and Dr. D. muralidharan (National geophysical Research Institute);

(5) gRV-10001 – “compilation of geophysical data and modelling of electrode potentials, porto Velho and araraquara, Brazil”, hans thunehed, geoVista, 18 jan 2010;(6) curvas de potencial dos eletrodos de aterramento do Sistema ccat de Itaipu – Resultado das medições no comissionamento do Bipolo II – , D. kovarsky, p. e. F. Freire and l. j. pinto (gap – monasa/themag/ptel) and c. e. caroli and N. Santos (Furnas centrais elétricas) – x SNptee, curitiba, outubro de 1989;

(7) estudo do Sistema de aterramento da uhe de Santo antônio – paulo edmundo Freire e Vera lúcia gribel, xxII SNptee, out/2013.

notÍcias


CoMitÊs

GRUPO A – EQUIPAMENTOS

CE-A1 Máquinas RotativasCoordenador: MÁRCIO REZENDE SINISCALCHIEmpresa: EletronorteEndereço: Rod. Governador Mario Covas km 500 - Condomínio Praia do Engenho casa 39 23.940-000 - Itanema - Angra dos Reis – RJ Tel: Tel: (24) 33621617E-mail: [email protected]

Projeto e construção de turbogeradores, hidrogeradores, máquinas não-convencionais e grandes motores. Aspectos econômicos, testes, comportamentos e materiais.

CE-A2 TransformadoresCoordenador: GILSON MACHADO BASTOSEmpresa: FURNASEndereço: Rua Real Grandeza, 219 22281-900 - Botafogo - Rio de Janeiro - RJ Telefone: (21) 2528 5797 E-mail: [email protected]

Projeto, construção, fabricação e operação de todos os tipos de transformadores, incluindo transformadores conversores, de uso industrial e os chamados “phase-shifters”, além de todos os tipos de reatores e componentes de transformadores (buchas, comutadores, etc).

CE-A3 Equipamentos de Alta TensãoCoordenador: ANTONIO CARLOS CAVALCANTI DE CARVALHOEmpresa: ONSEndereço: Rua Júlio do Carmo, 251 - 5 º andar - Cidade Nova 20211-160 - Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 3444-9607E-mail: [email protected]

Teoria, projeto, construção e operação para todos os dispositivos de manobra, interruptores e limitadores de corrente, pára-raios, capacitores, seccionadores isoladores de equipamentos e de barramentos e transformadores de instrumento.

GRUPO B – SUBSISTEMAS

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Base teórica, projeto, processos produtivos, instalação, serviços, manutenção e técnicas de diagnóstico para cabos isolados CA e CC e para aplicações terrestres e submarinas.

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CoMitÊsCE-B3 SubestaçõesCoordenador: FÁBIO NEPOMUCENO FRAGAEmpresa: CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São FranciscoEndereço: Rua Delmiro Gouveia, 333 – Bongi - 50760-901 – Recife – PETelefone: (81) 3229-3042 / 2421 - Fax: (81) 3229-3269E-mail: [email protected]

Projeto, construção e manutenção de subestações e instalações elétricas de usinas, excluindo os geradores.

CE-B4 Elos de Corrente Contínua e Eletrônica de PotênciaCoordenador: WO WEI PINGEmpresa: CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia ElétricaEndereço: Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária/Ilha do Fundão CEP: 21941-911 - Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2598-6014E-mail: [email protected]

CCAT: as pec tos eco nô mi cos, apli ca çõ es, as pec tos de pla ne ja men to, pro je to, de sem pe nho, con tro le, pro te ção, con tro le e tes te de es ta çõ es con ver so ras. Ele trô ni ca de po tên cia para trans mis são CA, sis te mas de dis tri bu i ção e me lho ria de qua li da de de ener gia: as pec tos eco nô mi cos, apli ca çõ es, pla ne ja men to, pro je to, de sem pe nho, con tro le, pro te ção, cons tru ção e tes te. Ele trô ni ca de po tên cia ele va da: de sen vol vi men to de no vas tec no lo gias em con ver so res in clu in do con tro les, no vos se mi con du to res, apli ca çõ es des tas tec no lo gias em CCAT, FACTS e qua li da de de ener gia.

CE-B5 Proteção e AutomaçãoCoordenador: RAUL BALBI SOLLEROEmpresa: CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia ElétricaEndereço: Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária - 21941-911 Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2598-6386 - Fax: (21) 2598-6386E-mail: [email protected]

Princípios, projeto, aspectos econômicos, aplicação, coordenação, desempenho operacional e manutenção de sistemas de proteção, controle e automação de subestações, sistemas e equipamentos de controle remoto, sistemas e equipamentos de medição.

GRUPO C – SISTEMAS

CE-C1 Desenvolvimento de Sistemas Elétricos e EconomiaCoordenador: JOSÉ HENRIQUE MACHADO FERNANDESEmpresa: Eletronorte - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/AEndereço: SCN, Q.06 - Conj. “A” - Edif. Venâncio 3000 - CEP: 70718-900 - Brasília - DFTelefone: (61) 3429-5303/5301 - Fax: (61) 3328-1552E-mail: [email protected]

Métodos de análise para o desenvolvimento dos sistemas elétricos de potência e economia, métodos e ferramentas para análise estática e dinâmica, aspectos e métodos de planejamento nos vários contextos, estratégias de gerenciamento de ativos.

CE-C2 Operação e Controle de SistemasCoordenador: ANTONIO CARLOS MARTINS BARBOSAEmpresa: FURNASEndereço: Rua Real Grandeza, 219, Botafogo - Rio de Janeiro - RJ - 22.281-900Telefones: (21) 3444-9607E-mail: [email protected]

Estudos e análises das condições técnicas, logísticas e institucionais requeridas para operação segura e econômica de sistemas de potência, contemplando os seguintes aspectos: controle de sistemas e de equipamentos; controle geração-carga; planejamento da operação; avaliação de desempenho; centros de controle; treinamento de operadores; requisitos de segurança contra colapso de sistemas, danos em equipamentos e falhas humanas.

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CoMitÊsCE-C3 Desempenho Ambiental de SistemasCoordenador: FLAVIA POMPEU SERRANEmpresa: Consultora independente Endereço: Rua Dezoito de Outubro 429/1002 - 20.530-050 - Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 2549-7698 e (21)98652-1928E-mail: [email protected]

Identificação e avaliação dos impactos ambientais de equipamentos e dos sistemas elétricos e os métodos usados para gerenciá-los.

CE-C4 Desempenho de Sistemas ElétricosCoordenador: DALTON DE OLIVEIRA CAMPONÊS DO BRASILEmpresa: ONS - Operador Nacional do Sistema ElétricoEndereço: Rua da Quitanda, 196 - 21º andar - Centro Cep: 20091-005 - Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2203-9695 - (21) 2539-3659E-mail: [email protected]

Estudos, desenvolvimentos e recomendações de métodos e instrumentos para análises e medições do desempenho de sistemas elétricos relacionado com a Qualidade da Energia Elétrica, Compatibilidade Eletromagnética, Descargas Atmosféricas e Coordenação de Isolamentos.

CE-C5 Mercados de Eletricidade e RegulaçãoCoordenador: LUIZ AUGUSTO N. BARROSOEmpresa: PSREndereço: Praia de Botafogo 228/1701 parte CEP: 22250-906 - Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 3906 2100E-mail: [email protected]

Estrutura e organização, regulação e estrutura de “funding” e econômico-financeira. Em termos do escopo oficial, esses três aspectos fundamentais estão descritos como: “análise das diferentes abordagens na organização da Indústria de Suprimento de Energia Elétrica – as diferentes estruturas de mercado e produtos, técnicas e instrumentos associados, aspectos da regulação”.

CE-C6 Sistemas de Distribuição e Geração DistribuídaCoordenador: PAULO HENRIQUE RAMALHO PEREIRA GAMA Empresa: B&G Pesquisa e Desenvolvimento em Sistemas de PotênciaEndereço: Av. Gov. Carlos de Lima Cavalcante, 3995 – SL27, Olinda/PE CEP. 53.040-000Telefone: (81) 3427-3817E-mail: [email protected] Avaliação do impacto técnico de novas características de distribuição sobre a estrutura e operação do sistema: desenvolvimento da geração distribuída, dispositivos para armazenamento de energia, gerenciamento pelo lado da demanda e eletrificação rural.

GRUPO D – TECNOLOGIAS DE APOIO

CE-D1 Materiais e Tecnologias EmergentesCoordenador: JAYME L. NUNES JR. Empresa: ABEndereço: Alameda Jaú 48 - 14° andar 01420-000, São Paulo - SPTelefone: (11) 3939 4051E-mail: [email protected]

Acompanhamento e caracterização de materiais novos e já existentes para a tecnologia de energia elétrica, diagnóstico, acervo técnico e conhecimentos correlatos, novas tecnologias com impacto esperado sobre os sistemas a médio e longo prazo.

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CoMitÊs

CE-D2 Sistemas de Informação e Telecomunicação para Sistemas ElétricosCoordenador: MARCELO COSTA DE ARAUJOEmpresa: ELETROBRÁS ELETRONORTEEndereço: SCN, Q.06 - Conj. “A” - Edif. Venâncio 3000 70718-900 - Brasília - DFTelefone: (61) 3429-5303E-mail: [email protected]

Princípios, investigações e estudos, especificações de projeto, engenharia, desempenho durante o comissionamento e aspectos de operação e manutenção nas áreas de telecomunicações e de serviços de informação para o setor elétrico, sistemas de informação para atividades operacionais e de negócios envolvendo serviços, meios de comunicação e redes.

PARTICIPAÇÃO NO CIGRÉ INTERNACIONAL

Administrative Council and Steering CommitteeMembro: ANTONIO VAREJÃO DE GODOYEmpresa: CHESF Cia. Hidroelétrica do São FranciscoEndereço: Rua Delmiro Gouveia, 333 - Bongi - Bloco A - sala 210 SPT 50761-901- Recife - PETelefone: (81)-3229-2501E-mail: [email protected]

Administrative Council - Membro PermanenteMembro: JERZY ZBIGNIEW LEOPOLD LEPECKIEmpresa: ex-presidente do CIGRÉ-Brasil e CIGRÉ Internacional e Sócio Honorário do CIGRÉEndereço: Rua Timóteo da Costa, 304 apto. 801, Leblon, Rio de Janeiro, RJ, CEP 22450-130Telefone: (21)-22741002E-mail: [email protected]

SC-A1 Rotating Electrical MachinesCoordenador: ERLI FERREIRA FIGUEIREDOEmpresa: Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJEndereço: Rua São Francisco Xavier, nº 524 – 5º andar – sala 5.029 – Bloco A Cep: 20.559-900 – Maracanã – Rio de Janeiro – RJ Telefone: (21) 2205-0569 Fax: (21) 2569-9067E-mail: [email protected]

SC-B5 Protection and Automation Coordenador: IONY PATRIOTA DE SIQUEIRA Empresa: Chesf - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Endereço: Rua 15 de março, 50 sala B 314 Bongi - Recife - PE - 50761-070Telefone: (81) 3229-4145Fax: (81) 3229-4145E-mail: [email protected]


critérios para Seleção e Divulgação dos artigostécnicos da Revista eletroevolução – Sistemas de potência

1. Qualquer artigo poderá se candidatar à publicação na revista EletroEvolução, o qual deverá

ser encaminhado pelo seu autor ao Presidente do Conselho Editorial, para o e-mail:

[email protected] ou para o endereço do CIGRÉ-Brasil: Praia do Flamengo, 66, Bloco

B, sala 408, Flamengo, Rio de Janeiro, CEP 22.210-903.

1.1. Os artigos previamente selecionados e apresentados em eventos de responsabilidade do

CIGRÉ-Brasil terão prioridade nesta publicação.

1.2. Os artigos deverão obedecer à formatação e limites de tamanho estabelecidos para os

eventos do CIGRÉ-Brasil, cabendo à revista EletroEvolução a sua diagramação e formatação

final de impressão, incluindo a revisão final de sua redação para efeito de publicação.

1.3. Esses artigos serão encaminhados, para efeito de revisão e comentários, a uma comissão

composta por um mínimo de dois revisores, a serem designados pelo Coordenador do Comitê

de Estudo responsável pelo respectivo assunto e/ou pelo Presidente do Conselho Editorial

da Revista EletroEvolução. Cada revisor terá o prazo máximo de 40 dias para apresentar seu

comentário e parecer sobre o artigo.

1.3. O Presidente do Conselho Editorial da revista será responsável pelo encaminhamento ao

autor do artigo, da decisão do referido Conselho, a qual poderá ser pela sua não publicação,

aceitação mediante incorporação das revisões solicitadas pelos revisores ou aprovação integral.

Tal resposta deverá ocorrer no prazo máximo de 70 dias a partir da data de recebimento do

artigo.

2. Os seguintes artigos são considerados previamente aptos para sua publicação na revista, a

critério do Conselho Editorial, não havendo a necessidade de seu encaminhamento pelos

respectivos autores principais, nem a necessidade de revisão.

2.1. Os artigos brasileiros apresentados nas Sessões Bienais e em Simpósios e Colóquios

internacionais do CIGRÉ.

2.2. Os artigos classificados em 1º, 2º e 3º lugares nos seus respectivos Grupos de Estudos do

SNPTEE e em eventos realizados pelo CIGRÉ-Brasil, tais como SIMPASE, SEPOPE, EDAO e ERIAC.

3. Também estão aptos para publicação na revista os seguintes artigos, a critério do Conselho

Editorial, que deverão ser encaminhados ao Presidente desse Conselho:

3.1. Os artigos com os resultados e constatações finais dos Grupos de Trabalho dos Comitês de

Estudo do CIGRÉ-Brasil.

3.2. Os artigos, de notória proficiência técnica, selecionados e encaminhados pelos membros do

Conselho Editorial da revista e pelos Coordenadores dos Comitês de Estudo do CIGRÉ-Brasil.

4. Também poderão ser publicados outros artigos de interesse da entidade, a critério da Diretoria

do CIGRÉ-Brasil, sob a denominação de “Artigos Convidados”.

Conselho Editorial da Revista EletroEvolução - Sistemas de Potência

artigo convidado, artigo regular, da bienal 2012 e do xxii snptee · 2014-08-11 · maio 30 anos de...

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