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Versão Final do Artigo para o X EDAO 13/10/2008

X EDAO – ENCONTRO PARA DEBATES DE ASSUNTOS DE OPERAÇÃO

APLICAÇÃO DA AVALIAÇÃO DINÂMICA E ESTÁTICA DO SIN NOS CENTROS DE OPERAÇÃO DO ONS

Marco Aurélio Quadros Carlos Alberto da Silva Neto ONS ONS

Florianópolis - SC Rio de Janeiro – RJ

Giuliano Pires Michel dos Santos Moreale ONS ONS

Florianópolis -SC Brasília - DF

RESUMO Este trabalho apresenta o processo de integração, configuração e testes do programa Organon nos Centros de Operação do ONS, notadamente no Centro Nacional de Operação do Sistema - CNOS e no Centro Regional de Operação Sul -COSR-S. São apresentadas as principais características do programa Organon, seu processo de validação e aprimoramento, bem como seus recursos únicos que o tornam atraente para as avaliações na operação em tempo real quando comparado ao conjunto clássico de aplicação de análise de redes disponibilizada atualmente no mercado. Será observado que um primeiro nível de integração com os Sistemas de Supervisão e Controle - SSC do ONS foi realizada, com excelentes resultados práticos identificados para a monitoração da segurança elétrica da rede básica. PALAVRAS-CHAVE Segurança, Organon, Sistema de Supervisão e Controle, VSA, DSA. 1.0 INTRODUÇÃO Desde a sua criação, o ONS tem investido em um conjunto de aplicações e sistemas de apoio às ações de suas equipes de tempo real.. Em 2002 concluiu a integração de sua última geração de SSC [16] e já em 2008 especificou uma nova arquitetura para substituir todos os seus SSC, denominado Projeto REGER (Rede de Gerenciamento de Energia). Além de investir em modernos SSC, o ONS também investiu em um conjunto de novas aplicações que permitem agilizar seus processos de trabalho, com destaque para o Organon. A aplicação Organon foi concebida inicialmente como fonte de aprimoramento da capacidade de análise de sistemas elétricos através de simulação de análise em regime permanente e análise dinâmica (eletromecânica), integrados em uma única aplicação. Dentro destas características o ONS efetuou a validação do Organon, iniciou a sua integração e utilização em diversas áreas da empresa, com ênfase nas áreas de Planejamento, Programação e Operação de Sistemas em Tempo-Real.

. 2.0 A APLICAÇÃO ORGANON 2.1 Características do programa O Organon é um sistema que automatiza os processos de cálculo de limites de segurança. Para isso utiliza algoritmos de cálculo de fluxo de potência e simulação no tempo de transitórios eletromecânicos. A automação requer dois mecanismos fundamentais. Um é a capacidade de estabelecer um diagnóstico sem inspeção visual de resultados por um analista. Isso é um problema trivial para a avaliação de resultado de um cálculo de fluxo de potência. Percorrem-se as barras do sistema verificando se as magnitudes de tensão se encontram nos níveis adequados. Faz-se o mesmo com os circuitos para avaliação de violações de limites térmicos. Por outro lado, um diagnóstico de simulações dinâmicas é um problema muito mais complexo. O Organon utiliza diversos métodos para isso. O principal é baseado em função de energia e examina o aspecto de instabilidade angular ou perda de sincronismo. Ele tem a capacidade de identificar se uma ou mais máquinas perderam a estabilidade e as respectivas margens de energia ou potência. A condição de amortecimento é analisada de duas maneiras distintas. A análise mais robusta é baseada na decomposição espectral de Prony [13], verificando se o modo menos amortecido dentre todas as máquinas do sistema está acima de um valor pré-estabelecido [12]. A outra é baseada no critério de oscilação de tensão definido no item 8.3.4.c do submódulo 23.3 dos procedimentos de rede do ONS [15]. Além desses critérios o programa verifica a conformidade com os critérios de violação de tensão transitórios (primeiro e segundo swing) e de regime (variação de tensão pré e pós falta e faixas limites) e de carregamento de circuitos e equipamentos, todos definidos no submódulo 23.3 mencionado anteriormente. O segundo mecanismo necessário à automação é a capacidade de tomar decisões com base em diagnósticos. Para isto é necessária a compilação de procedimentos utilizados no ambiente de planejamento.

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2.2 As Funcionalidades do Organon As funcionalidades podem ser classificadas como de interface, algorítmicas e metodológicas. A análise que segue procura tratar somente destas últimas, que são denominadas ‘métodos’ no Organon. Um método de ‘avaliação da segurança’ pode significar desde uma simples análise de contingências para um ponto de operação, usando-se um programa de cálculo de fluxo de potência, até a determinação de regiões de segurança dinâmica, passando por cálculo de ações preventivas e corretivas. Como informado no Item 3, tais métodos são executados pelo processo gerente. No momento os métodos estão implementados em código fonte. No futuro, pretende-se desenvolver uma linguagem macro para que os mesmos possam ser facilmente implementados e configurados pelos próprios usuários. Isso requer uma definição de blocos necessários à construção de um método. Algumas funções que compõem tal linguagem estão listadas a seguir.

Determinar configuração de arquivos de entrada e saída.

Carregar arquivos. Gerar um caso base (solução do problema

de fluxo de potência) para um determinado arquivo.

Processar uma lista de contingências (regime permanente ou dinâmico) para um ponto de operação.

Processar alterações em um caso de fluxo de potência.

Mover o ponto de operação para uma determinada posição, alterando-se carga e/ou geração de acordo com um determinado padrão.

Determinar fatores de sensibilidade. Configurar relatórios e gráficos.

As funcionalidades atualmente desenvolvidas são as seguintes.

o Análise de contingências em regime permanente para um ponto de operação (VSA1).

o Análise de contingências dinâmicas para um ponto de operação (DSA1)

o Região de segurança de regime permanente – máximo carregamento na condição N-1 (VSA2).

o A composição dos métodos 2 e 3 propiciarão o método de cálculo da região de segurança dinâmica (DSA2).

Uma funcionalidade que calcule uma região de segurança requer a definição de três grupos, onde os dois primeiros são explicitamente representados no gráfico da região de segurança e o terceiro grupo é necessário para fechamento de balanço de cargas. Por exemplo, se desejarmos observar uma região de segurança para interligação Sul/Sudeste, podemos definir um grupo como sendo a geração total de Itaipu 60 Hz, um segundo grupo como a geração em algumas usinas do Sul, e o terceiro

grupo, para fechar o balanço, algumas usinas do Sudeste. Desta forma, sempre que mudarmos o padrão de geração em Itaipu 60Hz e nas usinas do Sul, a geração nas usinas do Sudeste será recalculada para que o balanço de cargas seja fechado, evitando-se alterações de geração em barras swing. A figura 1 mostra o processo de cálculo da região de segurança. Partindo-se do ponto de operação base, procura-se o limite de segurança caminhando-se radialmente em diversas direções no plano G1 x G2. No exemplo acima mencionado, G1 corresponderia à geração nas usinas do Sul e G2 à geração em Itaipu. Pode-se também desenhar os gráficos G1 x G3 e G2 x G3. Uma direção no plano G1 x G2 é definida por um ângulo. Por exemplo, um ângulo de 45 graus significa que G1 e G2 estão aumentando na mesma proporção. Conseqüentemente, G3 está absorvendo o incremento provocado por G1 e G2.

- Ponto de Operação- limite de segurança - limite de geração

G2

G1

G1

G3

G2

- Ponto de Operação- limite de segurança - limite de geração

G2

G1

G1

G3

G2

FIGURA 1 – Resultado da Região de Segurança do Organon

O movimento no espaço de geração é implementado utilizando-se o fluxo de potência continuado. Isso garante a robustez do método. A medida que o ponto de operação varia é fundamental fazer o ajuste das tensões. Isso é realizado de forma automática através do controle de taps e shunts chaveados. Tendo sido obtido um novo ponto de operação, processa-se o conjunto de contingências para àquele ponto. O limite de segurança é definido como sendo a interseção dos limites de estabilidade para todas as contingências. Uma funcionalidade mais simples que pode ser implementada é a de determinação de limites de transmissão considerando-se apenas dois grupos. Por exemplo, se quisermos determinar o limite no mesmo sistema de transmissão Sul-Sudeste, mas considerando Itaipu e usinas do Sul como parte de um mesmo grupo e a geração no Sudeste como parte de um outro grupo, teríamos a região como sendo um seguimento de reta. Neste caso, estaríamos assumindo que o aumento/diminuição de geração em Itaipu é proporcional ao aumento de geração nas usinas do Sul. Muitas outras funcionalidades podem ser implementadas de acordo com as necessidades específicas de cada sistema e processo de análise. Por exemplo, pode-se querer avaliar o efeito do número de máquinas sincronizadas em dois grupos de geração diferentes sobre a segurança do sistema, fixando-se o total de geração nos dois grupos.

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Em resumo, a funcionalidade captura um procedimento usual e repetitivo utilizado no processo de planejamento. A aplicação de tais métodos ao sistema interligado nacional requer a modelagem adequada dos componentes que de alguma forma influenciam na segurança do sistema. Por exemplo, os esquemas especiais de proteção devem estar modelados. 2.2 Processo de Validação do Organon 2.2.1 Validação Estática Após concluídos os trabalhos de montagem dos cálculos de solução de regime permanente, foi criada uma força tarefa envolvendo diversas áreas do ONS, desde a área de planejamento da operação até a área de tempo-real. Diversos testes foram realizados com o Organon, bem como comparados seus resultados com ferramentas clássicas de fluxo de potência, tal como o programa Anarede do CEPEL, sendo constatado que o processo de solução do Organon encontrava-se válido para utilização em todos os processos do ONS. 2.2.2 Validação Dinâmica Após a etapa de validação estática, uma nova força tarefa foi criada para dar andamento a segunda fase de validação, a qual consiste da validação dos métodos e respostas de solução de estabilidade eletromecânica. Nesta etapa diversas necessidades de correções nos modelos dinâmicos de equipamentos foram identificadas, sendo este trabalho ainda em andamento por parte das equipes do ONS. 3.0 A INTEGRAÇÃO COM O SSC Concomitantemente ao trabalho de validação do programa Organon, foram iniciados em 2006 esforços concentrados na integração do Organon aos sistemas de supervisão e controle do ONS (SSC), ou seja, EMP (Areva) e SAGE (CEPEL). Analisando o conjunto de desenvolvimentos a serem realizados, um plano de trabalho foi realizado, com a identificação de três grandes macro-tarefas:

Primeira Etapa: desenvolvimento e teste de um programa de conversão de dados, de forma a transferir o resultado do estimador de estado do SSC a partir de um modelo de dados em formato ASCII, definido especialmente para uso do Organon;

Segunda etapa: identificação de regiões de segurança elétrica que permitissem a utilização do Organon em tempo-real como auxiliador na tomada de decisão pelas equipes dos Centros;

Terceira etapa: alocação de recursos de hardware para iniciar testes de desempenho de processamento distribuído.

A seguir serão apresentados em detalhes os trabalhos, as principais dificuldades e os resultados

alcançados nestas três grandes macro-tarefas realizadas. 3.1 Primeira Etapa A primeira etapa de trabalho constituiu-se na análise do conjunto mínimo de dados necessários a execução do programa Organon. Para sua completa utilização os seguintes arquivos de dados, em formato ASCII, seriam necessários ser gerados e transmitidos para o Organon:

Arquivo STM: arquivo contendo o resultado do estimador de estado do SSC do CNOS, seguindo formato de dados pré-definido;

Arquivo NTW: arquivo contendo o resultado do estimador de estado do SSC do EMP-Areva (COSR-S e COSR-NE), seguindo formato de dados pré-definido;

Arquivo DEF: arquivo contendo as definições as características dos grupos de geração e das variáveis limites de monitoração, seguindo formato de dados pré-definido;

Arquivo CTG: arquivo contendo as lista de contingências estáticas a ser analisada, seguindo formato de dados pré-definido;

Arquivo EVT: arquivo contendo as lista de eventos dinâmicos a ser analisada, seguindo formato de dados pré-definido;

Arquivo DYN: arquivo contendo os modelos de dados dinâmicos para geradores e conversores de freqüência;

Para a geração destes arquivos foram utilizadas duas tecnologias diferentes, a primeira foi a construção de um programa, baseado em linguagem de programação Fortran, integrado aos SSCs, o qual constituía na leitura dos dados do estimador de estado e conseqüente escrita destes dados, em períodos definidos, em um arquivo de dados no formato STM/NTW. Para esta etapa foi necessário efetuar todo o mapeamento de variáveis existentes entre o estimador de estado e o Organon, de forma a transferir o máximo de informações detalhadas do modelo elétrico, permitindo dar mais qualidade e eficiência no processamento e conseqüentemente na qualidade das respostas obtidas. No COSR-S, os demais arquivos foram gerados através de uma técnica de transferência de dados do SSC para planilha eletrônica Excel (MS Windows). No CNOS estes arquivos foram criados manualmente utilizando o WORDPAD (MS Windows). Na figura 2 pode-se observar a proposta de geração de arquivos adotada no COSR-S.

FIGURA 2 – Estrutura de Geração de Arquivos para

Organon

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Uma das grandes dificuldades em tempo-real a ser vencida com esta geração de arquivos de forma automática e periódica (a cada minuto um novo conjunto de arquivos é gerado), é permitir que a numeração dinâmica de barras seja suportada pelo Organon. Normalmente todos os SSC utilizam numeração dinâmica de barras, visto a possibilidade real de ocorrência das mais diversas configurações de barras. Este fato não ocorre nas representações de casos de planejamento da operação. Com isto, na ocorrência de renumeração de barras, os programas de conversão atualizarão o Organon com um novo conjunto de dados baseados nas soluções do estimador de estado, e levando em consideração a numeração existente naquele instante em sua solução. Outra importante estratégia realizada nesta etapa de trabalho foi manter fixa a numeração das barras de geração, devido ao seu acoplamento com os modelos dinâmicos, essenciais para a análise de estabilidade eletromecânica do Organon. Para cada máquina síncrona foi estabelecida uma numeração fixa, com um número para sua operação como gerador, e um número para sua operação com compensador síncrono (caso possível). Com isso garantiu-se 100% de sucesso na conversão e acoplamento dos modelos estático e dinâmico do Organon para unidades geradoras modeladas. O programa de conversão foi testado ao extremo, comparando seu resultado e estabilidade durante um período total de seis meses de observação. 3.2 Segunda Etapa Após realizada com sucesso a conversão e transferência de dados do estimador de estado do SSC para o Organon, havia a necessidade de definir quais as regiões de segurança a serem monitoradas em tempo-real. Para esta etapa um grupo de engenheiros das equipes de pré-operação, pós-operação e tempo-real do ONS efetuou avaliação das áreas geoelétricas do SIN, suas características e principais fontes de controle, procurando definir os grupos de geração associados.

Após estas análises as seguintes regiões de segurança estática foram criadas:

1. Interligação Norte-Nordeste-Sudeste: Analisa todas as contingências simples aplicadas a interligação de 500 kV da interligação Norte-Nordeste-Sudeste;

2. Região 500/345 kV Minas Gerais: Analisa todas as contingências simples do eixo de 500 kV e algumas contingências simples e duplas do 345 kV da área Minas;

3. Região 440 kV São Paulo: Analisa todas as contingências dos corredores do 440 kV da área São Paulo (contingências simples e duplas);

4. Região 500/230 kV Mato Grosso: Analisa todas as contingências simples do atendimento à área do Mato Grosso;

5. Região 500/345 kV Goiás-Brasília: Analisa todas as contingências simples dos corredores de 500 e 345 kV que atendem a área Goiás-Brasília;

6. Região 500/345 kV RJ-ES: Analisa todas as contingências dos troncos de atendimento a área RJ-ES;

7. Região 525kV Sul: Analisa todas as contingências simples aplicadas a rede de 525kV da região Sul;

8. Região MS: Analisa todas as contingências simples aplicadas a rede de 230kV e 138kV que atendem ao estado do Mato Grosso do Sul;

9. Região RS: Analisa todas as contingências simples aplicadas a rede de 230kV que atendem ao estado do Rio Grande do Sul;

10. Região SC: Analisa todas as contingências simples aplicadas a rede de 525kV, 230kV e 138kV que atendem ao estado de Santa Catarina;

11. Região Sul: Analisa todas as contingências simples aplicadas a rede de operação da região Sul do Brasil;

12. Região ECE RS: Analisa a perda da linha 525kV Ita-Nova Santa Rita, visando verificar a possibilidade de atuação do ECE do estado do Rio Grande do Sul;

Como exemplo de definição dos grupos de geração para cada região de segurança, observa-se o caso da Região 525kV Sul (ver figura 3), onde observa-se a escolha das usinas da bacia do rio Iguaçú como primeiro grupo, das usinas da bacia do rio Uruguai como segundo grupo, e das usinas da bacia do rio Jacuí como terceiro grupo. Estes grupos de geração foram identificados como os mais significativos para a modelagem desta região de segurança.

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FIGURA 3 – Grupos de Geração da Região de Segurança Estática do 525 kV Sul

3.3 Terceira Etapa A terceira etapa constituiu-se basicamente na adequação do hardware para suportar as diversas regiões de segurança. Como se pôde observar no item 2 deste trabalho o Organon é uma aplicação que despende elevado processamento para a análise de regiões de segurança, especialmente na condição de uma lista significativa de contingências e um número elevado de direções de simulação. Considerando ainda a característica de processamento distribuído, observa-se a necessidade de alocação de diversos computadores para aproveitamento deste potencial na agilização do processamento global da solução. Dentro destas características, dois momentos distintos foram observados no andamento do projeto de integração do Organon aos SSCs, o primeiro contemplando o uso de hardware local disponível, e o segundo com a aquisição de novo hardware, especificamente definido para utilização do Organon. O primeiro momento contou com o uso de seis computadores exclusivos para o Organon no CNOS. No COSR-S foram utilizados quatro computadores que se encontravam disponibilizados para atividades de treinamento (sala de treinamento do COSR-S), ou outras tarefas de baixa prioridade. Estes quatro computadores foram configurados na rede de tempo-real dos centros, bem como instalados os softwares necessários para a execução do Organon em modo distribuído. Na figura 4 pode-se observar a rede inicial montada para suporte da atividade.

FIGURA 4 – Estrutura de hardware inicialmente utilizada para suportar o Organon Na tabela 1 pode-se observar o tempo de processamento na execução, utilizado como

parâmetro a área de segurança da Região 525kV Sul, onde constata-se que tomadas 24 direções, demanda-se um tempo total de 450 segundos de processamento.

Número de direções Tempo 12 direções 230 seg 24 direções 450 seg 40 direções (máximo) 913 seg

TABELA 1 – Resultado do tempo de processamento da Região 525kV Sul com a primeira configuração

de maquinas. Após gestões junto a Diretoria de Operação do ONS foram aquisitados novos hardwares para suportar um número maior de regiões de segurança processadas ao mesmo tempo, bem como reduzir os tempos de simulação. No caso em análise, com a aquisição de dois servidores de alto desempenho de processamento, foram observados os resultados apresentados na tabela 2, com o uso de apenas um servidor. Observa-se que o tempo total de simulação foi reduzido em 13 vezes, aproximadamente, além de permitir que um único servidor fosse alocado para rodar quatro regiões de segurança estática simultaneamente.

Número de direções Tempo 12 direções 19 seg 24 direções 35 seg 40 direções (máximo) 67 seg

TABELA 2 – Resultado do tempo de processamento

da Região 525kV Sul com o uso de um novo servidor aquisitado.

O segundo servidor aquisitado foi disponibilizado integralmente para suportar a região de segurança dinâmica. O tempo total de sua execução para alguns testes realizados foi da ordem 54 segundos, sendo que a mesma não havia sido utilizada na configuração de hardware inicial, devido ao tempo total de processamento ser considerado impraticável pela equipe de tempo-real e de desenvolvimento do aplicativo Organon. 4.0 RESULTADOS NA APLICAÇÃO EM TEMPO-

REAL 4.1 Acompanhamento do Atendimento do Estado do Rio Grande do Sul no Verão 2007/2008 Uma das maiores preocupações para o atendimento ao estado do Rio Grande do Sul é a monitoração da condição de atuação do ECE instalado na SE Gravataí (corte de carga em diversas subestações do estado), o qual objetiva resguardar a condição de redução no perfil de tensão na região da Grande Porto Alegre, no caso de perda de linhas de transmissão do setor de 525kV. Para tal são estabelecidos pela equipe de planejamento da operação, valores limites de fluxo para este estado, de forma que o referido esquema não seja acionado para perdas no setor de 525kV. Neste caso em especial o Organon foi colocado em operação para monitorar a condição de tensão (linha verde) no caso da perda de diversas linhas de 525kV que

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atendem ao estado do Rio Grande do Sul (em especial a linha 525kV Itá-Nova Santa Rita). Na figura 5 pode-se observar o resultado de um dia do mês de Janeiro/2008, onde é verificada na seta em branco, a folga de geração do estado do Rio Grande do Sul (a qual rebate no fluxo para este estado), a qual o ECE não atuaria em caso de perda de linhas do setor de 525kV.

FIGURA 5 – Resultado da região de segurança do

estado do Rio Grande do Sul. Com este resultado foi possível monitorar em tempo-real o atendimento do estado do Rio Grande do Sul, otimizando o recurso de geração hidráulica daquele estado, ou seja, a associação entre segurança elétrica e otimização energética, baseado no resultado prático do Organon. Em diversas situações a equipe de operação em tempo-real do COSR-S efetuou ajustes de geração e fluxo para o estado do Rio Grande do Sul, de forma a evitar a operação fora da região de segurança indicada pelo Organon. Ressalta-se que os resultados encontravam-se aderentes aos valores informados pelas equipes de planejamento do ONS. 4.2 Acompanhamento de Carregamento de Linhas de Transmissão em Cenário de Rede Alterada Devido a necessidade de controlar o carregamento do transformador A 230/138kV da subestação Foz do Chopim, no dia 20/04/2008, foram abertas linhas de transmissão do setor de 138kV do estado do Paraná. Esta abertura de linhas, ocasionou o agravamento da situação de uma provável perda da linha 525kV Ita-Salto Santiago (sobrecarga na linha 230kV Salto Osório-Pato Branco nesta contingência). Observa-se na figura 6 o resultado da região de segurança 525kV Sul antes da abertura do anel de 138kV do estado do Paraná. Já na figura 7 pode-se observar o mesmo resultado após a abertura do referido anel. Constata-se que houve uma significativa redução da margem de segurança (área em verde escuro mostra a área de segurança em termos de carregamento de equipamentos). Havia ainda margem de segurança, porém em um nível menor, o qual foi gerenciado pela equipe de tempo-real do COSR-S, com o auxílio do Organon.

FIGURA 6 – Resultado da região de segurança do 525kV Sul antes da abertura do anel de 138kV do

estado do Paraná.

FIGURA 7 – Resultado da região de segurança do 525kV Sul após a abertura do anel de 138kV do

estado do Paraná. Observa-se na figura 6 que ao colocar-se o Organon para monitorar o sistema em tempo-real (observar que o programa indica qual a contingência e o elemento violado – parte superior da figura), foi possível observar o efeito de alterações topológicas da rede (neste caso a abertura do anel de 138kV) no agravamento de alguns cenários de contingência, sendo possível a monitoração real de seu efeito e posterior gerenciamento. 4.3 Identificação de Restrição Elétrica com Geração Térmica Maximizada na Usina de Jorge Lacerda 230kV A geração térmica praticada nas usinas do Complexo Termelétrico de Jorge Lacerda, localizado na região sul do estado de Santa Catarina é definido eletricamente para suportar a pior condição em caso de contingência simples. No mês de Junho de 2008 foi observada uma nova condição de operação, onde toda a geração do Complexo conectada ao setor de 230kV (aproximadamente 750 MW), encontrava-se maximizada. Neste cenário, e com geração reduzida em algumas usinas do Rio Grande do Sul, o Organon, rodando a região se segurança do estado de Santa Catarina, identificou que no caso da perda de uma das linhas Jorge Lacerda B-Siderópolis (ver figura 8), poderia ocorrer sobrecarga próxima do limite de emergência do circuito remanescente. Esta situação não encontrava-se contemplada pelos estudos de planejamento da operação, devido ao fato das contingências simples somente serem

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analisadas considerando o despacho mínimo do Complexo. A equipe de tempo-real do COSR-S procurou manter neste caso a geração maximizada no Complexo, atuando nas usinas do Rio Grande do Sul, de forma a controlar a situação identificada (ver figura 9). A geração térmica foi apenas reduzida quando de esgotamento dos demais recursos de controle disponíveis. Abaixo é apresentada a inequação posteriormente incluída pela equipe de planejamento da operação para controle desta situação: * P JLB–SID (C.1 ou C.2) + 0,84 x P JLB–SID (C.2 ou C.1) < 301 MW

FIGURA 8 – Rede de Atendimento à Região Sul do

Estado de Santa Catarina.

FIGURA 9 – Resultado do Organon. A atuação das equipes de tempo-real com o uso do Organon foi determinante para a verificação de uma condição não prevista, que necessitava diretamente de atuação, de forma a manter a condição de segurança de equipamentos em caso de contingência no SIN, sendo posteriormente incluída nas instruções de operação vigentes. 4.4 Acompanhamento da curva FMGXFCOSE+Paranaíba em função das contingências no 500 kV da área Minas Gerais Na figura 10 se pode observar o sistema de suprimento à área Minas Gerais.

MINAS GERAISGOIAS

DF

FIGURA 10 – Diagrama da Rede de Operação na área Minas Gerais.

Em função da maximização de transferência de energia para a região Sul, associado à transferência de energia da região Norte para a região Sudeste em alguns momentos do sistema é possível haver violação de limites operativos conforme o gráfico do item 6.1 da instrução de operação do ONS - IO ON.SE.5MG [17] apresentado a seguir.

4650

4950

5150

5500

6100

6400

FCOSE + Paranaíba 500

Limite de F MG

Operação com segurança

Operação com risco

4500 4600 4700 4800 4900 5000 5100

3850

FIGURA 11 – Gráfico para visualização dos limites

operativos para atendimento a área Minas. Essas violações podem ser sanadas com a redução de geração na bacia do Paranaíba, bem como a redução na transferência de energia da região Norte, sendo compensado com uma diminuição da transferência de energia para a região Sul. Esse gráfico mostrou ser um bom exercício de comparação com uma região de segurança para essa área, onde foram definidos os seguintes grupos de geração:

Grupo 1 – Usinas da região central de Minas Gerais (MG);

Grupo 2 – Usina da bacia do Paranaíba + Serra da Mesa, Lajeado e Cana Brava (PB_SM);

Grupo 3 – Usinas do rio Grande (GDE). As contingências simuladas dinamicamente foram:

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LT 500kV Emborcação-São Gotardo 2; LT 500kV Jaguara-Bom Despacho 3,

circuitos 1 e 2; LT 500kV Neves 1-Vespasiano 2; LT 500kV Ouro Preto 2-São Gonçalo do

Pará; e LT 345kV Jaguara-Pimenta circuitos 1 e 2.

A seguir apresentamos os resultados dessa análise dinâmica, em 20 direções, a partir de um caso gerado pelo estimador de estados do SAGE no dia 27/02/2008, às 15h30min.

Figura 12 – Resultado da Região de Segurança da

área Minas Gerais – Grupo 1 (MG) x Grupo 2 (PB_SM).

Figura 13 – Resultado da Região de Segurança da

área Minas Gerais – Grupo 1 (MG) x Grupo 3 (GDE).

Figura 14 – Resultado da Região de Segurança da área Minas Gerais – Grupo 2 (PB_SM) x Grupo 3

(GDE).

Direção Dir.

Angulo (deg)

Limit Type Contingency Distance

(MW) DS Code

1 -82 DS_Out OPR2-Sgon 1268,5 Generation Limi

2 -78 DS_Out Neve-Vesp 1037,3 Generation Limi

3 -61 DS_Out Embo-SGot 444,9 Generation Limi

4 45 DS_Out Embo-SGot 305 Generation Limi

5 75 DS_Out Embo-SGot 833,3 Generation Limi

6 81 DS_Out Neve-Vesp 1378,7 Generation Limi


8 99 DS_Out Embo-SGot 1450 Generation Limi

9 107 DS_Out Jagu-BDP3 1367,6 Security Limit

10 115 DS_Out Embo-SGot 1223,6 Security Limit

11 122 DS_Out Neve-Vesp 932,6 Security Limit




15 228 DS_Out OPR2-Sgon 764,5 Generation Limi





20 270 DS_Out Jagu-BDP3 1079,6 Generation Limi

Tabela 3 – Resultado da Região de Segurança.

As direções 1 a 8 e 15 a 20 nos dão a informação de que não há instabilidade no sistema até o limite de geração de um dos grupos definidos. Já as direções de 9 a 14 mostram que é possível atingir um limite de segurança dinâmico, antes de se atingir o limite de geração. Ao analisar o gráfico 1, é possível confirmar que essa é, realmente, uma situação possível e prevista em IO já que nessas direções a geração do grupo 1 (MG) está baixa e a geração do grupo 2 (PB_SM) está alta, isso com certeza elevaria o valor de Fluxo Minas Gerais (FMG) e conseqüentemente haveria um violação do limite operativo definido na IO. Essa simulação consegue mostrar ao operador como ele deve utilizar os recursos existentes e em qual direção deve caminhar com o sistema no sentido de se afastar das regiões de instabilidade. Na região de segurança, nota-se claramente que para as direções em que a geração do grupo 1 é alta, não há risco violação dos limites de segurança. 5.0 CONCLUSÃO A aplicação Organon se encontra operacional no ONS, gerando resultados e ganhos reais à operação em tempo-real do SIN. No momento, esforços estão sendo realizados para a consolidação do módulo de análise de estabilidade eletromecânica, a qual gerará um novo patamar de análise de segurança em tempo-real do SIN. Os novos equipamentos disponibilizados para a utilização do Organon mostraram excelente desempenho, permitindo a monitoração em tempo-real de diversas regiões de segurança estática simultaneamente. Ressalta-se por fim que os resultados obtidos demonstram que já é possível associar otimização energética com segurança elétrica em tempo-real, mesmo considerados cenários de rede alterada, os quais não tenham sido analisados nas etapas de planejamento da operação.

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6.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Monticelli, A. “Fluxo de Cargas em Redes de Energia Elétrica”, Editora Edgard Blucher ltda, 1983. [2] Stott, B. “Review of Load Flow Calculation Methods”, Proceedings of IEEE 62, pp. 916-929, 1974 [3] Peterson, N.M. and Meyer, W.S. “Automatic Adustment of Transformer and Phase-Shifter Taps in the Newton Power Flow”, IEEE Trans. on PAS, pp. 103-108, Jan/Feb, 1971. [4] Sasson, A.M., Treviño, C. and Aboytes, F. “Improved Newton’s Load Flow Through a Minimization Techinique”, Trans. on PAS, pp. 1974-1981, 1971. [5] Arrillaga, J., Arnold, C.P. and Harker, B.J. “Computer Modelling of Electrical Power Systems”, John Willey and Sons, 1983. [6] Smed,T., Andersson,G., Sheblé, G.B., and Grigsby, L.L. “A New Approach To AC/DC Power Flow”, Transaction on Power Systems, Vol. 6, No. 3, Aug 1991. [7] V.Ajjarapu, C.Christy, 'The Continuation Power Flow: A Tool for Steady State Voltage Stability Analisys', IEEE PICA, May 91, pp 304-311. [8] R. L. Burden and J. D. Faires, “Numerical Analysis”, PWS-KENT Publishing Company, 1989. [9] B. Stott, “Power System Dynamic Response Calculations”, Proceedings of the IEEE, Vol. 67, No. 2, Feb 1979. [10] J.Y.Astic, A. Bihain and M. Jerosolimski, “The mixed Adams - BDF Variable Step Size Algorithm to Simulate Transient and Long Term Phenomena In Power Systems”, IEEE Trans. on PS, Vol. 9, No. 2, May 1994. [11] J.L. Jardim, "Utilização de Ferramentas de Simulação Dinâmica de Longa Duração na Análise de Fenômenos de Colapso de Tensão e no Treinamento de Operadores", XII SNPTEE, Belém, PA, Outubro, 1997. [12] J.L Jardim, "Advances in Power System Transient Stability Assessment Using Transient Energy Function Methods", Ph.D. Thesis, Imperial College of Science, Technology and Medicine, University of London, October 1994. [13] J.F Hauer "Application of Prony Analysis to the Determination of Modal Content and Equivalent Models for Measured Power System Response”, IEEE Winter Meeting, 215-4 PWRS, 1991.

[14] D.J. Trudnowski, J.M.Johnson, J. F. Hauer “Making Prony Analysis More Accurate Using Multiple Signals”, IEEE Trans on PS, Vol. 14, No 1, Feb 1999. [15] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de Rede – Submódulo 23. Disponível em < www.ons.org.br\procedimentos\modulo_23.aspx > Acesso em Julho de 2008. [16] M.A. Quadros, "Aplicativos para Preservação da Segurança em Tempo-Real nos SSC do ONS", VIII EDA, Recife, PE, Março, 2005. [17] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de Rede – Manual de Procedimento de Operação – Instrução de Operação – IO-ON.SE.5MG- Operação Normal da Área 500/345 kV Minas Gerais. 7.0 BIOGRAFIAS Marco Aurélio Quadros – Engenheiro Eletricista, formado e pós-graduado na Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC. Desde 1999 atua no Centro Regional de Operação Sul (COSR-S) do ONS, onde atualmente executa as atividades de engenheiro de tempo-real responsável pelas aplicações de análise de redes e simulador de treinamento. Email: [email protected] Telefone: (48) 3231-3812 Giuliano Pires - Engenheiro Eletricista, formado na Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC. Desde 2004 atua no Centro Regional de Operação Sul (COSR-S) do ONS, onde atualmente executa as atividades de engenheiro de tempo-real co- responsável pelas aplicações de análise de redes e simulador de treinamento. Email: [email protected] Telefone: (48) 3231-3813 Carlos Alberto da Silva Neto – Graduação em Engenharia Elétrica pela UFRJ em 1985. Mestrado em Engenharia de Sistemas e Computação pela COPPE/UFRJ em 1999. Desenvolvendo tese de doutorado na área de Aplicações no Instituto de Computação da UFF. Já trabalhou em empresas de consultoria (Themag) e concessionárias do setor elétrico brasileiro e no Canadá (Furnas e BCHydro) e no Centro de Pesquisas em Energia Elétrica (CEPEL). Atualmente exerce a função de engenheiro sênior na Gerência de Metodologias e Modelos Elétricos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Suas áreas de interesse são Otimização, Fluxo de Potência e Controles de Sistemas. Email: [email protected] Telefone: (21) 2203-9812

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Michel dos Santos Moreale – Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Santa Catarina em 2002. Mestrado em Engenharia Elétrica por esta universidade na área de Sistemas de Potência em 2007. Trabalhou a partir de 1998 na CELESC Distribuição S.A., como operador do Centro de Operação do Sistema desta. Em 2003 tornou-se engenheiro eletricista nesta empresa, assumindo o cargo de gerente comercial da regional de Joaçaba. Em 2004 passou para a ELETROSUL Centrais Elétricas S.A como engenheiro de projetos de proteção e controle de subestações. Ao final de 2005 ingressou no Operador Nacional do Sistema Elétrico, atuando desde então na área de operação em Tempo Real do CNOS e COSR-NCO. Email: [email protected] Telefone: (61) 3362-5345

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