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Revista ISSN 1806-1877 nº 64 - Setembro de 2011

Artigos brasileiros da Bienal Paris 2010, do Symposium Recifee do XIV ERIAC

Foto: Adriano Aparecido Dellallibera

Torre de transmissão 69 kV - Cemig

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

A biblioteca on-line do CIGRÉ está disponível em www.e-cigre.org

São mais de 6.000 títulos de publicações do CIGRÉ, incluindo: ELECTRA,

Brochuras Técnicas, Sessões Técnicas e Simpósios.

Os sócios do CIGRÉ-Brasil têm acesso gratuito a 2.000 títulos para

download. E descontos nas demais publicações.

Setembro1 e 2 - Brasília – DFCuRSO DE LINhAS DE TRANSmISSãO Em CORRENTE CONTíNuACOmITê DE ESTuDO B2

Outubro 23 a 26 – Florianópolis - SCXXI SNPTEE - SEmINáRIO NACIONAL DE PRODuçãO E TRANSmISSãO DE ENERGIA ELÉTRICA

Calendário de eventos

2011

A assinatura do termo de adesão à entidade

aconteceu no dia 30/06/11, no Escritório Central do

ONS. Nas palavras do 2º vice-presidente do Cigré-

Brasil, Saulo Cisneiros, a entrada do Diretor Geral do

ONS, Hermes Chipp, para o Cigré-Brasil é um marco,

e isto por duas razões principais: por se tratar de um

importante executivo do setor elétrico brasileiro

reconhecido pelo seu notório conhecimento e

serviços prestados ao setor elétrico nacional, e por

servir de estímulo para que outros profissionais do

ONS também façam a sua adesão à entidade.

O Dr. Hermes associou-se como pessoa física na

categoria Sócio Individual I, que agrupa engenheiros,

professores, universitários, pesquisadores, empresários

e gestores de empresas. E a sua contribuição no Cigré-

Brasil começará a ser compartilhada já no número da

revista EletroEvolução de setembro/2011, pois o Dr.

Hermes estreará a coluna “Visão Estratégica” assinando

um artigo.

Diretor Geral do ONS associa-se ao Cigré-Brasil

EletroEvolução - Sistemas de potência

ISSN 1806-1877 - nº 64 - Setembro de 2011

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

João Guedes de Campos Barros – CEPELMaria Alzira Noli Silveira – EPE

Paulo Gomes – ONSJosé Wanderley Marangon Lima – UNIFEIHélio Moreira Valgas – ENERGY CHOICE

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

Ruy Carlos Ramos de Menezes – CEs B/UFRGSLuiz Augusto Barroso – CEs C/PSR

Orsino Oliveira Filho – CEs D/CEPELLuiz Carlos Leal Cherchiglia (ex-PR) – 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

[email protected]

sum

ário

73 lista dos Comitês de estudoRepresentantes Brasileiros

4 editorial

6 visÃo estratÉGiCa

8 notíCias

18 Bienal paris 2010Turbine Generator 760 MVA Supervisory System

22 Bienal paris 2010Environmental Studies for Power Transmission Corridors Selection: How AHP(Analytical Hierarchical Process) Can Help

27 symposium reCifeBasic Issues on AC Filter Specification and Design Characteristics Related to the Madeira HVDC System

33 symposium reCifeThe Great Brazilian Interconnections

43 symposium reCifeTechnical Requirements of HVDC Madeira Transmission System

52 symposium reCifeTransmission Planning in Brazil – Studies Considering 765 kV AC Lines

58 Xiv eriaCAnálise Comparativa, Via ATP, da Eficiência de Cabos de Iinstrumentação Blindados Quando se Aterra uma e Ambas as Extremidades da Blindagem

65 Xiv eriaCProcedimentos Básicos de Projeto para Controle de Interferências Eletromagnéticas em Instalações de Potência e de Telecomunicações

38 symposium reCifeSizing Long HVDC Transmission System Considering Operanting Security Aspects

2 Calendário de eventosRevista ISSN 1806-1877 nº 64 - Setembro de 2011

Artigos brasileiros da Bienal Paris 2010,do Symposium Recifee do XIV ERIAC

Foto: Adriano Aparecido Dellallibera

Torre de transmissão 69 kV - Cemig

4 ELETROEVOLUÇÃO setembro 2011

editorial

Kouzer e Posner escrevem: “Os líderes inspiram uma visão compartilhada. Eles enxergam além do horizonte do tempo, imaginando as oportunidades que encontrarão quando eles e seus companheiros chegarem a um destino. Os líderes têm o desejo de fazer algo acontecer, de mudar as coisas, de criar algo que ninguém jamais criou. Em alguns aspectos líderes vivem de trás para frente. Visualizam mentalmente como serão os resultados mesmo antes de iniciarem os seus projetos, como o arquiteto que faz uma planta baixa ou o engenheiro que constrói uma maquete.”

O CIGRÉ-BRASIL, em 2011, é motivo de muita comemoração, pois completaremos 40 anos de existência, com muitos ciclos de grandes realizações. O CIGRÉ-BRASIL é resultado da dedicação, envolvimento e paixão de voluntários que se dispuseram a criar uma instituição voltada para o intercâmbio e a disseminação de conhecimentos, técnicas e tecnologias nos segmentos de geração, transmissão, mercado e comercialização de energia além de promover a integração regional e internacional.

Os colegas de diretoria que tiveram a ideia inicial de constituir o nosso CIGRÉ-BRASIL, com certeza, pensaram em fazer algo diferente, de inovar, de transformar as coisas, vencer desafios e propiciar oportunidades para todos aqueles que se associaram no intuito de contribuir para o fortalecimento da engenharia em nosso país, com suas experiências e conhecimentos.

O grande desafio de nosso CIGRE-BRASIL é o de, sem deixar que os associados percam o foco, garantir que as atividades dos Comitês de Estudos estejam alinhadas, com os princípios e objetivos estabelecidos em nosso Estatuto, para que os resultados claramente definidos em nosso planejamento estratégico sejam atingidos.

O ciclo de 2011 a 2015 que agora se inicia com a nova diretoria eleita tem como principais diretrizes estratégicas: dar continuidade a ampliação das atividades técnicas e científicas em nosso país e no mundo; implementar e estimular o uso de tecnologia digital na gestão administrativa e técnica; continuar o trabalho de profissionalização da gestão, ampliando e diversificando a captação de recursos além da elaboração do planejamento estratégico.

Cabe, portanto, a cada um de nós continuarmos trabalhando com afinco e grande vontade de superar desafios na busca dos melhores resultados que nos leve ao caminho da excelência empresarial e continue fazendo de nosso CIGRÉ-BRASIL uma referência internacional, hoje e sempre cada vez maior.

Josias Matos de Araújo1º Vice-Presidente

“OS DESAFIOS DO CIGRÉ-BRASIL”

ELETROEVOLUÇÃO setembro 2011 5

notíCias

Plano Estratégico de Desenvolvimento do CIGRÉ-Brasil

O Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica - CIGRÉ-Brasil completa 40 anos de existência em 2011. Este é um grande marco para qualquer instituição e torna-se mais valorizado em se tratando de uma entidade técnico-científica, sem fins lucrativos, dirigida por profissionais do setor elétrico de forma voluntária. Ao longo de sua história ajudou a aperfeiçoar o conhecimento de várias gerações de engenheiros do Setor Elétrico Brasileiro, contemplando todas as áreas dos sistemas elétricos de potência. O CIGRÉ-Brasil é uma organização nacional que é parte integrante do CIGRÉ, entidade com mais de 90 anos de existência, com representação em mais de 90 países e que congrega cerca de 12.000 associados no mundo todo.

As mudanças ocorridas na última década no setor elétrico mundial levaram o CIGRÉ a realizar um planejamento estratégico profundo que culminou com uma reformulação de sua estrutura, ampliando os tradicionais comitês de estudo de engenharia, com escopo revisto, acrescentando outros comitês que abrangem regulação, mercado de energia e meio ambiente. O CIGRÉ-Brasil acompanhou estas mudanças e adotou a mesma estrutura de comitês. Porém, os desafios do setor elétrico brasileiro são peculiares no que diz respeito à atuação e funcionamento do CIGRÉ-Brasil. O desafio vai além da abordagem técnica. É preciso uma reflexão sobre os objetivos e a missão da entidade e as ações tradicionalmente adotadas para garantir o desenvolvimento constante da organização e a consecução de seus objetivos prioritários, que poderiam ser exemplificados pela disseminação

do conhecimento, a sustentabilidade da indústria de energia elétrica e o compromisso com o desenvolvimento técnico e científico brasileiro.

O CIGRÉ-Brasil precisa se colocar diante do atual cenário dinâmico e competitivo do setor elétrico, com a segurança de seus propósitos, mas com ações e atividades compatíveis com este contexto. O destaque alcançado pela entidade tanto no cenário nacional como também no internacional, exige da entidade cada vez mais um posicionamento de vanguarda e de constante inovação. O ambiente de inserção do CIGRÉ-Brasil extrapola as fronteiras Brasileiras, abrangendo também a America Latina e o cenário internacional.

Diante deste contexto, a Diretoria do Cigré-Brasil decidiu pela elaboração e implantação do Plano Estratégico de Desenvolvimento - PED do CIGRÉ-Brasil, contemplando programas, projetos e planos de ação, cujo objetivo maior é a manutenção e evolução de sua posição de destaque no cenário de desenvolvimento do conhecimento e da tecnologia do setor elétrico nacional e internacional.

Na elaboração do PED devem ser consideradas as seguintes variáveis ambientais: o trabalho voluntário de seus colaboradores; os desafios impostos pelos atuais contexto e desafios do setor elétrico em níveis nacional e internacional; a necessidade de consolidação do CIGRÉ-Brasil no meio acadêmico, conquistando professores e alunos a participar mais ativamente da entidade; e a necessidade de captação de recursos aderentes aos objetivos da entidade, além da realização de Seminários e Cursos.


visÃo estratÉGiCa

O Sistema Interligado Nacional (SIN) é um sistema interligado de dimensões continentais e predominantemente hidroelétrico com grandes usinas distantes dos centros de carga, que são interligados por longas linhas de transmissão. Ao

final de 2010 o SIN tinha uma capacidade instalada de geração da ordem de 110.000 MW e mais de 87.000 km de linhas de transmissão em tensão igual ou superior a 230 kV. Além disso, o Brasil é um dos países emergentes do Grupo BRIC, cuja economia e demanda por energia elétrica têm crescido significativamente ano a ano. Essas características tornam o SIN um sistema quase ímpar no mundo, de tal forma que o seu planejamento e a sua operação se revestem de grande complexidade.

Para atender a este crescimento frenético pela demanda por eletricidade, há a necessidade de implantar novas e mais usinas, linhas de transmissão e subestações. Uma das opções prioritárias é a exploração do potencial energético dos rios da região amazônica. Entretanto, as novas demandas da sociedade organizada pela preservação do meio ambiente têm provocado grandes restrições à construção e operação de usinas hidroelétricas e, sobretudo, aos seus reservatórios.

Diante disto, a capacidade de armazenamento dos reservatórios das usinas hidráulicas não tem aumentado, enquanto que o consumo anual de energia elétrica tem crescido a uma taxa anual média de 5%. Desta forma, a relação entre esta capacidade de armazenamento e o consumo total de eletricidade tem sido reduzida ano a ano. Esta relação significa a “capacidade de regulação dos reservatórios”. Este fato provoca a redução da capacidade do SIN na regularização dos regimes hidrológicos dos rios e bacias onde estão localizadas as usinas hidráulicas, e o consequente aumento dos custos de expansão e de operação do SIN. Além disso, cita-se a redução da capacidade do SIN de acomodar a geração intermitente dos parques eólicos, cujo potencial estimado hoje em mais de 150 GW e a redução de seus custos com a evolução da tecnologia, tornam esta fonte

estratégica para o atendimento da demanda futura de energia elétrica.

Hoje na Europa parte da geração dos parques eólicos está sendo desligada em função da geração térmica inflexível. Isto mostra quão difícil é integrar as energias renováveis intermitentes ao sistema interligado. Para isto é necessário ter capacidade de estocagem desta energia. É necessário disponibilizar capacidade de armazenamento. O Brasil é afortunado porque tem capacidade de estocagem de energia nas hidrelétricas. Em outros países, em que a hidroeletricidade não está disponível, há muita pesquisa sobre armazenagem em pequena e grande escala, elevando os custos de expansão do sistema.

Outra questão relevante é que há uma perfeita integração entre as hidroelétricas com reservatórios, as eólicas e, também, as usinas de biomassa. Essas três fontes são completamente renováveis e propiciam a melhor e de menor custo alternativa para armazenar a energia da geração produzida pelas fontes intermitentes e sazonais. Ela elimina a necessidade de instalação massiva de recursos para armazenagem desta energia. No futuro, caso a capacidade de regulação dos reservatórios seja insignificante, será praticamente impossível acomodar a geração das grandes hidroelétricas sem reservatórios mais a geração intermitente das eólicas, pois estas fontes são concorrentes e não complementares. Neste momento, vamos ter de decidir o que jogar fora: a água pelo vertedouro das usinas a fio d’água ou o vento das eólicas.

Este fato requer uma resposta a esta questão estratégica: qual é a mínima capacidade de regulação dos reservatórios que deveria ser mantida com o fim de aproveitar e otimizar a geração produzida por todas as fontes existentes no SIN? A resposta a esta questão passa pela forma como serão construídas as grandes hidroelétricas da Amazônia. A construção de grandes hidroelétricas mesmo com pequenos reservatórios permite a integração com as fontes intermitentes e a redução do despacho das térmicas, contribuindo para reduzir a emissão de CO2 na atmosfera. A sociedade brasileira precisa ser esclarecida sobre esta realidade e cabe a ela decidir sobre este dilema.

A contratação de térmicas a óleo com “Custo Variável

“Desafios Atuais do Sistema Interligado Nacional”Hermes Chipp, Diretor Geral do ONS


visÃo estratÉGiCa

Unitário” (CVU) elevado, que são despachadas somente a partir da caracterização de condições hidrológicas adversas, além da implantação de novas usinas sem reservatórios, reduz ainda mais a capacidade de regularização plurianual do SIN, o que se traduz em maior dependência dos períodos chuvosos e necessidade de uso mais intenso de geração térmica.

O impacto na operação do SIN decorrente da geração dispersa e intermitente de geradores eólicos é outro desafio relevante. A inserção desta geração, de forma segura e confiável, requer a implantação da rede de conexão e a ampliação da rede básica do SIN, de modo que o sistema de transmissão possa escoar esta energia em nível regional e para outras regiões. Além disso, para suportar a queda brusca desta geração será necessário dimensionar e manter uma quantidade adequada de reserva de potência nos demais geradores em operação, particularmente nos geradores hidroelétricos.

A integração de grandes usinas hidráulicas e de novas cargas da região amazônica ao SIN, com a transferência de grandes blocos de geração dessas usinas através de longas linhas de transmissão, provocará um grande impacto na operação do SIN. No caso das usinas do Madeira o sistema de transmissão será em alta tensão de corrente contínua (ATCC). Caso o sistema da usina de Belo Monte também seja em ATCC teremos vários terminais conversores de CA/CC operando próximos, o que se traduz em um desafio a mais no ajuste adequado dos seus controladores.

A inserção no SIN dos grandes blocos de geração das usinas amazônicas sem reservatórios mais a geração eólica da região Nordeste, quando todas as bacias das regiões Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste estão em período úmido e com volumes de espera para controle de cheias a serem respeitados nos reservatórios, é mais um desafio em termos da alocação desta geração na curva de carga diária do SIN.

O uso de tecnologias avançadas de monitoramento como o “Phasor Measurement Unit” (PMU) para aumento da segurança e eficiência da operação do SIN é um grande desafio em nível mundial. Estão sendo implantados PMU para compor a rede de monitoramento do SIN – “Wide Area Monitoring System” (WAMS). Este desafio torna-se ainda maior em usar as medições oriundas desta rede no controle – “Wide Area Control System” (WACS) – e nas proteções sistêmicas do SIN – “Wide Area Protection System” (WAPS), de tal forma que os “Sistemas Especiais de Proteção” (SEP) e os “Esquemas Regionais de Alívio

de Carga” (ERAC) irão atuar com base em medições instantâneas provenientes de PMU. Atualmente no mundo, apenas o pequeno sistema elétrico da Irlanda usa este tipo de tecnologia em controle automático. A integração dessas tecnologias aos recursos existentes nos sistemas de aquisição de dados e de gerenciamento de energia dos centros de operação do ONS é mais um desafio.

Cada vez mais os sistemas de transmissão estão sendo levados a operar em condições extremas de transferência de potência. A definção de critérios e níveis segurança e de indicadores de desempenho para maximizar os limites de transmissão com um nível adequado de segurança e confiabilidade para o atendimento aos requisitos das cargas é um desafio sempre presente. O uso de softwares avançados nos estudos de planejamento da operação e no monitoramento da operação em tempo real é de vital importância para aumento da segurança e eficiência da operação do sistemas nesses casos. Um exemplo é o caso do ORGANON que já está sendo utilizado nos centros de operação do ONS.

A consolidação de indicadores visando ao aumento da segurança do atendimento energético do mercado em sistemas predominantemente hidráulicos é outro desafio. Estes indicadores visam à minimização dos riscos de racionamento no horizonte de cinco anos através do aprimoramento do processo de avaliação das condições de atendimento ao mercado nesse horizonte, permitindo formular recomendações de adequação do plano de expansão do SIN ao CMSE, MME e EPE.

A avaliação do impacto das alterações climáticas e ambientais na segurança da operação eletroenergética do SIN é um novo desafio. Em termos energéticos significa avaliar as alterações nos regimes hidrológicos dos rios e bacias onde estão localizados os aproveitamentos hidroelétricos. Em termos elétricos significa conhecer e monitorar os fenômenos de clima e de chuva e avaliar suas influências sobre as instalações e equipamentos do SIN, visando definir medidas para mitigar ou eliminar suas consequências.

Esses são alguns dos grandes desafios que se apresentam para o planejamento e a operação do SIN. Por fim, citamos o maior de todos os desafios, que é captar, capacitar e desenvolver os profissionais envolvidos com essas atividades em nível cada vez maior de complexidade técnica e ambiental.


site

Alguns arquivos disponíveis para “download” (acesso restrito/aberto)

Documentos (brochuras técnicas) do Cigré-Brasil (em português)

http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/documentos_cigre.asp

Arquivos de cursos, tutoriais e “workshops” já realizados

http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/downTutorial.asp http://www.cigre.org.br/B4_arg_2008/home_e.htm

http://www.cigre.org.br/vsc/home.htm

Revista EletroEvolução (a partir de junho 2011)

http://www.cigre.org.br/zpublisher/materias/eletroevolucao.asp?id=68

Documentos (trabalho/apresentação/discussão) dos “chats” técnicos já realizados

http://www.cigre.org.br/zpublisher/paginas/bienal2008.asp

http://www.cigre.org.br/zpublisher/paginas/bienal2010.asp

Atas e Relatórios do CIGRÉ-Brasil

http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/relatorios.asp

Estatuto do CIGRÉ-Brasil

http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/documentos.asp

Vídeo Institucional do CIGRÉ-Brasil

http://www.cigre.org.br/zpublisher/paginas/video_institucional.asp

O Site do Cigré-Brasil: http://www.cigre.org.brVisite o site para verificação de todos os documentos disponíveis em permanente atualização


notíCias do Ce-a2

Nos dias 05 e 06 de maio de 2011, ocorreu na cidade

de Cochabamba na Bolívia, o “Simpósio Internacional

sobre Transformadores de Potência”, promovido pelo

Comitê Boliviano do CIGRE e pelo Comitê Boliviano de

La CIER – BOCIER. O evento foi aberto pelos eng. João

Batista G. Ferreira da Silva, Presidente do RIAC, Miguel

Ángel Aramayo Aramayo, Presidente do BOCIER e Felix

Meza Rosso, Presidente do CIGRE-Bolívia. O Simpósio

contou com a participação de mais de 280 especialistas

da Bolívia, Brasil, Colômbia, Peru e Costa Rica.

O Comitê de Estudos A2 – Transformadores do

Brasil foi representado pelo seu coordenador, o eng.

Miguel Carlos Medina Pena, que fez duas apresentações.

A primeira foi sobre “Falhas em Transformadores de

Potência”, que abordou a análise dos modos de falhas,

matriz de risco e medidas para minimizar e reduzir

a taxa de falha. A segunda apresentação foi sobre o

“Desenvolvimento Técnico e Atividades do Comitê de

Estudos A2-Transformadores”, onde foi apresentado

um histórico da evolução do Comitê de Estudos A2,

desde 1949, na época denominado SC 12, até depois

da reestruturação do CIGRE em 2002, onde passou a

ser denominado A2. Foram apresentados também os

principais relacionamentos do A2 com as organizações

IEC e IEEE, bem como com os outros Comitês de Estudos

do próprio CIGRE. Em seguida foram enfatizados os

Working Groups em andamento e as últimas brochuras

publicadas pelo A2.

O eng. Jorge Sá Alves, da State Grid do Brasil fez

uma apresentação sobre os critérios de especificação

para aquisição de novos transformadores, onde foram

apresentadas as principais exigências que constam nas

especificações, além do previsto nas normas técnicas.

A última apresentação do Simpósio foi feita pelo

Presidente do RIAC, eng. João Batista, que fez uma

explanação sobre os “Desafios Atuais dos Sistemas de

Transmissão”, com foco para a segurança, confiabilidade

e qualidade dos serviços da transmissão, passando por

uma análise das matrizes energéticas e os impactos nas

linhas de transmissão.

Simpósio Internacional sobre Transformadores de Potência

Visão do auditório


notíCias

Nos dias 27, 28 e 29 de junho de 2011 foi realizado

no Centro de Convenções do Hotel Guanabara na

cidade do Rio de Janeiro, o “Tutorial on Power System

Dinamics and Control”, que foi organizado pelo CE-C2 e

contou com o apoio do Operador Nacional do Sistema

Elétrico - ONS.

Após passarem por processos de reestruturação

em praticamente todo o mundo, que se iniciaram na

década de 90, os Sistemas Elétricos vivenciam hoje

uma nova etapa caracterizada por uma exigência

cada vez maior da sociedade em termos de maior

eficiência/eficácia, maior confiabilidade e segurança,

menores custos e ao atendimento aos novos requisitos

ambientais, cada vez mais rigorosos.

Neste contexto, o presente tutorial foi planejado

para fornecer uma visão completa dos aspectos de

estabilidade de sistemas elétricos. Isto inclui os conceitos

básicos, aspectos físicos dos fenômenos, métodos de

análise, exemplos da ocorrência da instabilidade em

sistemas reais, desafios para a operação segura dos

sistemas modernos, e uma extensa abordagem para a

melhoria da estabilidade e da segurança dos sistemas

elétricos.

O palestrante foi o Dr. Prabha Kundur, que é PhD

em engenharia elétrica pela Toronto University e tem

mais de 40 anos de experiência na área de eletricidade.

Atualmente é presidente da Kundur Power System

Solutions Inc., em Toronto, Ontario. Foi presidente e

CEO da Powertech Labs Inc., subsidiária de pesquisa

e tecnologia da BC Hydro, de 1994 até 2006. Antes

de ingressar na Powertech, trabalhou na Ontario

Hydro por aproximadamente 25 anos como técnico e

gerente na área de planejamento de sistemas elétricos.

Comitê de Estudos C2 promove Tutorial sobre Dinâmica e Controle de Sistemas de Potência


notíCias

É também professor adjunto na Toronto University

desde 1979 e lecionou na University of British Columbia

de 1994 até 2006. É autor do livro Power System

Stability and Control (McGraw-Hill, 1994), que é a mais

importante referência desse assunto. Dr. Kundur tem

trabalhado ativamente no Cigré há muitos anos, tendo

sido Chairman do Comitê de Estudos C4 em “System

Technical Performance” de 2002 a 2006 e membro do

Conselho Administrativo de 2006 à 2010. Recebeu o

prêmio Cigré Technical Committee Award em 1999.

Foi agraciado pelo Cigré com o título de membro

honorário em 2006. Foi eleito Fellow of the Canadian

Academy of Engineering em 2003 e Foreign Associate

of the Course pela University Politechnica of Bucharest

na Romênia em 2003 e Doctor of Engineering Honoris

Causa pela University of Waterloo no Canadá em 2004.

O tutorial foi desenvolvido ao longo dos 3 dias e

teve a seguinte programação:

1º Dia

• Introduction to Power System Stability

• Review of Equipment Characteristics and Modeling

• Control of Active Power and Frequency

• Control of Reactive Power and Voltage

• Transient (angle) Stability

2º Dia

• Small-Signal (angle) Stability

• Subsynchronous Oscillations

• Voltage Stability

3º Dia

• Frequency Stability

• Wind Turbine Generators

• Major Power Grid Blackouts in 2003

• Comprehensive Approach to Power System Security

A participação no evento foi acima da expectativa,

com 110 participantes oriundos de empresas

de concessionárias de eletricidade, fabricantes,

consultores, centros de pesquisa, universidades, EPE e

ONS.

A avaliação do tutorial foi considerada muito

positiva, tanto pelos participantes como pelo próprio

palestrante. Dr. Prabha comentou que após ter

ministrado este tutorial em diversas partes do mundo,

ficou muito impressionado com o que viu aqui no

Brasil, através de uma presença predominante de

engenheiros jovens, uma presença feminina marcante

e um grande entusiasmo de toda a platéia. “Para mim

foi grande momento de felicidade”, comentou ao final.


notíCias

No período de 03 a 06 de abril de 2011, pela primeira vez, foi realizado um evento internacional do CIGRÉ no Brasil. Atuando em parceria com o CIGRÉ, o CIGRÉ-Brasil realizou na bela cidade de Recife o Simpósio Internacional denominado “Assessing and Improving Power System Security, Reliability and Performance in Light of Changing Energy Sources”. O evento ocorreu no Golden Tulip Recife Palace e contou com 194 participantes de 29 países.

O Simpósio Internacional de Recife teve por motivação os novos desafios que as áreas de planejamento, de operação e de avaliação de desempenho de sistemas de potência, tem se deparado em todo o mundo, em função da crescente integração, aos sistemas elétricos, de fontes de energia renováveis, tais como eólicas e solar, principalmente como resultado da atenção que, cada vez mais, é dada ao meio ambiente e as ações de sustentabilidade.

Assim os objetivos desse Simpósio Internacional foram:

• Analisar a segurança, a confiabilidade e o desempenho dos sistemas elétricos em função da nova composição de fontes de geração de energia resultante da inclusão de fontes renováveis;

• Apresentar as mais recentes técnicas e ferramentas numéricas utilizadas para a modelagem e o estudo do desempenho dos sistemas elétricos, em função da crescente inclusão de fontes renováveis

• Apresentar exemplos e as melhores práticas de estudos e de integração de fontes renováveis.

Esses temas são tratados no CIGRÉ, principalmente pelos Comitês de Estudo C1- Desenvolvimento de Sistemas Elétricos e Economia, C2 - Operação e Controle de Sistemas e C4 - Desempenho de Sistemas Elétricos, que em conjunto propiciaram todo o apoio técnico a esse Simpósio Internacional.

Como atividade inicial desse importante evento foi realizado no dia 03/04/2011 pela manhã o Tutorial denominado ”Integration of Renewable and Storage Energy to Deliver Optimum System Performance”. Esse tutorial foi composto pelas seguintes apresentações:

• The value of transmission capacity interconnecting areas with wind, hydro and thermal generation – David Alvira, Red Eléctrica de España, Espanha;

• Probabilistic evaluation of operating reserve requirements of generating systems with renewable power sources – Armando Leite da Silva, Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI, Brasil;

• Impacts of wind generation on power system stability – Pouyan Pourbeik, Secretário do SC C4, Electric Power Research Institute – EPRI, Estados Unidos.

Em seguida, a Sessão de Abertura ocorreu na tarde e noite do domingo dia 03/04/2011 e contou com a participação do Presidente do CIGRÉ, André Merlin, do Coordenador do Comitê Técnico do CIGRÉ, Klaus Fröhlich, do Secretário Geral do CIGRÉ, François Meslier, do Tesoureiro do CIGRÉ, Paulo César Vaz Esmeraldo, do Presidente do CIGRÉ-Brasil, José Henrique Machado Fernandes e do Secretário de Planejamento Energético do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura Filho.

Durante a Sessão de Abertura foi realizada pelo Presidente do CIGRÉ, André Merlin uma apresentação sobre o CIGRÉ e o seu importante papel no campo da eletricidade, bem como tivemos uma palestra proferida pelo Secretário de Planejamento Energético

CIGRÉ-Brasil realiza Simpósio Internacionalcom Grande Sucesso


notíCias

do MME, Altino Ventura Filho intitulada “Guidelines and Priorities for the Energy Sector in Brazil – The Role of the Renewable Sources”. Após a Sessão de Abertura os participantes foram recepcionados por um coquetel na piscina do hotel do evento, no qual tiveram oportunidade de estabelecer os primeiros contatos com a culinária e a rica cultura musical brasileira.

Durante os quatro dias do evento foram apresentados e debatidos 50 artigos técnicos que compuseram as 8 sessões técnicas assim denominadas:

Sessão 1: Bulk Transmission Systems – Expansion and DC

Presidente: David Alvira, Espanha, Relator: Maria Alzira N. Silveira, Brasil

Sessão 2: Integration of Renewables in Power Systems

Presidente: Phil Southwell, Australia, Relator: Alan Croes, Holanda

Sessão 3: System Operation: Transnational Cooperations – Demand forecast & scheduling methods - Presidente: Chistoph Schneiders, Alemanha

Sessão 4: Operation – Voltage & Frequency Control Presidente: Rudolf Baumann, Suíça, Relator: Rui Pestana, Portugal

Sessão 5: Power Systems Security & ReliabilityPresidente: Paulo Gomes, Brasil, Relator: Ben Li,

CanadaSessão 6: Modelling – Advanced Techniques & Tools

Presidente: Nelson Martins, Brasil, Relator: Robert Koch, África do Sul

Sessão 7: Transients – Perturbations Presidente: Stephan Pack, Austria, Relator: Claus Neumann, Alemanha

Sessão 8: Risk Analysis – Assets management Presidente: David Wright, Reino Unido, Relator: Louis Fisher, Irlanda

No dia 05/04/2011, à noite, foi realizado o jantar de confraternização do Simpósio Internacional de Recife. Esse jantar ocorreu “Cachaçaria Cavalheira” e proporcionou grande oportunidade para o congraçamento dos participantes, bem como apresentou uma excelente mostra do rico folclore da região Nordeste do Brasil.

A Sessão de Encerramento ocorreu na tarde do dia 06/04/2011 e contou com a participação do Presidente e do Secretário Geral do CIGRÉ, bem como dos Coordenadores (Chairmen) dos Comitês de Estudos SC - C1, Phil Southwell e C4, Carlo Alberto Nucci e do

Secretário do SC C2, Christoph Schneiders. Nessa sessão os Coordenadores dos SCs apresentaram as principais constatações e conclusões das 8 sessões técnicas que compuseram esse Simpósio Internacional.

Destaca-se que as apresentações realizadas nas Sessões de Abertura e de Encerramento ainda poderão ser obtidas no site do Simpósio (www.cigresymposiumrecife2011.com), até o próximo mês de outubro.

Ao final, analisando as resposta dos participantes ao “Questionário de Avaliação”, verificou-se que o Simpósio Internacional de Recife foi um grande sucesso tanto técnico como de organização, agradando a todos que dele participaram e o consideraram de grande importância para os seus respectivos crescimentos profissionais, bem como para o setor elétrico mundial.

Nesse sentido o CIGRÉ-Brasil agradece a todos aqueles que colaboraram para o sucesso desse evento, citando em particular o grande apoio recebido do Escritório Central do CIGRÉ em Paris, do Presidente, do Secretário Geral e do Coordenador do Comitê Técnico do CIGRÉ, dos Coordenadores dos SCs C1, C2 e C4, bem como os componentes do Comitê Organizador local, a seguir nominados: Herivelto S. Bronzeado, Maria Alzira N. Silveira, Murilo Pinto, Valdson Simões, Paulo Gomes, Antonio Carlos Barbosa Martins, Dalton Brasil, Paulo César V. Esmeraldo, Saulo J. N. Cisneiros, José Henrique M. Fernandes. Adicionalmente tiveram atuação destacada as funcionárias do CIGRÉ-Brasil, Flávia Mazzini e Natasha de Decco, bem como a equipe da empresa organizadora de eventos, a PMais Eventos.

Ressalta-se que após o Simpósio Internacional foram realizadas nos dias 07 e 08/04/2011, no mesmo hotel em Recife, as reuniões anuais dos Comitês de Estudos internacionais C1, C2 e C4 e seus respectivos Grupos de Trabalho.


notíCias

Foi realizada no período de 14 a 17 de junho de 2011, na cidade de Seul na Coréia do Sul, a reunião anual de 2011 do Conselho de Administração do CIGRÉ. Essa reunião contou com a participação do Presidente do CIGRÉ André Merlin, do Secretário Geral, François Meslier, do Tesoureiro, o brasileiro Paulo César Vaz Esmeraldo, do Coordenador do Comitê Técnico Klaus Fröhlich, da senhora Liliane Ney, funcionária do Escritório Central, bem como com a presença de representantes de 33 Comitês Nacionais. O engenheiro José Henrique M. Fernandes representou o CIGRÉ-Brasil.

Nessa reunião foram tratados assuntos de grande importância para a continuidade e o bom andamento das atividades do CIGRÉ em todo o mundo, dentre as quais se destacam:

• Aprovação dos mandatos dos Coordenadores de Comitês de Estudo Internacionais para o período de 2012 a 2014, dentre eles os brasileiros Erli F. Figueiredo, que terá mais dois anos à frente do SC A1 – “Rotating Electrical Machines” e Iony P. Siqueira, que assumirá a Coordenação do SC B5 – “Protection and Automation”. Esta será a primeira vez que o CIGRÉ-Brasil contará com dois Coordenadores de Comitês de Estudo Internacionais;

• Aprovação do Balanço Financeiro do CIGRÉ do Período 2009/2010 e aprovação do Orçamento para o período 2011/2012, bem como a definição de novas diretrizes para a utilização dos recursos financeiros do CIGRÉ;

• Apreciação do relatório denominado “Life of the Association”, no qual é apresentado um relato sobre a situação do quantitativo de membros de todos os Comitês Nacionais. Nesse relatório pode-se verificar que o CIGRÉ-Brasil continua ocupar o primeiro lugar dentre os Comitês Nacionais do CIGRÉ em número de Sócios Equivalentes. Os cinco maiores Comitês Nacionais em 2010 foram: Brasil com 1006 Sócios Equivalentes, Reino Unido com 614, Japão com 601, China com 585 e França com 569;

• Apreciação do Relatório do Comitê Técnico no qual se pode verificar a aumento significativo da participação técnica internacional dos membros do CIGRÉ-Brasil, ocupando atualmente a 6ª posição entre os Comitês Nacionais com 12 coordenadores de Grupos de Trabalho.

Fato de grande destaque foi também a excelente organização do evento realizada pelo Comitê do CIGRÉ da Coréia do Sul, que além prover o adequado apoio à própria reunião, proporcionou aos participantes uma completa visão do Sistema Elétrico Coreano e de suas indústrias, bem como ofereceu uma memorável visita aos principais sítios históricos desse milenar País. No denominado “Korea Day”, organizou uma visita técnica de qualidade realizada na usina “Sihwa Lake”, prevista para entrar em operação até o final de 2011, com 254 MW de capacidade instalada e que produzirá energia baseada na diferença de nível entre as marés altas e baixas.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DO CIGRÉ REALIZAREUNIÃO NA CORÉIA DO SUL


notíCias

Foi uma grande coincidência. O XIV ERIAC seguindo o rodízio entre os países das três fronteiras foi realizado no Paraguai, no período de 29/05 a 02/06/2011, coincidindo com o ano em que se comemora o bicentenário da independência daquele País. Os colegas paraguaios esmeraram na organização deste ERIAC para propiciar um evento digno das comemorações do bicentenário de independência de seu País.

O esforço não foi em vão. O XIV ERIAC foi o maior em número de participantes dentre todos os outros ERIACs realizados fora do Brasil, tendo amealhado números expressivos como quinhentos e setenta e quatro participantes de catorze países e duzentas e oitenta e três contribuições técnicas apresentadas.

Desta vez o Paraguai ficou com o maior número de participantes (38%), seguido do Brasil (37%) e da Argentina (16%). A Península Ibérica reduziu significativamente a sua representação, ficando a Espanha com dez e Portugal com três participantes.

O Brasil ficou com o maior número de contribuições técnicas aprovadas (43%), seguido da Argentina (35%) e Paraguai (12%). Do total de 16 contribuições técnicas apresentadas pela Península Ibérica, Portugal ficou com nove e a Espanha com sete. Os quadros 1 e 2 apresentam, respectivamente, a distribuição de participantes e as contribuições técnicas apresentadas por país.

O evento foi realizado no “CIDE – Complejo Internacional Del Este”, que apesar de distar 18 quilômetros do centro da Ciudad del Leste e ficar isolado de áreas públicas de serviços e alimentação, dispunha de excelentes instalações para abrigar todas as necessidades do evento como oito grandes salas para as sessões técnicas, local adequado para a EXPOERIAC, sala para os autores, para os comitês técnico e administrativo, para o pessoal de apoio, além de anfiteatros para as sessões de abertura, de encerramento e o Fórum das Nações.

O CIDE dispõe ainda de um hotel, onde alguns dos participantes do XIV ERIAC puderam ficar hospedados e de um único restaurante que após alguns percalços no primeiro dia, pode atender as necessidades do evento.

Outro destaque do XIV ERIAC foi crescimento da

participação das universidades. Das 82 instituições participantes do evento, as universidades alcançaram a marca de 28% enquanto que as empresas de energia elétrica e as demais empresas do setor elétrico regional ficaram com 36% cada uma.

No último dia do evento, imediatamente antes da Sessão de Encerramento, aconteceu o Fórum das Nações. Com o tema “Catástrofes Naturais e Grandes Perturbações nos Sistemas Elétricos – Como Mitigar Impactos”, o fórum foi considerado um dos melhores realizados até este ERIAC.

Para discorrer sobre o tema a Argentina foi representada pelo engenheiro Jorge Nizovoy da TRANSENER, o Brasil pelos engenheiros Paulo Carneiro da ELETRONUCLEAR e o professor Ruy Menezes da Universidade Federal do Rio Grande do Sul e o Chile pelo engenheiro Gabriel Olguin Parada da TRANSELEC.

No desenvolvimento do tema inspirado nas últimas grandes catástrofes como o terremoto no Chile e o tsunami no Japão, mereceram destaques as questões dos riscos e da segurança das usinas nucleares e dos grandes sistemas de transmissão frente ao agravamento das intempéries.

Assim o XIV ERIAC foi um grande evento realizado no Paraguai, sendo que o bom resultado dessa edição deveu-se, principalmente, ao incansável trabalho realizado pela Comissão Organizadora do evento, liderada pelo engenheiro Hélio Pereira, Presidente do CIGRÉ-Paraguai, que contou ainda com a colaboração de representantes do CIGRÉ-Brasil e do CIGRÉ-Argentina.

Após o encerramento do XIV ERIAC, aconteceu a reunião plenária da RIAC onde, dentre outros importantes assuntos concernentes à Região ibero-americana, foi realizada a eleição da nova diretoria desta Região do CIGRÉ. Foi eleito para presidente da RIAC o engenheiro José Henrique Machado Fernandes, ex-Diretor Presidente do CIGRÉ-Brasil, em substituição ao engenheiro João Batista G. F. da Silva que brilhantemente conduziu a RIAC desde a sua criação.

O engº Niromar Alves de Rezende, sócio honorário do Cigré-Brasil, foi o representante do Comitê Nacional Brasileiro na coordenação do XIV ERIAC.

O ERIAC DO BICENTENáRIO


notíCias

Reunião internacional anual do SC C4 em 2011

A reunião anual do SC C4 em 2011 ocorreu nos dias 7

e 8 de abril de 2011 na cidade do Recife, após o Simpósio

Internacional do Cigré “Assessing and Improving Power

System Security, Reliability and Performance in Light of

Changing Energy Sources”. Este simpósio foi organizado

em conjunto pelos Study Committees C1, C2 e C4,

realizado na mesma cidade de 3 a 6 de abril de 2011.

Quanto aos eventos relacionados ao SC C4 durante

este Simpósio, destaca-se a participação de 3 membros

brasileiros na reunião do SC C4 e de 2 membros na

reunião do Advisory Group AG C4.1 – Strategic / Technical

Directions do S C4, ambas realizadas em Recife nos dias

7 e 8 de abril, respectivamente. Esta última reunião teve

um caráter muito importante, onde foi decidida a nova

organização dos AGs do SC C4. A participação brasileira

nestas reuniões foi expressiva, contando com muitas

contribuições, inclusive uma apresentação realizada

pela Enga Angélica da Rocha sobre a situação do JWG

A2/C4.309 “Electrical Transient Interaction between

Transformers and the Power System” coordenado pela

mesma, tendo tido uma excelente acolhida.

Além disto, destaca-se a participação de 3 membros

brasileiros na reunião do WG C4.307 – “Ressonance

and Ferroressonance in Networks and Transformer

Energization Studies” realizada no dia 7 de abril, após o

Simpósio Internacional do Cigré.

Reunião do CE C4

Foi realizada em 12 de maio de 2011 a reunião anual

do C4 na Sede do Cigré-Brasil no Rio de Janeiro. Contou

com a participação de 19 membros. Esta foi a primeira

reunião do C4 sob a nova coordenação, iniciada no final

de 2010. Desta forma, aproveitou-se a oportunidade para

discutir e acordar com os membros as principais metas

para o biênio 2011/2012. Além disto, contou com as

seguintes apresentações técnicas: “Níveis de emissão de

harmônicos” pelo Engo Ricardo Ross do CEPEL e “Mapa

Brasil de Densidade de Descargas Atmosféricas” pelo

Engo Carlos Campinho do ONS.

Alemanha .............................................................................1

Canadá ....................................................................................1

Chile ..........................................................................................7

Colômbia ..............................................................................3

Dominicana .........................................................................2

Espanha ..............................................................................10

Venezuela .............................................................................1

México ....................................................................................1

Uruguai...................................................................................5

Peru ...........................................................................................1

Portugal .................................................................................3

Suiça .........................................................................................1

Outros ..................................................................................16

Alemanha .............................................................................1

Argentina ........................................................................ 112

Bolívia ......................................................................................1

Brasil ................................................................................... 138

Chile ..........................................................................................5

Colômbia ..............................................................................5

Espanha .................................................................................7

Paraguai ..............................................................................38

Portugal .................................................................................9

Uruguai...................................................................................5

Vezuela ...................................................................................2

Notícias do Comitê de Estudos C4

Participantes por países

Total: 574 inscritos Total de trabalhos: 323

Distribuição de Contribuições

Técnicas Aprovadas por País


notíCias

Reunião internacional anual do SC B4 em 2011

A reunião anual do SC B4 em 2011 ocorrerá

na Austrália, no período de 15 a 21/10. A agenda

é composta da reunião administrativa do SC B4,

reuniões dos Working Groups, um Tutorial (1 dia)

e um Colóquio (2 dias). Está também programada

uma visita técnica à Estação Conversora de Loy

Yang, em Melbourne, entre outros eventos.

Esta reunião na Austrália tem uma importância

especial para o nosso País, já que a próxima

reunião após a Bienal 2012 será realizada em

2013 no Brasil. Por conta disto, um dos objetivos

da delegação brasileira do CE B4 é definir as

atividades preparatórias para a esta reunião com

base na experiência australiana.

O CE B4 estará representado pela sua maior

delegação, na história recente, para reunião de

SC internacional fora da Sessão Bienal. Ela será

composta de seis integrantes, o Coordenador

Sergio do Espirito Santo e o Secretário Wo Wei

Ping, além dos membros John Graham, Carlos

Gama, Marcio Szechtman e José Jardini.

Workshop sobre Campos Elétricos e

Correntes Iônicas em Linhas de hVDC

No último dia 2 de agosto, o CE B4 promoveu

o Workshop sobre Campos Elétricos e Correntes

Iônicas em Linhas de HVDC, realizado no auditório

do Cepel no Rio de Janeiro. O objetivo do evento

foi divulgar os resultados do Grupo de Trabalho

JWG B4/C3/B2.50 do Cigré internacional, que

finalizou recentemente as atividades. O relatório

final deste JWG - coordenado pelo Prof. José

Jardini, professor da USP e membro do CE B4,

será publicado em breve na forma de brochura

técnica do Cigré.

O workshop contou com cerca de 50

participantes, de várias instituições, tais como:

Cepel, Furnas, Chesf, Eletronorte, EPE, Balestro,

SNC-Lavalin Marte, Ampla, UERJ, UFRJ, entre

outras. No evento foram abordados os seguintes

tópicos: descrição do fenômeno do campo

elétrico, métodos de cálculo, medição em campo,

impacto do campo elétrico no homem e critérios

de projeto de linhas de transmissão em corrente

contínua. As palestras foram proferidas pelo Prof.

José Jardini juntamente com o pesquisador do

Cepel Luis Adriano Cabral.

Reunião do CE B4

Foi realizada em 01/08 a primeira reunião

do CE B4 neste ano, ocorrido nos escritórios de

Furnas, em Botafogo, Rio de Janeiro. Contou com a

presença de 21 membros, dos quais 4 eram novos

filiados. A reunião tratou na parte da manhã de

assuntos administrativos do CE B4, enquanto

na parte da tarde foi reservada para discussão

técnica. Nesta oportunidade, o tema selecionado

foi “Filtros CA e CC para Sistemas em HVDC”, com

uma palestra proferida pelo engenheiro Fernando

Cattan, de Furnas.

O CE B4 tem adotado a prática de dar a toda

reunião do Comitê um caráter técnico, não ficando

apenas nos assuntos administrativos. A resposta

a esta iniciativa tem sido positiva, haja vista o

aumento gradual da audiência nas reuniões,

além da entrada permanente de novos membros.

Atualmente o CE B4 tem um total de 60 membros

cadastrados.

Notícias do Comitê de Estudos B4


bienal paris 2010Bienal paris 2010

Artigo A1-202 apresentado na Bienal Paris 2010

Turbine Generator 760 MVA Supervisory System

SummARY - The original analogue vibration monitoring system of the Steam Turbine Generator in Angra 1 Nuclear Power Plant had become obsolete and it was difficult to find spare parts. The Utility decided to have a new digital system to substitute the original one and to provide automatic warning and prediction of developing faults.

The new system was specified by the plant supporting group. It was installed to measure shaft and bearing vibrations, absolute and relative expansions as well as bearing and oil temperatures. Main turbine steam parameters such as pressures, flows and temperatures are imported from the control system together with main generator parameters such as load and reactive load, cooling parameters and winding temperatures.

This new system allows defining actions by operators for fast interaction for unexpected phenomena. It performs auto diagnosis, automatically interpreting all condition monitoring data to reveal and warn the staff about potential faults under development. Specialists have access to all data for validation of the system’s automated conclusions for recommending immediate action or planning long term actions by the maintenance group.

Advanced condition monitoring may help revealing potential risks, making it possible to plan corrective actions at the scheduled production stops for safety inspections. The main goal is to increase the reliability of the production by identifying machinery problems in an early development stage and by providing the organization with information to increased safety.

The system issued an automatic auto diagnosis warning about a short rub of a journal bearing

during a coast down. The machine is designed to deal with these types of rub, but they should not happen repeatedly. The operators have to know about these rubs in order to conduct further analysis to determine the seriousness for future maintenance activities.

KEYWORDS - Maintenance, monitoring, turbogenerator, vibration.

1.0 INTRODUCTION

The Utility Eletronuclear decided to have a new digital system to substitute the original analogue vibration monitoring system because the original system became obsolete. The new system was specified by the plant supporting group together with the plant engineers. It was installed (2008) to measure shaft and bearing vibrations, absolute and relative expansions as well as bearing and oil temperatures. Main turbine steam parameters such as pressures, flows and temperatures are imported from the plant control system together with main generator parameters such as active and reactive loads, cooling parameters and winding temperatures.

The new system also incorporates modern analysis capacities such as providing auto diagnosis and automatic warning, interpreting all condition monitoring data to reveal and warn the staff about potential faults under development. Specialists have access to all data for validation of the system’s automated conclusions for recommending immediate action or planning long term actions by the maintenance group. This advanced condition monitoring may help revealing potential risks, making it possible to plan corrective actions at the

M. R. SINISCALCHI l C. L. M. PRATES l eletronuclear (brazil)


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current” type proximeters, 2 at each bearing positions 1 to 9, installed to measure the vibration at 2 different angles, at a 45º angle with the vertical direction, 90º from each other, frequency range from 0.5 up to 10.000Hz, measuring range from 0 to 2.0 mm.

g) Thermocouple for monitoring bearings and oil temperatures.

Processing unitsThere are two processing units. One is installed

in the Turbine Building, close to the sensors, and the other one is in Angra 1 Main Control Room (MCR). The unit close to the sensors (SPU) processes the signals which are coming from the sensors, converting them from analogical to digital values (A/D), filtering the valid and representative values and transmitting them to the second unit at the MCR, using an optical fiber for data communication. This second processing unit corresponds to a Server, which is an industrial micro computer, which stores, analyzes, supervises and is used as interface to the plant operators. This Server is also connected to the plant control system network SICA (Sistema

Integrado de Computadores de Angra) obtaining plant data and transferring turbine generator monitored data to it. Another Workstation is also connected to this network and installed at another plant room for diagnosis and other predictive information which is to be used by the plant maintenance group.

The SPU is installed in a rack (protection quality IP-55). Most of the signals from the above described transducers are collected here. This unit is also responsible to pull system alarms for the control room operators (MCR) so that fast actions may be taken for unexpected phenomena. These alarms correspond to vibration and temperature which are beyond turbine & generator supplier recommended limits or to supervisory system faults.

The temperatures signals (38) are collected from “T” type thermocouples by ADAM modules (A/D converters), each one of them with 8 channels. Four ADAM are installed in the Turbine Building and two in the MCR. The Server has two network connections, type Ethernet TCP/IP 10/100 Megabits/sec, one for the Workstation and the other one to SICA. It is installed in a 19 inches rack.

scheduled production stops for safety inspections. The main goal is to increase the reliability of the production by identifying machinery problems in an early development stage and by providing the organization with information to increased safety.

Auto diagnosis includes issues such as misalignment, bearing tolerances and imbalance. The software gives indications for inspections of those parts of the machine that really need it and avoid inspections where are not required, minimizing scheduled downtime for maintenance work and changing from re-active to pro-active maintenance.Turbine and Generator description

Angra 1 Steam Turbine and Electrical Generator set was supplied by Westinghouse in 1978. It is composed by one High Pressure Turbine (HP), model BB95, two Low Pressure Turbines (LP1 and LP2), model BB280, one Electrical Generator (760 MVA), power factor of 90%, 19 kV, 4 poles and one Exciter of 3.2 MW coupled to it. The rotor operates at a constant speed of 1800 rpm and is supported on 9 bearings. This set has an electrical power capacity of 650 MW. The environmental conditions were considered as follows: a temperature variation from 10 up to 50 °C, a maximum relative humidity of 95%, without condensation at atmospheric pressure.

monitoring system configurationSensorsThe following variables are monitored by the

sensors:a) Absolute thermal expansion at HP: LVDT

contact type sensors, measuring within a range of 0 to 2 inches (normal expansion of 0.6 inches).

b) Differential expansion at HP and at LP2: 4 “eddy current” type proximeters, measuring within a range of 0 to 1 inch at the HP and 0 to 2 inches at the LP2.

c) Axial position of the rotor at LP2: 1 “eddy current” type proximeters, measuring within a range of 0 to 0.12 inches.

d) Rotor eccentricity and rotation at HP: 2 “eddy current” type proximeters, measuring within range of 0 to 0,015 inches, rotation up to 2500 rpm.

e) Absolute vibration: accelerometers at bearing positions 1 to 9, frequency range from 0.5 up to 10.000Hz, up to ± 50 g.

f) Relative vibration (displacements): “eddy


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c) Capacity to analyze the machine condition in different operation situations (startup and coast-down, low, medium and high power levels), including transients;

d) Capacity to diagnose faults and degradation of different types:

- Shafts: electrical or mechanical unbalance, misalignment, bending or cracks, gaps in the bearings,

- Blades: rubbing or cracks,- Foundations: expansion, external vibration or

structural defect, Resonance.The monitoring system uses plant processing data

from SICA, as for instance, turbine generator steam temperature, flow and pressure, active and re-active power, excitation current and other parameters for diagnoses and alarm generation. The data storage is efficiently minimized so that essential information is retained.

System indications and resultsAfter the system installation and during the

period of one year, some system indications and

Figure 1. General system layout

Analysis SystemThe hardware of the analysis system runs in the

Server and Workstation. The OPEN Predictor software was developed by Rovsing Dynamics, a specialist company from Denmark. It is able to perform the monitoring task, storing and displaying the recorded data, as well as presenting fault analysis diagnoses and prognoses for the turbine generator set, as follows:

a) “On-line” monitoring and recording of vibration variables (displacements, accelerations), expansions (gaps) and temperatures corresponding to the rotating and fixed parts of the machine (rotor and casings/bearings respectively), performing adequate analyses in time (i.g., orbits, maxima, minima, Peak-Peak, RMS, values) as well as in frequency domain (i.g.,

Fourier, Phase and Power Spectra);b) “On-line” automatic diagnoses of the machine

condition by processing the signatures, comparing them with normal condition standards and following up their trends in time and frequency domains, detecting different type of machine degradation or faults when they are beginning;


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predictive analysis, has already presented valuable issues during its initial implementation phase such as misalignment, bearing tolerances, imbalance and bearing rub.

The information directs inspections to those parts of the machine that really need it and avoids inspections where it is not required. This typically minimizes scheduled downtime for maintenance work and provides a useful tool for changing from a re-active to a pro-active maintenance.

4.0 BIBLIOGRAPHY

[1] Westinghouse Instruction Book, Steam Turbine Angra Nuclear Power Plant.

[2] Rovsing Dynamics, As Built Documentation revision 2, project 394 Angra, Brazil.

results can be pointed out:Bearing 4: Shaft vibration was reading high

values during operation, in the magnitude of 120μm (peak-peak). During stopped or slow roll however also high values are recorded in the magnitude of 75μm. The Orbit shows the shaft ‘movement’ shape. The high recorded displacement amplitudes (Standard peak-peak - Spp) values are not related to vibration but to shaft ‘run-out’ (shaft imperfections). The true vibration part of the orbit for the 1 x RPM component is calculated as the white ellipsoid in the middle with a maximum peak to peak value of about 50 μm. Filtering the Spp value up to 100 Hz considerably reduced this effect. No machine problem is presented at this location.

Bearing 9: The Spp shows normal low values at stopped in the magnitude of 20 μm(p-p). The Spp value at normal operation represents a large real part vibration. The high Spp values are related to vibration of the shaft at 1 x RPM. The ‘run-out’ at this measurement location is low. The high shaft vibration and low casing vibration represent a low damping in the bearing which can be due to too large tolerances in the bearing. Bearing inspection was recommended on tolerances and possible metal debris in the lubrication oil. Balancing the shaft was performed using the new monitoring system attaching two weights on the fan of the exciter and the vibration was reduced from 200 μm to 90 μm.

Rub on bearing: The system issued an automatic auto diagnosis warning about a short rub of a journal bearing during a coast down. The machine is designed to deal with these types of rub, but they should not happen repeatedly. The operators have to know about these rubs in order to conduct further analysis to determine the seriousness for future maintenance activities. The system informs whether any rubs occur, enabling them to judge whether they need to make an inspection. Last outage inspections confirmed small imperfections at these points which could justify the indications. The corresponding bearings were repaired.

3.0 CONCLUSIONS

The new supervisory system for the Turbine and Generator of Angra 1 NPP, used for monitoring and


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Artigo C3-101 apresentado na Bienal Paris 2010

Environmental Studies for Power Transmission Corridors Selection: How AHP

(Analytical Hierarchical Process) Can Help

SummARY - This paper describes a methodology developed to build Total Accumulated Surfaces with AHP Support in order to improve the selection of Power Transmissions Corridors alternatives. The methodology is based on the minimization of negative impacts and in the use of Geographic Information Systems (GIS), allowing an automatic method of construction, evaluation and selection of alternatives, contributing to the decision making process. Power Transmission Lines, as for their linear characteristic, cross a variety of habitats and settlements, increasing the complexity of their environmental management. Considering this reality, this paper presents a methodology that takes into account different environmental dimensions (themes or layers). From the synthesis of the themes it is presented the Total Accumulated Surface. Using the Total Accumulated Surface, it is selected a region, formed by pixels, with an accumulated impact score lower than some arbitrary measure. This region is called “corridor”, and it is the final result obtained using the proposed methodology.

KEYWORDS - Power Transmission Line, AHP, Total Accumulated Surface, Corridor, Negative Impacts, Geographic Information System, linear projects, impact scores, layers, spatial features, environmental management.

1.0 INTRODUCTION

One of the main characteristic of the Brazilian integrated power system is the long distance between generation sites, mostly huge hydropower plants, and centers of consumption and the trend is to stress this characteristic in the next 20 years with the development of the untapped Amazon hydroelectric potential.

Power transmissions lines, in operation, represent

more than 98.000 km. The long extensions planned transmission lines which should go across different ecosystems (Brazilian Amazon rain forest, caatinga and cerrado) [3], put a demand for the development of sound methodologies with implemented computational tools in order to make it possible that the planning process thoroughly take consideration of alternatives for minimizing their environmental impacts.

The methodology presented here is based on:- Minimizing negative environmental impacts;- Building Total Accumulated Surfaces with AHP

support;- Implementing data to a Geographic Information

System (GIS).

The methodology is divided in six steps:1. Selection of study area and environmental

themes of analysis;2. Definition of so called “impact scores”;3. Building the Total Accumulated Surface with

AHP support;4. Proceed Directional Analysis, using the Total

Accumulated Surface;5. Perform Corridor Selection, and;6. Selection of Suggested RouteTo make the selection of environmental themes,

in the step 1, and the definition of the impact scores, in step 2, it is necessary to discuss about power transmissions lines projects, what is considered in next item.

2.0 Negative Environmental Impacts of Power Transmission Lines

The Brazilian environmental federal commission (CONAMA) in its first resolution nº 001/86 defines environmental impact as: “any change on physical,

P.C.P. Menezes l D. F. Matos l J. M. Damázio l C. B. Cruz l S.H.M. Pires l K.C. Garcia l A.M. Medeiros l L.R.L. Pazelectric power research Center - Cepel (brazil)


bienal paris 2010

of humans to perceive the relationship between objects and observed situations by comparing pairs in the light of a particular focus, criterion or equalized judgment [11]; and, logical consistency, the human being has the ability to establish relationships between objects or ideas in a consistent way, so that they relate well with each other and their relations show consistency [8].

The AHP method proposes to calculate the consistency ratio of judgments, denoted by CR = CI / IR, where IR is the Random Consistency Index obtained for a reciprocal matrix of order n, with non-negative elements and generated randomly. The Consistency Index (CI) is given by CI = (lmax-n) / (n-1), where lmax is the largest eigenvalue of the matrix of judgments. The condition of consistency of judgments is CR ≤ 0.10 [8, 11].

4.0 Building the Total Accumulated Surface

The Total Accumulated Surface is the result of the sum of the overlaid themes considered the operation as follows:

- For each pixel in the study area there are n impact scores, as many as there are overlaid themes;

- The resulting score for each pixel is the sum of the n scores: Acc Score = T1+T2+…+Tn;

- The set of pixels with accumulated scores is a surface that shows avoidance / attraction areas for the point of view of minimizing social and environmental impacts.

According to guidelines of the AHP, having defined the corridor alternatives, the criteria, the indicators and their quantification, comparative judgments between pairs of criteria and indicators are established [9].

Criteria and indicators trials should be carried out by specialists. The relative importance of the various criteria and indicators should consider the purpose of the proposed model: selecting the alternative most suitable corridor for a transmission line power. It must be considered in the comparisons which parity criterion / indicator is most critical. Next, it must establish the relationship of intensity of importance [8].

After feeding the data for the trials between pairs of criteria / indicators, and after checking the consistency of the ratio matrix correspondent to the parity comparisons, is to calculate the relative

chemical and biological properties of the environment, caused by any substance or energy resulting of human activities that, directly or indirectly affect [1]:

I – health, safety of well being of the people;II – social or economic activities;III – flora and fauna;IV - aesthetical or sanitary conditions of the

environment;V – environmental resources quality.”

The environmental impacts associated to power transmission lines can be divided in two groups [7]:

- environmental impacts that take place on construction phase; and

- environmental impacts that take place on operation phase.

During the construction of a power transmissions line the main negative impacts are over land use changes, and during operation the main negative impacts are the occurrence of accidents in operation activities, visual interferences and risks related to human health, associated to the electro magnetic fields [4, 10].

The methodology focuses on avoidance / minimization of negative environmental impacts, in all stages, by inserting environmental (and engineering) key considerations on the process of choosing the best location [6].

3.0 AHP Methodology

The AHP (Analytic Hierarchy Process), developed by Tomas L. Saaty in the early the 70’s, is the multicriteria method most widely used to support decision-making in conflict resolution. It is based on the Newtonian and Cartesian method of thinking that seeks to address the complexity with the division of the problem in factors that can still be decomposed into new factors until reaching the lowest level. These decompositions must be clearly stated and the factors must be scalable and able to establish relations and synthesize the problem. This method is based in three steps of analytical thinking [5]: construction of hierarchies: in the AHP method, the problem is structured in levels of hierarchy, which facilitates better understanding and evaluation [2]; establishment of priorities: it is based on the ability


bienal paris 2010

Figure 01 – AMBIENTRANS screen with the three ways of assigning weights.

(a)

(b) Figure 02 – Maps of hypothetical area of analysis:

(a) Land Use and (b) Soil Erosion.

The Analytical Hierarchy Process (AHP) is used to establish relative importance among sitting criteria based on group values themes. The procedure involves

priorities of each group of criteria / indicator for the criterion / indicator positioned at level (Local weight) are calculated. Automatically, the system performs AMBIENTRANS the consolidation of all the weights by propagating the effect of weights on the structure to the level of alternatives (overall weight).

The results of applying the AHP are global alternatives weights with respect to the goal, the alternatives with lower weight are more suitable than those with greater weight.

5.0 The AMBIENTRANS System with AHP Application

It has been developed a tool that automates these steps, substituting the use of ArcGis tools and functions. The new version of AMBIENTRANS system makes possible to perform the corridor and route selection and involves mathematically summarizing paired comparisons of the relative importance (AHP methodology).

In actual version of AMBIENTRANS, it is already possible to give weights to the different themes (figure 01). There are three ways of assigning weights to the different themes:

- All themes with equal weight;- Consensus weights –The technical staff decides,

in consensus using AHP methodology, the weights to the themes, in a way that their sum is equal to 1;

- Specialist weights –Each specialist using a portion of the analytical hierarchy process (AHP) decides your own weight matrix and individual results individually are generated.

Using a hypothetical area (figure 02) with two sites (extremes) to be connected, it will be analyzed the three ways for establishing consistent rankings and weights in developing a robust transmission line corridor choice methodology. The transmission line corridor should avoid:

• Areas of high housing density;• Areas that are far from roads;• Areas within or near sensitive areas (conservation

unites or preserved ecosystems), and;• Areas of high soil erosion potential.


bienal paris 2010

mathematically summarizing paired comparisons of the map layers’ importance. Four different sets of weights for the map layers (table 01) to generate four alternative corridors were used (figure 03).

The figure 03 identifies weighted preference surfaces reflecting each weight balance concerns for sitting the power line. The perspective of Specialist 02 strongly avoids locations with low soil erosion and far from roads. The Specialist 01 perspective strongly avoids locations near sensitive areas but has minimal concern for land use conflicts and soil erosion. The Consensus perspective strongly avoids a land use conflicts and interferences with the conservation units. The corridor selection solution based on the different perspectives delineates four alternative paths. Note that the routes bend around areas that are less-preferred as identified on their respective preference surfaces.

Figure 03 – Alternative corridors.

One way to compare the two corridors is through differences in their preference surfaces. For example, the simple subtraction of the specialist 01 perspective (conservation units preference) from specialist 02 perspective (soil erosion preference) results in a difference map (DiffMap = Sp02 - Sp01), represented in figure 4 [01]. The values on the difference map (DiffMap) identify the relative preference at each map location.

The sign of the value points out which perspective dominates—negative represents less preferred by specialist 01 (red tones); positive represents less preferred by specialist 02 (green tones).

The magnitude of the value points out the strength of the difference in perspective—zero indicates no difference (yellow).

In practice, several alternative perspectives are modeled and their corridors compared. The evaluation phase isn’t so much intended to choose one corridor over another, but to identify the best set of common segments or slight adjustments that delineate a compromise.

Figure 04 – Comparison of alternative corridors (DiffMap = Sp02 – Sp01).

6.0 Final Remarks

The methodology presented and tested using the AHP method show to the decision maker which alternative corridor is more appropriate for the project analyzed, considering economics, construction, operation and safety, in addition to socio-environmental aspects. It also allows considering the opinion of the agents directly or indirectly involved with its implementation.

The proposed model, characterized by the adoption of multi-criteria that characterize each alternative, is configured as a referential document for subsidize the decision making. It provides technical credibility and justification of decisions during the projects planning process of the electricity sector.

Table 01 - Different sets of weights for the map layers (preferences are highlighted).


bienal paris 2010

Thus, the indication of the alternative corridor more appropriate for deployment at this stage is achieved by a theoretical substantiated by documents resulting from the application of the model (Tab interviews, expert analysis, simulations, etc.). The proposed model can be considered as a contribution to decision making at the strategic level and preliminary data for classification and selection of alternative corridor of transmission lines. Based on the results of the model and its analysis, the decision maker may consider that a technical decision is being proposed consistent with the consensus of representatives of civil society groups, and in accordance with the guidelines of sustainable development.

This tool does not replace the knowledge of the region and the importance of fieldwork. It also requires cartographic information of high quality, up to date and in appropriate detail. But it was considered that the results achieved are a good starting point to the environmental studies.

Also it provides a possibility of doing sensitive analysis, trying different scales of scores, what can be used in multidisciplinary works, in order to help specialists picture the results of different scales of importance to the spatial features in building transmission lines.

Finally it can be added layers with engineering requirements, which would allow environmental and engineering issues be considered together, giving them a higher level of interdependence and balance.

Considering the importance of the methodologies of decision support for organizations, there is a great versatility and flexibility of the AHP (Analytic Hierarchy Process). The use of AHP can represent a competitive edge against the competition, and stimulate the interaction of several people from different areas, involved in the strategy in question, which makes the model developed much more solid and complete.

7.0 BIBLIOGRAPHY

[1] BERRY, J. K., JOHNSON, C., 2004. Optimal Routing and Corridor Analysis for Electric Transmission Line Siting - Procedures for Infusing Stakeholder Perspective in Identifying Optimal Route Alternatives. Consultation on March/2006 http://www.innovativegis.com/ basis/ present/ EPRI_

Boston04/ Default.htm. Georgia Transmission, Boston, EUA.

[2] BORNIA, A. C.; WERNKE, R., 2001. A contabilidade gerencial e os métodos multicriteriais. Revista Contabilidade & Finanças. FIPECAPI – FEA – USP. v.14, n. 25, p. 60-71, jan./abr. .

[3] BRASIL, 1986. Resolução CONAMA 001, de 23 de Janeiro de 1986. Ministério do Meio Ambiente (MMA).

[4] CEPEL, 2004. Incorporação da Dimensão Ambiental ao Planejamento do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica - Bases para discussão e desenvolvimento de instrumentos metodológicos para o planejamento. Relatório Técnico CEPEL DP/DEA – 37306/04. Rio de Janeiro, RJ. 104p. 2 anexos.

[5] COSTA, Helder Gomes, 2002. Introdução ao método de análise hierárquica: analise multicriterio no auxilio a decisao. Niteroi

[6] EASTMAN, J.R., 1994. IDRISI: Exercícios tutoriais. J. Ronald Eastman. Editor da versão em português, Heinrich Hasenack. UFRGS – Centro de Ecologia. Porto Alegre, RS. 109 p.

[7] IBAMA. 2003. Roteiro Metodológico para Análise de Grau de Impacto Ambiental.

[8] SAATY,T.L. 1980. The Analytic Hierarchy Process: Planning, Priority Setting, Resource Allocation. McGraw-Hill, New York; London.

[9] SILVA FILHO, J.I.; LIMA, S.H.P.N.; MENEZES JR., A.A.; COSTA, E.M., 1988. GAIA – Sistema Computacional para Avaliação Multidisciplinar do Impacto Ambiental de Linhas de Transmissão Aéreas. CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, Relatório Técnico DPLS-202.88/10.05.88. Rio de Janeiro, RJ. 39p. 3 anex.

[10] SILVA FILHO, J.I.; GOMES JR., S.; BORGES, J.B.S.; LIMA, S.H.P.N. 1991. Aplicação do Sistema Computacional para Avaliação Multidisciplinar do Impacto Ambiental de Linhas de Transmissão Aérea – GAIA – à LT de 345 kV da CEMIG (Caso-Teste). CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, Relatório Técnico DPLS – 083.91/01.04.91. Rio de Janeiro, RJ. 21p.

[11] TREVIZANO, W. A. e FREITAS, A. L. P, 2005. Emprego do Metodo da Analise Hierarquica (A.H.P.) na selecao de Processadores. In: XXV Encontro Nac. de Engenharia de Producao – Porto Alegre, RS, Brasil.


symposium reCife

Artigo apresentado no Symposium Recife 2011

Basic Issues on AC Filter Specification and Design Characteristics Related to the Madeira HVDC System

SummARY - Two alternatives were contemplated for energy transmission from Jirau and Santo Antonio power plants (6300 MW), located in the Madeira river (Rondonia state), to the Brazilian southeast region (São Paulo state):

• Two HVDC ±500 kV bipoles for the main transmission and two HVDC Back-to-Back blocks for asynchronous interconnection of the collector bus with the Rondonia 230 kV system (winner alternative).

• Hybrid solution: one HVDC bipole and one HVAC transmission system, from the collector system to the São Paulo state.

Due to the short time available to prepare detailed technical specifications of the transmission system for the Madeira River Project and uncertainties related to the AC grid configuration at both terminals (Porto Velho Collector and Araraquara 2 substations), it was decided to prepare specifications that established, in a general way, the transmission system functionalities of both alternatives.

In addition, there was an understanding that the responsible transmission owner (TO) for each project implementation would elaborate a detailed technical specification taking into account the functional specification used as reference in the bid.

During the activities to evaluate the AC filters basic design, methodologies were discussed and adjustments were proposed to the criteria used in the calculations. In the authors’ opinion, the procedures adopted by the designers reduce the margins normally present in this kind of projects regarding both performance and rating of filter components.

It will also be shown that, due to the fact that the specifications permitted that parts of the HVDC transmission system were implemented by different TOs, using the same converter busses, some unusual difficulties had to be faced by the TOs to achieve reliable integrated solutions.

Based on these considerations, the article has the

following purposes:• Present the main characteristics of AC filters of

HVDC Madeira Project;• Propose improvements in future technical

specifications for other similar HVDC transmission systems in Brazil.

KEYWORDS - AC Filter Design, HVDC Transmission System, Power System Studies.

1.0 INTRODUCTION

This paper presents some features and technical requirements for AC Filters and Reactive Power Compensation design used in the Rio Madeira HVDC Transmission System Project, composed mainly by two bipoles (lots C and F) of 3150 MW, ±600 kV, 2375 km, between the new substations Porto Velho Collector (PVC) 500/230 kV and Araraquara 2 500/440 kV, that connects Jirau and Santo Antonio hydro plants to the Brazilian Interconnected Power System (BIPS). This HVDC transmission was completed by two HVDC back-to-backs (BtBs) 500/230 kV, 400 MW each, located at PVC substation, and two short 230 kV lines that connect PVC to the existing Porto Velho 230 kV substation (Lot A). The bid included also 500 kV lines to reinforce Mato Grosso (MT) AC system (Lot B). Figure 1 presents the lot distribution. These installations were chosen through a bid auction, between the hybrid and the HVDC long distance transmission alternatives.

The technical specifications that established HVDC transmission basic requirements and, in particular, those for AC filtering, were based on Itaipu HVDC filtering project experience and on minimal requirements, limits and procedures defined at Brazilian Grid Code [2, 3]. HVDC technical specification was functional and tried not to limit the adopted technologies. The supplier chosen by the winner of Lots A and C was ABB, the successor of ASEA, the

Antonio P. Guarini l Hélio Pessoa O. Junior l Marcio N. Accioly Lins l ons (Brazil)José Roberto Medeiros l Jrmed

Arnoldo Rodrigo Saavedra l independent Consultant (Brazil)


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supplier of Itaipu project. So, it was expected that the adopted procedures for filter performance calculation and for its components rating determination would follow the same direction defined at the Itaipu project.

This paper intends to present main aspects related to AC filter and reactive power specifications that will have to be detailed at the next bid’s specifications of future HVDC projects.

2.0 MAIN REQUIREMENTS AND ASPECTS CONSIDERED IN AC FILTERS DESIGN

Main requirements and filter design aspects [1], as well as the obtained results are presented below.

2.1. Rated Values2.1.1. AC Side Frequency • Nominal frequency: 60 Hz• Steady state frequency range (performance): 60

Hz +/-0.5 Hz• Transient frequency range (rating):- 56.0 Hz to 59.5 Hz up to 20 seconds ;- 60.5 Hz to 66.0 Hz up to 20 seconds.2.1.2. AC Side Voltage AC side rated voltage at PVC and Araraquara 2

substations is 500 kV. However the HVDC link shall be dimensioned to continuously operate in 475 kV to 550 kV range in both converter stations.

2.1.3. Negative sequence voltageIt was specified negative sequence voltages: 1%

for filter performance and 2 % for filter ratings.

2.2. Requirements for Reactive Power Compensation

2.2.1. Technical Bid Specification

• Reactive Power BalanceThe equipment for lots A, C and F must be dimensioned

to be independent, from a reactive compensation point of view. Each installation must be equipped with reactive power compensation necessary for its operation, from blocking condition until full load, in any operative condition, considering voltage and frequency levels at AC busbar in ranges described in item 2.1.

Additional reactive power compensation was not specified for overload conditions (low ambient, short and long term overloads), reduced voltage, high

gamma operation and reverse operation.At the rectifier side, to reduce self-excitation risk, it was

considered available from the system the total amount of reactive power produced by Santo Antonio and Jirau hydro power plants, limited to the power factor of 0.93 overexcited at the machine terminals, considering charging and reactive losses of the 500 kV lines.

For reactive power sharing between the different lots at the rectifier side it was defined the following procedure:

- Reactive power total amount, made available by the plants, at 500 kV PVC substation busbar, for each DC implementation stage;

- Proportional share of the AC reactive power available to the nominal power of each lot.

At the rectifier side, considering the generator’s proximity it was not specified the need to operate at PVC Substation with AC voltages below 500 kV simultaneously with the lack of one of the filter banks. At the inverter, each bipole, should not consider in its reactive compensation project design any reactive power provided by the AC system.

• RedundancyAt the rectifier, each lot had to provide its

own reactive power redundancy. At the inverter, for economic reasons, this redundancy was only demanded for bipole 1. Note: filtering redundancy was required for all the converters independently.

• Compensation / Filtering ModularizationAccording to grid procedures capacitors and filter

banks switching at AC busbar must not produce more than 5% voltage change, even with the lowest short circuit ratio in (n) or (n-1) operating conditions. Switching must not cause operative disturbance at HVDC or AC connected system.

Figure 1 – DC Interconnection – Single Line Diagram – Reference alternative


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2.2.2. Obtained Results • Reactive Power BalanceThe lack of definition, at bid’s date, of the collector

power system transmission detailed configuration, created extra difficulties for the reactive power availability at PVC substation.

Lot A winner proposition specified a CCC (Commuted Capacitor Converter) Back to Back (BtB), instead the conventional one with synchronous compensation at PVC substation 230 kV side, as stated as reference proposal at the bid (Figure 1). It was also necessary to demonstrate this option would be technically equal or better than the conventional one.

As the winner of Lots C and A was the same (see Figure 1), initial proposition for reactive balance was unique for BtBs and Bipole 1 at PVC substation 500 kV side. Taking into account bid requirements, independent reactive compensation by lot was enforced. As the winners of lots C and F (bipole 1 and 2) were not the same, different reactive power concept solutions were provided for rectifier (Porto Velho) and for inverter (Araraquara 2) side. After several discussions, the compatibility between the two projects was achieved, regarding Araraquara 2 substation.

• RedundancyThe initial design proposal suggest shared

redundancy for Lots A and C at PVC 500 kV substation, for joint operation of bipole 1 and BtBs. Independent redundancy for each lot was enforced, as demanded in the specificactions.

At inverter side, for bipoles 1 and 2, the final solution adopted was like specified: bipole 1 with specific redundancy and bipole 2 without specific redundancy, for economic reasons. At the inverter side this redundancy could be shared by both bipoles. Note that filter redundancy was required for both bipoles.

• Compensation/Filtering ModularizationAt rectifier side, bipole 1 the TO proposition was

to use two filter/compensation islands, one of 931 and another of 993 Mvar. Bipole 2 rectifier filter/compensation solution is not yet available until the date this paper has been written.

Each bipole 1 sub-bank will be maneuvered individually by its own breaker, for normal operation switching and for internal sub-bank short circuit

clearing. At inverter station, proposed solution by bipole 2, was one and a half breaker configuration, for each filter/compensation branches (4x305+2x316 Mvar).

For bipole 1, solution converged to 7 sub-banks, with 3 x 610 Mvar and 1 x 305 Mvar islands. Initial solution predicted 2 x 915 Mvar and 1x 1220 Mvar islands, amount too high to be supported by AC system in case of disconnection of the whole branch, because the step voltage change could cause inverter commutation failures.

2.3. AC Filter Performance Calculation2.3.1. Technical Bid Specifications• AC Harmonic Currents Generated by Converter

Stations Harmonic voltages and currents in filter elements

should be determined considering the maximum individual harmonic current injected by converter station, obtained from all operation conditions defined in Table 1 for all permitted range of specified DC power.

Unbalances related to negative voltage sequence component and converter parameter variations which influences in non-characteristic harmonics determination, were defined as maximum external network unbalance (1% of negative sequence) and maximum internal network manufacturer tolerances.

• AC Harmonic System Impedance EvaluationDetermination of external AC network harmonic

impedance envelope should consider several scenarios of network evolution during all period of concession for light, medium and heavy load conditions. Additionally the utility should not consider, for design purposes, load in busbar located inside 200 km radium from the converter station. For higher distances, utility should demonstrate the adequacy of load model adopted.

• General Performance RequirementsHVDC system shall be able to operate with

operation modes described at Table 1, from 10 to 100% nominal power for bipoles and 5% to 100% for Back to Back.

HVDC shall maintain during all concession contract and for all implementations stages of each lot, the harmonic performance behavior established in Table 2 (Individual Distortion Limits) considering the maximum filter mistuning conditions and the more


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severe conditions of harmonic currents generated by converter stations calculated at Common Connecting Point.

Table 1 – Operation Modes of Madeira HVDC Transmission System

- A – Need to attend the harmonic performance behavior for complete and (n-1) AC network conditions and also (n-1) contingency of each type of AC filter of the HVDC installation.

- B – Same as in “A” but with all AC filters of HVDC station present.

- C – Converter generation harmonic level, by station converters during overloads, long term (30 minutes), short term (5 seconds) and low ambient shall be informed by the utility.

For operation modes defined like “A” or “B” above, should be considered the possibility to operate the AC network with no more than 1% of negative sequence unbalance.

Table 2 – Harmonic Voltage Distortion Limits (%)

2.3.2. Obtained Results • AC Harmonic Currents Generated by Converter

Stations To achieve minimum cost solutions, design

methodology adopted was to use the worst consistent set of characteristic harmonic currents, generated by converter stations, for operation modes predicted on Table 1, and power range between 10 to 100% (bipoles) and 5 to 100% (BtB).

Worst harmonic characteristic currents not cancelled (6h ± 1, h=odd) determination didn’t consider maximum reactance value differences between Y-Y and Y-D converter transformer, on a 12 pulse bridge. The worst case, as done in Itaipu project, should consider maximum transformer manufacture tolerances in opposite directions, for Y-Y and Y-D pairs,

but the supplier gave a statistical treatment (normal distribution with 0.7% of standard deviation) for the difference between transformer reactances, for each six phases. Statistical treatment was also used for firing angle unbalances and AC voltage unbalance.

• AC Harmonic System Impedance Evaluation The determination of the cloud points at R – X

plan was satisfactory. However, its conversion into impedance envelopes were adjusted limiting all the boundaries as possible, like illustrated on Figure 2, for economic reasons. This procedure reduced safety performance margins.

Figure 2 – Network impedance Model for Z at h5

• General Performance RequirementsDespite of not being directly specified the

methodology to be used for AC filter performance determination, in terms of harmonic distortion, it was expected that the traditional procedure, illustrated on Figure 3, would be used. In a general way, this procedure represents the AC network by harmonic impedance envelopes and the converters by harmonic current sources in parallel with the filter/shunt capacitor bank impedances.

Figura 3 – Harmonic Filter Performance Modeling Diagram

The above methodology was used for all harmonic evaluation performance, with exception of 3rd harmonic. For this one, where individual limit was violated (see Table 2), the supplier decided to apply


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“cross modulation AC-DC interaction” method. This method determines the effect of the 2nd harmonic ripple of the DC current on the 3rd harmonic current on the AC side in relation with the value calculated without ripple, affecting also the AC side 3rd harmonic voltage distortion. However, this method, instead of the impedance locus method, considers each impedance value of the AC network conditions. Note that envelope method allows consider network impedances inaccuracies that are not taken into account when each impedance point is directly used in the calculation, procedure that can lead to a safety margin reduction.

• AC Filter Results from Performance CalculationsAC filter and shunt reactive compensation

equipment for Porto Velho Collector, 500 kV, Back to back (Lot A) will have three shunt filter sub-banks, each of 142 Mvar, configured as: a double-tuned 3rd / 5th harmonic high-pass branch (HP 3/5) and a HP 12/24/36. The AC filter and shunt reactive compensation equipment for Porto Velho Collector, 500 kV, Bipole 1 (Lot C) will be provided as six shunt filter sub-banks, configured as follows:

- three sub-banks, each of 263 Mvar, configured as: a HP 2/3 and a HP 12/24;

- two sub-banks, each of 263 Mvar, configured as: a HP 5/36 and a HP 12;

- one sub-bank, of 183 Mvar, configured as a HP 12.AC. filter and shunt reactive compensation equipment

for Araraquara 2, Bipole 1 (Lot C) will be provided as 7 shunt filter sub-banks, configured as follows:

- four sub-banks, each of 305 Mvar, configured as a HP 12/24;

- three sub-banks, each of 305 Mvar, configured as a shunt capacitor bank.

The AC filter and shunt reactive compensation equipment for Porto Velho Collector, 500 kV, Bipole 2 (Lot F) are not provided yet. Initially, proposed AC filters from Bipole 2 at Araraquara 2 Station were completely different from those of the Bipole 1. After negotiations the reactive of each sub-banks were equalized and the AC. filter and shunt reactive compensation equipment Araraquara 2 for the Bipole 2 (Lot F) will be provided as 6 shunt filter sub-banks, configured as follows:

- four sub-banks, each of 305 Mvar, configured as HP 12/24

- two sub-banks, each of 316 Mvar, configured as a

shunt capacitor bank2.4. AC Filter Rating Calculation2.4.1. Technical Bid Specifications Harmonic voltages and currents of each filter

element must be determined considering maximum harmonic current injected by the converters, for every expected operating condition inside the normal power range, considering also temporary and transient overload conditions, as defined in Table 1.

The external AC network must be represented by impedance harmonic locus (or envelopes), calculated considering expected network variations during the concession period and adequate margins for unknown variations.

The maximum AC network negative sequence voltage unbalance (2%) must be considered, together with the maximum voltage unbalances produced by the converter network. The maximum voltage and fundamental frequency ranges must be considered.. The contribution of the background harmonics must be considered based on the global distortion limits shown in Table 2.

No filter can be disconnected by overrating in normal and n-1 operating conditions of the neighboring AC network, even with one filter out of service, assuming that the global distortion limits (Table 2) are not exceeded.

2.4.2. Obtained ResultsIn a general way, the filter component dimensioning

was realized using similar procedure to the applied for other HVDC projects. However, the requirement related to the background harmonics received different interpretations and application methods by the manufacturers. In one case an initial pessimistic method, considering Thevenin source in series with the worst impedance from the locus, was substituted by another less severe methods, depending on the achieved results.

3.0 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS

We resume below main general conclusions:•Initial expectations that the transmission owners

would define a more complete and detailed HVDC equipment specification, than the functional definition established in bid’s specifications was


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frustrated. Almost all project definitions came from the initial commercial approach.

• Bid’s lots division, with one owner by bipole, lead to difficulties in coordinate AC filter and reactive power compensation projects.

• AC system not yet defined at bidding time delayed AC filter/reactive power compensation design

Updates at technical bid requirements are suggested below:

3.1. Requirements for Reactive Power Compensation

• Reactive Power BalanceAt rectifier station the power factor definition

depends on machine characteristics, the number of generating units, as well as collector system topology, considering contingency conditions. It’s important to clearly define the minimum voltage operating level for reactive availability. At inverter station, each bipole should not consider reactive power from external AC network. The maximum reactive power injected to the AC system must also be considered, depending on the DC power level.

• Compensation/Filtering ModularizationNew requirements are needed to limit voltage

drop after filter/capacitor island disconnection due to individual filter/capacitor breaker failure and other causes, to avoid inverter commutation failure.

3.2. AC Filter Performance Calculation• AC Harmonic Currents Generated by Converter

Stations Bid specifications shall be more specific

with relation to characteristics, not-cancelled characteristics (6h ± 1, h=odd) and non-characteristics harmonics methodology calculation. Not-cancelled characteristics harmonic statistical treatment should be questioned. Statistical treatment for non-characteristics harmonics should take into account: i) negative sequence component of 2% for performance and rating as defined at Brazilian Grid Code; ii) difference in the transformer reactance of each phase due to manufacturing tolerances, and iii) firing angle tolerances for the different valves due to imperfections in the control system.

• AC Harmonic System Impedance Evaluation Despite the impedance envelopes have resulted

valid, it was expected that its configuration would be like circle sectors, defined by Rmin, Rmax, Φmin e Φmax . Taking into account their fundamental importance for filter project, we recommend that all external AC impedance envelopes be defined at the bid specifications.

• General Performance RequirementsThe methodology for performance calculation

must be clearly defined at the bid specifications. The authors suggest to use the traditional procedure, described on Figure 3. Any other calculation proposed, to be accepted, should give more conservative results.

3.3. AC Filter Rating CalculationThe methodology for background harmonic

voltages determination for filter rating calculation must be clearly specified at the bid specifications. The authors suggest using the global harmonic voltage distortion limits (Table 2) applied directly over the AC filters.

Each filter element should withstand the worst two voltage and current values corresponding to the global limits, together with the maximum fundamental component. For the rest of the harmonics each element should withstand the maximum harmonic voltage and current produced by the local converter. Impedance envelope to be considered must be defined by the bid technical specifications.

4.0 REFERÊNCIAS

[1] ANEEL, “Anexo 6C-CC - Lote lC-CC – Transmissão Associada à Interligação das Usinas do Rio Madeira – Conversoras do Bipolo 1 – SE Coletora Porto Velho e Araraquara 2 – Características e Requisitos Técnicos Básicos das Instalações Transmissoras”, Volume III;

[2] ONS, Procedimentos de Rede, “Submódulo 2.5 - Requisitos Mínimos para Elos de Corrente Contínua”;

[3] ONS, Procedimentos de Rede, “Submódulo 2.8 - Gerenciamento dos Indicadores de Desempenho do Sistema e das Instalações de Transmissão”.


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The Great Brazilian Interconnections

SUMMARY - The Brazilian electricity mix is one of the cleanest in the world where 85% of the installed capacity is renewable and more than 90% of the energy produced comes from renewable sources. Among the renewable sources the mainstream are the large hydroelectric plants spread throughout the country with a great hydrological diversity. The country is divided into four regions according to the inflow patterns which also encompasses the four pricing zones. The great interconnections between regions play a very important role in optimizing the use of water consequently minimizing CO

2 emission.

This paper briefly presents the evolution of the great interconnections in Brazil and the currently investigated transmission alternatives to upgrade two of these interconnections considering five new plants in the north region, mainly the new mega run-of-river power plant Belo Monte in the Xingu River, one of the principal tributaries of the Amazon River. The development and the results of these assessments are being conceived by a Working Group (WG) coordinated by the Brazilian Energy Planning Company (EPE) with several transmission companies. Power system studies are being carried out to conceive a 2200 km long transmission system able to transmit 7500 - 8000 MW in both directions for the north-southeast interconnection and a 1500 km long able to transmit 3500 MW for the North-northeast interconnection taking into account hydrologic scenarios and power demand.

Several alternatives for different transmission technologies are being investigated, considering steady-state and dynamic analyses and economic evaluation. The amount of power and the distance involved make this transmission system particularly challenging and unique. The study considers UHVDC, traditional UHVAC, HVAC and also half-wave-length (HWL) transmission system due to the distances and the amount of power involved.

The final conclusion of those studies will recommend the best solution concerning technical and economic performance.

KEYWORDS - Brazilian Interconnections, Transmission Planning, HVAC and HVDC systems, Belo Monte Power Plant.

1.0 INTRODUCTION

The Brazilian power system is the largest in Latin America, with an installed capacity of 114 GW and almost 100,000 km of transmission lines above 230 kV. Almost 90% of the energy produced comes from hydroelectric plants and the remaining generation mix includes natural gas, coal, nuclear, oil, bioelectricity and wind power.

The main hydro system has more than 140 plants ranging from 30 to 14,000 MW spread out along various river basins throughout the country with a great deal of stream flow patterns and a great storage capacity with large reservoirs.

Figure 1 – Brazilian Basins (source: ONS)

Brazil’s market power has adopted a zonal pricing model and the system is divided in four zones or submarkets that are similar to the geographical regions- south, southeast + center west, north and northeast. These submarkets were determined by major structural transmission constraints and different inflow patterns. The Brazilian wholesale energy market settles the prices in a week-basis for each submarket that may vary due to interconnection constraints and uneven hydrological conditions. The four regions, the main river basis and interconnections are shown in figure 1

M. Alzira Noli Silveira l Paulo C.V. Esmeraldo l Edna Araujo l epe (Brazil)


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The National Operator dispatches the hydro system as a portfolio optimizing the hydro resources using stochastic scheduling models. As a result, the overall supply reliability is increased and the CO

2

emission is minimized. This type of country-wide dispatch optimization requires an integrated and robust transmission network, able to accommodate different export/import patterns among regions. The main grid has around 100,000 km, with voltages from 230 kV to 765 kV AC and ±600kV DC, which is part of Itaipu’s transmission system.

The regularization capacity of the Brazilian hydroelectric system can be characterized as multi-annual, which means that the reservoirs are capable of stabilizing hydroelectric production even if a drought lasts four or five years. The great reservoirs are located mainly in the southeast and northeast regions and mostly new hydro plants are being conceived as run-of-rivers ones due to environmental constraints. The system storage capacity will be gradually reduced with the onset of all mega run-of-river power plants planned for the Amazon region.

2.0 REGIONAL INTERCONNECTIONS IN BRAZIL

As mentioned before, the Brazilian system is divided into four zones, corresponding to the country’s major geographical regions. The major structural transmission constraints lie on the interconnections among the regions. These interconnections play a very important role in the system performance.

Due to hydrological diversities among the regions, these interconnections operate in both directions throughout the year. The different load levels and the flow in both directions in these interconnections produce a great combination of scenarios.

South-Southeast InterconnectionThese two systems were very weakly connected

until the commission of the Itaipu power plant in 1982 when the 765 kV system went into operation.

The 765 kV AC Itaipu system, with approximately 900 km, plays a double role in the Brazilian electric system. The first one is to drain the power generated at the 60 Hz Itaipu Hydroelectric plant with ten 700 MW units (7000 MW). The second is to act like a strong power link between the Brazilian south and southeast systems.

This system was conceived, following deterministic reliability criteria (n-1 rule), to have three series compensated 765 kV circuits from Foz do Iguaçu Substation, nearby the plant, all the way to Tijuco Preto Station in Sao Paulo State, passing through Ivaipora Station (connection point to the southern region).

Due to hydrological diversities between these two regions this interconnection operates both directions throughout the year. Most of southern plants are run-of-river ones and the great reservoirs with regulating capacity are located in the southeastern river basins. During the southern wet season (southeastern dry season) the interconnection flows from south to southeast to store water in the southeastern reservoirs avoiding waste of water in the south.

The current south-southeast interconnection configuration comprises three 230 kV and three 500 kV lines plus three 765/500 kV transformers with 7500 MW of interchange capacity.

Planning studies have identified new reinforcements to this interconnection that are under study.

North-NortheastThe north-northeast interconnection was

implemented with a single 500 kV line a short period of time before the first hydro plant in the Amazon region went into operation. Tucurui 1 hydropower plant with 4,200 MW was put into operation in the north region in the early 80s.

The current north-northeastern interconnection configuration comprises five 500 kV lines with around 5000 MW of interchange capacity.

North-Southeast and Northeast-Southeast Interconnections

Up to1998 the Brazilian system was composed of two separated systems- south-southeast and north-northeast. In 1998 these two systems were interconnected through a single 500 kV line of about 1000 km long forming the current national grid. This interconnection has been reinforced in 2002 and 2008 with the second and third 500 kV circuits reaching around 3500 MW of interchange capacity

The north-southeast interconnection was conceived in order to take advantage from the hydrological diversity between the basins. Its implementation has made possible the interchange of electrical energy among all main parts of the Brazilian system.

In order to achieve the required increment on interchange capacity among the regions, a new 1,200km AC 500 kV link between the southeast and northeast was implemented in 2002 along with the second north-southeast.

3.0 FUTURE UPGRADES

In hydrothermal systems such as the Brazilian, the optimum interconnection capacity among regions is defined by a long-term stochastic hydro


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scheduling model that takes into account the inflow, the reservoirs and the interconnection constraints. The solution is a trade-off between increasing local thermal generation and the interconnection capacity to use water from other regions. Recent energy planning studies, carried out by EPE, indicated a set of run-of-river plants in the Amazon region to be auctioned and the upgrade of the two major interconnections from 2015 to 2021 as shown in the figure 2. The main project is the 11231 MW run-of-river Belo Monte power plant in the Xingu river.

Due to the characteristics of the Xingu River and the need to have a minimum environmental impact, Belo Monte power plant was planned to have two powerhouses. The main one with 18 units of 611,11 MW and the secondary one with 7 units of 33 MW in order to reduce the flooded area as much as possible. For the Belo Monte projects the average ratio of flooded area per installed MW is 0.05 km2/MW while on the existing hydroelectric power plants in Brazil the rate is 0.52 km2/MW.

The generator units from the main powerhouse will be stepped up to 500 kV AC and connected to the Xingu substation 17 km apart from the plant. The total power will range from 11000 MW, during the wet season, to zero power, with 3 generators operating as synchronous machines, during the dry months. The range of short circuit level at Xingu substation is from 36 GVA during the wet season to 18 GVA during the dry season considering the synchronous compensators. The 233 MW from the second powerhouse will be connected to a 230 kV substation to supply local communities.

Knowing the necessary amount to upgrade each interconnection, EPE transmission team started in 2009 a transmission study that will define the new interconnections lines and the local reinforcements to accommodate all generation scenarios. The study will define the least global cost alternative in compliance with the n-1 rule for all scenarios.

The north end for both interconnections is the Xingu substation. Due to the distance and the amount of power for each interconnection the WG is considering four families of alternatives for the interconnections upgrade as shown in the figure e 3.

Figure 2 – Upgrades and possible alternatives

Figure 3 – Family of alternatives

The existing 500 kV AC systems for both interconnections can provide power to local communities along the route allowing the new upgrade to be point-to-point using HVDC or half-wave-length systems.

Family 1 – DC to the Southeast/DC to the Northeast (DC/DC)

The WG is considering four different alternatives for the DC/DC combination with two 3700 MW bipoles to the southeast and one 3500 MW to the northeast. For the southeast DC alternatives two bipoles were selected due to stability constraints. This was considered as an additional security measure to select two bipoles to the southeast.

The four different combinations for the southeast receiving end are: 1) Two bipoles at the same substation (Estreito substation) and three combinations of two different southeastern ends.

Figure 4 – Family 1 DC/DC


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Family 4 – Half-Wave-Length plus/ACThe possibility of application of the half-wave-

length (HWL) principle to AC power transmission was first reported by Wolf and Shcherbachev [1] in 1940 and since then, the behaviour of a natural half-wave line, whose physical length is equal to half-wave at system frequency, has been investigated by several researches but never put in operation in the world[2].

During the 90s it was demonstrated that a system with exactly half-wave-length is not a convenient choice due to frequency fluctuation and the solution proposed was the use of lines with a little more than HWL named Half-wave-length plus (HWL+) [3]. As the lengths involved in the north-southeast interconnection can reach a HWL+ of a 60 Hz frequency system (2500 km), EPE has decided to consider the half-wave plus transmission as a possible alternative for this interconnection.

In order to overcome the inaccuracies due to the lumping of the admittances, the lines parameters were represented by 35 π sections. This also helped to check the voltage along the line.

The n-1 criteria imposed the need of three 2600 km transmission lines from Xingu substation to Assis Substation in southern São Paulo to avoid over SIL-load operation even under a contingency. The system also includes transformers in both ends with a large range of on load tap change to control the reactive power trough the line and reduce losses. A phase shift transformer would be necessary in one end in order to match the HWL+ system to the actual phase of the existing 500 kV parallel lines.

After studying the steady state and dynamic performance of a half-wave-length plus power transmission system to the north- southeast upgrade, EPE has given up the use of this technology due to higher investment and losses cost when comparing to another point-to-point scheme such as HVDC. This interconnection will be a strong backbone of the Brazilian system carrying near 10% of the country installed capacity and would not be safe to recommend the auction of a never before used system such as HWL+ .

Technical Analysis As mentioned before all alternatives have to

be in compliance with n-1 rule without automatic generation relief for all possible dispatch scenarios and load levels throughout the year. The study group is using four-extreme dispatch scenarios (shown in figure 7) combined with two load levels to specify all alternatives. A couple of intermediate dispatch

Due to the low short circuit level at the Xingu substation during the dry season, this combination with three bipoles at this substation will be eliminated.

Family 2 – DC/ACIn the first approach several alternatives were

analyzed varying the southeast ends for the bipoles and the connection point to the northeast. The WG is considering four different connecting points for the two 3700 MW bipoles to the southeast and three 500 kV lines to the northeast as sown in figure 5.

Figure 5 - Family 2 DC/AC

Family 3 – AC/ACIn the first approach several alternatives were

analyzed for the AC/AC combination including 1000 and 765 kV to the southeast region and 765 and 500 kV to the northeast. Ten different alternatives were analyzed for the 765/500 kV combination varying the connecting point to the northeast, the series compensation, the shunt compensations and the number of conductors per phase. The least global cost alternative among the 765/500 kV ones were chosen to be one of the representative of this family. The winner northeast connection points were used to the 1000/500 kV and to the DC/AC alternatives. Figure 6 shows the selected 765 kV alternative.

Figure 6 – 765 kV Alternative


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4.0 CONCLUSION

The planning process to upgrade the interconnection within such amount of power to be transmitted, and the long distance crossing different regions of Brazil, is being a challenge. In a first stage, the investments for the alternatives were based on national reference costs including the updated figures obtained from the last auctions of transmission installations that took place in Brazil including the Madeira HVDC transmission system [4] [5] and values derived from a survey of manufacturers.

The study is still under way and the economic evaluation will be concluded next year. The least global cost alternative will be auctioned at the end of 2011.

5.0 ACKNOWLEDGEMENT

The authors acknowledge the participation and contributions of the Working Group members compounded by the main transmission companies in Brazil (Eletrobras, Furnas, Chesf, Eletrosul, Eletronorte, Cepel, Cemig, Isa Cteep and Copel).

6.0 BIBLIOGRAPHY

[1] A. A. Wolf and 0. V. Shcherbachev, “On normal working conditions of compensated lines with half-wave characteristics”(in Russian), Elektrichestvo, no. 1, 1940.

[2] F. S. Prabhakara, K. Parthasarathy, And H. N. Ramachandra Rao, “Analysis of Natural Half-Wave-Length Power Transmission Lines “IEEE 1969

[3] Portela, C. - Some Aspects of Very Long Lines Switching - CIGRE SC 13 Colloquium 1995, 12 p., Florianópolis, Brazil, 1995

[4] Esmeraldo, Paulo C. V. et all. Feasibility Studies for Madeira Transmission System – Technical and Economic Analysis, CIGRE Session 2008, paper B4-103.

[5] Esmeraldo, Paulo C. V., Araujo, E.M.A. Carvalho, D.S. et all “HVDC Madeira Transmission System – Planning Development and Final Design”, CIGRE Session 2010, paper B4-306.

scenarios will also be considered to evaluate the transmission losses cost.

Figure 7 - Scenarios

After Min-Max Regret analyses considering possible future power plants in the Amazon region, EPE defined that the optimal size for the two southeastern bipoles is 4000 MW. For DC transmission the voltages of ±660 kV and ±800 kV were analyzed in detail, since the ±500 kV and ±600 kV voltage levels proved to be more expensive for the 4000 MW bipoles.

In the DC alternatives the existence of a 500 kV transmission system, interconnecting the north region to both the southeast and the northeast, allows the integration of any other consumer or new generator along the existing AC system on the route to the southeast, giving thus a naturally mixed configuration (AC/DC) to these alternatives. The conception of these alternatives seeks to utilize DC technology for long-distance transmission and AC technology for local reinforcements.

In the AC alternatives, tower models already existing in Brazil were evaluated, as well as new tower designs in an attempt to reduce transfer impedance so as to obtain a good performance under dynamic conditions. Configurations with a larger number of conductors per phase, ranging from 6 to 8, were analyzed for the 765 and 1000 kV.

With regard to ohmic losses, the total differentials among alternatives were obtained in power flow analysis for all scenarios. The total loss is the weighted average based on each scenario duration.

A range of dynamic performance studies were accomplished to determine the behavior of each alternative under different fault scenarios. A major part of the reinforcements, including the number and the range of the SVC required by each alternative, was defined by the stability studies and also several local reinforcements to avoid voltage and frequency variations caused by commutation failures at the southeastern inverters.


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Sizing Long HVDC Transmission System Considering Operanting Security Aspects

SUMMARY - The Brazilian Interconnected Power System (BIPS) presents some unique characteristics. Its energetic matrix is hydro based (more than 90%) with large amounts of energy being transferred from distant hydro generation sites to major load centers, by means of long distance power corridors (beyond 1000 km) operated in EHV (Extra High Voltage). There are frequent operating conditions that involve heavy energy transfers among its 4 energetic subsystems (North, Northeast, Southeast/Midwest and South), even during the light load period, to take advantage of the hydrological complementarities of the North and South/Southeast basins, aiming optimal water usage. The main trunks are the North-Northeast 500 kV interconnection (around 4000 MW), the 500 kV South-Southeast interconnection (around 9000 MW) and the Itaipu Power Plant associated transmission system composed of a 765 kV trunk (6300 MW) and an HVDC link (6300 MW).

As a consequence of the exhaustion of the hydro-electrical potential of the South and Southeast basins, the rivers of the Amazonic region will now be exploited in a more intensive way, with the utilization of the low environmental impact bulb turbines. The first of such projects, which is on the way to go into operation in 2012, is the Madeira River hydro power plants (Jirau and Santo Antonio Power Plants). These plants will be connected to São Paulo (the main load center) through an HVDC system composed of two ±600kV, 3150 MW, 2375 km bipoles and a Capacitor Commutated Converter Back-to-Back (2 x 400 MW).This Back-to-Back will connect the Madeira river hydro power plants to a long and weak 230 kV transmission system that nowadays, supplies loads at North and far west Brazilian regions. This transmission system was planned by EPE – Empresa de Pesquisa Energética and specified together with ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. This paper presents the main requirements of the technical specifications of the Madeira HVDC link Project in order to guarantee

power system security, flexibility and reliability.

KEYWORDS - HVDC - technical requirements - operational security and flexibility.

1.0 INTRODUCTION

The Brazilian Interconnected Power System (BIPS) presents some unique characteristics. Its energetic matrix is predominantly hydro-electrical (more than 90%) with large amounts of energy being transferred from distant hydro generation sites to major load centers, by means of long distance power corridors (beyond 1000 km) operated in EHV. There are frequent operating conditions that involve heavy energy transfers among its 4 subsystems (North, Northeast, Southeast/Midwest and South), even during the light load period, to take advantage of the hydrological complementarities of the North and South/Southeast basins, aiming optimal water usage. The main trunks are the North-Northeast 500 kV interconnection (around 4000 MW), the 500 kV South-Southeast interconnection (around 9000 MW) and the Itaipu Power Plant associated transmission system composed of a 765 kV trunk (6300 MW) and an HVDC link (6300 MW). See Figure 1.

Figure 1 - Brazilian Interconnection Power System (BIPS)

M.J.C. XIMENES l S.L. SARDINHA l A.F. AQUINO l H.P.OLIVEIRA JR l A.P.GUARINI l ons - operador nacional do sistema elétricoA.R. SAAVEDRA l independent Consultant (Brasil)


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The Madeira River HVDC system – Figure 2 - is composed of two ±600kV, 3150 MW, 2375 km bipoles and a Capacitor Commutated Converter Back-to-Back (2 x 400 MW). This Back-to-Back will connect the Madeira River hydro power plants to a long and weak 230 kV transmission system that nowadays, supplies loads of the North and far west Brazilian regions. This transmission system was planned by EPE – Empresa de Pesquisa Energética and specified together with ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico.

2.0 OVERLOAD CAPABILITY

According to the technical specifications, the converters should be able to withstand, at any moment, the following types of overload, without loss of life, to face the loss of poles ( lines or converters ):

• Long-duration current overload of each pole: 33% of the nominal power for 30 min;

• Short-duration current overload (5 sec): 50% of the nominal power with smooth ramping down to the long-duration overload level.

The long-duration current overload requirement is intended to guarantee the full transmission of power for 30 minutes in case of loss of a pole, given time to apply other measures in the receiving system. Should

this requirement be met, the loss of one pole (1575 MW) will be compensated by the overload capability of the remaining poles, thus representing no loss of generation to the BIPS, at least during 30 minutes, which represents an increase of the power/energy reliability. The short-duration overload requirement aims to assure that in case of loss of a bipole, during the low inertia light load periods, the maximum frequency deviation is limited to 1.5 Hz, which is the setting of the first stage of the Regional UFLS (Underfrequency Load Shedding) scheme of the BIPS (58,5Hz).

During the humid period of the north region, high energy transfers are practiced to other regions of the country, so that the north - south interconnection, the network transmission of the southeast system and the southeast - south interconnection are heavily loaded. In this ‘North Exporter’ scenario, the compliance to the long-duration current overload requirement will provide system security at the trip of a bipole (3150 MW). If this requirement is not met, voltage collapse might occur in the Brasília area, which is the receiving system of the north - south interconnection, due to the response of the North subsystem. The 33% power increase in the remaining bipole, during 30 minutes, will help to avoid voltage collapse, together with other measures to be applied in the AC system during that time.

Figure 2 – DC Interconnection – Single Line Diagram


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A more important overload in terms of energy corresponds to the “low ambient” overload required to be informed and justified by the converter manufacturers. There are significant coincidences between low ambient temperature periods and maximum water flow in the Madeira river. The HVDC control system will permit the fast use of this overload capacity, depending on the ambient temperature at the rectifier and inverter side, to minimize generation loss in the Madeira power plants.

In the case of two bipole overload during low ambient conditions, it will be possible to use the reactive and filter redundancies to compensate the converter reactive absorption increase and to filter the additional converter harmonic generation. The two bipole overload can occur in the case of back-to-back block outages or power reversals or in the exceptional case of additional generation availability at the collector bus. In this project the filter redundancy is larger than in the case of the Itaipu HVDC, because it was required redundant filtering for each converter owner.

3.0 OPERATION MODES

Disconnector devices will be provided to allow all the possible combinations of paralleling, in bipolar and monopolar (metallic and ground return) operation. This requirement will provide maximum flexibility and continuity in case of unavailability of elements of the HVDC transmission system. Polarity inversion of converter poles was not considered. Also the electrode lines were specified to be interchangeable from one bipole to the other in case of unavailability of one electrode or electrode line. In this way it is possible to reduce the need of metallic return operation to avoid transmission loss increase in monopolar operation. Additionally, a reliability increase is obtained, considering unavailabilities of the metallic return systems.

The Technical Specifications requires that each bipole must be able to operate with reduced DC power from 10% to 100% of the nominal power, in the normal direction. In the reverse direction, each bipole must be able to operate between 295 MW and 2947 MW. In the case of the BtB these figures are from 5% to 100% for each block, both for normal

and reverse direction. The maximum power must be effectively conveyed to the ability of the receptor systems, considering the levels of existing reactive compensation and short-circuit power.

4.0 CONTROL STRATEGIES

Control strategies will be implemented in order to assure that:

• switchings on the HVDC link equipment or AC connecting transmission lines will not provoke commutation failures;

• faults close to the converter station, as well as fast reclosing schemes, will not provoke more than one commutation failure for each fault, until the operational recovery of the HVDC link, in the cases when the AC voltage recovers to more than 30% in all phases;

• commutation failure occurrence must be minimized for remote faults when the RMS AC voltage becomes higher than 70% in the commutating busbar;

• no commutation failures must occur at the inverter if the RMS AC voltage becomes higher than 85% in all phases;

• no commutation failures must occur as a consequence of faults in the AC side of the rectifier station;

The above requirements to minimize the probability of commutation failures, will mitigate the harmful effects of these failures on the AC receiving system, especially when the proximity of Itaipu HVDC link is considered (multi-infeed problems).

The HVDC control system strategies could not be enough to avoid some problems, being necessary additional equipment. Several studies are programmed to investigate possible problems and solutions, considering complete control models for both bipoles. In addition to conventional controls, the control system should enable the operation with reduced voltage up to 70% of the nominal DC voltage, to consider temporary conditions with polluted DC line insulators;

The technical specification also opens the possibility of development of control actions for the modulation of power transmitted by the bipoles for the stabilization of the AC systems. Within this scope,


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studies should be developed during the executive project in order to provide three kinds of modulation at bipole/back-to-back block level:

• increase of transmitted power in the bipoles in case of loss of large blocks of generation in the BIPS so as to assist its primary frequency regulation;

• increase/decrease of transmitted power in the back-to-back blocks in case of opening of the weak 230 kV interconnection of the Acre-Rondônia states to the BIPS.

• modulation of bipoles power in order to provide damping of oscillations in the BIPS after the occurence of large disturbances.

5.0 MADEIRA RIVER HYDRO POWER PLANTS CONNECTION

The configuration of the 500 kV collector transmission lines of Madeira River generation plants connection was defined so that a loss of any two circuits should be supported by the Brazilian interconnected power system. Due to the Madeira River hydrological regime, characterized by a extended draught period (from May to November), the HVDC transmission system is being designed to remain in its complete configuration, even considering that as low as 30% of the installed capacity of the Madeira River generation plants could be dispatched in that period.

6.0 MASTER CONTROL

Since the Rio Madeira HVDC Link is multiple converter arrangement including a double Bipole and dual Back-to-Back blocks, a Master Control level is added for the coordination of the transmission units together with the generation units in Santo Antonio and Jirau. The Master Control will be located in Bipole1 control room, with the following actions:

• Re-distribute the active power between Bipole 1 and Bipole 2 in an optimal fashion upon loss or limitation of HVDC transmission capacity;

• Avoid self excitation of the generators in Jirau and Santo Antonio by limiting the maximum amount of filters connected to the 500kV AC-network, depending on the collector system state;

• Reduce possible overvoltage on the 500 kV AC-networks by disconnecting ACfilters/capacitors;

• Balance and control the reactive power exchange between the HVDC converter stations and the corresponding AC-network;

• Reduce the transmited power/current to control emergencies in the AC system (run back limiter) in order to:

• recover load-generation balance in case of loss of generation at the Madeira River Generation Complex. To achieve this goal, the information of the synchronized generating units at Jirau and Santo Antonio power plants will be sent to the Master Control;

• avoid voltage instability at the AC system and commutation failures in the inverter. To achieve this goal, the information of the outgoing AC transmission lines of the inverter substation will be processed by the Master Control to define the maximum power injection of the HVDC link that is withstood by the AC network;

• Avoid power forced injection on inverter bus without sources, when the last AC line is tripped (even in the remote terminal).

7.0 MULT-INFEED

The converter must not degrade the normal and transient electrical performance of other nearby existing (Itaipu HVDC link ±600kV, 2 x 3150 MW, two bipoles) or planned converter, which should be demonstrated through specific studies that include the joint operation of the affected converter (multi-infeed) and consider the possibility of defects in the vicinity, leading to instability or voltage collapse and the simultaneous recovery of power involved in CC boundaries.

8.0 CCC BACK-TO-BACK VOLTAGE STABILITY

The CCC HVDC converter that will be used in the Rio Madeira Back-to-Back has improved performance compared to a conventional HVDC converter, especially for the converter connected to weak ac system [2-5]. The commutated capacitors gives a voltage contribution to the commutation voltage, which allows for an extended firing angle operation range, and therefore the CCC converter can be operated with less reactive power consumption


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compared to a conventional HVDC. In [5] is shown that converters connected to ac system with a SCR ≈ 1 (short circuit ratio equal to about 1 are possible. In Rio Madeira special control functions have been implemented that allow operation of the converter with connected ac system having SCR less than one. Also the load rejection AC overvoltage in the CCC, as compared to the conventional converter, is reduced due to the lower filter size. The small shunt filters reduce as well the risk of low order harmonic resonances on the AC side.

The Rio Madeira CCC Back-to-back, to be delivered by ABB, is the first real example of application of CCC HVDC converter operating under extreme conditions of connected ac weak system, demonstrating the improved inverter stability, making the HVDC more robust under weak ac system conditions. The ABB design studies using PSCAD have proven that it is possible to work with very low SCR, even under 0.5. The studies made during the design phase of Rio Madeira Back-to-Back have shown that the possibility to start the converter having even lower short circuit ratio level than 0.5 (almost near black-start).

9.0 CONCLUSIONS

This paper presented some main requirements of the technical specifications of the Madeira River HVDC links, in order to guarantee power system security, flexibility and reliability. For instance, the optimal use of the transient, temporary and permanent overload converter capacity was explained considering the Master Control programmed actions, to minimize: loss of generable power, load shedding, large frequency excursions and instability conditions. Also, the emergency operation modes were described, related to line and converter pole paralleling, including monopolar operating conditions with electrode line interchange between bipoles, to minimize the metallic return operating time with increased transmission losses. Other control strategies were mentioned, mainly to minimize commutation failures end multi-infeed problems after faults that could affect the Madeira River links together with the Itaipu HVDC bipoles. Additionally, advantages of the Porto Velho CCC back-to-back are mentioned, in relation to a conventional BtB, in terms of voltage regulation,

load rejection overvoltages, reduced reactive compensation and mainly voltage stability, presenting the innovative operation with SCR<0.5.

10. BIBLIOGRAPHY

[1] Edital de Leilão no 0007/2008-ANEEL Anexo 6A-CC – LOTE LA-CC – Integração do Madeira

[2] J.G.C Barros, et al. Capacitor Commutated Converter (CCC) HVDC interconnections: digital modelling and benchmark circuit”, CIGRE SC B4 WG B4.34, Technical Brochure 352, 2008.

[3] J. Graham, G. Biledt, Mauro Baleeiro, José Ramón Diago, Fco Javier Bugallo; Garabi the Argentina – Brasil 1000 MW Interconnection CIGRE VIII Erlac, Cidade del Este, Paraguay, May 1999.

[4] Modeling Capacitor Commutated Converters in Power System Stability Studies - Sergio Gomes, Jr., Member, IEEE, Nelson Martins, Fellow, IEEE, Tomas Jonsson, Member, IEEE, Donald Menzies, and Rolf Ljungqvist.

[5] Tomas Jonsson, Per-Erik Bjorklund, Capacitor Commutated Converters for HVDC, IEEE Power Tech Conference, Stockholm, 1995.


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Technical Requirements of HVDC Madeira Transmission System

SUMMARY - By late 2007 and early 2008, there were auctions for hydro exploitations concerning the hydro power plants Santo Antonio and Jirau, both to be built on the Madeira River in the state of Rondonia, Brazil, with the planned installed capacity of 3,150 MW and 3,300 MW, respectively. To transmit the whole amount of 6,450 MW of generated power, it was held by ANEEL (Brazilian Regulatory Agency) in November/2008, the auction no.007/2008 concerning the bidding for the granting of the respective transmission system, through a concession, including the construction, operation and maintenance of these transmission facilities. The Madeira River power plants and the associated transmission system projects are considered of great strategic Brazilian interest, increasing electricity supply and ensuring the continuity and security of supply to the BIPS (Brazilian Interconnected Power System).

The objective of this paper is to report our experience regarding the analysis and approval of the conformity to the basic design in relation to the bidding technical requirements. It will be addressed the main discussions held at this stage, the interpretation of such requirements by the winning transmission utilities / manufacturers and their repercussions toward the basic design, particularly regarding the Main Circuit, AC Filters, Reactive Compensation and Insulation Coordination of the converter substations.

In addition, emphasis will be given to some points with a strong impact on future operational aspects, including: a) Minimum number of generation units at Santo Antonio and Jirau power plants to be considered in the system dimensioning, b) Location of Porto Velho converter station, c) Technology used in the back to back (BtB) convertors, d) Converter transformers types and configurations, f) Location, arrangement and connection of the AC filters in Porto Velho and Araraquara converter stations.

KEYWORDS - HVDC transmission, technical requirements, long transmission system, operational aspects

1.0 INTRODUCTION

Since 2005, the results of planning studies have indicated the expansion of generation from the Amazon Region as the best solution for the electrical supply in Brazil. Studies results have indicated that hydro generation remains as the major player in the Brazilian energetic matrix, although with an increasing share of energy from thermal plants and also from renewable energy sources, including wind and biomass. Large generation projects were planned on the Madeira River, with the construction of the power plants Jirau and Santo Antonio, on the Xingu River, with the construction of Belo Monte power plant, and others on the Tapajos River, as shown in Fig. 1. Exploiting the power generation in the Amazon basin has always been expected to occur with distances more than 2,000 km away from the main load centers.

Thus, in late 2007 and early 2008, ANEEL conducted auctions for the first hydroelectric exploitations to be built in the Amazon basin. These auctions concerned hydroelectric plants of Santo Antonio and Jirau, to be built on the Madeira River, in the state of Rondonia, with the planned installed capacity of 3,150 MW and 3,300 MW respectively. The Madeira River power plants and the associated transmission system projects are considered of great strategic national interest, increasing electricity supply and ensuring the continuity and security of supply to the BIPS. Planning studies that defined the integration of the Madeira power plants (Jirau and Santo Antonio) into the BIPS considered three basic transmission alternatives: only in AC, only in DC and a hybrid alternative (AC / DC).

R. Gomes l d. o. C. Brasil l M. P. Muniz l P. Gomes l D. M. Zaroni ons – operador nacional do sistema elétrico (Brazil)


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Table 1 - Description of the Lots Installations and Utilities

ANEEL conducted on Nov. 26th, 2008, the 007/2008 auction for the construction, operation and maintenance of a transmission system to integrate Santo Antonio and Jirau power plants to the BIPS. In this auction, as defined by the Ministry of Mines and Energy-MME and ANEEL two basic alternatives were offered, according to planning studies, following the minimum cost criteria: a hybrid alternative (AC / DC) and a direct current (DC) one. The DC transmission alternative succeeded. This alternative consists of the following elements: two HVDC transmission lines ± 600 kV / 3,150 MW, between Porto Velho (RO) and Araraquara (SP) converter stations with an approximate length of 2,375 km, with its own converters; two back-to-back (BtB) converters (2x400 MW), two 230 kV AC transmission lines between Porto Velho converter station and Porto Velho existing station and Araraquara converter station and its AC interconnections, as illustrated in Figure 2.

Figure 1- New Amazon Hydro Plants

Figure 2 – Madeira Transmission System

The strategy adopted by ANEEL for the granting of transmission services was the division of transmission facilities in seven Lots. Figure 3 shows the line diagram corresponding to the transmission facilities for this project, with the seven Lots. Table 1 describes the installations and the utilities in charge of each Lot. Winning utilities responsible for the 7 Lots (A to G) incorporate traditional companies and consortia as ELETRONORTE, ELETROSUL, ABENGOA, ANDRADE GUTIERREZ, CYMI, CTEEP, FURNAS and CHESF and, in addition to traditional equipment manufacturers such as ABB and AREVA.

The characteristics of the auction, the constitution of the Transmission System of Madeira (two HVDC bipoles), the division of that system into seven lots, the short term to be commissioned (2012, Feb. 26th) signals the challenge being faced by the sector and ONS (The Brazilian ISO). The only transmission project in HVDC technology held in Brazil back to the early ‘80s, with the construction of the Itaipu Binational Power Plant. Half of the installed generation capacity of this plant, 6,300 MW at the time, is transmitted to the Brazilian southeastern system by means of two ± 600 kV bipoles. Now, after almost 30 years from Itaipu project, it is necessary to the rescue much of the knowledge and expertise acquired at the time. It is also important to remember that the technology of direct current transmission (HVDC) continued to be applied worldwide, including technical and technological improvements. The transfer, dissemination and expansion of knowledge in the HVDC field to new professionals are critical challenges and of highest priority. We also emphasize that this training process and knowledge management will be largely applicable in other major projects underway or in prospect in the country, as in the case of Belo Monte power plant.

ONS has started working on the Madeira transmission system project since the preparation of the Auction Technical Requirements, supporting ANEEL and in conjunction with the Energy Research Company - EPE. The involvement of ONS continued with the analysis of the basic design for each Lot and with the verification of the basic design compliance with the Technical Requirements, the preparation of operational studies aiming at the integration of the facilities. For this, a working structure has been created consisting of: a General Coordination, comprising one representative


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from each area of ONS, a Technical Coordinator and six specific Working Groups. These groups were in charge of verifying the compliance of the basic design in relation to the technical requirements, spreading the absorption of knowledge, and supporting, technically, ONS comments. The six groups address the following topics:

• Main Circuit Parameters;• AC and DC Filters and Reactive Compensation;• Insulation Coordination;• Steady-State and Dynamic Performance Studies;• Telecommunication, Protection and Control;• DC Transmission Lines and Electrode Design.

Figure 3 - Madeira Transmission System Line Diagram

2.0 PROJECT STATUS

The winning utilities handed to ANEEL their basic design on 2009, Feb. 26th and since that the analysis by ONS and EPE has started. Within the seven Lots, specifically those referring to HVDC converter equipment are Lots A, C and F. Table 2 presents an overview of the situation of the basic design of these Lots in December 2010.

Table 2 – Basic Design Status

The major milestones regarding the transmission system commissioning are listed below:

• 230 kV and 500 kV Porto Velho Collector Substation Busbars (Lot A): 2011, Sep. 1st;

• Beginning of commercial operation of Santo Antonio power plant: 2011, Dec. 1st;

• Back to Back Converters (Lot A): 2012, Feb. 26th;• Bipole 1 Converters and Bipole 1 HVDC Line

(Lots C and D): 2012, Apr. 1st;


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• Bipole 2 Converters and Bipole 2 HVDC Line (Lots F and G): 2013, Apr. 1st.

3.0 RELEVANT ASPECTS OF THE BASIC DESIGN

During the analysis phase of the basic design, several issues were addressed between ANEEL, ONS, EPE, Utilities and Manufactures, related to the interpretation of the Technical Requirements Annex as well as alternative proposals made by Utilities. This item presents the main points and the solutions.

A. Minimum number of generating units in Santo Antonio and Jirau Power Plants

Due to the lack of relevant reservoirs, Jirau and Santo Antonio power generation profile usually follows that of natural inflows, with higher generation in the period between December and June and a lower generation in the months from July to November with the minimum observed in September.

To determine the minimum number of generating units that should be synchronized so that the transmission system operates without restrictions, curves of historical minimum generation were elaborated. These curves were based on the annual occurrences of simulated historical series, considering the data of natural flows recorded from 1931 to 2007 and adopting the complete motorization of power plants. These curves highlight the maximum, average and minimum monthly generation level for each power plant, as shown in Figure 4. In Figure 4, the level of 95% corresponds to 698 MW for Santo Antonio and 583 MW for Jirau power plants, i.e. there are only 5% of values lower than these amounts.

From that figure, it was established that for a power generated level in Jirau and Santo Antonio of 1,300 MW, corresponding approximately to 95% statistical level and with a minimum of 25 synchronized machines (14 in Santo Antonio and 11 in Jirau), the transmission system should be designed to operate with the complete configuration. That is, the system should operate with all its components present, including both bipoles and the two BtB converters, while respecting the technical requirements included in the auction process. For a power level below that, operational measures should be adopted, however without compromising system security and integrity

of equipment. The technical requirements included in the auction process could be relaxed in this situation.

Under these conditions, characterized by a reduced power level in the HVDC transmission system, the first measure to be considered will be the shutdown of a pole, a bipole or BtB converter. This operative measure is appropriate as it adjusts the system performance and has the benefits of improving voltage control and reactive balance. This is because for lower power level, the converters consume less reactive power and therefore there is an injection of reactive power into the AC system, particularly in the receiving end of Araraquara. A major injection of reactive in this system could lead to overvoltage during the periods of light or minimum load, driving to the need for opening AC transmission circuits, which would degrade the electrical security of the BIPS.

Figure 4

The adoption of such measure should occur at the annual period of reduced generation in Santo Antonio and Jirau power plants and should remain during this period, not been characterized as an intermittently measure. It is important to note that the shutdown of a bipole should only be adopted for power levels in the remaining bipole in a way that the possible loss of it does not bring any problems to the BIPS electrical security. Considering the period of most critical period, historically recorded in September, the operating measure of shutting down converters can reach up to the shutdown of two bipoles. In this case, the generated power will be transmitted just through the BtB converters. The details of these and other operational measures should be made during the pre-operational studies. In this opportunity, the possibility of operating Jirau and Santo Antonio generating units with a lower level of swallowing, i.e. with a lower power order per unit, should also be evaluated, resulting in


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a greater number of units in operation, which could reduce the need of operational measures.

B. Location of Porto Velho Converter Stations and connection configuration of S. Antonio and Jirau Power Plants

In the early stage of basic design, the Utility responsible for Lot A had difficulties in the acquisition and licensing of the intended location for the installation of Porto Velho converter station. This was basically due to the fact of it being located in a region near the perimeter of the city and to present difficulties for expansions and the arrival of all the planned transmission lines. Thus, an inspection was held in other sites in order to circumvent these difficulties. After a series of negotiations, it was selected another location about 5 km far from the original one. Nevertheless, this change has brought impacts to the lengths of the transmission lines connecting Santo Antonio (an increase of approximately 5 km in length) and Jirau (reducing the length approximately 5 km) power plants. This change resulted in several negotiations between entrepreneurs, culminating in an agreement.

There were also changes in the connection configurations of the power plants. For the case of Santo Antonio, it was provided in the auction an arrangement for the arrival of six (6) 500 kV lines at Porto Velho converter station to make the connection of this power plant. Due to an optimization, several connection alternatives were analyzed, resulting in a final connection configuration through 4 (four) 500 kV lines, being one of them a double circuit and the others two single circuits, connecting the three powerhouses of this power plant to the converter station. In this new configuration, there is no restriction for the generated power in case of single contingency. In case of loss of double circuit, there is a restriction of an amount of generation that does not impact the security of the BIPS.

In the case of Jirau power plant, it was established in its concession contract the connection through 3 (three) 500 kV circuits. At the stage of basic design, the entrepreneur sought to optimize this configuration considering only two circuits, but using an alternative of expanded bundled conductors in the transmission lines. However, for reasons of impact on system security

in case of loss of two circuits, it was finally confirmed the connection through three 500 kV circuits.

C. Converter TransformersIn the auction it was established for Lots C and F, that

the converter transformers should be composed by single-phase units with two (2) windings. For each Lot in each station two (2) reserve units should be supplied, one for Y / Y connection and the other for D / D. Thus, 14 transformers for Lots C (bipole 1) as well as for Lot F (bipole 2) were foreseen in each station in each bipole, adding a total of 28 (2x14) transformers. The Utility responsible for Lot C (bipole 1) offered for the rectifier station of Porto Velho, single-phase transformers with three windings, so with six units for this substation and just one reserve unit. This change was mainly due to the difficulties of transportation. These units will be imported and will arrive to the site by ship while for Araraquara converter station the delivery will be made by land, avoiding the transportation of 3-phase transformers windings by road, due to its weight. From this proposal several analysis were developed by the manufacturer, particularly on aspects of reliability in order to demonstrate that such an arrangement met the technical requirements.

For Lot A (BtB) the three-phase converter transformers are 3 windings (one for each converter) for a total of four units and one reserve for each station.

D. Technology in BtB Converter Station in Porto Velho

The Technical Annex for Lot A included the installation in Porto Velho of 2 (two) 500 kV/ 230 kV BtB converters rated at 400 MW each, using traditional technology conversion. Once the 230 kV Porto Velho receiving system is relatively weak, with a rated short-circuit of about 600 MVA, the Technical Annex included the installation of three (3) synchronous compensators by the winning Utility as a way to provide the necessary voltage stability for the conversion process. Alternatively, the Utility proposed the installation of two (2) BtB converters with CCC technology, i.e. with the inclusion of series capacitors connected in series with the converter transformers. The acceptance of this alternative technology was agreed only after the completion by the Utility/Manufacturer of a series of system studies (steady state and dynamic), including


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the use of PSCAD, demonstrating that this alternative met the requirements of the Technical Annex. Besides, it was also the object of these studies the conditions for the restoration of Acre / Rondonia system after a block of these converters. As a result of these studies, it was included in the inverter control a special feature that will increase the transient stability, enabling the BtB operation in weak systems, even with SCR lower than 1.

E. Connection Arrangement for 500 kV filters and reactive compensation banks

The Technical Annex established the connection of each 500 kV AC filter and reactive compensation banks in a bay of B½ (circuit breaker and a half) arrangement configuration. Besides, all these banks should be located at the end of the busbars, similar to the one used in the Itaipu system project. The winning Utilities of Lots A and C proposed islands of filter banks connected to a bay of B½ arrangement configuration, located near the converter transformers according to the manufacturer’s practice of these Lots, as shown in Figure 5.

Figure 5 – Filters Connection Alternatives

In the evaluation process of this alternative, several analysis and discussions were made, particularly with regard to the following points:

3 Maneuver of filters or sub-banks under normal operating condition, with or without circuit breakers failure:

• No breaker failure: proposals A and B are equivalent;

• With breaker failure during control operation: proposals A and B can be equivalent, depending on the logic of RPC (Reactive Power Control). This

information is not yet available, but the project should follow the manufacturer philosophy;

• With breaker failure during protection operation:A: In the most severe situation (central bay

breaker failure), there is a loss of a complete bay of B½ arrangement, when two filter banks, or, at worst case one filter bank and one converter may be opened. Consequences: large voltage variation and possible commutation failure at Araraquara convertors, a situation which is not allowed according to the Technical Annex.

B: In case of a breaker failure of one bank of the island, there is a total loss of the filters bank island. Consequences: large voltage variation and possible commutation failure at Araraquara convertors, a situation which is not allowed according to the Technical Annex.

3 Fault clearing in filters and filters bank island: • Without breaker failure:A: Loss of the filter;B: In case of fault between the B½ bay and the

filter banks island, the opening will result in loss of the whole island. The insertion of a CT between the bank breaker and the filter itself would lead to a short circuit differential zone, allowing bank protection coordination with such differential protection.

• With breaker failure in protection operation:A: loss of a complete B½ bay, when two filters, or, at

worst case a filter and a converter could be opened.B: loss of the bank island. Breaker failure during a

fault clearing between the B½ bay and the bank island results in the loss of the bank island and a converter transformer.

3 Reliability and Availability: According to calculations provided by the Utility / Manufacturer, the proposed arrangement B has a higher level of availability in relation to the arrangement A, not impacting the reliability levels required in the Technical Annex.

3 Maintenance and operation sequence: According to comments provided by the Utility / Manufacturer in the proposed alternative arrangement B, the number of operations of circuit breakers and switches is reduced, decreasing the needs of maintenance and risk of failure of such equipment.

Given these considerations this alternative arrangement B was accepted, provided that the


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following requirements were met:• Ensuring that the filter sub-banks had individual

protection, i.e. that the protection of the sub-banks acted for all fault types and fault location downstream of the sub-bank breaker. That is, if necessary, an additional TC should be included;

• That the sub-banks breakers were capable of opening the sub-banks in any condition;

• The release of the PSCAD study results showing the impact of the entire island opening on the system performance (voltage variation), particularly on the HVDC convertors performance (commutation failure). In the case of Araraquara converter station, the largest bank island should be limited to nearly 600 MVAr, and Porto Velho, about 800 MVAr;

• The Utility should confirm that Santo Antonio and Jirau generators support the harmonic currents injected in the condition of opening the only filter bank island in Porto Velho, being in operation only one bipole with 1,500 MW;

• The list of the advantages of the island connection in relation to the individual filter connection.

Besides, it was also discussed the location of the filters bank island in 500 kV Araraquara converter station. According to the Technical Annex the filters should be located at both ends of the busbar, similar to Itaipu System. In order to avoid the circulation of harmonic currents generated in the converter (located in the central part of this busbar) to the filters (located at the ends of this busbar) and to reduce the audible noise generated particularly in the filters, the Utilities have proposed that they were conveniently located in the middle of busbar, close to the converters. The understanding of this point has required a lot of negotiations with the Lot E Utility, responsible for installing the 500 kV switchyard of Araraquara substation and it was finally agreed.

F. Performance and Rating of 500 kV AC Filters

According to the harmonic performance requirements in the Grid Procedures, any agent connected to any busbar must meet a set of harmonic distortion individual limits (voltage limits), which must be calculated considering that this agent is the only harmonic producer connected to that bus. The set

of criteria considers another indicator related to a total harmonic distortion, which is higher than the individual limit and includes the effect of other agents connected to the same bus or to others in the system. This type of specification was used for each converter of each Madeira project Lot, without considering the other converter and filters from the other Lot. Thus, the total harmonic distortion produced by all the converters in each busbar has not been established. It was stated that the harmonic performance on the individual limit should be respected by each converter, even having any of its filters out.

This way, the same network harmonic impedance envelope should be used by each converter for its harmonic performance calculations, however not provided in the Technical Annex. Thus, the calculation of this envelope for each agent could result in discrepant values. However, throughout the basic design, negotiations were held, culminating in the use of the same envelope. Although it is possible to operate with different filters for each converter connected to the same busbar, there was also a negotiation regarding the filters at Araraquara converter station being agreed similar filters for each of the converters at this terminal. However, for Porto Velho rectifier terminal, the filters for each converter should be different.

The main difficulties faced during the filters design project can be summarized as follows:

• The Technical Annex has not established the methodology for the calculation of harmonic distortion in the converter busbar from the harmonic currents calculated by the Utility and the harmonic impedance envelope. It was expected that it would be applied to the most conventional method of finding the worst situation based on the Norton equivalent circuit, which did not happen. However, the utility has assured that its method was appropriate.

• In the case filter ratings there was also some difficulty because the Technical Annex has not established the methodology and assumptions for its definition. However, a clause states that the filters may not be disconnected by overrating.

Thus, as the Utility is responsible for the performance of its entire installation, including the filters performance and rating, the project was accepted with the following remark: a continuous


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harmonic monitoring should be installed on the converter stations. In summary, we can conclude that it is possible to specify filters connected to the same converter busbar but belonging to different owners, using the same criteria used in Madeira. However, some care must be taken in order to consider the harmonic interaction between these converters.

4.0 MAIN DIFFICULTIES FACED

Considering that this was the first project of this size framed in the new model of the Brazilian electric sector, i.e. by auction in Lots, it was expected that some difficulties arose during the process of basic design and approval of its compliance with the Technical Annex. Below are listed the main difficulties that were faced and comments in relation thereto:

A. DeadlinesAlthough deadlines have been extended a little

more for the Madeira project if compared to other transmission auctions, it was concluded that they were not quite enough so that the basic design project was developed, reviewed and approved as expected. It was established in the auction process a period of approximately 3 (three) months for the submission of the design projects by the 7 winning Utilities and a period of 4 months for the review and approval of their conformity with the Technical Annex. Just to illustrate the frame of time necessary for the project, procurement and analysis of the HVDC Itaipu system, similar in size to the Madeira project, was significantly higher (2 to 3 years). Due to the complexity of the Madeira project, after more than one year from the delivery of the basic design, there are still several pending issues that are still being discussed in the scope of the final detailed project. Some of the equipment belonging to Lots whose installations should be commissioned in early 2012 are already under manufacturing and testing procedures, and their respective Utilities have not yet obtained the approval of the basic design, which is a necessary condition for the release of funding by the financial banks.

B. Technical Specification vs. Functional Specification

The technical requirements contained in the Technical Annex do not constitute itself in a technical specification, but only seek to establish the operating technical requirements, which should provide the basis for the elaboration of the technical specification by the Utilities in order to purchase the equipment from manufacturers. Due to the tight deadlines involved in the auction process, as previously mentioned, technical specifications were not prepared. The equipment acquisition was based on the Technical Annex, which does not detail adequately the technical characteristics of equipment to be supplied by manufacturers. It is believed that this was one of the aspects that required most of the discussions on the interpretation of technical requirements during the basic design.

C. Division into LotsThere is no doubt that the division of the

transmission installations into lots for the auction process is a pillar to increase competitiveness and thereby achieve low tariffs. The experience accumulated in the process of auctioning the transmission installations has started in 2000 and has shown that this is the way. However, considering the size of the Madeira transmission system and its particularity of using the HVDC technology, the choice of the division of Lots is not a trivial task. There was much discussion and reflection on how the Lots would be defined. Two basic alternatives could be considered in terms of dividing the convertors into Lots: all the convertors at the same converter station as a Lot, or the convertors of the same bipole as a Lot (rectifier and inverter station). The latter alternative was chosen for the Madeira project. It is noteworthy that for this alternative, the main difficulty concerns the sharing of facilities and controls by several partners. For example, in the 500 kV Porto Velho converter station, there are five players sharing the 500 kV busbar of this substation: 2 generating agents and 3 transmitting agents (Lots A, C and F), which may impose difficulties. Some examples of these difficulties may be listed:

• The sharing of the converter reactive compensation and the AC filters;

• The compatibility of the insulation levels of the several installation connected to the same AC switchyard;


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• The operational interaction required by control and protection schemes.

Additionally, the absence of coordination in charge of conducting the necessary compatibility of requirements, deadlines and concerns from agents who share the facilities was seen as an important point and should be considered in other similar projects. Regarding to the division of Lots related to HVDC transmission lines, it was realized that the alternative used for the Madeira project (each HVDC transmission line in specific Lots) seemed adequate.

D. Confidentiality AspectsAs stated in the Technical Annex, dynamic

performance studies should be developed by each Utility/Manufacturer using appropriate tools (PSCAD, ATP) in order to demonstrate that the system meet the requirements, particularly in the following aspects:

• Operation of the converters during system faults, including the converters recovery time after AC fault applications;

• Interaction between controls of different converters;

• Requirements regarding commutation failures.For the final configuration of the system when

all the converters are already commissioned, there will be converters and controls provided by different manufacturers. Thus, the development of these studies should have the appropriate representation of each converter / control, which requires the exchange of models of converter / control from each manufacturer. For this purpose, it was tried to negotiate with manufacturers the exchange Black Box models, when it would be kept the confidentiality requirements of each one. However, it was not possible to conclude these negotiations successfully, requiring therefore some additional effort for completing these studies. In order to overcome these difficulties, it was agreed the following:

• Each manufacturer would make its own dynamic performance study considering the complete modeling of its converter / control and replicate this model to represent the other converter;

• The final study, with a very detailed representation of each converter / control would be conducted at ONS premises, using the simulator / RTDS which will be supplied by manufacturers and installed in its

headquarters.Because there is a time interval of approximately

one year from the commissioning of the first and second bipole convertors, it was possible to circumvent this difficulty in time. But in other cases, this may not be possible. Therefore, it is important to address this issue prior to the auction invitation in cases where the system is divided into several Lots.

5.0 CONCLUSION

The Madeira transmission system represents a great challenge and a milestone for the Brazilian power sector, for its importance, size, technical features and its procurement models. Throughout its ongoing deployment process, several difficulties presented in this article have been faced, but solutions were found based on discussions and negotiations with all the players involved. The substantial experience which has been acquired in this process should constitute an excellent base for institutions, utilities, manufacturers and operators to implement improvements in other similar projects to be developed in Brazil, for example, the transmission system associated with Belo Monte power plant.

6.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] ONS – Grid Procedures – www.ons.org.br[2] ANEEL – Rules for Auction (Edital do Leilão)

007/2008 – www.aneel.gov.br


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Transmission Planning in Brazil – Studies Considering 765 kV AC Lines

SUMMARY - The major hydroelectric resources in Brazil are located in the Northern and in the Western-Central regions (Amazon basin). The distances to the main load centers in the Southeastern and Northeastern regions vary depending on the river basin location, but in many cases they surpass 2000 km. Nowadays, there are several long distance transmission alternatives being studied in Brazil to transmit 10 to 20 GW in a time frame of 10 years.

The regulations used in the Brazilian electrical sector impose several rules for planning the generation and transmission systems. These systems need to be studied and designed from technical, environmental and economical points of view. The decision about who will build the systems is held at auctions where the prospective entrepreneurs make their bids. There is an auction for the power plants and another one for the transmission system. The bidder who proposes the minimum fare for generators or the minimum RAP (Annual Permitted Revenue) for transmission will be in charge of building the system and carrying out the aforementioned studies.

Among several technical alternatives for the transmission system, this paper focuses on the AC 765 kV technology. The Brazilian Department of Energy Planning at the Ministry of Mines & Energy (MME) asked Cepel (Brazilian Electric Research Center) to carry out studies on this transmission alternative since it has been disregarded in the last major transmission auction due to unfitted criteria. This paper discusses the use of this kind of technology as a viable alternative to long distance transmission system from a technical point of view.

Steady state, stability and transients studies were carried out in order to evaluate the feasibility of a 765 kV transmission trunk hanging over 2500 km.

The main objective of this paper is to provide a wide ranging vision of these studies and to present the main conclusions, criteria and results. The discussions may help electrical system planners to understand

the main issues regarding this type of technology.

KEYWORDS - Extra high voltage transmission, transmission planning, electrical system simulation, transients phenomena, reactive power

1.0 INTRODUCTION

The system configuration used in this assessment was based in a system that has been recently studied by the transmission planners in Brazil. Nevertheless, the main idea was not to be attached to this specific example. It is our aim to discuss planning criteria, mainly those related to the staging operation of a transmission trunk, i.e., related to the time frame, when only part of the transmission system is complete.

In the electrical sector it is common sense that HVDC is more suitable for long distance transmissions, but on the other hand, EHVAC alternatives help the electrical local insertion of new loads and generation along the transmission trunk. In Brazil this kind of local insertion for communities located in the North and West of the country is very important to provide national integration.

The main studies carried out involved the following items:

1 - Studies related to substation layouts.2 - Energization of the first 2500 km – 765 kV

transmission line. It describes the steady state studies that defined the amount of reactive compensation and the results of the transient studies.

3 - Power Flow, Stability & Short Circuit Studies. It discusses the system requirements for the operation of 765 kV trunk linked to local networks. Two situations were studied: first stage with only one 765 kV circuit and the final stage with three parallel lines.

4 - Transient requirements to avoid high overvoltages and energy absorption higher than surge arresters capacity, due to load rejection of the first 765 kV line.

R. VAISMAN l R.P.D. ROSS l A.R. CARVALHO l F.M.S. CARVALHO l G.S.G. OLIVEIRA l R.M. AZEVEDO l F.C. DART l A.J.S. JUNQUEIRA L.P. ALMEIDA l Cepel l M. HERDADE l O.L.C. OTERO l puC-rJ l T.G.F. PRADO l mme (Brazil)


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Figure 1 shows the 765 kV transmission trunk considered for the last phase with three parallel transmission lines of 2500 km. It connects a huge hydroelectric plant in the sending end and substations 7 & 8 are connected to the bulk Brazilian interconnected system. Each circuit has between 60% and 70% of series compensation and 80% of reactive shunt compensation located in the line bays. In the final stage, additional shunt compensation is required, by means of either shunt reactors or SVCs connected to the substation busbars.

Figure 1 – 765 kV Transmission Trunk

As shown in Figure 1, there are other local transmission grids which are interconnected to the major trunk either at the Power Plant terminal or at intermediate substations. In the steady state and dynamic studies different types of connections among these systems were considered.

2.0 SUBSTATION LAYOUTS

One of the criteria used in the transmission system studies in Brazil has been to consider the effects of total load rejection, regardless of the number of circuits in operation and the substation layout. This criterion, when analyzing an EHV AC transmission system of about 2400 km extension, may impose technical difficulties and economic disadvantages to the alternative under investigation.

The aim of this section is to analyse the possibility of having total load rejection in a transmission trunk with three parallel circuits, taking into account the layout of the substations and considering three operational conditions: normal, breaker maintenance and bus maintenance and the effect of one of the following contingencies :

• Line fault without breaker failure.

• Bus fault without breaker failure.• Line fault with breaker failure.• Bus fault with breaker failure.The possibility of multiple insulation failures due to

electrical or atmospherical conditions is disregarded. These events are inherently randomic, and the attempt to avoid the worst possibility will increase the cost of the system under study.

It is also assumed that the protective relays will operate reliably and selectively, and that only the breakers required to isolate the faulted element will be open.

The analysis focused on the number of out-of-service circuits in each situation. In fact, the effects due to load rejection depend on the number of circuits in operation before and immediately after the clearance of the faults. It must be emphasized that the complete load rejection in a trunk with three circuits and breaker and a half arrangement will only occur if three incoming or three outgoing circuits are taken out-of-service.

Besides the traditional breaker and a half layout, currently used in most of the Brazilian EHVAC system substations, other layouts were considered, based on existing installations:

• Double bus, divided in two sections each, interconnected in ring, with two incoming double circuit transmission lines, similar to one SF6 terminal substation of Tokyo Electric Power 1100 kV system, operating at 500 kV since 1992 [1].

• Double bus double breaker traditional scheme, based on one 1200 kV substation of Cazaquistão – Urais System [1].

• An adaptation of the four sections ring bus arrangement above to a ring of three sections buses, with one incoming and one outgoing circuit in each section.

The main conclusions are :a. Based on the criterion of the minimum number

of out-of-service circuits, the breaker and a half scheme is the most useful for the application in a trunk of three transmission lines.

b. It is not possible to identify any situation in which all incoming circuits or all outgoing circuits can go out of service. The maximum number of out-of-service circuits, considering the cases under investigation, is two.


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c. For a transmission trunk with only two circuits, total load rejection may occur in case of central breaker maintenance. The alternative layout proposed in Figure 2 is likely to solve this problem, mainly if the operation of the trunk with two circuits is an intermediate stage of the final system with three circuits.

Figure 2 - Alternative for an intermediate

EHV substation – Modified breaker and a half (4 connections)

3.0 ENERGIZATION OF THE FIRST 765 KV LINE - STEADY STATE STUDIES

The steady state energization study was conducted to verify the feasibility of this type of operation by both ends, the amount of reactive power to be absorbed, and an idea of the total reactive power necessary in the power plant. Figure 3 shows the system considered in the energization study.

One of the most important criteria [2] is that the steady state voltage in the whole 765 kV system cannot be above 1.046 pu (800 kVrms phase-to-phase). This criterion is based on many existent 765 kV systems. Two different alternatives were considered:

a) Synchronization in SU5. This alternative considered the analysis of steady state condition, from the power plant end SU1 up to SU5 and from the receiving end SU8 up to SU5; finally, the synchronization conditions at SU5 were observed.

b) Synchronization in SU8. This alternative considered only the path from the power plant end SU1 up to SU8; finally, the synchronization conditions on SU8 were observed.

The results showed that steady state energization is not a problem for the 765 kV transmission trunk. Both alternatives lead to similar results with little advantage for synchronization in SU5. It would be necessary additional equipment to absorb reactive power connected to the 765 kV busbars. Total reactive compensation is about 95% in alternative a) versus 98% in alternative b). The power plant capacity of reactive compensation in both cases is about 250 Mvar.

4.0 LINE ENERGIZATION AND THREE-PHASE RECLOSING - TRANSIENT STUDIES

The aim of the studies described in this section is to investigate the possibility of the transmission line insulator flashover and also the possibility of damage of substation equipment, caused by energization and three-phase reclosing related transient overvoltage.

Figure 3 – System considered in the energization studies


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The highest overvoltage levels (along the transmission line and at the sending and receiving end substations) and the highest energy absorbed by ZnO surge arresters were determined by simulations, in a study conducted with the ATP/EMTP program [3].

The pre-switch voltage for the sending end substation, considered in the transient overvoltage study, was 1.046 pu [2]. Cases without and with a phase-to-ground fault applied at the open terminal of the line were performed. Digital simulations were run using statistical switch [3], following proper Gaussian distribution and consisted of 200 random operations. All transmission lines circuit-breakers were considered to have typical EAT closing resistors. Line configuration used in the switching study, including line voltage measuring points, can be seen in Figure 4. The surge arresters considered in all simulations were ZnO gapless type, 612 kV rated voltage and 13 kJ/kV rated energy absorption, corresponding to 7,96 MJ total rated energy absorption capability. There is one surge arrester in every line entrance, one in every line shunt reactor and one between the series capacitor and the substation busbar, as shown in Figure 4. At the sending and receiving substations, the overvoltages and the surge arresters energy dissipation should be lower than the rated equipment capability.

Figure 4 – Typical three-phase transmission line switching scheme (in this illustration, from SU5 to SU6)

The simulations were developed for each transmission line section of the complete 765 kV system. The same alternatives of the steady state energization study were adopted, regarding synchronizing point in the system. The configuration considered in the study was the system initial stage, as shown in Figure 3, as the amplitude of the transient overvoltage decreases with the increase of the short-circuit level and in the presence of a greater number of transmission lines in the system.

The results showed that in all simulated cases, without or with a fault at the open terminal (Figure 4), the maximum transient overvoltage (along the transmission lines and at the terminal equipment) and the energy dissipation at the terminal surge arresters were lower than line and equipment rated capability. It must be pointed out, however, that, due to the system dynamic behavior during load rejection (with system separation) in the initial stage (Figure 3), the three-phase reclosing is to be considered only when the system operates with two or three parallel circuits (Figure 1).

5.0 POWER FLOW, STABILITY & SHORT CIRCUIT STUDIES

The power flow and stability studies were performed in two conditions:

• first stage with only one 765 kV circuit.• final stage with three 765 kV parallel circuits.

5.1 STAGING ANALYSIS – ONE 765 KV CIRCUIT IN OPERATION

The main reason to perform the system studies during the time frame in which the 765 kV trunk is operating with only one circuit is to verify the effects that result from the split of the transmission system due to the outage of any section and the consequences on the synchronization of the whole interconnected system that depend on how the local networks are interconnected to the high voltage grid.

Two types of interconnection between the 765 kV and the local 230 kV systems were considered:

a) Local systems with some connections to the power plant and to the 765 kV substations in such a way that they form meshed systems (connections in more than one point).

b) Local systems connected to the power plant or to the 765 kV substations in only one point in such a way that they form radial islands.


symposium reCife

Figure 5 – 765 kV circuit outage in case a)

Figure 6 – 765 kV circuit outage with generation drop

Figure 5 shows the angle between the power plant in the sending end and a generator located in the receiving end. It can be noted that system is not stable. Figure 6 shows the same outage with generation drop of 920 MW that corresponds to 80% of prior generation. Different circuit outage implies in a different generation drop.

Figure 7 – 765 kV circuit outage in case b)

Figure 8 – 765 kV circuit outage with generation drop

Figure 7 displays a frequency vs. time plot for the power plant without any generation drop in case b), i.e., the local and 765 kV systems are connected in one single point. It should be noted that there are huge variations in the power plant’s frequency but it remains stable within the new island. Figure 8 shows the same outage with 460MW generation drop that corresponds to 40% of total generation. This action is necessary in order to maintain the frequency and to prevent all generation unit’s speed relays to trip. It is important to mention that the generation drop in case a) needs to be bigger and faster than the generation drop in case b).

5.2 FINAL PHASE ANALYSIS – THREE 765 KV CIRCUITS IN OPERATION

The steady state and dynamic analysis made for the last stage of the 765 kV trunk operating with three parallel lines concluded:

• Load flow studies – base case: any voltage violations or overload conditions have not been detected.

• Load Flow studies – contingency analysis: outages of 765 kV circuits imply only in minor voltage violations that can be solved with additional SVC units connected to 765 kV busbars.

• Dynamic studies – It was not detected any lack of synchronization in the AC system due to outages in one 765 kV circuit showing that the N-1 criterion [2] is satisfied. Therefore, it is possible to connect local networks to the 765 kV system forming meshed systems, case a), item 4.1, which is more suitable for future load and generation connections.

5.3 SHORT CIRCUIT ANALYSIS The focus of the short circuit study is related only

to the final stage in order to evaluate the impact of the EHVAC links on substations of the interconnected system. The results show that the impact on circuit breaker located in the receiving system was 28% (3ph) and 56% (1ph).

6.0 LOAD REJECTION - TRANSIENT STUDIES

The electromagnetic transient studies were performed to verify the requirements to avoid high overvoltages and energy absorption higher than


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surge arresters capacity due to load rejection in the initial stage of the 765 kV transmission system. Cases without and with phase-to-ground fault applied at the rejected terminal of each transmission line section were performed, both in direct and inverse load rejection. Also, the simulations were performed for two system conditions (Figure 1):

• first stage with only one 765 kV circuit connecting SU1 to SU8 directly.

• first stage with only one 765 kV circuit with one interconnection at intermediate substation SU5.

The results show that, depending on the section rejected, high temporary overvoltages appear and, in some cases, a continuous absorption of energy by surge arresters. These phenomena occur regardless of the presence of the fault and of the system condition.

Due to these results, the use of transfer trip of one or more sections of line, adjacent to the rejected circuit, was investigated, as a way to control overvoltages and energy absorption. Figure 9 shows, for each terminal rejected (indicated by an X), which transfer trips were necessary to achieve the desired results. We emphasize that this result depends on the line length that remains energized and the degree of reactive compensation associated with this line.

Figure 9 – Indication of transfer trips depending on rejected line section.

7.0 CONCLUSIONS

The main objective of this paper is to present the studies carried out in an EHVAC transmission system (765 kV) in order to help the MME on the judgment of the atractivity and competitivity of this technology as an alternative to long distance transmission systems.

The main conclusions are:• Considering the breaker and a half scheme, it

is not possible to identify any situation in which all

incoming circuits or all outgoing circuits can go out of service. The maximum number of out-of-service circuits, considering the cases under investigation, is two.

• In the initial stage of the 765 kV trunk operation, the outage of any section can cause lack of synchronism, if the local systems are connected in a meshed way with the trunk, or generation unit speed relays to trip, if the local systems form radial island. In both cases, the solution is a generation drop.

• In the final stage, with three parallel lines, no problem of synchronism or speed generation due to the opening of one circuit is verified, showing that the N-1 criterion [2] is satisfied. However, additional SVC units to avoid voltage violations in steady state operation are required.

• The results also show that steady state and transient energization are not a problem for the 765 kV transmission trunk, since an appropriate reactive compensation is adopted.

• High temporary overvoltages due to total load rejection in very long transmission systems can be avoided:

• using non-conventional schemes, as transfer trips.• planning alternative routes in order to split the

main trunk in multiterminal substations.

8.0 BIBLIOGRAPHY

[1] Electric Power Transmission at Voltages of 1000 kV AC or + 600 kV DC and Above – Network Problems and Solutions Peculiar to UHV AC Transmission. (WG 38-04 and TF 38.04.04 of SC38, Electra no. 122, January 1989).

[2] Procedimentos de Rede do ONS – Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos. (Operador Nacional do Sistema - Submódulo 23.3, revisão 1.0, Agosto de 2009 (available in Portuguese)).

[3] Alternative Transients Program (ATP) Rule Book. (Leuven EMTP Center (LEC), 1987).


bienal paris 2010Xiv eriaC

Análise Comparativa, Via ATP, da Eficiência de Cabos de Iinstrumentação Blindados Quando se Aterra

uma e Ambas as Extremidades da Blindagem

Resumo - O trabalho proposto objetiva demonstrar, de forma didática, os efeitos do aterramento das blindagens de cabos de supervisão e controle que se interligam a equipamentos do processo sujeitos a diferenças de potencial de terra a partir de descargas atmosféricas, faltas e manobras de seccionadoras. Estas diferenças de potencial são transferidas para os instrumentos interligados a estes cabos, principalmente na forma de surtos de tensão de modo comum que podem destruir o isolamento do transformador de entrada do instrumento. Esta condição ocorre, sobretudo, com as interligações de TPs e TCs de linha aos equipamentos a eles associados, como relés de proteção e remotas de aquisição de dados, com consequências que poderão ser graves para a planta no caso de relés de proteção. O trabalho objetiva elucidar as regras de aterramento da blindagem em cabos de controle e automação, apresentando uma simulação de cabo de instrumentação blindado típico de interligação de TPC a relé de proteção, onde se quantifica, através de simulação digital com o ATP – Alternative Transient Program –, o nível de tensão gerado na entrada do equipamento para cada condição de aterramento deste cabo.

Palavras chave - Compatibilidade Eletromagnética – EMC – CEM – Blindagem de cabos de controle.

1.0 INTRODUÇÃO

Os TPs e TCs de linha caracterizam-se por estarem próximos de fontes de perturbações como pára-raios de linha, disjuntores e seccionadoras, o que facilita o acoplamento de altos níveis de perturbação em modo comum. As suas características construtivas de interligação capacitiva à linha de alta tensão, bem como a possibilidade de ter o seu circuito secundário aterrado localmente, reforçam esta condição de forte acoplamento de perturbações de modo comum aos instrumentos que recebem estes sinais. Ocorre que a

isolação dos instrumentos às perturbações impulsivas de modo comum é limitada normalmente em 4 kV [1], [2] e pode ser rompida na presença de surtos superiores a este valor, sendo, portanto, fortemente recomendável a adoção de medidas que reduzam a amplitude deste tipo de perturbação. Consequentemente, em subestações de alta tensão, é praxe a utilização de cabos blindados para a sua interligação à instrumentação na sala de controle ou casas de relés [3]. Entretanto, devido ao desconhecimento das técnicas corretas de compatibilidade eletromagnética (EMC), frequentemente observa-se prática equivocada de aterramento em uma única extremidade da blindagem do cabo, caso apenas justificado a partir de situações distintas das interligações de TPs e TCs de linha.

O propósito da simulação deste trabalho, via emprego do ATP – Alternative Transient Program –, um programa computacional para simulação de transitórios eletromagnéticos gratuito e bastante difundido [4], é demonstrar o mecanismo básico de acoplamento de perturbações em modo comum, bem como as formas de reduzi-lo, sendo o aterramento de ambas as extremidades de uma blindagem um eficiente recurso para este propósito. Neste caso específico, a simulação apresenta a grande alteração no acoplamento de tensão em modo comum na entrada do instrumento ao se alterar o aterramento da blindagem.

Cabe ressaltar que, como a grande maioria das modelagens, esta apresenta simplificações que resultam em valores calculados da tensão desenvolvida na entrada do instrumento distintos daqueles encontrados nas situações reais de instalação. Entretanto, como os principais mecanismos de acoplamento de perturbação encontram-se presentes nesta modelagem, que é facilmente implementada com modelos disponíveis no ATP, a mesma é eficaz na representação e comprovação da atenuação da perturbação no caso do aterramento em ambas as extremidades.

J. SAAD Jr. l J. C. SALARI l R. M. AZEVEDO l Cepel l M.V. GODOY l Chesf (Brazil)


Xiv eriaC

O trabalho procurará deixar claro, também, os casos onde são recomendados o aterramento em uma única extremidade, bem como a importância do emprego do “cabo guarda” (ou de aterramento) nas canaletas. Como principal ganho deste trabalho, o mesmo permitirá mostrar o grande prejuízo no desempenho elétrico de cabos blindados, que normalmente têm custo muito superior aos cabos sem blindagem, se aterrados inadequadamente. Com isso espera-se um melhor entendimento por parte das empresas do Setor, visando o maior retorno possível dos custos dos cabos blindados, em termos de confiabilidade para o sistema.

2.0 ACOPLAMENTO DA PERTURBAÇÃO DE MODO COMUM ATRAVÉS DO CABO

A figura 1 representa um TPC em cujas cercanias pode haver uma descarga atmosférica direta, ou uma injeção de corrente a partir de um pára-raios de linha. A sua interligação com o instrumento associado é feita com um cabo blindado, e a figura representa as possibilidades de aterramento desta blindagem (vide símbolos “?”). Observa-se a distribuição de correntes para o solo a partir do cabo de aterramento, na medida em que se afasta do TPC. Esta distribuição é feita de forma tão mais decrescente quanto maior for a frequência da componente da corrente injetada, justificando o perfil do potencial igualmente decrescente representado naquela figura. Este mecanismo caracteriza o acoplamento condutivo ou por impedância comum, um dos responsáveis pela diferença de potencial de terra. Este potencial apresenta-se como valor de modo comum a ser rejeitado na isolação de entrada do instrumento, normalmente feito através de um transformador de isolamento.

Como o objetivo é a redução da tensão de modo comum que se apresenta sobre a isolação de entrada do instrumento, compatibilizando-a com o seu limite de suportabilidade, podemos simplificar a representação tornando o circuito secundário do TPC como sendo um circuito unifilar. Desta forma, facilita-se a visualização do acoplamento desta tensão de modo comum, bem como a visualização das formas de redução. A figura 2 apresenta este modelo unifilar. Observe-se que o circuito é aterrado no local do TPC,

obedecendo à condição de aterramento do neutro do secundário do transformador.

Prosseguindo-se na análise da geração de tensão de modo comum, a figura 3 apresenta o loop formado pelo cabo de sinal e o cabo da malha de terra da subestação. Este loop enlaça o campo magnético predominantemente gerado pela corrente que percorre o cabo da malha de terra, gerando um fluxo total cuja derivada temporal também forma uma tensão de modo comum, que recairá sobre a mesma isolação de entrada do instrumento. Trata-se, portanto, do acoplamento magnético ou indutivo.

O emprego de um cabo de aterramento paralelo (CAP) ao longo do cabo de instrumentação, conforme apresentado na figura 4, constitui-se em uma forma de se reduzir os acoplamentos condutivo e indutivo. O CAP normalmente tem a mesma bitola do cabo de aterramento, deve ser lançado o mais próximo possível dos cabos de instrumentação, e deve ser interligado à malha de terra nas extremidades (perto do TPC em um lado e na casa de relés/controle no outro lado). Graças ao aterramento em ambas as extremidades, o CAP permite uma circulação de corrente a partir da injeção de corrente na malha de terra. Observa-se que, nesta nova condição, a corrente do CAP injetada na outra extremidade reduz a diferença entre a tensão do terra do TPC e do terra junto à instrumentação. Ou melhor, o transiente injetado no circuito de sinal é igualmente injetado no CAP, resultando em uma redução na diferença de potencial entre o circuito de sinal e o terra local do instrumento, que recebe este transiente pelo CAP. Entretanto, a principal redução da tensão de modo comum sobre o isolamento de entrada ocorre pela redução do fluxo total enlaçado pelo loop formado pelo cabo de instrumentação e o CAP. Quanto mais próximo estiver o CAP do cabo de sinal, menor o fluxo enlaçado e, consequentemente, a tensão de modo comum. Porém, isto só ocorrerá na condição de aterramento nas extremidades, de forma a criar este loop de menor área. Qualquer uma das extremidades suspensa remeterá ao caso da figura 3, onde a tensão desenvolvida no isolamento de entrada do instrumento é o resultado do enlace de todo o fluxo do grande loop formado entre cabo de instrumentação e malha de terra. A redução do acoplamento condutivo também dependerá do aterramento de ambas as extremidades.


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A otimização deste recurso se dá ao utilizarmos uma blindagem como CAP, conforme ilustrado na figura 5. Neste caso, o fluxo residual entre os cabos internos e a blindagem seria nulo (idealmente), a partir do fato de que a corrente de modo comum que percorre a blindagem gera um campo magnético externo a si, logo não enlaçado pelo loop interno formado entre os cabos internos e esta blindagem. A inexistência de fluxo residual no loop interno representa a inexistência de indução de tensão de modo comum. Ocorre que, na realidade, uma fração do campo magnético externo gerado pela corrente superficial da blindagem poderá se localizar no loop interno (blindagem e os condutores internos), em maior ou menor grau, dependendo das características construtivas desta blindagem. Este fenômeno determina uma pequena indução de tensão de modo comum a partir da corrente de superfície da blindagem, indução esta diretamente proporcional ao comprimento do cabo. Define-se como “impedância de transferência” [5] do cabo (Z

t_cm)

a relação entre a tensão induzida (Vind_cm

) no circuito interno e a corrente de superfície da blindagem (I

blind).

Este parâmetro é um fator de qualidade de cabos blindados, é definido por metro, e apresenta uma componente resistiva e uma componente indutiva (Z

t_cm = V

ind_cm / I

blind = R

t + j v L

cm). É um parâmetro

raramente apresentado pelos fabricantes, apesar de ser útil para o cálculo da interferência acoplada ao instrumento de medição a partir das correntes de superfície impostas por fatores externos. O conceito de impedância de transferência pode ser aplicado a qualquer tipo de CAP, não apenas aos cabos blindados, e permite avaliar o grau de acoplamento de tensão de perturbação em um circuito a partir da circulação de corrente de modo comum em um CAP. A figura 6, obtida da recomendação IEC61000-5-2 [5], apresenta alguns tipos de CAPs e as respectivas impedâncias de transferência. Deve ser observado que estamos tratando neste trabalho de cabos blindados com um par (ou mais) de condutores internos. Em cabos coaxiais de comunicações, a tensão induzida no único condutor central se somará ao sinal, sendo, portanto, considerada como uma tensão de modo diferencial. Neste caso a impedância de transferência é representada simplesmente como

Zt = V

ind / I

blind = R

t + j v L .

Fig. 1 – Modelo para a demonstração dos efeitos do aterramento da blindagem de cabos de supervisão e controle que se interligam a equipamentos do processo sujeitos a perigosas diferenças de potencial de terra.

Fig. 2 – Representação unifilar para simulação do acoplamento em modo comum.

Fig. 3 – Representação do acoplamento magnético da perturbação em modo comum

Fig. 4 – Representação dos efeitos de um cabo de aterramento paralelo (CAP)


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Fig. 5 – Representação de par blindado

Fig. 6 – Formatos de blindagens e respectivas impedâncias de transferência

Cabe acrescentar que, no caso de par blindado conforme apresentado na figura 5, o pequeno campo magnético no interior da blindagem, responsável pela indução de tensão de modo comum entre os cabos e a blindagem, também pode induzir, entre os condutores internos, uma tensão que se somará ao sinal que os percorre. Esta tensão, portanto, se apresenta como uma tensão de modo diferencial e, pelo fato de ser um mecanismo unicamente indutivo, a relação Z

t_dm

= Vind_dm

/ Iblind

= j v Ldm

é válida e, também, medida por unidade de comprimento. Esta capacidade de induzir uma tensão de perturbação de modo diferencial diretamente sobre o sinal pode ocasionar problemas em cabos blindados provenientes do campo com sinais de baixa amplitude, como sinais analógicos de 4-20 mA gerados por transdutores de tensão, corrente, potências ativa e reativa, frequências, temperatura, pressão, etc. Interligações de dados, sinais de vídeo e/ou áudio etc, também se classificam nesta categoria de sinais que podem ser mais facilmente interferidos. Neste tipo de cabo com sinais de baixa amplitude, o aterramento em ambas as extremidades da blindagem pode trazer perturbações importantes, apesar da redução da tensão de modo comum. De fato, nestes casos de sinais sensíveis com a presença de grandes diferenças de potencial de modo comum de terra, a blindagem é aterrada em apenas uma extremidade, porém, é necessária a adoção de medidas complementares como o emprego de uma segunda blindagem, ou cabo guarda, ou conduíte metálico, aterrados em ambas as extremidades. Assim, em virtude dos problemas nestes tipos de sinais, criou-se um temor generalizado do duplo aterramento da blindagem. Entretanto, normalmente para as

interligações de TPs e TCs de linha, o aterramento das extremidades das blindagens não é prejudicial aos sinais internos devido à grande amplitude dos mesmos (V

nominal de 115 Vrms e I

nominal de 5 A, respectivamente).

Assim sendo, nestes casos, esta prática torna-se altamente recomendada para a redução da tensão de modo comum potencialmente perigosa para os isolamentos dos instrumentos conectados a estes cabos. Evidentemente, o aterramento da blindagem no lado do equipamento eletrônico (na casa de comando ou de relés) deverá ser feito com critério para reduzir induções sobre o mesmo. Para tanto, o ponto de aterramento das blindagens destes cabos deve localizar-se logo no entrada do painel, a certa distância dos equipamentos eletrônicos.

3.0 MODELAGEM NO ATP

O objetivo desta modelagem é, utilizando o ATP, a comprovação comparativa da atuação do aterramento da blindagem em apenas uma e em ambas as extremidades. Na figura 7 observa-se o modelo básico usado para a modelagem, onde temos um cabo longo (30 m) enterrado, representando um trecho de malha de terra submetido à injeção de corrente impulsiva. Esta injeção ocorre próxima ao ponto onde se encontra aterrado um TPC, de cujo secundário sai o cabo de sinal para o seu instrumento localizado na sala de controle. A representação deste sinal do secundário é feita por apenas um condutor, visto que o nosso interesse é a análise da tensão de modo comum que aparece sobre o isolamento galvânico na entrada do instrumento. Tanto o transformador quanto o instrumento remoto são referenciados localmente ao cabo enterrado (malha de terra).

Ressalta-se que este é um exemplo de fenômeno onde é necessário considerar adequadamente o acoplamento eletromagnético entre perturbações e o cabo de sinal. Aqui, tal acoplamento é considerado no ATP indiretamente por intermédio do uso do modelo básico LCC, que simula um trecho de linha de transmissão. Este modelo LCC é bidimensional e desenvolvido para cabos paralelos e, consequentemente, limitando o acoplamento eletromagnético entre os cabos ao trecho em que o modelo é considerado, mas o que não invalida a verificação comparativa entre os casos de aterramento da blindagem.

A figura 8 mostra o modelo com base no emprego


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de dez segmentos de 3 m de comprimento de linha de transmissão (LCC). Simulações com número maior de elementos LCC de menor comprimento mostraram que o erro quantitativo é pequeno e não altera o objetivo final que é a análise comparativa entre as opções de aterramento. No ATP, define-se no elemento LCC o número de fases que o mesmo deve ter, bem como as suas características. Conforme pode ser observado na figura 8, na nossa simulação, o LCC dispõe de quatro fases com as seguintes finalidades: a fase inferior representa o cabo de malha de terra, e as três fases superiores representam o cabo de sinal blindado, sendo que a fase central representa (de forma unifilar) o cabo de instrumentação e as fases vizinhas superior e inferior representam a blindagem do cabo. Observa-se que a fase 4 foi posicionada bem mais próxima do terra de referência do modelo, uma vez que representa o

cabo enterrado no solo. Entre cada elemento LCC, incluiu-se uma condutância à terra a partir da fase 4, de forma a simular a drenagem de corrente do cabo de aterramento para o solo. As demais fases 1, 2 e 3 (condutores de sinal e blindagens) estão afastadas do cabo terra, simulando o distanciamento natural dos cabos de instrumentação da malha de terra. O dimensionamento e posicionamento relativo de cada fase foi tal que a impedância de transferência Zt (relação entre a tensão induzida na fase 2 e a corrente total das fases 1 e 3 representando a blindagem) apresenta valores numéricos semelhantes aos dos cabos reais empregados nas instalações de supervisão e controle. Este artifício de “Engenharia”, de cunho extremamente simples, mostrou-se eficiente para a presente simulação. A injeção de corrente na malha de terra está representada pela fonte de corrente entre esta e a terra de referência do modelo.

Fig. 7 – Modelo básico simulado

Fig. 8 – Representação dos elementos do circuito na forma adequada para o emprego de modelos disponíveis no ATP


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A figura 9 apresenta o modelo completo do ATP e a figura 10 mostra, em detalhe, as partes à esquerda e à direita do referido modelo, onde se pode observar os detalhes de injeção de corrente e da carga representando o isolamento.

As seguintes condições foram adotadas nesta simulação:

• Fonte de corrente: amplitude de 1 kA, tempo de frente de 1 μs e tempo de meia onda de 11 μs.

• Resistor de 400 Ω em paralelo com a fonte de corrente representando a impedância do canal de uma descarga atmosférica.

• Cabo de sinal e blindagens a 1 m acima do cabo de aterramento da SE.

• Resistor de carga com 1000 Ω, representando a isolação galvânica.

• Segmentos de linha de transmissão (LCC) com 3 m de comprimento cada, perfazendo um total de 10 segmentos.

• Resistência dos aterramentos de 100 Ω,

representando uma resistência total de aterramento de 10 Ω.

• Aterramento da blindagem (fases 1 e 3) na extremidade da carga.

4.0 RESULTADOS

Na figura 11 apresenta-se a forma de onda da tensão sobre a carga (representando a ddp de modo comum sobre o isolamento de entrada) com a blindagem conectada apenas no lado da carga; i.e., desconectada no lado do TPC. Na mesma figura apresenta-se a corrente esperada em uma das fases utilizadas como blindagem. Observa-se claramente uma sobretensão oscilatória de 16,8 kV de pico. O caráter oscilatório explica-se pelo acoplamento entre o cabo de sinal e a blindagem, que ocorre internamente no cabo, uma vez que a corrente de blindagem é oscilatória face à reflexão resultante do descasamento de impedâncias na extremidade desconectada.

Fig. 9 – Representação do modelo completo no ATP

Fig. 10 – Detalhe das partes à esquerda (fonte de corrente) e à direita (carga) do modelo completo no ATP

Fig. 11 – Em verde, tensão de modo comum sobre o isolamento de entrada (16,8 kVp); em vermelho, corrente (× 100) na blindagem (-87,8 Ap) junto ao instrumento.


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Na figura 12 observa-se simulação semelhante, onde se representou um solo de muito baixa resistividade, por intermédio da redução das resistências de aterramento do cabo terra de 100 Ω para 10 Ω, perfazendo, assim, um aterramento total de 1 Ω. Neste caso de muito baixa resistividade, observa-se uma melhora (redução) na tensão de isolamento na entrada do instrumento, porém muito acima (aprox. 8 kV) da suportabilidade deste isolamento (4 kV).

Na figura 13 vemos o resultado da tensão de modo comum obtida sobre o isolamento, no caso das duas fases (representando a blindagem) aterradas em ambas as extremidades. Observa-se, dos resultados desta figura, que o aterramento da blindagem em ambas as extremidades leva ao aumento da sua corrente, o que proporciona drástica redução da tensão sobre o isolamento pelo efeito de neutralização do acoplamento magnético, além da elevação da tensão de terra no lado do instrumento, colaborando para a redução da ddp de terra entre fonte de sinal e instrumento.

Fig. 12 – Idem à figura 11 com Raterra.total = 1 Ω

Fig. 13 – Tensão sobre o isolamento no caso Raterra.total = 10 Ω e com as fases (que representam a blindagem) aterradas em ambas as extremidades (Vcm na carga = 38 Vp e Iblind = 240 Ap).

5.0 CONCLUSÕES

Observa-se nas simulações e resultados acima apresentados a grande diferença entre aterrar, ou não, ambas as extremidades da blindagem dos cabos no caso da presença de diferenças de potencial de terra que recaem sobre o isolamento dos instrumentos. O problema é particularmente importante em cabos de TPs e TCs de linha em subestações de alta e extra alta tensão em função do maior acoplamento de tensão de modo comum potencialmente perigosa para a entrada dos equipamentos de supervisão e proteção. Os cabos blindados normalmente empregados nestes tipos de interligações justificam-se pelo ambiente hostil apresentado nestas subestações, e apresentam um alto custo que não se justifica no caso do aterramento em uma única extremidade. O trabalho procurou apresentar os mecanismos de acoplamento de perturbações de modo comum e modo diferencial de forma a que o critério de aterramento das blindagens dos cabos não seja uma “receita de bolo”, mas que seja adequadamente aplicado aos diversos tipos de cabos e sinais.

6.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] IEC, 2001, Technical Specification IEC 61000-6-5: “Electromagnetic Compatibility (EMC), Generic standards – Immunity for power station and substation environments.

[2] IEC, 1995, International Standard IEC 61000-4-5: Electromagnetic Compatibility (EMC) - Surge immunity test.

[3] CIGRÉ – CIGRÉ WG 36.04, 1997, Guide on EMC in Power Plants and Substations, Guide 124.

[4] L. Prikler, H.K. Høidalen, 2002, ATPDraw version 3.5 for Windows 9x/NT/2000/XP – User’s Manual.

[5] IEC, 1997, Technical Report IEC 61000-5-2: “Electromagnetic Compatibility (EMC), Installation and Mitigation Guidelines Earthing and Cabling.


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Procedimentos Básicos de Projeto para Controle de Interferências Eletromagnéticas em Instalações de

Potência e de Telecomunicações

Sumário – O artigo apresenta um sumario dos procedimentos de projeto que foram aplicados com sucesso por diversas Concessionárias de energia elétrica do Brasil para controlar perturbações em usinas, subestações e instalações de telecomunicação, causados por perturbações periódicas e aperiódicas. O artigo comenta os diversos testes realizados no laboratório de alta tensão do Lactec, em Curitiba, para verificar a eficácia das medidas corretivas mencionadas.

Palavras Chaves: Blindagem - Segragação- Single Point - Cable Bundling – Aterramento - Modo Comum - Modo Diferencial - Ondas Trafegantes - Metodo Desacoplado.

1.0 INTRODUCÃO

A grande maioria dos procedimentos de projeto relatadas neste artigo já foi previamente publicada com relação a suas aplicações específicas, como segue. Os procedimentos de aterramento mencionados estão baseados no Método Desacoplado, reportados em suas diversas aplicações nos artigos de [1] até [7]. Os procedimentos relativos a “cable routing”, segregação, radialização, “cable bundling”, técnica do “single point” e anéis subterrâneos de amortecimento (“damper rings”), forem previamente utilizados pela COPEL, como procedimentos padrão de projeto [8],[12].

A utilização dos procedimentos mencionados na Usina e na SE de Serra da Mesa e na SE de Samambaia, ambas do sistema de FURNAS, é reportado em [9]. A utilização de procedimentos similares na Usina de Salto Caxias da COPEL é reportada em [10]. O uso desses procedimentos em subestações dos sistemas da ESCELSA e da ENERSUL é reportado em [17]. O artigo [13] mostra que LIGHT também utiliza alguns dos procedimentos reportados.

Os artigos [14], [15], [18] reportam os testes executados no Laboratório de Alta Tensão do Lactec, em Curitiba, estado do Paraná, relativos a técnicas de blindagem, radialização e técnica de “chicotes de cabos” . Os testes mencionados verificaram também a propagação de ondas de descarga em estruturas de concreto armado, efeitos de blindagem com diferentes tipos de aterramento e casamento de impedâncias para obter amortecimento da energia de surtos.

2.0 SEGREGAÇÃO DE CABOS

Com o objetivo de reduzir as interferências eletromagnéticas, os cabos sensíveis e os cabos tendentes a causar interferências eletromagnéticas são conduzidos desde os equipamentos principais (instalados nos pátios das subestações e nas Usinas) até a entrada das Salas Eletrônicas, no interior de 3-5 “vias de cabos” segregadas, tais como canaletas, eletrodutos, bandejas metálicas, etc. (ver Figs.1-2). O número de “vias de cabos” segregadas depende da importância das instalações. Assim sendo, se um ruído for aplicado ou induzido em um cabo que corre no interior de uma “via de cabos”, terá uma influência muito reduzida nos cabos que correm por outras “vias de cabos” segregadas. O princípio básico é manter os cabos segregados ao longo dos trajetos externos à Sala Eletrônica. Nesses percursos externos é que geralmente ocorrem as interferências principais, causadas por operação de chaves, disjuntores, etc, bem como curto-circuitos, descargas, etc.

3.0 CABOS COM BAINHAS DE BLINDAGEM PRÓPRIAS

A grande maioria dos cabos e proteção e controle utilizados atualmente em modernas instalações digitalizadas possuem bainhas próprias de blindagem,

S.T.SOBRAL l st&sC l J.AMON FILHO l furnas l D.S.REZENDE l Copel l S.C.SOBRAL l st&sCJ.R.DELLACQUA l edp escelsa (Brasil)


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conforme analisado no Anexo I deste artigo. Geralmente as blindagens próprias dos cabos não são interrompidas ao longo de todo o seu percurso, desde os equipamentos até as Salas Eletrônicas (Casa de Controle, Casa de Relés, etc.). (ver Figs.1-2).

O objetivo principal dessas blindagens próprias é reduzir os ruídos de modo comum e diferencial que surgem nas entradas dos dispositivos eletrônicos ligados aos cabos, produzidos principalmente por perturbações periódicas, tais como curto-circuitos, harmônicos etc. Os ruídos de modo comum e diferencial produzidos por perturbações aperiódicas são controlados de maneira mais completa pelas blindagens auxiliares multiaterradas que acompanham os cabos. O Anexo I apresenta uma analise detalhada dos ruídos de modo comum e diferencial.

4.0 BLINDAGENS AUXILIARES DOS CABOS

A proteção contra os ruídos de modo comum e diferencial produzidos por perturbações aperiódicas (tais como operação e manobra de chaves e disjuntores, bem como descargas, centelhamentos, etc.) requer o uso de blindagens auxiliares multiaterradas (por exemplo, a cada 5 m). A necessidade desse multi-aterramento é analisado no Anexo II deste artigo. Com esse objetivo os componente metálicos das “vias de cabos” (tais como bandejas metálicas, eletrodutos metálicos, condutores de blindagem no interior de canaletas, etc.) são interligados longitudinalmente para formarem uma cadeia continua de condutores que é multi-aterrada ao longo de todo o seu percurso. (Ver Figs.1e 2).

Fig.1. Segregação de cablagens nos trajetos externos e “chicotes de cabos” do “Single Point” até os painéis

Os testes de laboratório [13]-[14] mostraram que basta o uso de um cabo de cobre, de apenas 1,5 mm2 instalado no interior da “via de cabos” (ver Fig.3), para evitar o aumento dos ruídos de modo diferencial, devido aos acoplamentos capacitivos expúrios das “via de cabos” com os cabos existentes em seu interior,

O cabo de 1.5 mm2 deve ser ligado a cada trecho consecutivo da “via de cabos”, para dar-lhe continuidade longitudinal (ver Fig.3). Deve haver também ligações externas entre os trechos longitudinais das “vias de cabos”. A pequenos intervalos (por exemplo, a cada 5 meters), a “via de cabos” deve ser ligada a um condutor 2/0 de cobre, que o segue externamente, com o objetivo de formar “loops” a serem percorridos por ondas de corrente de blindagem, como mostrado no Anexo II. Este condutor externo de blindagem deve ser ligado em pelo menos um ponto ao sistema local de aterramento, para garantir equipotencialidade durante curto-circuitos. Deve ser lembrado que a equipotencialidade só é possível durante perturbações periódicas. As perturbações aperiódicas são caracterizadas por fenômenos de propagação, que são incompatíveis com o conceito de equipotencialidade. Apenas o conceito de Equipotencialidade Dinâmica pode existir durante a propagação de ruídos aperiódicos, como discutido no Anexo III, relativo aos “chicotes de cabos”.

Fig.2. “Vias de cabos” segregados


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Fig.3. Blindagens auxiliares multiaterradas

5.0 BLINDAGEM AUXILIAR NO INTERIOR DAS CANALETAS DE CONCRETO

Foi verificado por meio de testes de laboratório [13]-[14] que a utilização de canaletas de concreto armado, (e também de tampas de concreto armado de canaletas) resulta em um aumento do ruído de modo diferencial nos terminais dos cabos correspondentes, tanto para perturbações periódicas como para perturbações aperiódicas. Isso ocorre devido a irregularidades dos acoplamentos capacitivos entre os condutores dos cabos e as ferragens das canaletas de concreto armado. Assim sendo, a utilização de canaletas de concreto armado deve ser restrita aos trechos onde a canaleta cruza os caminhos internos de uma SE e pode ser submetida a esforços mecânicos intensos.

Geralmente, diversas “vias de cabos” segregadas podem ser instaladas no interior de uma canaleta de concreto (ver Fig.2). Dentro de cada uma dessas “via de cabos”, os condutores de 1.5 mm2 de cobre devem ser utilizados, como mencionado na Seção IV. Dois cabos de cobre 2/0 devem ser instalados no interior de cada canaleta, nos seus dois lados. Esses dois cabos devem ser interligados, por exemplo a cada 5 m, para criar “loops” de blindagem. Os dois condutores longitudinais de 2/0 de cobre devem ser interligados com a malha de terra local a cada 20 m (ver Fig. 1.). Nesses pontos os condutores de 1.5 mm2 de cobre que correm dentro das “vias de cabos” devem ser também interligados com os condutores longitudinais de 2/0.

Durante os testes do Lactec, infelizmente foi verificado que a substituição dos cabos de 2/0 e 1.5 mm2 de cobre por seus equivalentes de aço cobreado

não era eficaz do ponto de vista de blindagem, tanto para perturbações periódicas e aperiódicas. Essa substituição poderia reduzir a vandalização de instalações remotas que vem ocorrendo frequentemente.

6.0 PROTEÇÃO DOS CABOS, DESDE OS EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS ATÉ AS CANALETAS

Como mostrado nas Figs. 1-2, os cabos devem vir dos equipamentos até o interior das canaletas protegidos por eletrodutos metálicos. A importância desse procedimento para controle de interferências foi medida pela COPEL, na subestação de 230 kV de Jaguariaiva, utilizando medidores portáteis. O condutor de 1.5 mm2 de cobre deve seguir os cabos no interior de cada eletroduto metálico mencionado. Já no interior da canaleta de concreto, os cabos vindos pelo eletroduto devem ser distribuídos pelas “vias de cabo” adequadas. Os condutores de 1.5 mm2 de cobre das vias de cabos que receberam cabos do eletroduto devem ser interligados com o condutor de 1.5 mm2 de cobre que veio no interior do eletroduto mencionado.

7.0 “CHICOTES DE CABOS” NO INTERIOR DA SALA ELETRÔNICA

Todas as “vias de cabos” segregadas devem chegar a uma região limitada do piso falso da Sala Eletrônica denominado Single Point. Na região do Single Point os cabos são reorganizados de tal maneira que todos os cabos que se destinam a um painel específico são mantidos juntos, formando um “chicote de cabos” específico do painel mencionado. Os cabos são mantidos unidos por meio de presilhas de plástico. Para permitir uma organização adequada dos “chicotes de cabos” as “vias de cabos” devem convergir para o Single Point. A partir do Single Point tem inicio a radialização dos “chicotes de cabos” em direção a seus painéis específicos. Na região do Single Point existe uma barra de terra denominada “ Internal Ground Bus” (IGB). Cada um dos “chicotes de cabos” deve ter um condutor de terra proprio, de cobre, que é mantido no interior do mesmo. Este condutor deve ser aterrado no (IGB) e no terminal de terra do painel a que o cabo se destina. Os testes reportados


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em [13],[14], mostraram que a técnica do “chicote de cabos” é capaz de reduzir drasticamente os ruídos de modo comum e direcional que surgem nos terminais dos dispositivos eletrônicos, mesmo que algum ruído relativamente intenso tenha conseguido ser aplicado ou induzido em algum condutor do chicote. O motivo desse notável efeito corretivo é explicado no Anexo III deste artigo. Assim sendo, a técnica do “chicote de cabos” é a última e a mais eficaz das medidas de controle de ruídos de modo comum e diferencial que chegam até os dispositivos eletrônicos.

8.0 CONDUTORES DE TERRA LIGADOS AO IGB (IGB)

• Cada condutor de terra interno de cada “chicote de cabos”

• Todos os condutores de cobre de 1.5 mm2 que correm no interior das “vias de cabos”

• Os dois condutores de cobre 2/0 que correm no interior das canaletas.

• O condutor 2/0 de cobre que interliga o (IGB) com o anel de amortecimento que circunda o prédio.

9.0 O EFEITO CORRETIVO DO BARRAMENTO (IGB) E DOS “CHICOTES DE CABOS”

Em termos da Teoria das Ondas Trafegantes, o barramento (IGB =Internal Ground Bus) existente no Single Point é uma discontinuidade do circuito de surto local, no qual a impedância de surto de um condutor de aterramento que vem do exterior, encontra as impedâncias de surto de todos os outros condutores de terra ligados ao (IGB). Isso corresponde a uma transição de um certo valor de impedância de surto para uma impedância de surto equivalente muitas vezes menor [16]. Portanto, quando um ruído, caracterizado por uma onda trafegante de tensão, vindo do exterior, encontra o (IGB), a mesma é fortemente refletida de volta, pelo mesmo condutor vindo do exterior. Apenas uma onda de ruído, com valor muito reduzido, é refratadada para todos os outros condutores de terra ligados ao (IGB), inclusive para os que entram na Sala Eletrõnica. Os ruídos fortemente atenuados que penetram na sala eletrônica sofrem ainda o drástico efeito corretivo dos “chicotes de cabos”.

10.0 CONDUÇÃO DOS “CHICOTES DE CABOS” DO “ SINGLE POINT” ATÉ OS PAINÉIS

Em subestações de média ou grande importância, os “chicotes de cabos” vão do Single Point até a parte inferior dos painéis no interior do piso falso da Sala Eletrônica. Geralmente a cobertura do piso falso é semi-condutiva e existe uma rede metálica no fundo do piso falso para evitar interferencias vindas dos andares inferiores, quando é o caso. Em outros tipos de instalações um pouco menos importantes, os “chicotes de cabos” vão do Single Point até a parte inferior dos painéis no interior de canaletas metálicas embebidas no piso, ou no interior de eletrodutos metálicos. O habito dos fabricantes de painéis de telecomunicações de fazer a entrada dos cabos pela parte superior não é tecnicamente defensável e tem o inconveniente de criar “loops” metálicos (bandeja elevada, painel, piso, ferragem das paredes) que podem ser excitados por fontes harmônicas expúrias, eventualmente existentes nas instalações.

11.0 ANEL SUBTERRÂNEO DE AMORTECIMENTO

Todos os prédios que abrigam Salas Eletrônicas (tais como Sala de Controle, Sala de Relés, etc.) devem ser circundadas por um anel subterrâneo de cobre, denominado Anel de Amortecimento, com um diâmetro igual ao do condutor da malha (ver Fig. 1). O objetivo do Anel de Amortecimento é reduzir drasticamente a intensidade dos ruídos que trafegam pelos condutores de terra, do exterior para o interior do prédio, ou vice-versa. Ao longo do Anel de Amortecimento são ligados eletrodos verticais, geralmente de pequena extensão. A idéia é que cada um desses “eletrodos de amortecimento” tenha um valor ohmico da ordem de 150 Ω, quando medido isolado do restante do sistema de terra. Deve ser lembrado que 150 Ω é também, aproximadamente o valor típico da impedância de surto de cada trecho elementar do condutor subterrâneo que forma o anel. É bem conhecido [16] que nos pontos de um circuito de surto onde ocorre casamento de impedâncias do tipo mencionado, é máxima a transformação em calor da energia de ondas trafegantes que chegam ao ponto. Durante os testes no Lactec, verificou-se o casamento de impedâncias entre a impedância de


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surto de um condutor indutor e o valor ohmico de um resistor de aterramento resultou no cancelamento de ondas refletidas (ver IEEE [18] Fig. 9, Appendix III).

12.0 CONCLUSÕES

Este artigo apresenta a descrição de procedimentos de projeto que já provaram ser eficazes quando aplicados por Concessionárias brasileiras de energia elétrica. São apresentados também os fundamentos técnicos das medidas corretivas utilizadas. Foram analisados as seguintes técnicas de projeto:

• Utilização de blindagens auxiliares multiaterradas para controlar perturbações aperiódicas

• Seleção e aterramento das bainhas de blindagem dos cabos

• Segregação de cabos nos percursos externos as Salas Eletrônicas.

• A técnica do “Single Point”.• A técnica de “Chicotes de Cabos” no interior das

Salas Eletrônicas .• A técnica do Anel de Amortecimento.

ANEXO I . TIPOS BAINHAS DE BLINDAGEM E ATERRAMENTO PARA OS CABOS

Complementando as técnicas de Segregação, Single Point, “Chicote de Cabos” e Anel de Amortecimento, a utilização de cabos com blindagens próprias é importante para controlar os ruídos causados por perturbações periódicas tais como curto-circuitos, harmônicos, etc. Entretanto, essas blindagens são um pouco menos eficazes contra os ruídos provocados por raios, chaveamentos, manobras etc. que são controlados pelos demais procedimentos antes mencionados.

A blindagem de um cabo aterrada em ambas as extremidades protege os pares de condutores existentes no interior do cabo contra “ruídos de modo comum”, que podem queimar os dispositivos eletrônicos terminais. O ruído de modo comum é a d.d.p. entre os terminais dos dispositivos eletrônico e a terra local do painel. Entretanto, o biaterramento da blindagem permite o aumento da circulação de correntes capacitivas expúreas, entre os pares e as blindagens, que causa uma diferença de potencial expúrea entre os condutores do par, denominado

“ruído de modo diferencial”. O ruído mencionado pode alterar a informação que esta sendo transmitida pelo par de condutores, principalmente se for uma informação analógica. Por outro lado, quando a blindagem do cabo é aterrada só de um lado, reduz-se o “ruído de modo diferencial”, porem aumenta o “ruído de modo comum”. Quando os pares de condutores de um cabo transmitem importantes informações analógicas a uma distância da ordem de 100-200 m, utiliza-se o cabo com duas camadas de blindagem. A blindagem interna dos pares (ou ternos) é aterrada somente do lado do dispositivo eletrônico, para reduzir o “ruído de modo diferencial”. A blindagem externa é aterrada nas duas extremidades para reduzir o “ruido de modo comum”. Algumas diretrizes gerais recomendadas:

a) Cabos de controle transmitindo sinais analógicos de baixa energia (tais como saidas de transdutores, RTD’s etc): utiliza-se cabos com pares torcidos, cada par com bainha de blindagem individual aterrada somente no lado do dispositivo eletrônico terminal. A bainha de blindagem externa deve ser aterrada nas duas extremidades.

b) Cabos de controle transmitindo sinais analógicos de alta energia (tais como PT`s,CT´s, etc.) Utiliza-se cabos com pares torcidos e uma bainha de blindagem externa aterrada nas duas extremidades.

c) Cabos de controle transmitindo sinais digitas de baixa energia (tais como os cabos interligando duas salas não adjacentes, ou em prédios diferentes, etc.): utiliza-se cabos com pares torcidos cada um com bainha de blindagem individual, aterrada apenas no lado do dispositivo terminal. Utilize uma bainha de blindagem externa, aterrada nas duas extremidades.

d) Cabos conectando dispositivos dentro da mesma sala ou em salas adjacentes: utiliza-se cabos com uma bainha de blindagem externa, aterrada nos dois terminais.

e) Cabos de controle transmitindo sinais digitais de alta energia interligando duas salas não adjacentes ou em prédios diferentes, etc.: Utiliza-se cabos com pares torcidos. Utilizar bainha de blindagem externa aterrada nas duas extremidades

f) Para cabos de controle transmitindo sinais digitais de alta energia interligando dispositivos dentro da mesma sala ou em salas adjacentes: Utiliza-se cabos com bainha de blindagem externa aterrada


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nas duas extremidades..g) Cabos CC : os condutores negativo e positivo

devem estar no mesmo cabo.h) Cabos CC de controle: utiliza-se uma bainha

externa de blindagem aterrada nas duas extremidades.i) Cabos para iluminação e aquecimento do

painel Utiliza-se blindagem externa aterrada nas extremidades

j) Cabos sem blindagens: Cabos de potência e alimentadores que não entram nas Salas Eletrônicas.

ANEXO II. A NECESSIDADE DE MULTIATER-RAMENTO NAS BLINDAGENS AUXILIARES

A Fig.4. mostra que um condutor multiaterrado (2) pode reduzir a intensidade da onda de tensão que é induzida no condutor (3), devido a circulação de uma onda de corrente (ruído) no condutor indutor (1). A impedância própria de surto 438 Ω e as impedâncias mútuas de surto 235Ω, 245 e 225 Ω foram incluídas para ilustrar um típico circuito de surto [16]-[18].

Com o objetivo de ilustrar o processo de blindagem, supõe-se que um ruído sob a forma de uma onda de corrente em degrau com 1A de intensidade esta trafegando ao longo do condutor indutor (1). A onda de corrente cria uma onda de tensão V1=(1).(438), em V, no próprio condutor (1) e induz ondas de tensão V2=(1).(245) e V3=(1).(235), em V, nos condutores (2) e (3). Quando a onda (V2) atinge os pontos de aterramento no condutor (2), uma onda de corrente de blindagem (IR=245/438=0,56 A) trafega em direção contrária a corrente indutora ao longo dos “loops” de blindagem ligados a (2). As contratensões induzidas pela onda de corrente (IR) que circula nos trechos aterrados de (2) reduzem a intensidade das ondas de tensão nos 3 condutores: (V3’= 235-(0.56).(225)); (V1’= 438-(0,56).(245)). No próprio condutor (2) a onda de tensão resultante se anula (V2’ = 245-(0,56).(438)=0) [16]-[18].

Quando a onda de corrente é injetada em um ponto do condutor [1], o efeito de blindagem nos 3 condutores ocorre apenas na região correspondente aos pontos de aterramento do condutor (2). Assim sendo, para reduzir o efeito das tensões induzidas de impulso ao longo de todo o condutor (3), é necessário aterrar o condutor de blindagem a pequenos intervalos, ao longo de toda sua extensão. Conforme

já comentado, no caso das bainhas de blindagem que envolvem os cabos, o multiaterramento é feito em condutores auxiliares de blindagem e não na própria blindagem do cabo (ver [8] até [15]).

ANEXO III. CABOS ORGANIZADOS EM CHICOTES- EQUIPOTENCIALIDADE DINÂMICA

As Figs. 1-2 mostram que no interior do piso falso, na entrada da Sala Eletrônica, no local denominado Single Point, o conjunto de cabos que vai para um painel específico é unido e mantido adjacente por meio de fitas plásticas, formando um “chicote de cabos” (“cable bundle”), que tem um condutor de terra interno próprio. Esse condutor de terra interno é ligado a barra de terra existente no Single Point (IGB) e ao ponto de terra do painel terminal do “chicote”. Se uma perturbação aperiódica é injetada ou induzida em um dos condutores de um cabo do “chicote”, ou no condutor terra interno do mesmo, serão induzidas ondas de tensão quase idênticas, nos outros condutores do “chicote” (ver Fig.5).

Portanto, em cada seção reta do “chicote”, serão muito pequenas as diferenças das ondas de tensão entre os condutores que caracterizam os ruídos de modos diferencial. Serão também muito reduzidas as diferenças das ondas de tensão entre os condutores e o condutor terra interno, que caracterizam os ruídos de modo comum. O fato dos ruídos de modo comum e diferencial serem muito pequenos em cada seção reta do chicote, é denominado Equipotencialidade Dinâmica. A Ref. [14] reporta as medições correspondentes, executadas no Laboratório de Alta Tensão do Lactec.

Fig.4. O efeito do multiaterramento da blindagem


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Fig.5. O efeito do “chicote de cabos”

13.0 REFERÊNCIAS

[1] S.T. Sobral (IESA), G.P. Fleury, J.R. Villalba (ITAIPU), Dinkar Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL). “Decoupled Method for studying Large Interconnected Ground Systems Using Microcomputers - Part I - Fundamentals” IEEE Summer Meeting, 1986, Cid. Mexico Trans. On Power Delivery, Vol.PWRD-3, N04, OCT 1988 pp 1536-1544

[2] S.T. Sobral (IESA), G.P. Fleury, J.R. Villalba (ITAIPU), Dinkar Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL). “Decoupled Method for studying Large Interconnected Ground Systems Using Microcomputers - Part II - Utilization on Itaipu Ground System and Complementary Aspects” IEEE Summer Meeting, 1986,Cid. México Trans. On Power Deliver

[3] S.T. Sobral (Iesa), J. O. Barbosa, J.V.C. Nunes, E. Chinelli, A. Ferreira Netto (LIGHT), D. Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL). “Ground Potential Rise Characteristics Of Urban Step - Down Substations Fed By Power Cables- A Practical Example”

IEEE Summer Meeting, 1987, San Francisco IEEE Trans. On Power Delivery, Vol.PWRD-3, N04, OCT 1988 pp 1564-1572ry, Vol.PWRD-3, N04, OCT 1988 pp 1545-1552

[4] S.T. Sobral (IESA), C.A.O. Peixoto (FURNAS), D.Fernandes (FURNAS), Dinkar Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL). “Grounding Measurements at Itaipu Generation Complex Using the “Extended Eleck Method”” IEEE Summer Meeting, 1986,Cid. Mexico

Trans. On Power Delivery, Vol.PWRD-3, N04, OCT 1988 pp 1553-1563 - Included as reference in Standard IEEE-81

[5] S.T. Sobral, W.G. Castinheiras, M. Nielsen (PETROBRAS),V. S. Costa (ELETROBRAS), D. Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL) “Interferences Between Faulted Power Circuits and Communication Circuits or Pipelines- Simplification Using the Decoupled Method”

IEEE paper 91 WM 107-3 PWRD, Winter Meeting, 1991, New York

[6] S.T. Sobral, M. S. Campos, B. Goldman (IESA), V.S. Costa (ELETROBRAS), D. Mukhedkar (ECOLE POLYTECHNIQUE DE MONTREAL). “Dimensioning of Nearby Substations Interconnected Ground System” IEEE- Summer Meeting, 1987, San Francisco. IEEE Trans. On Power Delivery, Vol.PWRD-3, N04, OCT 1988 pp 1605-1614

[7] S.T. Sobral, J.H. Katzer “Ground Potential Rise and Related Problems” CIGRE - paper 36.01,

1978, Paris [8] S.T. Sobral, Sérgio L. Lamy, David S. Rezende,

J.Eduardo D. Olesko(COPEL) “Controle de Interferências e Compatibilidade Eletromagnética em Subestações da Copel”.

XIII SNPTEE, Camboriú - 1995. Grupo VIII (Subestações), artigo FL/GSU/12

[9] S. T. Sobral , Murilo V. Serra (FURNAS), Abelardo Milanez (IESA).

“Controle de Interferências e Compatibilidade Eletromagnética na Usina e na Subestação de Serra da Mesa”. XIV SNPTEE, Belém, 1997. Grupo XI (Sobretensões), artigo GSI/10

[10] S.T. Sobral (STS), Alceni J. Sério, Osmar Tessmer, Ronni M. Campaner (INTERTECHNE/LEME-/ENGEVIX/ESTEIO) João A. Oliveira (COPEL). “Controle de Interferências e Compatibilidade Eletromagnética na Usina e na SE de Salto Caxias, da Copel” XIV SNPTEE, Belém- 1997, Grupo VIII, IT GSU/23

[11] S. T. Sobral, S. C. Sobral, M. M. Nogueira, F. L. A. Souza E A. R. M. Souza. “Condições Onde Pode Existir Equipotencialidade em um Sistema de Aterramento Submetido a Perturbações Periódicas e Aperiódicas”. XV SNPTEE, Foz do Iguaçu - Brasil, 1999. Grupo X (Sobretensões), artigo GSI/24


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[12] David S. Rezende, José E.D. Olesko (COPEL), Sérgio T. Sobral (STS) “Controle de Interferências Eletromagnéticas nas Subestações da Copel” VII ERLAC- Encontro Regional Latino - Americano da CIGRE

[13] Sérgio T. Sobral (ST&SC), Flávio Luciano A. Souza, Murilo M.Nogueira, Georges Azzam (LIGHT)

“A Técnica de Blindagem Adaptada Para Instalações Digitalizadas que Alimentam Cargas Metropolitanas” XVI -SNPTEE - São Paulo- 2001 - STE I- Seção Técnica Especial

[14] Sérgio T.Sobral (ST&SC), David S.Rezende, José Eduardo D.Olesko (COPEL)

“A Técnica de Disposição da Cablagem em “Chicotes” para Reduzir os Ruídos de Modo Comum e Diferencial- Resultado das Medições” XVI -SNPTEE - São Paulo- 2001 - STE I- Seção Técnica Especial

[15] S.T.Sobral (ST&SC), S.C.Sobral (ONS), J.R. Dellacqua (ESCELSA), A.P.Ribeiro (ENERSUL), David S.Rezende (COPEL) “Em que condições pode existir equipotencialidade aproximada durante descargas atmosféricas em ferragens de prédios que abrigam instalações digitalizadas” XVII SNPTEE- GCQ 22

[16] C.F.Wagner , G.D.McCann “Wave propagation in transmission lines” Westinghouse T&D reference [17] S.T. Sobral(ST&SC), A.Martinelli, A.L. Assis, J.R.Dellacqua (ESCELSA), A.C.Boynard, A.P.Ribeiro (ENERSUL) “Interference Control – P.Plants, Substations, Telecommunication Installations” IEEE T&D 2004

[18] Sobral,Sergio Toledo (ST&SC), Peixoto,Carlos A.O, Amon, Jorge F,Tavares (FURNAS), Geraldo Martins (UFF), Izycki, Marcos José (FURNAS), Rigueira, Alexandre (UFF) “Advantages of Steinmetz Circuit Theory Over Schelkunoff Transfer Impedance Theory”. IEEE Transactions on Power Delivery, October 2009, Volume 24, Number 4, ITPDE5 (ISSN 0885-8977) pp-1876-1882


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Projeto, construção e manutenção de subestações e instalações elétricas de usinas, excluindo os geradores.

CE-B4 Elos de Corrente Contínua e Eletrônica de PotênciaCoordenador: SÉRGIO DO ESPÍRITO SANTOEmpresa: FURNAS Centrais Elétricas S.A.Endereço: Rua Real Grandeza 219 - Sala 110 - Bloco E - Botafogo 22283-900 Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 2528-2545 - Fax: (21) 2528-5528E-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: MARIA ALZIRA NOLI SILVEIRAEmpresa: EPE - Empresa de Pesquisa EnergéticaEndereço: Avenida Rio Branco, nº 1 - 11º andar - Centro - 20090-003 – Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 3512-3165 - Fax: (21) 3512-3199E-mail: [email protected]

Métodos de análise para o desenvolvimento dos sistemas elétricos de potência e economia, métodos e ferra-mentas para análise estática e dinâmica, aspectos e métodos de planejamento nos vários contextos, estraté-gias de gerenciamento de ativos.

CE-C2 Operação e Controle de SistemasCoordenador: PAULO GOMESEmpresa: ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICOEndereço: Rua da Quitanda, 196 – 11º andar – Centro - 20091-005 – Rio de Janeiro – RJTelefones: (21) 2203-9822E-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 equipa-mentos; 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.


Comitês


bienal paris 2010Comitês


CE-C3 Desempenho Ambiental de SistemasCoordenador: EVANISE NEVES DE MESQUITAEmpresa: ConsultoraEndereço: Rua Mariz e Barros, 54 apto 1401 - Icaraí - Niterói - RJ CEP 24220-121Telefone: (21) 3701-1448E-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 desem-penho de sistemas elétricos relacionado com a Qualidade da Energia Elétrica, Compatibilidade Eletromagné-tica, 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) 3229-4145E-mail: [email protected]

Estrutura e organização, regulação e estrutura de “funding” e econômico-financeira. Em termos do escopo ofi-cial, esses três aspectos fundamentais estão descritos como: “análise das diferentes abordagens na organiza-ção 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: Aílton Ricaldoni Lobo Empresa: Clamper Industria e Comercio S.AEndereço: Rodovia LMG 800 - Km 1, Nº 128 - Dist. Indust.Genesco A. de Oliveira 33400-000 - Lagoa Santa - MG Telefone: (31) 3689-9500 - Fax: (31) 3689-9501E-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, gerencia-mento pelo lado da demanda e eletrificação rural.

GRUPO D – TECNOLOGIAS DE APOIO

CE-D1 Materiais e Tecnologias EmergentesCoordenador: ORSINO OLIVEIRA FILHO Empresa: CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia ElétricaEndereço: Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária - Ilha do Fundão 21941-911 - Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2598-6020 - Fax: (21) 2598-6087E-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.


bienal paris 2010Comitês


CE-D2 Sistemas de Informação e Telecomunicação para Sistemas ElétricosCoordenador: ELTON BERNARDO BANDEIRA DE MELOEmpresa: CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São FranciscoEndereço: Rua Delmiro Gouveia, 333, Sala 114, Anexo II, Bongi, Recife - PE - CEP: 50761-901Telefone: (81) 3229 4095E-mail: [email protected] ou [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

Treasurer and Steering CommitteeTesoureiro: PAULO CESAR VAZ ESMERALDOEmpresa: EPE – Empresa de Pesquisa EnergéticaEndereço: Avenida Rio Branco, nº 1 – 11º andar – Centro 20090-003 – Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 3512-3133Fax: (21) 3512-3199E-mail: [email protected]

Administrative CouncilMembro: JOSÉ HENRIQUE MACHADO FERNANDESEmpresa: Eletronorte - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/AEndereço: SCN, Q.06 - Conj. “A” - Edif. Venânco 3000 70718-900 - Brasília - DFTelefone: (61) 3429-5303/5301Fax: (61) 3328-1552E-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 Secretário: 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]

ELETROEVOLUÇÃO setembro 2011 77ELETROEVOLUÇÃO setembro 2011 77


PuBLICAçãO DE ANÚNCIOS NA

ELETROEVOLuçãO – Sistemas de Potência

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

Anúncios é até o primeiro dia do mês anterior

ao da publicação. Os preços para publicação de

anúncios em 4 cores na Revista EletroEvolução são

os seguintes:

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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

artigos brasileiros da bienal paris 2010, do symposium ... · kouzer e posner escrevem: “os...

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