Escola de Engenharia Engenharia Elétrica

Introdução ao Estudo de

Sistemas Elétricos de Potência

"Notas de Aula"

Prof. Carlos Medeiros Versão inicial 2012/2

Ultima atualização 2017/2

NOTAS DE AULA – Propósito e Utilização Para o graduando em engenharia elétrica, em sua formação na área de Sistemas de Energia Elétrica ou Sistemas Elétricos de Potência (SEP), encontram-se disponíveis diversos livros e outras bibliografias complementares (como dissertações, teses, artigos, normas técnicas e afins). Não obstante, propus esta apostila com os seguintes objetivos: a) Atualizar assuntos e apresentar aspectos do Sistema Elétrico Brasileiro. b) Reunir os vários tópicos que se encontram em diferentes bibliografias, perfazendo a sequência de acordo com o programa da disciplina intitulada "Sistemas Elétricos - ENG 3517" da PUC Goiás (do PPC 2007). c) Prover exemplos e exercícios extras. d) Estimular o uso de softwares para análise e solução de problemas como o Matlab e o PowerWorld Simulator.

Assim o presente texto foi divido em capítulos que abordam os seguintes conteúdos: 1) Fundamentos de Sistemas Elétricos de Potência. 2) Revisão de Circuitos Elétricos em Corrente Alternada. 3) Elementos do Sistema e Notação em Por Unidade (pu). 4) Fluxo de Potência. 5) Faltas Simétricas (Curto-Circuito Trifásico). 6) Componentes Simétricos e Faltas Assimétricas. Para começar: o capítulo 1 apresenta fundamentos sobre sistemas elétricos utilizando características do sistema brasileiro em vários exemplos; o capítulo 2 faz uma breve revisão de circuitos em corrente alternada (CA) monofásicos e circuitos trifásicos equilibrados, sendo estes últimos, representativos dos sistemas elétricos de potência em seu estado normal de funcionamento. Porém, ao invés de apresentar uma teoria resumida, foram propostos vários problemas básicos, que visam estimular o estudante a "colocar a mão na massa". Caso necessário, sugere-se consultar livros de Circuitos Elétricos e/ou de Sistemas de Potência que apresentam esses assuntos. A idéia é: RECORDAR FAZENDO! Vale ressaltar que o estudo dos livros da área de Sistemas Elétricos e outros materiais complementares é imprescindível para um aprendizado mais profundo e detalhado. O conteúdo listado acima não abrange toda a teoria básica de Sistemas Elétricos de Potência (SEP).

Outros Tópicos Relacionados:

• Estabilidade de SEP. • Funcionamento da Máquina Síncrona (com Ênfase nos Geradores Síncronos). • Transformadores de Potência. • Linhas de Transmissão Aéreas. • Proteção de Sistemas de Potência. • Estratégias Ótimas de Funcionamento. • Controle do Sistema de Potência. • Transitórios em Sistemas de Energia. • Transmissão em Corrente Contínua. • Qualidade da Energia Elétrica. • Fontes Alternativas. • Geração Distribuída. • Redes Inteligentes (Smart Grids).

Agradeço ao professor e engenheiro eletricista da CELG Gentil Mota de Moraes Júnior por sua colaboração.

Prof. Carlos Medeiros,

Goiânia, agosto de 2012. Última atualização: 2017/2.

1 Fundamentos de Sistemas Elétricos de Potência

Objetivos do capítulo: apresentar uma visão panorâmica do Sistema Elétrico de Potência (SEP), sua estrutura, principais elementos constituintes e funcionamento geral do sistema. No final exemplifica o Sistema Interligado Nacional (SIN) e, apresenta um resumo conceitual a respeito das Redes Elétricas Inteligentes (Smart Grids).

Conteúdo 1.1 Sistema elétrico de potência....................................................................................................................................................................... 1

1.1.1 Geração ........................................................................................................................................................................................................ 4 1.1.2 Nível de transmissão ............................................................................................................................................................................. 4 1.1.3 Nível de subtransmissão ..................................................................................................................................................................... 5 1.1.4 Nível de distribuição ............................................................................................................................................................................. 5 1.1.5 Subestações (SEs) ................................................................................................................................................................................... 6

1.1.5.1 Subestações de distribuição ...................................................................................................................................................... 7 1.1.6 Interligação de sistemas ...................................................................................................................................................................... 8 1.1.7 Cargas........................................................................................................................................................................................................... 8 1.1.8 Proteção ...................................................................................................................................................................................................... 9 1.1.9 Controle e operação ............................................................................................................................................................................ 10

1.2 Transmissão em corrente alternada (c.a.) ........................................................................................................................................ 12 1.2.1 Capacidade de transmissão ............................................................................................................................................................. 12 1.2.2 Capacidade e custos de transmissão ........................................................................................................................................... 14 1.2.3 Limite térmico ....................................................................................................................................................................................... 14

1.3 Transmissão em corrente contínua (c.c.) .......................................................................................................................................... 15 1.3.1 Aplicações e características ............................................................................................................................................................ 15 1.3.2 Vantagens ................................................................................................................................................................................................ 16 1.3.3 Desvantagens ......................................................................................................................................................................................... 17

1.4 Sistema Interligado Nacional (SIN) ...................................................................................................................................................... 17 1.5 Redes elétricas inteligentes (smart grids) ........................................................................................................................................ 20 1.6 Resumo ............................................................................................................................................................................................................. 23 Exercícios ................................................................................................................................................................................................................ 24 Algumas respostas dos exercícios ................................................................................................................................................................ 26 Apêndice A - Classificação dos níveis de tensões no Brasil ............................................................................................................... 27 Apêndice B – Esquemas típicos de subtransmissão ............................................................................................................................. 28 Apêndice C – Unifilar com subestações da grande Goiânia - CELG ................................................................................................ 29 Referências bibliográficas ................................................................................................................................................................................ 30

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1.1 Sistema elétrico de potência Pode ser definido como um sistema composto por estruturas e equipamentos que operam em conjunto e de maneira coordenada, cuja função é transformar ou converter fontes energéticas diversas em energia elétrica, transportá-la e distribuí-la aos consumidores, mantendo determinados padrões de qualidade e eficiência. Os consumidores, por sua vez, convertem a energia elétrica recebida para alguma outra forma que propicie atividades úteis, sendo em geral: luz, calor, movimento, sistemas de comunicação e informação. Com o tempo os sistemas elétricos passaram a atender demandas expressivas e cada vez maiores de energia, tornando-se predominantes os sistemas de grande porte (denominados de sistemas de energia elétrica; sistemas elétricos; sistemas elétricos de potência; ou sistemas de potência), constituídos em geral por:

• grandes centrais geradoras; • sistemas de transmissão; • sistemas de distribuição.

G T D Os sistemas de potência podem ser estruturados em partes, conforme o diagrama típico da fig. 1.1.

Fig. 1.1. Estrutura de um sistema de potência [1].

Como característica em comum, os sistemas elétricos operaram com vários níveis de tensão (nível de transmissão, subtransmissão e de distribuição), separados por transformadores nas subestações, como mostra a fig. 1.1. Portanto, tem-se tipicamente: • geração; • transmissão; • linhas de interligação; • subtransmissão; • distribuição: primária e secundária; • subestações; • cargas. Às centrais geradoras, em geral afastadas dos centros de consumo, cabe o papel de conversão em energia elétrica. As linhas de transmissão fazem a ligação da geração até os sistemas de distribuição, passando por subestações; fazem também interconexões entre sistemas de potência distintos. As subestações, realizando basicamente transformações de tensão e funções de chaveamento, recebem as linhas do sistema de transmissão ou de subtransmissão e são o elo com os sistemas de distribuição que alimentam as cargas neste nível de tensão. Grandes consumidores podem ser ligados diretamente no nível de tensão de subtransmissão. E consumidores muito grandes diretamente no nível de transmissão. A fig. 1.2 mostra essa organização de uma forma didática e ilustrativa.

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Fig. 1.2. Forma ilustrativa de um sistema elétrico [2].

Ainda está faltando apresentar componentes muito importantes para que um sistema de potência possa realmente funcionar corretamente e cumprir suas metas de qualidade e eficiência. Como é um sistema extenso e complexo, com grandes custos ambientais e econômicos e, ao mesmo tempo, vital para o ser humano, é imprescindível que seja constantemente supervisionado, controlado e protegido, para otimizar a produção e minimizar perdas, falhas e desligamentos. Acrescenta-se ainda o fato do uso dos recursos naturais para a geração de eletricidade, os quais também devem ser gerenciados de acordo com sua natureza específica, disponibilidade, custo, etc. Um exemplo disso é a necessidade de controle dos reservatórios nos sistemas hidrelétricos e ainda sua coordenação com usinas termelétricas e outra fontes, como é no caso do sistema elétrico brasileiro, com característica prevalecente hidrotérmica, mas com expectativa de maior participação de fontes alternativas (como eólica, solar, biomassa, etc.) Portanto, o sistema elétrico de potência também é dotado de equipamentos e sistemas de elevada tecnologia para: • medição; • automação e controle; • proteção; • comunicação e informação. Além disso, há a necessidade de que o funcionamento como um todo seja coordenado, o que se consegue através com procedimentos, infraestrutura e atividades efetivas de operação e controle desempenhadas por pessoas e computadores, que atuam sobre os dispositivos do sistema e permitem realizar ações adequadas durante as condições normais e de emergência. A fig. 1.3 mostra um diagrama unifilar com a representação de vários desses aspectos.

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Fig. 1.3. Sistema elétrico de potência, comunicação, supervisão e controle [2].

Com isso, atende-se aos seguintes objetivos específicos do sistema elétrico: • gerar e transmitir a energia elétrica em quantidades suficientes e nos locais mais apropriados; • entregá-la ao consumidor com custo mínimo (geração econômica, transmissão com mínima perda, etc.) e com a qualidade apropriada (tensão, freqüência, forma de onda); • fornecer demandas de potência ativa P e reativa Q, variáveis com o tempo, conforme solicitam as cargas mais as perdas no próprio sistema; • os níveis de tensão de operação devem estar dentro de uma faixa especificada, assim como a frequência; a forma de onda da tensão deve ser a mais próxima possível da senoidal; • manter a continuidade do sistema: na prática o serviço deve sofrer o menor número de interrupções, e estas devem durar o menor tempo possível; • o impacto ambiental deve ser mínimo.

• alta confiabilidade (o que significa a operação do sistema de forma consistente, “confiável”. A confiabilidade, como a própria palavra expressa, é de grande importância: o sistema tem que assegurar sua continuidade. Deve ser contemplada desde o projeto e construção de equipamentos de geração e de transformação, assim como durante a instalação de subestações, linhas de transmissão e redes de distribuição. É uma prioridade também da operação do sistema). A seguir, tem-se uma descrição resumida dos principais componentes do sistema de potência.

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1.1.1 Geração A geração ou produção de energia elétrica compreende todo o processo de transformação de uma fonte primária de energia em eletricidade. Existem vários processos de transformação para a geração de eletricidade em quantidade significativa, destacando-se: a) Transformação de energia mecânica em elétrica por meio de: • turbinas hidráulicas: movimentadas por quedas d'água, marés; • turbinas eólicas: acionadas pelo vento. b) Transformação direta da energia solar em elétrica: células fotovoltaicas. c) Transformação de energia térmica em mecânica e esta em elétrica: pela combustão (da energia química), fissão nuclear, energia heliotérmica, geotérmica, combinados com a utilização de máquinas térmicas (turbinas e motores) que acionam geradores elétricos. Como exemplo tem-se os geradores das usinas hidrelétricas, que, com as tecnologias convencionais, devido às limitações físicas e de isolamento, operam com tensões na faixa de 10 a 30 kV. Informações práticas sobre geradores (e muito mais) podem ser encontrados em: http://www.furnas.com.br/hotsites/sistemafurnas e www.itaipu.gov.br (sites disponíveis em 15/08/2017). A conexão com as linhas de transmissão é feita através de transformadores elevadores em subestação próxima da geração, a um nível de tensão que depende da distância e da potência a ser transmitida. Como será detalhado posteriormente, para maiores potências e distâncias são usadas em correspondência tensões maiores.

1.1.2 Nível de transmissão Interliga as estações geradoras e todos os pontos de maior carga do sistema. Lida com grandes blocos de potência. Componentes gerais: • transformadores de potência; • dispositivos de manobra; • linhas de transmissão. O valor da tensão de transmissão depende da distância geográfica e da quantidade de energia (ou potência) a ser transmitida. Subestações de transmissão realizam as interligações e compatibilizam os vários níveis de tensão. Como ilustra a fig. 1.4, o sistema de transmissão possui uma configuração tal que permite uma maior combinação de percursos, servindo aos propósitos do nível de transmissão, isto é, propicia que a energia seja conduzida, geralmente, em qualquer direção desejada, nas várias malhas, de modo a corresponder às condições de funcionamento mais econômicas ou a melhor servir aos objetivos técnicos.

Fig. 1.4. Sistema de transmissão [1].

Linha de transmissão de 500 kV.

Além disso, por meio de interconexões, a energia pode ser transportada de um a outro dos sistemas de potência interligados (veja a "linha de interligação com sistema vizinho" na fig. 1.4 e em figuras anteriores). Devido a estas características exige-se elevada confiabilidade dos sistemas de transmissão, pois são as "artérias" do sistema, responsáveis pelo tráfego da energia para atender grandes consumidores e grandes centros de consumo. Isso é alcançado através de rigorosos critérios de projeto e operação e da existência, obrigatória, de capacidade de transmissão ociosa e de interligações. Exemplos de níveis de transmissão no Brasil: 230, 345, 440, 500 e 750 kV em corrente alternada e, ±600 kV em corrente contínua. Clique em: Apêndice A - Classificação dos níveis de tensões no Brasil

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1.1.3 Nível de subtransmissão Leva a potência gerada aos centros de carga ou a consumidores como grandes indústrias, estações de tratamento e bombeamento de água. Os circuitos de subtransmissão recebem energia diretamente de usinas geradoras, ou por meio de subestações de potência e levam às subestações de distribuição localizadas numa certa área geográfica mais próxima às cargas. Assim, o papel de um sistema de subtransmissão é basicamente o mesmo que o de um sistema de distribuição, exceto que a área geográfica servida é maior e a energia é distribuída em maiores blocos, com níveis de potência e tensão maiores. O sistema de subtransmissão pode operar, geralmente, em configuração radial. No Apêndice B apresenta-se esquemas típicos utilizados em redes de subtransmissão, clique em: Apêndice B – Esquemas típicos de subtransmissão Exemplos de níveis de subtransmissão no Brasil: 69 e 138 kV, com capacidade de transmissão por circuito usualmente de 20 a 150 MW [3]. Clique em Apêndice A - Classificação dos níveis de tensões no Brasil À medida que se aproxima dos centros de consumo, a tensão é alterada para níveis menores (por transformadores em subestações abaixadoras), para os propósitos da distribuição.

1.1.4 Nível de distribuição Por razões práticas (segurança, isolação de dispositivos, custos) a potência não pode ser entregue nos níveis de tensão de transmissão. Novamente, transformadores em subestações são usados para reduzir os níveis e adequá-los à distribuição de energia. Nesse caso as perdas ôhmicas são toleradas visto que as dimensões físicas (comprimento) da rede de distribuição são substancialmente menores. Para a distribuição de energia em centros urbanos, os níveis de tensão são ainda abaixados por transformadores em subestações abrigadas ou em postes, sendo este subsistema classificado em dois níveis ou tipos: • de distribuição primária (DP) (ou de alimentação), por exemplo, 13,8 kV; • distribuição secundária (DS) (ou de consumidor), por exemplo, no Brasil: 220/127 V e 380/220 V.

Portanto, um sistema de distribuição de energia elétrica: • é a parte de um sistema de potência destinado ao transporte de energia elétrica a partir do barramento secundário de uma subestação (onde termina a transmissão ou subtransmissão) até os pontos de consumo; é a parte do sistema elétrico já dentro dos centros de utilização como cidades, bairros, onde existem residências, comércios e indústrias menores; • começa na subestação de distribuição onde a tensão da linha é abaixada para valores padronizados nas redes de distribuição primária tais como usualmente de 13,8 a 34,5 kV no Brasil; • termina na alimentação das cargas em baixa tensão 127 a 380 V. Clique em: Apêndice A - Classificação dos níveis de tensões no Brasil • é mais usada a configuração radial.

Distribuição primária (DP), rede compacta em 13,8 kV.

Transformador e rede

de distribuição secundária (DS).

Para complementar a fig. 1.5 mostra um ramal de distribuição do sistema Light do Rio de Janeiro.

Fig. 1.5. Um ramal de distribuição – Light (Rio de Janeiro) [4].

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1.1.5 Subestações (SEs) • Definição: segundo a NBR 5460:1992 - Sistemas elétricos de potência, uma subestação é definida como: parte de um sistema de potência, concentrada em um dado local, compreendendo primordialmente as extremidades de linhas de transmissão e/ou distribuição, com os respectivos dispositivos de manobra, controle e proteção, incluindo obras civis e estruturas de montagem, podendo incluir também transformadores, conversores e/ou outros equipamentos. • Função: transformar e regular a energia elétrica sob tensão de transmissão ou subtransmissão em energia elétrica sob tensão de distribuição, bem como alimentar os circuitos de distribuição, mediante equipamentos que permitem manobrar, comutar e/ou transformar energia elétrica para sua devida finalidade [5]. • Classificação: - SE de Transmissão: opera com elevadas tensões e potências. - SE de Distribuição (Urbana e Rural): em geral recebe na entrada tensões de subtransmissão e seus transformadores rebaixam para os níveis de distribuição - SE Industrial: as tensões primárias e potência variam de acordo com a carga da indústria e as condições do sistema da companhia concessionária local (sistema elétrico da região). • Finalidades: - SE de chaveamento ou manobra: tem por funções ligar e desligar as linhas de transmissão do sistema, e demais serviços de manobra. Obrigatoriamente não deverá ter transformador de força para serviço auxiliar, geralmente usa-se transformadores de potencial. - SE elevadora: eleva no sentido do fluxo de potência de menor tensão para maior tensão, aplicada normalmente a partir das usinas geradoras. - SE abaixadora: observa-se o fluxo de potência inverso ao anterior, ou seja, de maior para menor tensão, aplicada na grande maioria das instalações como o caso das SEs de distribuição e industriais. - SE terminal: cuja função é receber diretamente a energia de uma ou mais estações geradoras, através de linhas de transmissão e alimentar estações, através de subtransmissão.

SE Adrianópolis do sistema Furnas.

Para exemplos de SEs ver: www.furnas.com.br Como exemplo a próxima seção apresentará, dentre várias existentes, duas configurações de subestação de distribuição.

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1.1.5.1 Subestações de distribuição São responsáveis pela transformação da tensão usualmente do nível de subtransmissão para o de distribuição primária. Há inúmeros arranjos de SEs possíveis, variando com a potência instalada. Em SEs que suprem regiões de baixa densidade de carga é bastante frequente a utilização do arranjo designado por "barra simples", mostrado na fig. 1.6, que apresenta custo relativamente baixo. Este tipo de SE pode contar com uma única linha de suprimento, como mostrado na fig. 1.6(a) e na foto fig. 1.6(e). Visando aumentar a confiabilidade utiliza-se duas linhas de suprimento como mostrado na fig. 1.6(b); já a fig. 1.6(d) mostra o barramento singelo de dupla alimentação com mais elementos e detalhes. Para a manutenção do transformador ou do barramento é necessário o desligamento da SE. Normalmente, instalam-se chaves de interconexão, na saída dos alimentadores primários, fig. 1.6(c), que operam na condição NA, e quando se deseja proceder à manutenção dos disjuntores de saída transfere-se, em hora de carga leve (exemplo de madrugada), toda a carga de um alimentador para o outro e isola-se o disjuntor.

(d) Barramento singelo com mais detalhes [5]

(e) SE de 25 MVA – Instalada em Correia Pinto-SC, com uma única linha de suprimento.

A fig. 1.6(f) apresenta o diagrama unifilar de uma SE de distribuição, com dupla alimentação, dois transformadores, barramentos de alta tensão independentes e barramento de média tensão seccionado. Neste arranjo, ocorrendo defeito, ou para manutenção num dos transformadores, abrem-se as chaves a montante (acima) e a jusante (abaixo) do transformador, isolando-o. A seguir, fecha-se a chave NA de seccionamento do barramento e opera-se com todos os circuitos supridos a partir do outro transformador. Evidentemente cada um dos transformadores deve ter capacidade, na condição de contingência, para suprir toda a demanda da SE.

(f)

Fig. 1.6. Subestações de distribuição: (a) – (e) Barra simples. (f) Barra dupla. Outros arranjos e explicações mais detalhadas são encontradas na referência [3]. Ex.: SEs da grande Goiânia, clique em: Apêndice C – Unifilar com subestações da grande Goiânia - CELG

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1.1.6 Interligação de sistemas Um sistema interligado é constituído pela interconexão de dois mais sistemas de potência (também chamados de subsistemas ou áreas), cada um com suas usinas, transformadores, linhas de transmissão e cargas próprios. A interconexão é feita por linhas de transmissão de interligação (tie-lines). A fig. 1.7 ilustra dois sistemas interligados através de três linhas. Assim, a energia é trocada entre os sistemas de diferentes companhias de forma rotineira. Os sistemas devem operar na mesma frequência e os geradores devem estar em sincronismo de fase.

Área 1 Área 2

Fig. 1.7. Duas áreas interconectadas [6].

A interconexão visa: a troca de energia entre sistemas para suprimento de carga; o aumento da confiabilidade elétrica e energética; a melhora do desempenho operacional; menor custo comparado à operação de sistemas isolados. Outras vantagens técnico-econômicas: • possibilita apoio mútuo, intercâmbio sazonal e fornecimento de demandas de emergência; • propicia a economia de escala e a redução do número de máquinas; • minimiza a necessidade de máquinas de reserva e de reserva girante; • racionaliza fontes energéticas - aproveitamento de fontes mais econômicas: as vezes, uma companhia compra energia de outra, por ser mais barata em determinado período, do que a de sua própria geração. Por outro lado, a interligação trouxe novos problemas, podendo-se citar [7]: • maior complexidade de planejamento e operação do sistema; • aumento de correntes de curto-circuito o que requer a instalação de disjuntores de maior capacidade; • o distúrbio causado, por exemplo, por um curto-circuito em um local, pode se estender para os sistemas interligados, sobrecarregar linhas de interligação e se transformar em problemas de rede como um todo, podendo levar a problemas de instabilidade e “apagões” do sistema (blackouts). Para amenizar este efeito devem são usados nos pontos de interconexão relés e disjuntores apropriados.

1.1.7 Cargas Em geral, o termo carga refere-se a um equipamento ou conjunto de equipamentos que transforma energia elétrica em outra forma ("consome" energia). É possível dividir as diversas cargas em: a) motores; b) equipamentos de aquecimento; c) iluminação; d) equipamentos eletrônicos diversos. Estes equipamentos elétricos são caracterizados por grandes diferenças no que diz respeito a: • potências; • simetria: cargas monofásicas; bifásicas; trifásicas; • constância de carga (em relação ao tempo, frequência e tensão); • ciclo de funcionamento: regular; aleatório; • linearidade tensão-corrente: cargas lineares; e não-lineares que injetam harmônicos na rede.

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No contexto macroscópico de sistemas de potência, normalmente uma carga representa um complexo elétrico como uma indústria, uma cidade ou uma região. Observe a fig. 1.4. Note que as cargas, simbolizadas pelas setas, não se referem a apenas uma carga individual, mas sim, representam um aglomerado de inúmeros equipamentos elétricos, conforme é "visto" a partir daquela barra. Além disso, é importante lembrar que a carga mesmo concentrada ou aglomerada varia constantemente. Portanto, a modelagem das cargas não é tão simples como dos outros componentes, pois são compostas por agregados de diferentes consumidores, conforme vistos, por exemplo, a partir das subestações. No entanto, muito embora as cargas individuais possam ser de caráter inteiramente aleatório, uma certa configuração média é "sentida" pelos transformadores de distribuição. No nível de subtransmissão essa situação é ainda mais acentuada. Finalmente, no nível de transmissão, alcança-se uma configuração mais previsível [1]. A carga típica sempre consome potência reativa. A razão para isso é que as cargas motoras são, na grande maioria dos casos, um importante ou o mais importante componente da carga total. Os motores são sempre indutivos (exceto motores síncronos superexcitados). A carga reativa (Q) pode ter um comportamento um pouco diferente da carga ativa (P). O fator de potência das cargas é na maioria das vezes atrasado ou indutivo. As cargas industriais (desconsiderando a correção através de bancos capacitivos) têm normalmente seu fator de potência mais baixo do que as cargas residenciais. A fig. 1.8 mostra uma variação típica de carga no tempo, ativa e reativa, de uma companhia de energia média [1].

Em geral, há uma variação considerável, não apenas durante

as horas do dia, mas também entre os dias da semana e os domingos e

feriados, e ainda entre as diferentes estações do ano.

Fig. 1.8. Variação típica da carga com o tempo, ativa e reativa, companhia de energia de tamanho médio [1]. Desta forma, é evidente que o fluxo de carga ou fluxo de potência por todo o sistema elétrico, visando atender as demandas de potência ativa e reativa, também é variável no decorrer do tempo e a operação do sistema deve a todo instante buscar igualar a geração com a carga (mais perdas).

1.1.8 Proteção Em decorrência de diversos e imprevisíveis fatores (naturais, acidentes, desgaste de equipamentos, etc.) aos quais o sistema elétrico está permanente exposto, estados anormais ou falhas, como curtos-circuitos, aberturas de linhas e defeitos em equipamentos sempre ocorrerão e em momentos e locais aleatórios. Os curtos-circuitos, que são as falhas mais frequentes, podem levar a efeitos extremamente nocivos caso não sejam rápida e devidamente eliminados, tais como: redução da margem de estabilidade e possível perda de sincronismo (Cap. 7); danos a equipamentos; explosões e desligamentos em uma área do sistema (causando grandes blackouts). É justamente para a remoção destas falhas e minimização de seus efeitos que existem os sistemas de proteção. De fato a proteção permeia todo o sistema elétrico, desde a geração até o final na distribuição secundária, com o uso de equipamentos sofisticados e também simples fusíveis. Existem proteções específicas para os geradores, transformadores, barramentos, linhas de transmissão, bancos capacitivos, motores, etc. (sem contar com os dispositivos de proteção contra incêndio, contra descargas atmosféricas e surtos de manobra). A fig. 1.9 ilustra esse fato, onde as proteções estão representadas por disjuntores, cujo símbolo é um quadrado. Os disjuntores não atuam sozinhos, eles estão normalmente associados a relés de proteção (não mostrados nesta figura).

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Fig. 1.9. Proteções diversas no sistema elétrico [8] e [9].

O sistema de proteção opera automaticamente baseado em sensores e equipamentos para medição e processamento de sinais, em tempo real. Assim, planeja-se esquemas de proteção de forma que, quando condições anormais ocorram, a proteção atue de maneira rápida, coordenada, seletiva e segura. Os dispositivos básicos empregados para o sistema de proteção automático são: • transformadores de instrumentos (TPs e TCs); • disjuntores; • relés. O transformador de instrumento funciona como um sensor, medindo tensão (TP) ou corrente (TC), enviando o sinal para um relé. O relé processa esta informação e detecta se uma situação anormal existe e age coordenado com outros pontos de proteção no sistema. Se uma ação é requerida em seu próprio local de proteção, o relé envia um sinal (trip) ao disjuntor o qual deverá abrir o sistema de potência naquele ponto. A fig. 1.10(a) mostra a relação destes elementos e a fig. 1.10(b) ilustra o diagrama unifilar com a proteção em um trecho de um sistema de potência.

Transformadorde instrumento

Disjuntor

Sistema depotência

Relé

(a)

(b)

Fig. 1.10. (a) Diagrama com componentes básicos do sistema de proteção. (b) Duas linhas de transmissão e, em detalhes, os elementos de proteção para a linha 1-2, figura obtida da referência [10].

1.1.9 Controle e operação Vários níveis de controle envolvendo um complexo arranjo de dispositivos são usados para alcançar os objetivos do sistema elétrico citados na Seção 1.1. Esses níveis de controle são mostrados na fig. 1.11(a), extraída da referência [11], que identifica vários subsistemas de um sistema de potência e os controles

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associados. Na fig. 1.11(b) tem-se uma representação detalhada do controle em malha fechada de frequência e de tensão de uma unidade geradora.

(a)

No canal Pf o erro de frequência, fi, e os incrementos nas potências ativas das linhas de ligação, Ptie, são sentidos e tratados obtendo-se um comando de potência ativa para que a máquina motriz altere o conjugado mecânico que aciona o gerador e, portanto a geração de potência ativa PGi. No canal QV o erro de tensão |Vi| é sentido e esse sinal é transformado num sinal de comando de potência reativa, QCi, que é enviado à fonte de excitação da corrente de campo do rotor do gerador. Consequentemente atua sofre a fem do gerador, o que altera a potência reativa gerada QGi.

(b) Fig. 1.11. (a) Sistema de potência e controles associados [11]. (b) Controles de um único gerador [1].

A estrutura geral da fig. 1.11 mostra a existência de controladores atuando diretamente sobre elementos do sistema. Em uma unidade geradora eles consistem em: • controles da máquina primária (regulação de velocidade e controle de pressões, temperaturas e fluxos); • controles de excitação (para regular a tensão de geração e potência reativa de saída). Observe na figura, que os MW de saída desejados de uma unidade geradora individual (Generating Unit Controls) são determinados pelo Controle de Geração do Sistema (System Generation Control). O propósito deste controle é equilibrar a geração total do sistema com a carga mais perdas, de forma que a frequência desejada e fluxo de potência de intercâmbio com sistemas vizinhos (fluxos de interligação) sejam mantidos. Os Controles de Transmissão (Transmission Control) incluem dispositivos de controle de potência e tensão como compensadores estáticos de reativos, condensadores síncronos, capacitores e reatores chaveados, transformadores reguladores de tensão com mudança de tap, transformadores defasadores e controles de transmissão em corrente contínua (High-Voltage Direct Current - HVDC) quando existe essa modalidade de transmissão no sistema. Os controles descritos contribuem para a operação satisfatória do sistema mantendo tensão, frequência e outras variáveis dentro de limites aceitáveis. Eles têm também um profundo efeito no desempenho dinâmico do sistema de potência e em sua habilidade em enfrentar com sucesso as perturbações. A filosofia para atender os diversos requisitos de controle abrange uma estrutura hierárquica como mostra, de forma geral, a fig. 1.12.

Fig. 1.12. Hierarquia de controle do sistema de potência [11].

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Nesta estrutura existem controles operando diretamente em elementos individuais como sistemas de excitação de geradores, máquinas primárias, taps de transformadores reguladores e conversores c.a./c.c. Os "controladores de planta" (power plant) coordenam os controles desses elementos. Os controladores de plantas por sua vez são supervisionados pelos controladores de sistema em centros de operação. As ações dos controladores de sistema são coordenadas pelos controladores centrais (pool-level). Portanto, embora a coordenação da operação seja centralizada no pool-level, apresenta controle altamente distribuído e organizado em níveis hierárquicos e, utiliza diferentes tipos de telemedição e sinais de controle. Será mostrado na Seção 1.4 o exemplo do sistema brasileiro cuja operação é desempenhada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Sistemas supervisórios de aquisição de dados e controle (Supervisory Control and Data Acquisition – SCADA) fornecem informações que indicam as condições do sistema. O operador humano constitui um elo importante nos vários níveis hierárquicos de controle e em pontos chave do sistema. A função básica de um operador é monitorar o desempenho do sistema e gerenciar recursos a fim de garantir a operação econômica bem como manter a qualidade e confiabilidade requeridas. Durante emergências no sistema, o operador tem um papel estratégico coordenando as informações vindas de diversas fontes e desenvolvendo medidas corretivas para restaurar o sistema para um estado de operação seguro. A fig. 1.13 mostra a sala de controle do Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) e Centro Regional de Operação Norte/Centro Oeste (COSR-NCO) do ONS, localizada em Brasília-DF.

Fig. 1.13. Sala de controle do CNOS/COSR-NCO.

1.2 Transmissão em corrente alternada (c.a.)

1.2.1 Capacidade de transmissão Um fator crítico no projeto e no funcionamento de um sistema de transmissão é a capacidade de carga (ou potência) de uma linha de transmissão específica. Em outras palavras, há um limite para a quantidade de energia a ser transmitida pela linha. Existem dois limites para a capacidade de transmissão de uma linha, o limite térmico e o limite de estabilidade. Nesta seção abordar-se-á o limite de estabilidade para condições estáticas, isto é, deduz-se a capacidade estática de transmissão (ou limite de estabilidade estática de uma linha de transmissão). Para tanto, adota-se a hipótese de que, aumentando lentamente a carga, força-se um aumento lento da energia que está sendo transmitida. Para começar, considere a fig. 1.14, uma representação por fase de um sistema de transmissão, que pode retratar uma linha de transmissão em c.a., ligando duas barras i e j, de um sistema de potência maior.

Fig. 1.14. Representação por fase de um sistema trifásico de transmissão [1].

13

Pode ser demonstrado que, para sistemas de transmissão que operam com tensões mais elevadas, o fluxo de potência ativa da barra i para a barra j pode ser expresso aproximadamente por:

)(||||

ji

ji

ij senX

VVP (1.1)

onde: • Pij é a potência ativa (de uma fase) fluindo da barra i para a barra j; • |Vi| e |Vj| são as magnitudes (de fase) das tensões terminais das barras; • X é a reatância indutiva série, por fase, do modelo de circuito da linha de transmissão; • considerou-se a reatância série muito maior que a resistência, isto é, X >> R (isto é desprezou-se R); • se forem utilizadas tensões fase-fase na eq. (1.1) a potência obtida será a total trifásica. Se as tensões nas barras forem mantidas constantes, pode-se reescrever (1.1) como:

senPPij max (1.2)

onde: • é o ângulo de potência ou abertura angular na linha: = i – j (ou ji VV );

• X

VVP

ji ||||max

constante.

Assim sendo, a única maneira pela qual o valor da potência transmitida é afetado, é mudando o ângulo de defasagem : quando um aumento de carga força a necessidade de transmissão de maior potência, isso ocorre justamente por meio de um aumento do ângulo entre Vi e Vj. A fig. 1.15 mostra a relação entre a potência transmitida e o ângulo de potência . Note que a potência muda de sinal com a mudança de sinal de . Portanto, o sentido do fluxo da potência ativa Pij é determinado simplesmente pela tensão Vi ou Vj que esteja adiantada em relação à outra. A potência transmitida atinge, teórica e matematicamente, o valor Pmáx para = 90o e, qualquer incremento fornecido à carga não resultará num aumento de potência transmitida. Na verdade, quando um incremento de carga força para além de 90o, a potência transmitida começa a decrescer. Nesse ponto, chamado de limite de estabilidade estática, perde-se o sincronismo entre as barras i e j.

Fig. 1.15. Potência transmitida na linha em função do ângulo de potência [1].

Conforme destaca a referência [1], raramente as linhas funcionam com aberturas angulares superiores 30o ou a 45o. Na Eq. (1.2), a máxima potência ativa Pmax representa a capacidade de transmissão estática da linha, funcionando nas condições assumidas (tensões constantes nas barras). Nota-se duas importantes características de Pmax: • cresce com o quadrado da tensão de transmissão, portanto, aumentando a tensão aumenta-se a capacidade de transmissão de potência. • é inversamente proporcional à reatância indutiva (X) da linha. Nos sistemas de transmissão uma baixa reatância em série da linha é também uma característica desejada. Como se consegue isso? Aliás, do que depende a reatância indutiva (X) da linha?

14

1.2.2 Capacidade e custos de transmissão A reatância da linha de transmissão cresce com o aumento do comprimento da linha (sendo praticamente linear para linhas com até 100 quilômetros [7]). Isto resulta numa Variação da Capacidade de Transmissão em Função da Distância como na fig. 1.16(a). Como pode ser observado, uma maneira de compensar o efeito da distância é utilizar tensões mais elevadas, ver também a eq. (1.1). Por outro lado, o custo de transmissão com a potência transmitida, considerando o comprimento da linha constante é mostrado na fig. 1.16(b).

(a) (b) Fig. 1.16. (a) Capacidade de transmissão em função da distancia [7].

(b) Custo de transmissão por kW transmitido para linhas de 345 e 750 kV, considerando o comprimento da linha fixo [7].

Enfim, os custos de transmissão podem ser divididos em: • custos fixos: devidos aos investimentos em equipamentos; • custos variáveis: em função da vida útil esperada da linha e correspondem às perdas previstas por aquecimento dos condutores. Assim sendo, a fig. 1.17 ilustra como essas duas componentes de custos variam com o nível de tensão nominal da linha de transmissão, mostrando a existência de um ponto de custo mínimo onde ocorre o melhor compromisso entre custos fixos e variáveis.

Fig. 1.17. Ponto ótimo: custos fixos e variáveis versus nível de tensão (kV) [7].

Logo, o custo total da transmissão é caracterizado por um mínimo, que ocorre numa dada tensão, “o nível econômico de tensão”. Deve-se verificar se esse nível corresponde a uma capacidade de transmissão suficiente [1].

1.2.3 Limite térmico As linhas são também limitadas quanto a sua capacidade de transmissão de potência devido ao aquecimento por efeito Joule dos condutores produzido pela corrente que flui no decorrer do tempo. Como a temperatura do condutor é um fator limitante, isso restringe o carregamento máximo da linha. Em uma situação extrema, por exemplo, um curto-circuito não eliminado a tempo, os condutores podem fundir. Como a corrente é chave da questão, geralmente utiliza-se como índice a ampacidade ou capacidade de corrente em ampères. A ampacidade é uma propriedade independente da tensão de transmissão. O aquecimento dos enrolamentos também limita a operação de transformadores em altas correntes. Mas, a tensão também é importante no processo de aquecimento do núcleo ferromagnético desses equipamentos, de forma que para eles a taxa de dissipação é indicada em kVA ou MVA.

15

Fatores ambientais como temperatura, chuva, vento, estação do ano, influenciam os índices de limites térmicos tanto das linhas quanto dos transformadores e, são variáveis que devem ser levadas em conta pelo operador do sistema, além de a carga ser variável no tempo, da ocorrência de picos de demanda e do conhecimento do histórico de carregamento da linha. A fig. 1.18 mostra o limite de estabilidade (discutido nas Seções 1.2.1 e 1.2.2 anteriores) e também o limite térmico, em função do comprimento de uma linha hipotética. A curva mostra a quantidade de potência transmitida em um valor particular da aberta angular = 45. Como se pode observar, para linhas de transmissão curtas e médias o limite térmico é mais restritivo enquanto que após um certo comprimento o limite de estabilidade estática prevalece. Na fig. 1.18 PSIL representa a quantidade de potência ativa dada pelo quadrado da tensão de transmissão divido pela impedância de surto da linha (sendo Zsurto = raiz quadrada de L/C da linha):

CL

VPSIL

/

|| 2

PSIL não é a capacidade de transmissão de potência, mas fornece a quantidade de potência ativa transmitida quando as propriedades indutivas e capacitivas estão completamente balanceadas. Para mais detalhes ver [9].

Fig. 1.18. Limites térmico e de estabilidade [9].

Portanto, tem-se pelo menos três boas razões para se trabalhar com altas tensões de transmissão: aumento da capacidade transmissão; às altas tensões correspondem proporcionalmente baixas correntes de forma que as perdas Joule ficarão fortemente reduzidas e ter-se-á menor aquecimento dos condutores.

1.3 Transmissão em corrente contínua (c.c.) A primeira transmissão de energia elétrica foi feita com corrente contínua. Nos primórdios da indústria elétrica houve considerável controvérsia sobre os méritos de sistemas c.c. versus c.a. Com o desenvolvimento do transformador, foi possível elevar as tensões c.a. a tais valores que quantidades relativamente grandes de energia puderam ser transmitidas à distâncias consideráveis, com as vantagens técnico-econômicas citadas na seção anterior. Como resultado, quase toda transmissão em alta-tensão tem sido feita por corrente alternada. Atualmente, o desenvolvimento da eletrônica tem possibilitado o uso de retificadores e inversores controlados de silício de considerável potência e com grande eficiência como será visto a seguir.

1.3.1 Aplicações e características Como a geração e distribuição de energia é quase universalmente feita em c.a., as linhas de transmissão em c.c. são usadas para o transporte de grandes blocos de energia de uma localidade para outra em um sistema, ou realizam a conexão entre dois sistemas c.a., que podem inclusive operar em freqüências diferentes. Este é o caso de Itaipu, cujo sistema c.c. transmite a metade da potência total correspondente às turbinas que operam em 50 Hz (parte paraguaia da usina) [7]. Outro exemplo ocorre no Japão, onde um sistema em 60 Hz opera em paralelo com outro de 50 Hz, via interligação c.c. Nas aplicações em c.c. em alta-tensão, a tensão alternada é elevada por transformadores antes da retificação. Só então é retificada e transmitida em c.c. até um ponto onde é novamente invertida em c.a. Este último processo é realizado pelo inversor, localizado na outra ponta da transmissão. A partir deste ponto, o nível de tensão c.a. pode ser transformado para outro nível de transmissão e/ou distribuição. A fig. 1.19 a seguir ilustra um diagrama esquemático simplificado de uma linha de transmissão c.c. entre dois sistemas c.a.

16

Fig. 1.19. Elo de corrente contínua, diagrama unifilar [7].

A maioria dos sistemas de transmissão c.c. em AT operam aterrados. Neste arranjo, um dos condutores opera a um potencial positivo igual à metade da tensão entre linhas, e o outro condutor opera a um potencial de mesma magnitude, porém negativo em relação ao terra. Sob condição normal equilibrada, pouca ou nenhuma corrente circula pela terra. Esta situação está explicitada na diagrama da fig. 1.20.

Fig. 1.20. Diagrama de uma linha de transmissão c.c. de 700 kV, interligando

duas subestações c.a. Observe potenciais de +350 kV e –350 kV em relação ao terra [12].

Como exemplo a fig. 1.21 mostra o sistema de transmissão de Itaipu em forma simplificada (linhas c.a. e c.c.) O sistema c.c. opera com dois bipólos nas tensões +600 kV e -600 kV em relação ao terra, que corresponde a tensão de 1200 kV entre linhas. Vai desde Itaipu até Ibiúna-SP, cobrindo uma distância de 810 km e transportando uma potência de 6000 MW [3].

Foto de uma das linhas c.c. de 600 kV Fig.1.21. Diagrama unifilar do sistema de transmissão de Itaipu, mostrando linhas c.c., retificador e inversor [7].

1.3.2 Vantagens Vários fatores favorecem a transmissão de grandes blocos de energia a longas distâncias, por meio da corrente contínua em alta tensão: a) Requerimento de menor nível de isolamento: por exemplo, em um sistema c.a. de 500 kV, o pico de tensão entre fases é de 500*1,41 = 707,1 kV e entre fase neutro é de 500*1,41/1,73 = 408 kV. Já uma linha aterrada operando em 500 kV tem esta tensão entre a linha positiva e negativa e, uma tensão de 250 kV entre linha e terra. Portanto, é requerido um menor nível de isolamento em corrente contínua. A linha c.a. exige mais isolação entre a torre e os condutores e um maior afastamento entre eles e a terra. b) Não há efeitos de reatâncias capacitivas e indutivas: as quedas de tensões e a perda são devidas à sua resistência. (A regulação não é influenciada pela freqüência, pois X = L deixa de existir). c) Determinação do fluxo de potência: o sentido e a quantidade da potência transferida são ajustados pelo aumento ou diminuição da tensão nas subestações. d) Reação rápida: tem alta capacidade de reação durante transitórios que ocorrem na parte c.a. do sistema. e) Menor perda de energia, por efeito Joule, para mesma potência c.a. transmitida. f) Além disso, a quantidade de cabos é reduzida em relação à transmissão em c.a., veja o exemplo na figura 1.22(a) para uma configuração c.c. monopolar, [18].

17

A fig. 1.22(b) ilustra uma situação em que o custo total de uma linha c.c. a partir de uma determinada distância passa a ser menor que o custo total de uma linha c.a., [18].

Fig. 1.22. (a) Comparação de torres de transmissão c.c. e c.a. (b) Custos entre transmissão c.c. e c.c. em função da distância [18].

1.3.3 Desvantagens a) Custo do equipamento retificador-inversor: maior custo inicial do que transformadores, maior complexidade tecnológica do retificador e inversor, geração acentuada de harmônicos: como conseqüência, torna-se oneroso instalar subestações intermediárias em uma linha c.c. (que inclusive devem ser dotadas de filtros de harmônicos), enquanto que em c.a., é mais barato instalar transformadores em SEs ao longo da transmissão, permitindo alterações em níveis de tensão e o atendimento de cargas em trechos distintos da rede. b) Operação de disjuntores: o processo de abertura em c.c. é mais difícil. Em c.a. a corrente passa por zero duas vezes a cada ciclo o que facilita a extinção do arco elétrico que se forma ao se abrir os contatos. c) Corrosão: em situação de defeito (por exemplo, danificação ou perda de um condutor) a linha pode operar com capacidade reduzida, utilizando apenas um condutor (o positivo ou o negativo) e o terra completando o circuito. No caso de haver retorno pelo terra, a corrente pode provocar corrosão em tubulações de gás, sistemas de água, cabos de comunicações e outras instalações subterrâneas.

1.4 Sistema Interligado Nacional (SIN) No Brasil, até a década de 1950 existiam apenas sistemas isolados, isto é, a energia produzida em uma usina era transportada diretamente aos centros de consumo, de forma ponto a ponto, como mostra de forma simplificada a fig. 1.23.

Fig. 1.23. Geração, transmissão e distribuição ponto a ponto.

A demanda por grandes quantidades de potência e a necessidade de maior confiabilidade são fatores que conduziram à interligação de sistemas vizinhos. A fig. 1.24(a) ilustra a interligação de sistemas, em particular apenas da parte do sistema Sul-Sudeste brasileiro. Quando as concessionárias eram ligadas verticalmente (antes da desregulamentação/privatização), o sistema interligado era obtido pela simples interligação de seus subsistemas. Cada bloco que constitui o sistema interligado representa um subsistema, com suas usinas, transformadores, linhas de transmissão e sistemas de distribuição próprios. Recentemente (antes de 1999), o sistema interligado Norte-Nordeste foi conectado ao sistema Sul-Sudeste através de linhas de transmissão c.a. de 500 kV de cerca de 1020 km (sistema FURNAS), ligando Imperatriz-MA a subestação de Serra da Mesa em Goiás. Um esquema simplificado dessa interligação está mostrado na fig. 1.24(b). O projeto previu que essa linha poderia, com as compensações série (capacitores) e paralelo (reatores), transportar até 1300 MW em ambos os sentidos Sul-Norte ou Norte-Sul.

18

(a)

(b)

Fig. 1.24. (a) Sistema Sul-Sudeste brasileiro interligado, [7]. (b) Interligação dos sistemas Norte-Sul, [7]. Com tamanho e características que permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é predominantemente hidrotérmico de grande porte, com forte presença de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. Há ultimamente, uma expectativa de maior participação de fontes alternativas como a eólica, solar, biomassa, etc., na matriz energética. O Sistema Interligado Nacional é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, em pequenos sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica [13]. Assim, a energia elétrica consumida em São Paulo, não vem necessariamente de uma usina específica, como Itaipu por exemplo. A energia pode ter sido produzida por outras usinas e é compartilhada através das linhas de interligação. A fig. 1.25 mostra alguns detalhes no mapa do Sistema Eletrobrás Furnas Interligado.

Fig. 1.25. Mapa do Sistema Eletrobrás Furnas interligado, http://www.furnas.com.br/hotsites/sistemafurnas/mapa.asp,

acessado em 14/08/2017.

19

Já a fig. 1.26 mostra o mapa do Sistema Interligado Nacional referente ao horizonte 2015 (simplificado). O termo Rede Básica se refere a rede de transmissão do sistema com tensões iguais a 230 kV e acima. E na fig. 1.27 tem-se a Hierarquia dos Centros de Operação em Tempo Real.

Fig. 1.26. Sistema de transmissão brasileiro, mapa simplificado,

http://www.ons.org.br/conheca_sistema/mapas_sin.aspx, acessado em 14/08/2017.

Fig. 1.27. Hierarquia dos Centros de Operação em Tempo Real [14].

*Agente: qualquer empresa que atue no Setor Elétrico e que tenha relação com o ONS é considerada um AGENTE. Assim sendo, tem-se Agentes de Geração, Agentes de Transmissão e Agentes de Distribuição. Exemplificando: a usina de Cachoeira Dourada é um Agente de Geração, a Celg G&T é um agente de transmissão e a Celg D é um agente de distribuição (lembrando que a subtransmissão é de responsabilidade das distribuidoras). * CAMMESA (Compañia Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S/A) "Companhia Administradora do Mercado Atacadista Elétrico" – empresa que, por meio de seu Centro de Controle de Operação (COC), é o órgão responsável pela coordenação das ações operativas no Sistema Elétrico Argentino [15], ver também: http://www.cammesa.com/inicio.nsf).

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1.5 Redes elétricas inteligentes (smart grids) A partir do início da última década, o conceito das redes inteligentes de energia começou a ser formatado e tornou-se um dos temas mais discutidos do setor elétrico mundial. Por se tratar de um conceito, e não de um produto, sua motivação, interpretação, abrangência e desafios são diferenciados entre os países, regiões do Brasil, entre concessionárias, ou mesmo, entre regiões de uma mesma área de concessão, conforme a referência [17]. Segundo esta mesma referência, as redes elétricas inteligentes devem ser vistas como uma convergência tecnológica, como mostra a fig. 1.28.

Fig. 1.28. Redes elétricas inteligentes (REIs) - uma convergência tecnológica [17].

Assim, a rede elétrica inteligente compreende um conjunto de sistemas que envolvem de forma geral a automação da rede, o fornecimento com gerenciamento de energia, e canais de interação e serviços para o consumidor. A definição de rede inteligente varia de acordo com as necessidades (reduzir perdas, poluentes, custos operacionais) e com a ótica (financeira, ambiental, entre outras) de seu autor. A smart grid é uma visão a ser completada, e que deve ser construída de acordo com as necessidades do mercado onde será implementado e tomando em conta múltiplas perspectivas, entre elas, tecnológica, ambiental, socioeconômica e político-regulatória, conforme [18]. A fig. 1.29 ilustra, simplificadamente, alguns conceitos gerais de redes inteligentes, enquanto que a fig. 1.30 mostra uma visão local.

Fig. 1.29. Ilustração simplificada de rede elétrica inteligente: visão geral, acessada em 06/08/2015, em:

http://www.cemig.com.br/pt-br/A_Cemig_e_o_Futuro/sustentabilidade/nossos_programas/Redes_Inteligentes/Paginas/as_redes_inteligentes.aspx,

21

Fig. 1.30. Visão local. Fonte: catálogo WEG – Automação/Soluções em Smart Grid, 09/2014.

Com outras palavras, a Rede Inteligente é uma modernização da rede de distribuição, automatizando-a, com gestão integrada de sua infraestrutura e serviços, possibilitando obtenção de informações e execução de ações em tempo real. São características e/ou metas pertinentes às redes inteligentes, alguns itens ilustrados na fig. 1.31: • uso de sensores, controladores, atuadores e chaveamento eletrônico; • gerenciamento de informações: processamento, armazenamento, interpretação de dados e tomada de decisões operativas; • redução de perdas no fornecimento de energia e aumento da eficiência energética; • diminuir impactos ambientais com a otimização do sistema de forma integrada; • controle de sistemas em tempo real; • melhoria da eficiência operacional; • melhoria da qualidade da energia e do serviço prestado ao cliente; • gerenciamento pelo lado da demanda; • medição e uso de tarifas inteligentes para faturamento; • automação das redes aéreas e subterrâneas; • integração de geração distribuída em pequena escala como solar, eólica, microturbinas, etc., e armazenamento de energia; • tratamento de cargas especiais como os veículos elétricos; • possibilitar menores investimentos de longo prazo.

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Fig. 1.31. Diversos itens de redes elétricas inteligentes.

Fonte: catálogo WEG – Automação/Soluções em Smart Grid, 09/2014. Enfim, INTEGRAÇÃO é uma palavra chave das redes inteligentes, sendo do ponto de vista tecnológico:

A integração dessas tecnologias à tradicional infraestrutura dos sistemas de energia elétrica proporcionará importantes mudanças na forma de gestão dos processos das concessionárias e no relacionamento entre regulador, concessionária e clientes. Por outro lado, a aplicação do conceito das redes inteligentes somente será válida se contribuir para o aumento da eficiência operacional, para a melhoria da qualidade de energia e do serviço prestado ao cliente, bem como, espera-se redução das perdas no fornecimento de energia [17].

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1.6 Resumo a) O sistema de energia elétrica é provido de uma complexa infraestrutura que integra medições, proteção, telecomunicações, supervisão e controle, funcionando em tempo real, ver fig. 1.3.

b) O sistema de transmissão difere, quanto ao funcionamento e às características, dos sistemas de distribuição e subtransmissão. Enquanto que esses dois últimos simplesmente "retiram" energia do sistema e a enviam a aglomerados de cargas, a função de um sistema de transmissão é bem diferente. Ele lida com maiores blocos de potência, liga as estações geradoras a todos os pontos de maior carga do sistema e faz a interconexão com outros sistemas de potência. Essa diferença é evidenciada na estrutura da rede. Enquanto na distribuição e subtransmissão a rede é geralmente radial (mas não sempre), o sistema de transmissão costuma ser em malha. Enquanto a estrutura radial é a solução mais óbvia no caso da energia fluir numa direção predominante, a estrutura em malha permite uma maior combinação de percursos. c) O sistema ou rede interligada única é formada por um circuito elétrico com milhares de quilômetros de extensão, de alta complexidade, devido ao número de variáveis necessárias para sua representação adequada. Mesmo para estudos em regime permanente, por exemplo, podem ser necessárias milhares de equações algébricas. Em sua grande maioria, a geração, transmissão, subtransmissão e distribuição primária e secundária são trifásicas. d) A operação do sistema interligado nacional leva em conta a integração de vários aspectos: é centralizada e desempenhada pelo ONS e distribuída desde o Centro Nacional de Operação, passando pelos centros operativos regionais, centros de operação dos agentes até chegar ao nível das instalações, ver fig. 1.27. Os operadores do ONS monitoram ininterruptamente as condições da Rede Básica e os fluxos de potência de interligações. e) O setor elétrico mundial tem passado por um amplo processo de reestruturação organizacional. Um modelo ainda vigente, os sistemas elétricos são divididos em segmentos como: geração, transmissão, distribuição e comercialização. No Brasil, este processo de reestruturação foi desencadeado com a criação de um novo marco regulatório, a desestatização das empresas do setor elétrico, e a abertura do mercado de energia elétrica. f) Pode-se ainda citar assuntos relacionados a sistemas elétricos, tais como: fontes alternativas e geração distribuída, redes inteligentes (smart grids), qualidade da energia elétrica, transitórios em sistemas de potência, e novidades que surgem a todo momento, ou seja, naturalmente, os Sistemas Elétricos de Potência evoluem sempre!

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Exercícios 01) (a) O que é o sistema de energia elétrica? (b) Quais são suas finalidades? (c) Exercite sua criatividade! Esboce um sistema de potência hipotético, em forma de diagrama unifilar, que englobe todas as etapas desde a geração até a distribuição secundária, levando em conta as topologias das redes dos vários níveis de tensão, interligação e subestações. Arbitre a quantidade de barras, estações geradoras, níveis de tensão, cargas, etc.

02) (a) Faça uma análise dos fatores que influenciam a transmissão de potência ativa expressada pela eq. (1.1). (b) Do que depende a reatância indutiva série X, de uma linha de transmissão? (c) A fim de aumentar a capacidade de transmissão, cite duas formas de contornar ou compensar o efeito da reatância indutiva X da linha.

03) No tocante à transmissão de energia, quais são as principais variáveis influentes do ponto de vista técnico-econômico? Faça uma análise crítica da fig. 1.17.

04) Esboce o diagrama unifilar de transmissão de potência através de um sistema c.c. Onde os transformadores devem estar posicionados em relação ao retificador e ao inversor? Por quê?

05) Cite vantagens e desvantagens da transmissão em c.c. em relação à c.a.

06) A figura abaixo ilustra a estrutura de um sistema de potência moderno. O que você observa de diferente em relação à fig. 1.1?

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07) Nas figuras abaixo identifique o(s) trecho(s) onde está a geração, subestações, transmissão, subtransmissão, linha de interligação, distribuição primária e distribuição secundária.

08) (a) O que representa o diagrama unifilar abaixo? (b) Identifique e explique a função de cada elemento enumerado no diagrama de (01) a (12).

(1)

(6)

(3)

(4) (5)

(7)

---(8)

(9) (11)

(2)

(8)

---(10)

(12)

26

09) O que é um sistema interligado? Cite as vantagens e desvantagens da interligação dos sistemas. 10) O que você entendeu por Operação do Sistema? Exemplifique com o caso do SIN. 11) Cite razões para se operar o sistema com elevadas tensões de transmissão. Justifique com exemplos numéricos. 12) Calcular e comparar a capacidade de transmissão de duas linhas trifásicas distintas, porém ambas com o mesmo comprimento de 160 km: • Linha A: projetada para uma tensão nominal de 140 kV, consistindo de um condutor por fase. Sua reatância/quilômetro é x = 0,5 /km. • Linha B: projetada para uma tensão nominal de 750 kV, consistindo em quatro condutores em feixe* por fase. Sua reatância/quilômetro é x = 0,344 /km.

*Feixe: Verifica-se que quando dois ou mais condutores de bitola razoável são colocados espaçados entre si de umas poucas polegadas e operados em paralelo, o “feixe” de condutores comporta-se como um condutor de maior bitola, no que diz respeito ao gradiente de potencial atmosférico ao seu redor. Os gradientes de potencial de cada condutor paralelo interagem de tal modo que o gradiente composto (campo elétrico) é semelhante àquele que existiria com um condutor de diâmetro extremamente grande [12]. Na figura ao lado tem-se uma das linhas c.a. trifásicas, 750 kV, do sistema de transmissão de Itaipu, observe os feixes em cada fase.

13) A partir da fig. 1.14 e do circuito monofásico equivalente, sabendo que Sij = ViI*, demonstre a eq. (1.1) e, também, que o fluxo de potência reativa (por fase), da barra i para a barra j pode ser expresso por:

X

VVVQ

jii

ij

cos2

; onde é o ângulo de potência = i – j (ou

ji VV )

14) Deduza agora as expressões de Pij e Qij considerando além da reatância indutiva a resistência série da linha. 15) Considere a fig. 1.14 novamente. Sendo a tensão fase-fase das barras i e j aproximadamente iguais a 138 kV, xL = 0,9876 /km e comprimento de 100 km, determine o valor do ângulo para que a potência ativa (total trifásica) transferida seja 75 MW. Determine também a potência reativa trifásica transferida entre as barras i e j. 16) Elabore um modelo simplificado de transmissão c.c., com duas barras, em analogia à fig. 1.14. Para o circuito correspondente escreva as equações de transmissão de potência ativa de uma barra para outra. Pela equação obtida analise as variáveis que influenciam no sentido e na quantidade da potência transmitida. Sugestão: considere nas barras fontes de tensão c.c. ideais (sem necessidade de representar retificadores/inversores, resistências internas, etc.) 17) Mostre através de um exemplo numérico porque o nível de isolamento requerido em uma transmissão c.c. é menor que o de uma transmissão em c.a. considerando um mesmo valor numérico de tensão c.a. fase-fase e de tensão c.c. com arranjo bipolar com terra.

18) Escreva – com suas palavras, figuras, esquemas –, a sua compreensão sobre redes elétricas inteligentes.

Algumas respostas dos exercícios 08) Símbolo (12): as distribuidoras possuem chaves normalmente abertas (NA) nos sistemas de distribuição que possibilitam transferência de carga. Em caso de desligamento programado ou por defeito, muitas vezes é possível isolar o trecho desejado, alimentando várias unidades consumidoras por caminho alternativo através das chaves NA. Estas chaves podem ser manuais ou automáticas. 12) A linha B tem uma capacidade de transmissão de aproximadamente 42 vezes maior que a linha A. 15) (a) = 22,9. Qij = 15,2 MVAr.

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Apêndice A - Classificação dos níveis de tensões no Brasil Classificação de Tensões em Baixa Tensão (BT), Média Tensão (MT) e Alta Tensão (AT) segundo a Resolução 505 da Aneel de 26/11/2001 [16]: • Baixa tensão: BT 1 kV. • Média tensão: 1 kV < MT < 69 k. • Alta tensão: AT 69 kV. AT, EAT, UAT - Exemplos: • AT - alta tensão: 69, 138, 230 kV. • EAT - extra-alta tensão: 345, 440, 500 e 750 kV. • UAT (ultra-alta tensão): 1000 kV e acima. Tensões usuais em sistemas de potência [3]:

Tensão (kV)

Campo de Aplicação Área do Sistema de Potência Padronizada Existente 0,220/0,127 0,110

Distribuição secundária (BT)

Distribuição

0,220/0,380 0,230/0,115 13,8 11,9

Distribuição primária (MT) 34,5 22,5 34,5

88,0 Subtransmissão (AT) 69 138 138

440 750

Transmissão Transmissão 230 345 500

127 220 380 V

distribuição

(secundária) (primária) Para voltar tecle: Alt–seta da esquerda (Alt )

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Apêndice B – Esquemas típicos de subtransmissão Na fig. B.1 se destacam arranjos com suprimento único, configuração radial, fig. (a), e arranjos com duas fontes de suprimento. Dentre estes, o da fig. (b) apresenta maior continuidade de serviço e flexibilidade de operação. Em todos os arranjos o bloco situado imediatamente a montante (sistema acima) do transformador, "chave de entrada", representa um disjuntor, uma chave fusível ou uma chave seccionadora [3]: (a) Rede 1: apresenta dentre todos os arranjos, o menor custo de instalação, é utilizável quando o transformador da subestação (SE) de distribuição não excede a faixa de 10 a 15 MVA. Sua confiabilidade está intimamente ligada ao trecho de rede de subtransmissão, pois, como é evidente, qualquer defeito na rede ocasiona a interrupção de fornecimento à SE. A chave de entrada, que visa unicamente a proteção do transformador, é usualmente uma chave fusível, podendo, no entanto, ser utilizada uma chave seccionadora, desde que o transformador fique protegido pelo sistema de proteção da rede de subtransmissão. (b) Rede 2: neste arranjo, observa-se que, para defeitos a montante de uma das barras extremas da rede de subtransmissão ou num dos trechos da subtransmissão, o suprimento da carga não é interrompido permanentemente. As chaves de entrada são usualmente disjuntores ou chaves fusíveis, dependendo da potência nominal do transformador. Estas chaves têm a função adicional de evitar que defeitos na SE ocasionem desligamento na rede de subtransmissão. (c) Rede 3: o barramento de alta da SE passa a fazer parte da rede de subtransmissão e a interrupção do suprimento é comparável com a do arranjo anterior, exceto pelo fato que um defeito no barramento de alta da SE impõe o seccionamento da rede, pela abertura das duas chaves de entrada. Elimina-se este inconveniente instalando-se a montante das duas chaves de entrada uma chave de seccionamento, que opera normalmente aberta. As chaves de entrada são usualmente disjuntores. (d) Rede 4: este arranjo, que é conhecido como "sangria" da linha, é de confiabilidade e custo inferiores aos das redes 2 e 3. É utilizável em regiões onde há vários centros de carga, com baixa densidade de carga. As chaves de entrada devem ser fusíveis ou disjuntores, para a proteção da linha.

Fig. B.1. Arranjos típicos de redes de subtransmissão [3]. Para voltar tecle: Alt–seta da esquerda (Alt )

29

Apêndice C – Unifilar com subestações da grande Goiânia - CELG Para terminar esta seção ilustra-se no diagrama unifilar abaixo as ligações das subestações da grande Goiânia (disponibilizado em 2012).

AN

HA

NG

UE

RA

20

MV

A

50

MV

A

69

KV

13

,8K

V

FIR

MIN

ÓP

OL

IS

PA

LM

EIR

AS

C. D

OU

RA

DA

PL

AN

AL

TO

BA

ND

EIR

AN

TE

S

BA

ND

EIR

AN

TE

S

10

0M

VA

10

0M

VA

AT

LÂ

NT

ICO

13

8K

V1

3,8

KV

13

,8K

V

13

,8K

V

33

,3M

VA

33

,3M

VA

33

,3M

VA

RE

AL

33

,3M

VA

25

MV

A

13

,8K

V

13

,8K

V1

38

K

V

23

0K

V

13

8K

V25

MV

A

69

KV

CE

PA

IGO

BE

LA

VIS

TA

DA

IA

PE

TR

OB

RA

S e

SE

NA

DO

R C

AN

ED

O

13

8K

V33

,3M

VA 1

3,8

KV

NA

NA

IND

EP

EN

DÊ

NC

IAG

OIÁ

13

8K

V33

,3M

VA

13

,8K

V

ME

IA P

ON

TE

13

8K

V33,3

MV

A 13

,8K

V

13

8K

V

DA

IA

13

8K

V1

3,8

KV

13

,8K

V32

MV

A

33,3

MV

A

13

,8K

V

13

,8K

V

32

MV

A

33

,3M

VA

CA

MP

INA

S

FE

RR

OV

IÁR

IO

AE

RO

PO

RT

O

13

8K

V

33,3

MV

A

33,3

MV

A

13

,8K

V

13

,8K

V1

38

KV

23

0K

V

13

,8K

V

13

,8K

V

13

,8K

V

50

MV

A

50

MV

A3

6M

VA

BR

AS

ÍLIA

GE

RA

L

BA

ND

EIR

AN

TE

S

XA

VA

NT

ES

15

0M

VA

15

0M

VA

15

0M

VA

23

0K

V

INH

UM

AS

I

GO

IÂN

IA L

ES

TE

BA

ND

EIR

AN

TE

S

NA

TA

PE

AR

ISC

O

2x

12

,5M

V

A

13

,8K

V1

38

KV

NF

NA

INH

UM

AS

II

NA

CA

RA

JÁ

S

23

0K

V1

38

kV

22

5M

V

A

13

,8K

V

33

,3M

VA

33

,3M

VA

13

,8K

V

25

MV

A

13

,8K

V

Para voltar tecle: Alt–seta da esquerda (Alt )

30

Referências bibliográficas [1] ELGERD, O. I., Introdução à Teoria de Sistemas de Energia Elétrica, McGraw-Hill, São Paulo-SP, 1981. [2] CASTRO C. A., Notas de aula da disciplina Sistemas de Energia Elétrica I, Unicamp, FEEC, 2005. [3] KAGAN, N., OLIVEIRA, C. C. B., ROBBRA, E. J., Introdução aos Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica, Editora Edgard Blücher, 1a edição, São Paulo, 2005. [4] ARAÚJO, C. A. S., SOUZA, F. C., CÂNDIDO, J. R. R., DIAS, M. P., Proteção de Sistemas Elétricos, Ligth/Interciência, Rio de Janeiro-RJ, 2002. [5] BERNADELLI, W. H., Subestações (Apostila do Curso de Subestações), Fundação Educacional de Barretos, Barretos-SP, revisão dez/1996. [6] WOOD, A. J., WOLLENBERG, B. F., Power Generation, Operation and Control, John Wiley & Sons, USA, 1984. [7] MONTICELLI, A., GARCIA A., Introdução a Sistemas de Energia Elétrica, Editora da Unicamp, Campinas–SP, 2000. [8] CAMINHA, A. C., Introdução à Proteção de Sistemas Elétricos, Edgard Blücher Ltda, 8a reimpressão, São Paulo-SP, 2000. [9] MEIER, A. v., Electric Power Systems - A Conceptual Introduction, IEEE Press, Wiley Interscience, 2006. [10] STEVENSON W. D. Jr., “Elementos de Análise de Sistemas de Potência”, McGraw-Hill, 2a Ed. em Português (4a Ed. americana), São Paulo–SP, 1986. [11] KUNDUR, P., Power System Stability and Control, McGraw-Hill, New York, 1994. [12] MILLER, R. H., Operação de Sistemas de Potência, Eletrobrás/McGraw-Hill, Rio de Janeiro, 1987. [13] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), www.ons.org.br, acessado em agosto/2009. [14] ONS - Operação do Sistema Elétrico Interligado Brasileiro, Apresentação na V Semana Integrada de Ciência e Tecnologia da PUC Goiás, outubro de 2009. [15] ONS – Acompanhamento Mensal dos Intercâmbios Internacionais – Fevereiro/2010. [16] ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica, Resolução 505 de 26/11/2001. [17] KAGAN, N., e autores diversos, Redes Elétricas Inteligentes no Brasil – Análise de Custos e Benefícios de um Plano Nacional de Implantação, Synergia Editora, Rio de Janeiro-RJ, 2013. [18] TOLEDO, F., (coordenador geral), Desvendando as Redes Elétricas Inteligentes – Smart Grid Handbook, Brasport, São Paulo-SP, 2012. [19] BOLLEN, M., HASSAN, F., Integration of Distributed Generation in the Power System, IEEE Press Series on Power Engineering and John Wiley & Sons, Inc., 2011.