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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ
DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA
CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELÉTRICA - ÊNFASE ELETROTÉCNICA
DIEGO ALEXANDRE BELMONTE BARBOSA
JEFERSON TURATTI PRAMIO
ILHAMENTO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS EM SISTEMAS DE 34,5kV:
ESTUDO E ANÁLISE DE SEUS IMPACTOS NO FLUXO DE POTÊNCIA E NO SISTEMA DE
PROTEÇÃO
CURITIBA
2007
DIEGO ALEXANDRE BELMONTE BARBOSA
JEFERSON TURATTI PRAMIO
ILHAMENTO DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS EM SISTEMAS DE 34,5kV:
ESTUDO E ANÁLISE DE SEUS IMPACTOS NO FLUXO DE POTÊNCIA E NO SISTEMA DE
PROTEÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à
disciplina de Projeto Final 2, como requisito parcial
para obtenção de grau de Engenheiro no Curso de
Engenharia Industrial Elétrica da Universidade
Tecnológica Federal do Paraná.
Orientadora: Profa. Andréa Lucia Costa, Dr. Eng.
Co-orientador: Prof. Eloi Rufato Junior, MSc. Eng.
CURITIBA
2007
Resumo
Na ocorrência de um desligamento programado ou involuntário as cargas do sistema
normalmente podem ser remanejadas, não ocasionando problemas aos consumidores. Porém,
às vezes ocorre a necessidade de corte de carga para manter a estabilidade e a segurança do
sistema elétrico. Nos últimos anos, os incentivos do governo à implementação de plantas
utilizando fontes alternativas ampliaram o número de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs)
no país. Neste contexto, surge a possibilidade do aproveitamento do potencial energético de
uma PCH em paralelo com o Sistema Interligado Nacional para operação de forma isolada em
situações de contingências. O presente trabalho avalia a possibilidade de ilhamento de uma
PCH através de simulações computacionais, fornecendo uma análise sob os aspectos de fluxo
de potência e proteção, com o objetivo de minimizar ou até evitar o corte de carga.
Palavras-chaves:
Ilhamento, Pequena central hidrelétrica, Corte de carga, Simulação.
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 Oferta de Energia Elétrica 2002................................................................................8
Figura 2.3 Estrutura de oferta de Eletricidade em 2001 no Mundo. ..........................................9
Figura 2.4 Exemplos de GD. ....................................................................................................17
Figura 3.1 –Contingências entre 1 e 2 subestações. .................................................................26
Figura 3.2 –Contingências em Anel. ........................................................................................26
Figura 3.3 – Mapa do Paraná divido em Regionais da COPEL. ..............................................28
Figura 3.4 – Curvas tempo-corrente para proteção de sobrecorrente.......................................34
Figura 3.5 – Atendimento dos ramais na operação isolada da empresa HIDROPAN. ............41
Figura 4.1 – Situação da LT 138kV da SE Apucarana até SE Pitanga. ...................................44
Figura 4.2 – Circuito Rio Quieto da subestação Pitanga 138/34,5/13,8kV..............................46
Figura 4.3 – Simplificado do Sistema Local. ...........................................................................46
Figura 4.4 – Coordenação de Fase referente ao curto na SE Candido de Abreu......................48
Figura 4.5 – Coordenação de Neutro referente ao curto na SE Candido de Abreu..................49
Figura 4.6 – Contingência do cto Rio Quieto da SE Pitanga para o cto Manoel Ribas da SE
Ivaiporã.....................................................................................................................................51
Figura 5.1 – Interligações das subestação e estações de chaves...............................................54
Figura 5.2 – Gráfico referente as correntes dos alimentadores da EC Cândido de Abreu. ......55
Figura 5.3 – Resultado dos cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio Quieto Ilhado ...57
Figura 5.4 – Configuração proposta para o fornecimento de energia apenas para o circuito Rio
do Tigre da EC Cândido de Abreu ...........................................................................................58
Figura 5.5 - Resultado dos cálculo de fluxo de potência de apenas o circuito Rio do Tigre
Ilhado........................................................................................................................................58
Figura 5.6 – Diagrama de Impedância do circuito Rio Quieto................................................60
Figura 5.7 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero para o circuito Rio Quieto.....61
Figura 5.8 – Contribuições do relé da PCH referente ao curto no final da linha do circuito Rio
Quieto. ......................................................................................................................................62
Figura 5.9 Diag. de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Cândido de Abreu........63
Figura 5.10 - Contribuição do religador 52-23 da estação de chaves Manoel Ribas ao curto no
final da linha do circuito Cândido de Abreu. ...........................................................................64
Figura 5.11 – Diagrama de seqüência positiva e sequência zero do circuito Rio do Tigre......65
Figura 5.12 - Contribuição do religador 52-18 da estação de chaves Cândido de Abreu ao
curto no final da linha do circuito Rio do Tigre. ......................................................................66
Figura 5.13 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Ubazinho...........67
Figura 5.14 - Contribuição do religador 52-13 da estação de chaves Cândido de Abreu ao
curto no final da linha do circuito Ubazinho. ...........................................................................68
Figura 5.15 – Diag de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Tereza Cristina..........69
Figura 5.16 - Contribuição do religador 52-26 da estação de chaves Cândido de Abreu ao
curto no final da linha do circuito Tereza Cristina. ..................................................................70
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 – Comparação de índices de desempenho do caso HIDROPAN, - ........................40
Tabela 4.1 – Níveis de Tensão do circuito Rio Quieto.............................................................45
Tabela 4.2 – Níveis de tensão referentes à transferência de carga para SE Ivaporã. ...............50
Tabela 4.3 – Curto circuito no final da LD, referente a subestação de Pitanga. ......................52
Tabela 5.1 – Valores encontrados pelo GASA para os alimentadores da EC Cândido de
Abreu. .......................................................................................................................................55
Tabela 5.2 – Condições de ajuste de fase para o relé da PCH..................................................62
Tabela 5.3 – Condições de ajuste de neutro para o relé da PCH..............................................63
Tabela 5.4 – Condições de ajuste de fase para o religador 52-23 ............................................64
Tabela 5.5 – Condições de ajuste de neutro para o religador 52-23.........................................65
Tabela 5.6 - Condições de ajuste de fase para o religador 52-18 .............................................66
Tabela 5.7 - Condições de ajuste de neutro para o religador 52-18 .........................................67
Tabela 5.8 - Condições de ajuste de fase para o religador 52-13 .............................................68
Tabela 5.9 - Condições de ajuste de neutro para o religador 52-13 .........................................69
Tabela 5.10 - Condições de ajuste de frase para o religador 52-26..........................................70
SUMÁRIO
1 PROPOSTA DO TRABALHO 1
1.1 INTRODUÇÃO 1
1.2 PROBLEMA 3
1.3 JUSTIFICATIVA 3
1.4 DELIMITAÇÕES 4
1.5 OBJETIVOS 4
1.5.1 OBJETIVO GERAL 4
1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 4
1.6 MÉTODO DE PESQUISA 5
1.7 ESTRUTURA DO TRABALHO 5
2 O NOVO AMBIENTE DO SETOR ELÉTRICO E A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 7
2.1 INTRODUÇÃO 7
2.2 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO 7
2.3 MATRIZ ENERGÉTICA 8
2.3.1 HISTÓRICO DO SETOR ELÉTRICO 10
2.3.2 A REESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO 11
2.3.3 OS AGENTES NO NOVO AMBIENTE 12
2.3.4 OS AGENTES INSTITUCIONAIS 12
2.3.5 PROINFA 15
2.4 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 16
2.4.1 PRODUTORES INDEPENDENTES E AUTOPRODUTORES DE ENERGIA 19
2.4.2 PERSPECTIVA DE USO DE GD NO BRASIL 20
2.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS 22
3 CONTINGÊNCIA DE CARGA 23
3.1 INTRODUÇÃO 23
3.2 CONTINGÊNCIA DE CARGA 23
3.3 ESTRUTURA DA COPEL 27
3.3.1 CRITÉRIOS UTILIZADOS PELA DISTRIBUIÇÃO PARA ANÁLISE DE TENSÃO E
CARREGAMENTO 28
Período de Carga 29
Níveis de Tensão da Barra Fonte 29
Níveis de Tensão da Barra Carga 29
Carregamento 29
Carga Adotada 30
Limitações 30
3.3.2 CONSIDERAÇÕES GERAIS UTILIZADAS NO ESTUDO 30
3.4 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO 31
3.4.1 SISTEMA DE PROTEÇÃO 32
Conceitos Básicos de Proteção 32
Proteção de Transformadores 33
Proteção de linhas 33
3.4.2 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO 35
3.4.3 CRITÉRIOS ADOTADOS PELA PROTEÇÃO DA COPEL DISTRIBUIÇÃO 35
3.5 ILHAMENTO 36
3.5.1 RESTAURAÇÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EM CASO DE BLECAUTES 37
3.5.2 ILHAMENTO INTENCIONAL UTILIZANDO GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 39
3.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS 42
4 ANÁLISE DE CASO EM SITUAÇÃO NORMAL 43
4.1 INTRODUÇÃO 43
4.1.1 CONFIGURAÇÃO DA SUBESTAÇÃO PITANGA 138/34,5/13,8KV 43
4.1.2 NÍVEL DE TENSÃO E CARREGAMENTO DO CIRCUITO RIO QUIETO 44
4.1.3 COORDENAÇÃO DE PROTEÇÃO 46
4.1.4 CONTINGÊNCIAS DO CIRCUITO RIO QUIETO 50
4.2 CONSIDERAÇÕES FINAIS 52
5 ANÁLISE DE CASO ILHADO 53
5.1 INTRODUÇÃO 53
5.2 FLUXO DE POTÊNCIA 53
5.2.1 GERÊNCIA DOS ALIMENTADORES DE SUBESTAÇÕES AUTOMATIZADAS - GASA 54
Potência dos Alimentadores da Estação de Chaves Cândido de Abreu 54
5.2.2 PROGRAMA DE ANÁLISE DE REDES - ANAREDE 56
5.2.3 FLUXO DO POTÊNCIA DO CIRCUITO RIO QUIETO ILHADO 57
5.2.4 FLUXO DE POTÊNCIA PARA O CIRCUITO RIO DO TIGRE DA EC CÂNDIDO DE ABREU
ILHADO 58
5.3 CÁLCULO DE CURTO-CIRCUITO 59
5.3.1 PROGRAMA DE CÁLCULO DE CURTO CIRCUITO - CCINT 59
5.3.2 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO 59
5.3.3 SENSIBILIDADE DO RELÉ DA PCH 60
5.3.4 SENSIBILIDADE DO RELIGADOR 52-23 DA ESTAÇÃO DE CHAVES MANOEL RIBAS –
CIRCUITO CÂNDIDO DE ABREU 63
5.3.5 SENSIBILIDADE DO RELIGADOR 52-18 DA ESTAÇÃO DE CHAVES CÂNDIDO DE
ABREU–CIRCUITO RIO DO TIGRE 65
5.3.6 SENSIBILIDADE DO RELIGADOR 52-13 DA ESTAÇÃO DE CHAVES CÂNDIDO DE
ABREU–CIRCUITO UBAZINHO 67
5.3.7 SENSIBILIDADE DO RELIGADOR 52-26 DA ESTAÇÃO DE CHAVES CÂNDIDO DE
ABREU–CIRCUITO TEREZA CRISTINA 69
5.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS 71
6 CONCLUSÃO DO TRABALHO 72
APÊNDICE A 74
APÊNDICE B 75
APÊNDICE C 78
APÊNDICE D 79
ANEXO A 82
ANEXO B 83
ANEXO C 84
ANEXO D 85
REFERÊNCIAS 86
1
1 PROPOSTA DO TRABALHO
1.1 INTRODUÇÃO
O setor elétrico brasileiro no modelo estatal teve seu maior desenvolvimento na década
de 70, representado pelo chamado “milagre econômico". Nesta época foram construídas as
maiores obras de geração hidrelétrica do país e deu-se início ao programa nuclear brasileiro
com a usina nuclear Angra I, entrando em fase de testes em 1981, em operação experimental
em março de 1982 e em operação comercial em janeiro de 1985. Angra II somente entraria
em operação em 2000. Além destes empreendimentos, foram construídos os grandes sistemas
de transmissão em 440 e 500 kV, os sofisticados sistemas de supervisão e controle e o tratado
de Itaipu, em 1973, cuja obra iniciou-se em 1975, sendo concluída somente em 1991.
A partir dos anos 80 houve um desgaste do modelo estatal, devido à falta de recursos
para investimentos, além de problemas com pagamentos de dívidas. Além disso, havia uma
contestação quanto a Eletrobrás como operadora, planejadora e holding federal. Em 1995, foi
aprovada a lei nº 8.967, que regulamentava os preceitos de licitação para concessões, abrindo
o setor à competição. Através da lei nº. 9.427 em 1996, foi criada a Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL), autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e
Energia (MME), com as atribuições de regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a
distribuição e a comercialização da energia elétrica e atender reclamações de agentes e
consumidores. A ANEEL também opera como mediadora entre os agentes do setor elétrico e
entre estes e os consumidores, concede, permite e autoriza instalações e serviços de energia,
garante tarifas justas, zela pela qualidade do serviço, exige investimentos, deve estimular a
competição entre os geradores e assegurar a universalização dos serviços. Em 1998 foi criado
o Operador Nacional do Sistema (ONS) pela lei nº. 9.648/98, cuja função básica é administrar
a rede básica de transmissão de energia seguindo regras e procedimentos de rede aprovados
pelos próprios agentes e homologados pela ANEEL.
A aprovação destas leis e a criação das entidades citadas surgiram devido ao processo
de reestruturação no setor elétrico nos últimos anos. Este processo também ocorreu, em vários
países, diminuindo significativamente as barreiras legais e econômicas ao surgimento de
novos agentes geradores de energia. Como conseqüência dessas mudanças, tem crescido o
número de geradores de pequeno e médio porte conectados diretamente em redes de
2
distribuição de energia elétrica, dando origem ao conceito de geração distribuída (GD). A GD
é uma expressão usada para designar a geração elétrica realizada junto ou próxima de um ou
mais consumidores, independentemente da potência, tecnologia ou fonte de energia. As
tecnologias de GD têm evoluído para incluir potências cada vez menores. O conceito de GD
incorpora: co-geradores e geradores que usam como fonte de energia: resíduos combustíveis
de processo, painéis fotovoltaicos e pequenas centrais hidrelétricas denominadas
simplesmente como PCHs (INEE, 2006).
O crescente aumento da demanda, o desejo de produzir energia sem degradar o meio
ambiente e a necessidade de aumentar a confiabilidade do suprimento interno, aliados à
redução de custos em alguns sistemas elétricos industriais (cogeração) são fatores que
também contribuem para a expansão da GD em todo o mundo. Alguns atributos da GD
podem ser considerados, tais como: planejamento não centralizado, despacho não
centralizado, normalmente com potência inferior a 50MW e usualmente conectado a sistemas
de distribuição. (CIGRÉ, 1999).
Esta nova ordem levou ao surgimento de um novo agente chamado de Produtor
Independente de Energia (PIE), o qual foi instituído pela Lei 9074/95, chamada Lei das
Concessões. A figura do PIE, juntamente com o Autoprodutor de Energia Elétrica (APE) teve
sua atividade regulamentada através do Decreto nº 2003, de 10 de setembro de 1996. O PIE é
um agente que comercializa a energia produzida. O APE é um agente auto-suficiente em
termos energéticos, consumindo toda a energia que produz, podendo ser o próprio gerador de
uma indústria. O APE também pode vender seu excedente energético. Um exemplo de
geração tanto para PIE ou para APE é a PCH, cujas características são de usinas com potência
instaladas entre 1 MW a 30 MW e com o reservatório com área igual ou inferior a 3 Km²
(ANEEL, 2006).
Os sistemas de distribuição são projetados para operarem, na maioria das vezes, de
forma radial e sem geração conectada aos alimentadores ou diretamente ao consumidor. A
introdução dessas fontes de geração de energia elétrica dependendo do ponto de conexão
causa um impacto significativo sobre o sistema, que pode ser observado na qualidade do
suprimento e em itens como o fluxo de potência, níveis de curto-circuito e aspectos de
controle e proteção. Com a presença da GD, surge a possibilidade de ilhamento intencional de
usina, o que neste trabalho será referido simplesmente como “ilhamento”.
O ilhamento é uma condição operativa que pode ocorrer quando por algum motivo,
seja um desligamento programado, um blecaute momentâneo ou até uma manutenção na rede
que impossibilite o fornecimento de energia do alimentador, a PCH passa a fornecer energia
3
localmente, minimizando o desabastecimento dos consumidores. Desta forma, o ilhamento
pode contribuir para melhorar os índices de desempenho do sistema: Duração Equivalente
por Consumidor (DEC) e Freqüência Equivalente por Consumidor (FEC). Neste trabalho é
realizado um estudo sobre ilhamento de PCHs com o objetivo de minimizar o
desabastecimento de consumidores em situações de contingências programadas. O trabalho
analisa exemplos de PCHs operando de forma ilhada e faz um estudo sobre a viabilidade do
ilhamento de uma PCH conectada ao circuito de distribuição Rio Quieto em 34,5kV,
analisando seus impactos no fluxo de potência e na proteção do sistema de distribuição.
1.2 PROBLEMA
A carência de estudos técnicos sobre a configuração de ilhamento de pequenas centrais
hidrelétricas faz com que a conexão isolada destas usinas ao sistema de distribuição não seja
recomendada. Desta forma, a energia produzida por estas PCHs deixa de ser utilizada em uma
situação de desligamento programada e os consumidores podem sofrer o corte de suas cargas.
Esta situação ocorre no circuito de distribuição do Rio Quieto da subestação Pitanga, que em
caso de desligamento (programado ou involuntário) os consumidores da região ficariam
desabastecidos. Este trabalho propõe-se a responder a seguinte questão:
Sob o aspectos de fluxo de carga e da proteção do sistema de distribuição, é
possível manter por algumas horas uma PCH conectada ao circuito de distribuição Rio
Quieto da subestação Pitanga em configuração de ilhamento?
1.3 JUSTIFICATIVA
Estudos sobre diferentes configurações da rede elétrica são feitos com o intuito de
melhorar o atendimento aos consumidores. Portanto, o estudo sobre o ilhamento de um a PCH
é justificado pois através desta alternativa pode-se reduzir a probabilidade dos consumidores
próximas à PCH serem desabastecidos no caso de um desligamento programado. Desta forma,
a motivação para este trabalho é mostrar que a configuração ilhamento é viável, através dos
estudos, das simulações e das análises dos resultados. Os estudos pertinentes ao trabalho
abrangem conhecimentos das áreas de geração de energia, englobando tópicos de estabilidade,
fluxo de potência e também da área de proteção. Uma das contribuições deste trabalho é o
estudo de ilhamento da PCH conectada ao circuito de distribuição Rio Quieto da subestação
Pitanga, possibilitando futuras consultas.
4
1.4 DELIMITAÇÕES
Para este trabalho não são abordadas as partes contratuais entre a concessionária e a
PCH, pois o foco do trabalho é a verificação da viabilidade técnica do ilhamento, sem
verificar temas referentes à comercialização de energia.
Para os cálculos são considerados que a PCH opera em regime permanente fornecendo
energia com tensão e freqüência dentro dos limites estabelecidos pela ANEEL, mantendo
assim a qualidade de energia.
Não são estudadas as proteções do gerador, pois a idéia é verificar a coordenação entre
as proteções do sistema de proteção geral da PCH em relação à proteção da concessionária.
1.5 OBJETIVOS
1.5.1 Objetivo Geral
Analisar a configuração de ilhamento da PCH conectada ao circuito de distribuição
Rio Quieto de 34,5kV da subestação Pitanga sob o aspectos de fluxo de potência e proteção
do sistema de distribuição.
1.5.2 Objetivos Específicos
• Estudar a configuração de ilhamento através de exemplos disponíveis na literatura;
• Calcular o fluxo de potência para a configuração de contingência usual do circuito Rio
Quieto quando ocorre o desligamento programado;
• Calcular o fluxo de potência para a configuração de ilhamento da PCH conectada ao
circuito Rio Quieto quando ocorre o desligamento;
• Analisar os resultados de fluxos de potência;
• Levantar os valores de curto circuito do sistema em configuração de ilhamento;
• Verificar a sensibilidade da proteção;
• Analisar e apresentar todos os resultados que comprovem a viabilidade técnica da
configuração de ilhamento.
5
1.6 MÉTODO DE PESQUISA
Inicialmente foi realizada uma revisão bibliográfica sobre tópicos tais como, fluxo de
potência, análises de contingências e PCHs, e também uma busca sobre trabalhos ou estudos
relacionados com ilhamento de PCHs. Foram consultados manuais técnicos dos equipamentos
disponíveis tanto na UTFPR, quanto em outras instituições como concessionárias, a fim de
identificar todos os recursos bibliográficos, como livros, apostilas, teses e monografias.
Também foram utilizados aplicativos eletrônicos citando, inicialmente, o ANAREDE1,
CCint2, PCP3.
Foram realizadas entrevistas com profissionais da área, pretendendo fazer uma
correlação entre a teoria e a experiência dos profissionais da área. Desta maneira, além de
aproveitar alguns estudos já realizados, foi possível identificar prováveis soluções para
problemas levantados.
1.7 ESTRUTURA DO TRABALHO
A estrutura desse trabalho está organizada em seis capítulos principais, conforme
descrito:
O primeiro capítulo é destinado à apresentação do trabalho focando o tema de
ilhamento de PCH, o problema a ser resolvido e as justificativas que levam à resolução do
problema, explicando o planejamento de atividades e diretrizes básicas adotadas durante o
trabalho.
O segundo capítulo faz uma descrição sucinta do novo ambiente do setor elétrico após
o início do processo de desregulamentação e descreve as principais características de GD.
O terceiro capítulo é destinado à abordagem teórica de sistema de potência, citando
cálculo de curto circuito e assuntos referentes a este trabalho como: contingência em linhas de
distribuição e ilhamento.
O quarto capítulo é destinado aos cálculos de fluxo de carga e análise de proteção do
sistema na configuração normal, além dos estudos em situação de contingência sem o
ilhamento. Neste capítulo estão apresentados os resultados e suas análises.
1 ANAREDE: programa de simulação para cálculo de fluxo de potência desenvolvido pelo CEPEL.2 CCint: programa de simulação para cálculo de curto circuito utilizado pela COPEL.3 PCP: programa de coordenação entre os equipamentos de proteção desenvolvido e utilizado pela COPEL.
6
O quinto capítulo destina-se ao estudo propriamente dito do ilhamento, realizando
análises dos resultados de fluxo de potência com intuito de verificar os níveis de tensão e o
carregamento do cabo, além dos estudos envolvendo curto-circuito para verificar a
sensibilidade das proteções.
Finalmente, o sexto capítulo se destinará as conclusões do trabalho envolvendo as
recomendações propostas sob o aspecto de fluxo de potência e proteção.
7
2 O NOVO AMBIENTE DO SETOR ELÉTRICO E A
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
2.1 INTRODUÇÃO
O setor de eletricidade possui algumas peculiaridades de grande complexidade. Em
primeiro lugar, a energia elétrica deve ser consumida no momento em que é produzida, uma
vez que o padrão tecnológico atual não permite que seja armazenada em grande escala a baixo
custo. Por isso, é necessária a interligação dos setores de geração, transmissão e distribuição
(ABREU, 1999).
Desde que foi introduzida a competição no setor elétrico pelas empresas geradoras,
iniciou-se um processo de reestruturação deste setor. Este processo ocorreu em vários países e
suas características variam de acordo com a cultura, interesses econômicos e políticos de cada
lugar. Neste capítulo é feita uma breve descrição das principais mudanças introduzidas com a
reestruturação do setor elétrico brasileiro, destacando-se os programas de incentivo à
produção de energia com pequeno impacto ambiental, como é o caso das PCHs.
2.2 SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
A partir da década de 1950, partiu de uma iniciativa estatal a tarefa de implantação da
infra-estrutura necessária ao desenvolvimento industrial do País, particularmente no setor
elétrico, cujos projetos demandam grandes volumes de recursos, possuem baixo retorno e
longo período de maturação, ou seja, fatores de desestímulo ao investidor privado na época.
A indústria de energia elétrica se manteve estatal, até a década de 1990, quando teve
início uma profunda reestruturação do setor estatal brasileiro. Diante da necessidade de
investimentos em infra-estrutura e da falta de capacidade financeira das empresas estatais, o
Estado pôs em prática um processo de privatização das empresas de energia com o objetivo de
promover os investimentos necessários para a expansão da capacidade instalada no País.
No entanto, as reformas introduzidas não foram suficientes para evitar o racionamento
de energia em 2001, episódio que ficou conhecido como “apagão”. Embora alguns atribuam a
necessidade de racionamento a fatores hidrológicos, não há como negar que a falta de
investimento foi decisiva para que se chegasse àquele extremo.
8
2.3 MATRIZ ENERGÉTICA
Existem algumas vantagens no Brasil em relação ao resto do mundo se comparar as
matrizes energéticas, principalmente no que tange ao uso de fontes renováveis. Enquanto 41%
da energia produzida no País é de origem renovável, a média mundial é de 14% e nos países
que compõem Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico – OCDE é ainda
menor, chegando a 6%. Outra vantagem do Brasil é a maior participação de energia hidráulica
na sua matriz energética, que atinge 13,6%, dado bastante expressivo se comparado com os
2,3% da média mundial. O mesmo comentário pode ser feito em relação à biomassa, que
representa 27,2% da matriz energética do Brasil e 11,5% na média mundial (BRDE, 2004).
A Figura 2.1 apresenta um gráfico da matriz energética brasileira no ano de 2002. A
Figura 2.2 mostra a oferta de energia elétrica no Brasil identificando o tipo de produção.
MATRIZ ENERGÉTICA
Petróleo eDerviados
42%
Gás Natural8%
Hidraúlico eEletricidade
14%
Biomassa27%
Carvão Mineral7%
Urânio2%
Figura 2.1 Matriz Energética 2002.Fonte: Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul-BRDE
O que predomina no setor elétrico brasileiro é a geração hidrelétrica. A oferta total
interna de energia em 2003 atingiu o montante de 364,9 TWh que, somados à importação de
37,1 TWh, possibilitaram uma oferta total de 4,02 TWh, sendo 74,9% de origem hídrica.
Comparando a estrutura da oferta de eletricidade brasileira com a mundial (Figura 2.3),
percebe-se que o País, por seu potencial hídrico, dispõe de uma vantagem comparativa em
9
relação aos demais, visto que essa fonte é significativamente mais econômica comparada com
as outras.
ESTRUTURA DA OFERTA DA ELETRICIDADE NO BRASIL
Nuclear3.30%
Térmica11.40%
PCH até 30MW1.80%
Importação9.20%
Hidrelétricas74.30%
Figura 2.2 Estrutura de oferta de Eletricidade em 2003 no Brasil.Fonte: Ministério de Minas e Energia-MME
ESTRUTURA DA OFERTA DA ELETRICIDADE NO MUNDO
Nuclear17.10%
Petróleo7.50%
Gás Natural18.30%
Hidrelétricas16.60%
Carvão Mineral38.70%
Outras1.80%
Figura 2.3 Estrutura de oferta de Eletricidade em 2001 no Mundo.Fonte: Ministério de Minas e Energia - MME
10
2.3.1 Histórico do Setor Elétrico
A partir da década de 60, o setor elétrico brasileiro teve seu maior impulso, como
mostrado na Tabela A.1 do Anexo A. Este avanço teve uma contribuição do Plano de Metas
do Governo JK4, que direcionou cerca de 42% dos investimentos do plano para o setor. Entre
1955 e 1961 houve um aumento de 65% na capacidade instalada de geração de energia
elétrica que passou de 3.149,0 MW para 5.205,7 MW. É desse período também a criação de
grande parte das empresas estaduais de energia elétrica, como a Escelsa, a Celesc e a Central
Elétrica de Furnas (MME, 2004).
Entre as principais medidas adotadas neste período está a criação, em junho de 1962,
da Eletrobrás, com a missão de coordenar e planejar o setor. Em 1965, ocorreu a
transformação da Divisão de Águas e Energia no Departamento Nacional de Águas e Energia,
vinculado ao Ministério de Minas e Energia - MME, já criado em 1960, cuja denominação
passou para DNAEE em 1967.
Outro evento de reflexo significativo foi a autorização e regulamentação da reavaliação
permanente de ativos, que, em última análise, permitiu a correção do valor das tarifas.
Em 1963, a hidrelétrica de Furnas entrou em operação, conectando os sistemas de
suprimento de Minas Gerais, São Paulo e Rio de Janeiro e dando início ao processo de
interligação do sistema elétrico brasileiro. Ainda nos anos 60, outros sistemas foram sendo
interligados, aumentando a complexidade operacional do sistema, o que levou o MME a criar
Grupo Coordenador para a Operação Interligada – GCOI, órgão especializado para operação
do parque gerador (MME, 2004).
Uma característica do início da década de 70 foi à solidez financeira do setor,
possibilitando sua expansão. Apesar de haver tido a primeira crise do petróleo em 1973, o
Brasil passou incólume, dando início nesta época as maiores obras de geração e transmissão
do país.
No entanto, no final da década de 1970, as empresas do setor começaram a ser usadas
pelo governo para captação de recursos externos e no combate à inflação através da contenção
do reajuste das tarifas. Com a política de contenção de tarifas, o órgão responsável de registrar
o excesso ou insuficiência de remuneração, Conta de Resultados a Compensar (CRC), passou
a acumular déficits que chegaram à aproximadamente US$ 7 bilhões em 1987 (BRDE, 2004).
4 Plano de Metas: estabelecia 31 objetivos a serem alcançados em seu governo, priorizando os seguintes setores:energia, transportes, alimentação, indústria de base e educação.
11
Esse contexto desencadeou um processo de inadimplência das concessionárias de
energia junto aos seus fornecedores, alegando que a política tarifária do governo central
desrespeitava a legislação que previa a remuneração garantida. Esse processo de
inadimplemento intra-setorial se agravou até 1993 quando o saldo negativo da CRC chegou a
US$ 27 bilhões.
2.3.2 A Reestruturação do Setor Elétrico
Foram realizadas diversas mudanças na legislação, ao longo da década de 1990, até a
edição da Medida Provisória nº 144 de dezembro de 2003, que reformulou o setor elétrico.
A referida Medida Provisória foi transformada na Lei 10.848, de 15 de março de 2004,
estabelecendo o novo modelo institucional do setor elétrico. Os principais objetivos do
programa, conforme documento publicado pelo MME, são:
• garantir a segurança de suprimento;
• promover a modicidade tarifária;
• promover a inserção social no setor elétrico, em particular pelos programas de
universalização de atendimento (MME, 2004).
A forma de comercialização de energia foi uma das principais mudanças introduzidas.
O setor de geração continua sendo tratado como competitivo, porém, terá uma “competição
orientada” ou direcionada para garantir a expansão da capacidade instalada de forma
planejada, visando maior segurança no suprimento e menor custo na tarifa final paga pelos
consumidores. As novas usinas serão construídas sob encomenda das distribuidoras, que
deverão informar ao MME sua projeção de demanda futura (MAE, 2004).
Os leilões de concessão eram feitos com base no maior preço na normalização
anterior. Além disso, o vencedor da concessão deveria conseguir a licença ambiental e ainda
buscar mercados para vender a sua energia. No novo modelo, o vencedor do leilão será o que
oferecer a menor tarifa e o leilão só será realizado após concessão da licença ambiental. Outro
fator importante é que o vencedor do leilão já terá o contrato de venda garantido (PPA
Power Purchase Agreement).
Para a execução do modelo foram criados novos agentes institucionais. Os três novos
agentes são: a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, a Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE e o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Além
disso, foram alteradas algumas atribuições dos órgãos existentes.
12
2.3.3 Os Agentes no Novo Ambiente
O setor elétrico caracterizava-se antigamente por uma estrutura verticalizada na qual
uma mesma empresa era responsável pela produção, transporte e entrega da energia elétrica.
Com a desverticalização, estas empresas foram separadas em empresas de geração,
transmissão e distribuição.
A idéia principal da desverticalização é a de que haja competitividade na área da
geração, sendo que a geração pode ser Concessionária de Serviço Público de
Geração (CSPG), Produtor Independente de Energia (PIE) ou Autoprodutores (APE). A
energia pode ser vendida em qualquer lugar do Sistema Interligado Nacional (SIN), desde
conjuntos de distribuidores, até consumidores livres.
Essa forma de organização dá mais transparência ao setor, na medida em que torna
mais visível a base de remuneração de cada atividade, bem como sua formação de custos,
possibilitando maior controle da sociedade sobre a concessão.
Já a atividade de distribuição passa a ser orientada para o serviço de rede, com venda
de energia somente aos consumidores com tarifas e demais condições reguladas pela ANEEL,
podendo a concessionária apenas vender energia a consumidores livres em condições
reguladas. No caso de consumidores livres que optarem por outros fornecedores, o
distribuidor tem a função de provedor de rede, devendo ser remunerado pela Tarifa de Uso de
Sistema de Distribuição (TUSD).
Os consumidores livres, independentemente do nível de tensão exigido, podem ser
atendidos pelo distribuidor local, comprar energia de um produtor independente ou ainda,
comprar energia por meio de um comercializador. A contratação livremente negociada, no
caso das duas últimas opções, poderá representar toda ou parte da carga.
2.3.4 Os Agentes Institucionais
No novo modelo institucional para o setor elétrico, criado a partir de 2003, o governo
federal reassume o papel do planejamento e da implementação de políticas energéticas para o
País. Além disso, os poderes do Ministério de Minas e Energia (MME) foram ampliados no
novo modelo, que passou a ter responsabilidade maior no planejamento do setor.
O poder de outorga e concessão, anteriormente atribuído à ANEEL, retorna ao
Ministério, além da responsabilidade de ações preventivas para a restauração e manutenção do
equilíbrio entre oferta e demanda. As principais funções do Ministério são as seguintes:
13
• formulação e implementação de políticas para o setor energético de acordo com as
diretrizes do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE;
• exercício da função de planejamento setorial;
• exercício do poder concedente;
• monitoramento da segurança de suprimento por intermédio do Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) perde espaço de atuação, ficando
responsável apenas pela regulação definida pelo poder concedente e pela fiscalização do setor.
As atribuições da ANEEL são de:
• mediação, regulação e fiscalização do funcionamento do setor;
• realização de leilões de concessão de empreendimentos de geração e transmissão por
delegação do MME;
• licitação para aquisição de energia para os distribuidores (nova função).
O Operador Nacional do Sistema (ONS) continua tendo como responsabilidade o
despacho centralizado da energia no Sistema Interligado Nacional (SIN). Através de um
modelo computacional, o ONS calcula o despacho ótimo de cada usina, maximizando a
utilização intertemporal dos reservatórios das usinas hidrelétricas (ONS, 2004).
Devido às características do sistema brasileiro, com preponderância da geração
hidrelétrica em usinas de grande porte, é fundamental que o despacho seja feito de forma
coordenada. Muitas usinas estão localizadas ao longo do mesmo rio, estando, dessa forma,
interligadas elétrica e hidraulicamente. Em razão disso, o ótimo não é necessariamente o
ótimo sistêmico (BRDE, 2004).
Além do mais, usinas localizadas em diferentes rios, sem ligação física entre si,
também são interligadas pelo sistema de transmissão. Havendo escassez de chuvas em uma
região, as usinas nela localizadas despacham menor quantidade de energia e as localizadas em
locais com maiores quantidades de chuvas despacham mais energia para o sistema,
“transferindo” água para aquela região. Assim, é fundamental a existência de um grande
sistema de transmissão que funcione não somente para o transporte de energia, mas também
como fator de otimização do sistema, permitindo transferir excedentes de energia de uma
região para outra, aproveitando diferenças sazonais nos ciclos de chuvas.
São atribuições do ONS, conforme estabelece a lei 9.648/98:
• planejamento e programação da operação e despacho centralizado da geração, com
vistas à otimização dos sistemas eletroenergéticos interligados;
14
• supervisão e coordenação dos centros de operação dos sistemas elétricos;
• supervisão e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais
interligados e das interligações internacionais;
• contratação e administração de serviços de transmissão de energia elétrica e respectiva
condições de acesso, bem como dos serviços ancilares5;
• definição de regras para a operação das instalações de transmissão da rede básica dos
sistemas elétricos interligados, a serem aprovadas pela ANEEL;
• proposição à ANEEL das ampliações das instalações da rede básica de transmissão,
bem como dos reforços dos sistemas existentes a serem licitados ou autorizados.
O novo modelo altera esse último item, prevendo que o ONS deve encaminhar as
propostas de ampliação e reforços da rede básica ao MME que, por sua vez, solicita à
Empresa de Pesquisa Energética - EPE os estudos necessários para o planejamento da
expansão (ONS, 2004).
Criada pela Lei 10.847 de março de 2004, A EPE tem a função de elaborar estudos
para subsidiar o planejamento do setor energético, não apenas elétrico, mas também das
demais fontes. Entre outras atividades, compete a EPE:
• execução de estudos/projeções para definição da matriz energética;
• realização de estudos de planejamento da expansão do setor elétrico, tanto de geração
como de transmissão;
• realização de estudos de potencial energético, incluindo inventários de bacias
hidrográficas;
• estudos de viabilidade econômica e ambiental de usinas e obtenção de Licença Prévia
Ambiental envolvendo empreendimentos de geração e transmissão.
Anualmente, a EPE publica o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDEE) com a
previsão de crescimento em geração e transmissão para os 10 anos subseqüentes.
Neste novo modelo, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) sucede
o Mercado Atacadista de Energia (MAE), absorvendo suas funções e estrutura organizacional.
Entre as funções da CCEE está a de apurar as tarifas de suprimento dos distribuidores a serem
consideradas pela ANEEL na formação das tarifas dos consumidores regulados. Além destas
5 Serviços Ancilares são os recursos e ações que garantem a continuidade do fornecimento, a segurança dosistema e a manutenção dos valores de freqüência e tensão, englobando serviços tais como, regulação primária,regulação secundária, suporte de reativo para controle de tensão, suprimento de perdas, reservas de contingênciase capacidade de restauração autônoma (black-start).
15
funções, a CCEE é responsável pela comercialização de energia como leilões de compra e
vendas.
E, por fim, com a função de garantir o suprimento de energia existe o Comitê de
Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE).
2.3.5 PROINFA
As fontes renováveis de energia terão participação cada vez maior na matriz energética
global já que a crescente preocupação com questões ambientais e com a promoção do
desenvolvimento econômico em bases sustentáveis tem se tornado cada vez mais freqüentes
nas grandes discussões internacionais.
Enquanto a média mundial da oferta de fontes renováveis situa-se em torno de 14%, a
oferta interna de energia renovável do País é de cerca de 40%. Com o objetivo de desenvolver
e ampliar o fornecimento de energia através dessas fontes e também diversificar a matriz
energética nacional, o Governo Federal, através da Lei 10.438, criou o Programa de Incentivo
às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA), que estabelece a contratação, na primeira
etapa do programa, de 3.300 MW de energia no Sistema Integrado Nacional (SIN) gerados
por fontes eólicas, biomassa e PCHs, sendo 1.100 MW de cada fonte. Com o PROINFA,
pretende-se que a participação dessas fontes passe dos atuais 3,1% para 5,9% do total da
energia produzida no País (MME, 2004).
As PCHs são usinas com potência instalada superior a 1 MW e igual ou inferior a
30 MW que atendem a requisitos específicos definidos pela ANEEL. Segundo a Agência, há
um total de 3.669 MW em PCHs já autorizadas para funcionamento. Desses, 403,8 MW já
tiveram suas obras iniciadas. O Brasil possui um potencial de 9.800 MW e há 2.000 MW em
operação.
A energia da biomassa pode ser gerada através de matéria orgânica animal ou vegetal
e resulta, em essência, da transformação da energia solar em energia química por meio da
fotossíntese. A participação da biomassa na geração energética no Brasil é de 27%, sendo
11,9% a partir da utilização de lenha e carvão vegetal, 12,6% de bagaço de cana-de-açúcar e
2,5% de outros materiais (MME, 2004).
Outra tecnologia incentivada pelo PROINFA é a geração eólica. Esta é obtida da
energia cinética das massas de ar em movimento, através da conversão da energia cinética de
translação em energia cinética de rotação. A produção de energia elétrica se dá através de
turbinas eólicas ou aerogeradores. A capacidade instalada no mundo é de 30.000 MW. A
16
maior parte localizada na Alemanha, Dinamarca, Espanha e Estados Unidos. No Brasil, a
geração dessa fonte é de 26,8 MW, entretanto, outros 7.694 MW já tiveram instalação
autorizada (MME, 2004).
2.4 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
As construções de grandes usinas geradoras, muitas vezes em lugares remotos, para
abastecer grandes centros urbanos e industriais, tornaram necessárias longas linhas de
transmissão, além de grandes subestações elevadoras e abaixadoras, que geraram as
tecnologias utilizadas na engenharia elétrica para este fim. Esta política empregada nos
sistemas elétricos de potência resultou em uma geração centralizada em grandes centros
geradores, no caso do Brasil, grandes usinas hidrelétricas.
Entretanto, devido às restrições ambientais e de caráter econômico, e dentro do
contexto da reestruturação do setor elétrico em vários países, a construção de pequenas
centrais geradoras localizadas juntas ou próximas as cargas passou a ser uma boa alternativa
em relação às grandes centrais de produção de energia.
Sendo assim, novas tecnologias tais como pequenos geradores com turbinas térmicas a
gás, estão viabilizando soluções economicamente atraentes quando comparadas ao
recondicionamento dos sistemas de transmissão e distribuição já disponíveis.
Esta nova abordagem contemplando a utilização de pequenos geradores, como também
de dispositivos de armazenamento de energia e de estratégias de gerenciamento da demanda
dentro do sistema de transmissão, representa um novo conceito de operação denominada de
Geração Distribuída (GD). Neste caso, os recursos são aplicados para a solução dos pontos
críticos de carregamento ou da tensão nas redes de subtransmissão e até mesmo de
distribuição.
Entre os tipos de geração distribuída, podem ser considerados: sistemas fotovoltaicos,
geradores eólicos, células combustíveis, micro e pequenas centrais hidrelétricas, além de
pequenos geradores movidos por turbinas a gás. Exemplos de GD são mostrados na
Figura 2.4.
Ainda não existe um consenso do que realmente constitui uma Geração Distribuída e
de que forma ela se diferencia da convencional ou centralizada. Entretanto algumas
características da Geração Distribuída podem ser consideradas, tais como (CIGRÉ, 1999):
• planejamento não centralizado;
• despacho não centralizado;
17
• normalmente com potência inferior a 50 ou 100MW;
• usualmente conectados nos sistemas de distribuição.
Vários autores concordam com todas as características mencionadas sobre a Geração
Distribuída, discordando apenas em relação à potência nominal dos geradores, o qual é
considerado bastante elevado para ser conectada aos sistemas de distribuição típicos
brasileiros. Há dificuldade de se definir a geração distribuída em função da sua capacidade de
produção de energia elétrica, pois cada país adota uma variação deste valor de potência, o
qual tem uma forte dependência com a capacidade de distribuição desta energia por parte do
sistema de distribuição. No Brasil, chegou-se a um consenso de que Geração Distribuída é
aquela com capacidade igual ou inferior a 10 MW (ACKERMANN et al, 2001).
Os sistemas de distribuição clássicos foram projetados para operarem, na maioria das
vezes, de forma radial e sem geração conectada nos alimentadores ou diretamente no
consumidor. A introdução destas fontes de geração de energia elétrica causa um impacto
significativo sobre o sistema, representado pela influência na qualidade do suprimento e no
fluxo de potência, nos níveis de curto-circuito e aspectos de controle e proteção. Na maioria
das vezes, a influência da GD devido ao seu pequeno porte é local ou regional.
Exemplos de GD
Figura 2.4 Exemplos de GD.Fonte: The Economist, ABB
A presença de GD nos sistemas de distribuição causa impactos positivos e desejáveis
ao sistema, podendo ser citados (IJUMBA et al, 1999).
18
• suporte de tensão: o gerador assegura e eleva os níveis de tensão no sistema onde for
conectado, fornecendo um ajuste de tensão efetivo para ajustar a operação;
• melhoria na qualidade do suprimento: com a melhoria dos níveis de tensão, ocorre um
incremento na qualidade de fornecimento;
• redução das perdas: com o aumento nos níveis de tensão ocorre a diminuição da
corrente, o que acarreta uma redução nas perdas Joule do sistema;
• melhoria do fator de potência com liberação da capacidade de atendimento;
• possibilidade de fornecimento por parte do gerador de potência reativa, liberando
assim o fluxo de potência ativa nas linhas de transmissão;
• possibilidade de ilhamento para atendimento de carga local: quando por algum
problema ocorre a atuação da proteção do transformador da subestação que liga o
alimentador ao sistema, ou mesmo uma manutenção do sistema de transmissão e
subtransmissão impossibilitando o atendimento ao consumidor, o gerador pode
fornecer energia localmente, minimizando o desabastecimento dos consumidores e
contribuindo para melhorar os índices de desempenho do sistema.
Enquanto o número de geradores e o montante de geração forem pequenos em relação
à carga local, o problema pode ser administrado sem grandes preocupações. Entretanto,
diversos problemas são vislumbrados quando a energia produzida por estes geradores for
aumentando em relação ao total de geração no suprimento a uma dada área
(ACKERMANN et al, 2001).
Especula-se, por exemplo, que haverá necessidade destes geradores serem equipados
com controles para estabilidade. Esta questão gera uma indagação sobre como os mesmos
serão representados nos programas de simulação computacional uma vez que ainda não
existem modelos apropriados de geração distribuída para as ferramentas tradicionais de
estudos de estabilidade. Nota-se também que os aspectos operacionais do sistema deverão ser
reavaliados inclusive no que se refere à comunicação entre estas gerações distribuídas e os
centros nacionais de controle.
No entanto, algumas questões críticas também surgem com a conexão de GD em
sistemas de distribuição, tais como:
• aumento nos níveis de curto-circuito: sendo o gerador um elemento ativo, ele será uma
fonte que irá alimentar uma parte da corrente de curto-circuito;
• coordenação da proteção: deverão ser criados novos esquemas para a coordenação da
proteção de sistemas de distribuição considerando a conexão de geradores;
19
• harmônicos devido a conversores: principalmente a conversores estáticos encontrados
em geradores eólicos e sistemas fotovoltaicos;
• flicker6: ocorre na partida de geradores indutivos;
• competição por regulação de tensão: o gerador pode competir pela regulação da tensão
com bancos de capacitores, reguladores de tensão em alimentadores e com
transformadores com mudança de tap sob carga. Portanto, devem ser realizados
estudos no sentido de obter-se uma coordenação adequada entre estes equipamentos.
Outro fator bastante crítico da GD refere-se a flutuação de geração de potência ativa, a
qual está condicionada a disponibilidade da fonte primária (ventos, sol, água, etc.).
2.4.1 Produtores Independentes e Autoprodutores de Energia
A reestruturação do setor elétrico criou condições favoráveis e incentivos à conexão
do Produtor Independente de Energia (PIE) e Autoprodutor de Energia Elétrica (APE). O
primeiro é um agente que comercializa a energia própria produzida por ele e o segundo, um
agente auto-suficiente, isto é, consome toda a energia que produz, podendo vender seu
excedente. O APE pode ser o gerador próprio de uma indústria.
O Autoprodutor pode-se encontrar em quatro situações distintas, que são:
• situação de auto-suficiência na qual consome toda energia produzida, sem necessitar
consumir energia da rede elétrica. Este exemplo é comum em sistemas isolados;
• situação de auto-suficiência com excedente de energia e neste caso, a energia que
sobra do processo de geração é colocada na rede elétrica e vendida no mercado, o
gerador está trabalhando em paralelo com a empresa de serviços elétricos;
• situação em que o autoprodutor não é auto-suficiente, necessitando que parte da sua
carga seja suprida pela empresa de serviços elétricos, ou seja, o gerador, neste caso,
também está trabalhando em paralelo com a rede;
• o autoprodutor só gera energia quando há indisponibilidade de energia por parte da
concessionária que o abastece. Este modo é usado por indústrias, a fim de não parar o
seu processo de fabricação. Geralmente são utilizados pequenos geradores.
6 Flicker: significa oscilação de tensão, é causada por aumento repentino e considerável na corrente de carga. Aoscilação de tensão é usualmente causada por cargas que exigem uma grande quantia de energia reativa de formavariável, tais como soldadores, britadores de pedras, serrarias, cortadores de metal e parques de diversões. Podecausar oscilação visível na luz.
20
A conexão dos PIEs e APEs, como já mencionado anteriormente, traz uma série de
aspectos positivos à operação do sistema de distribuição, tais como, melhora de nível de
tensão, continuidade de atendimento dos consumidores, etc. Estas melhorias no sistema de
distribuição poderão ser remuneradas pelos geradores através do pagamento de serviços
ancilares, mas este tipo de serviço ainda não está regularizado no modelo de setor elétrico
brasileiro, embora seja comum em outros países que também passaram pela reestruturação no
setor elétrico.
2.4.2 Perspectiva de uso de GD no Brasil
No Brasil existem algumas áreas bastante favoráveis à utilização de geração
distribuída: a região Nordeste é uma forte candidata no que se refere à utilização da geração
eólica e o Rio de Janeiro, em função da disponibilidade de gás natural. Em diversas
localidades a presença de pequenas quedas d'água próximas à comunidades rurais enseja o
aproveitamento energético através de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). No Brasil, o
uso da biomassa e células solares também constitui opções a serem consideradas (GOMES et
al, 1999).
A Figura 2.5 mostra qual é situação do Brasil em relação ao mundo, considerando uma
comparação da GD em relação com a capacidade de geração de cada país. Observa-se que o
Brasil ocupa um dos últimos lugares, perdendo de países como Índia, México e Uganda. Pelas
suas dimensões continentais e quantidade de recursos, o país ainda pode aumentar muito sua
quantidade de GD.
21
Figura 2.5 Proporção da geração total da capacidade descentralizada.Fonte: Word Allience for Decentralized Energy – WADE.
Pelo fato dos projetos de grandes usinas hidrelétricas serem considerados discutíveis,
caros e demorados para entrarem em operação, é provável que os mercados da energia
favoreçam a GD nos anos que seguem. A capacidade da GD no setor brasileiro aumentou de
3.9% em 2004 a 4.4% em 2005. A situação atual parece madura para um aumento adicional,
pois as reservas abundantes da biomassa e as descobertas recentes do gás natural significam
que os combustíveis para centrais térmicas são abundantes. Os esforços de diversificar o setor
da energia e outros setores econômicos também favoreceram a GD. Por exemplo, o esforço
constante para modernizar as destilarias do etanol poderia trazer um aumento importante na
produção de energia nas plantas de GD localizadas nos moinhos da cana de açúcar. As novas
oportunidades para a bioeletricidade em grande escala também têm sido criadas pelas novas
normas públicas reguladas. O potencial da bioeletricidade para a década próxima será de mais
de 3000 MW (WADE, 2006).
22
Neste trabalho, é realizado o estudo em um casos de GD localizada no Estado do
Paraná. Será utilizada uma PCH para o estudo de ilhamento, uma vez que as PCHs somam
mais de 30 espalhadas pelo estado do Paraná já em estado de operação, sendo que a potência
instalada já passa de 180MW (CNDPCH, 2006). Na Tabela B.1 do Anexo B, segue a lista das
PCHs instaladas no Estado do Paraná.
2.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Observa-se que as crises do petróleo, principalmente a de 1978, influenciaram na nova
ordem de investimentos no setor de energia, dando assim maior ênfase às novas tecnologias.
Paralelamente, os investimentos para o setor elétrico já não eram como na década de 70, o que
levou a diminuir a construção de grandes usinas hidrelétricas. O auge destes grandes
empreendimentos ocorreu na mesma década, inclusive a usina de Itaipu que apesar de ter sido
concluída apenas em 1991, teve a sua construção iniciada em 1975.
Com o endividamento do setor elétrico, viu-se a necessidade de novos investimentos.
Em outras palavras, era necessário abrir o sistema para a competição, principalmente na área
da geração de energia. A expectativa da reestruturação do setor elétrico era aumentar os
investimentos de iniciativa privada.
Com a reestruturação, o foco dos investimentos para a geração de energia deixou de
ser os grandes centros geradores, os quais necessitam de grandes redes de transmissão, para
um modelo mais distribuído, afim de que se tenha oportunidade de geração próxima dos
centros consumidores. Assim, surge o conceito de energia descentralizada, denominada
Geração Distribuída (GD).
Com a crise do gás da Bolívia, as GDs que utilizam turbinas térmicas a gás podem ter
um desafio de abastecimento para o futuro. Sendo assim, o tipo de GD escolhido para a
análise de caso é a PCH, pois ainda é uma alternativa com muito potencial no Brasil.
23
3 CONTINGÊNCIA DE CARGA
3.1 INTRODUÇÃO
Neste trabalho é utilizado um caso referente ao sistema elétrico de distribuição do
Paraná na tensão de 34,5kV. As principais contingências de uma lista de prováveis
contingências são antes estudadas pelo departamento de planejamento da COPEL baseando-
se em critérios que tem por finalidade a qualidade no fornecimento da energia elétrica mesmo
em situações anormais. Assim, para o estudo de ilhamento deste projeto serão utilizados os
parâmetros considerados pelo planejamento da COPEL.
O planejamento da COPEL é feito de acordo com portarias, resoluções e índices de
desempenho dos circuitos a serem reconfigurados, assim cada estudo de contingência deve
levar em consideração estes parâmetros de qualidade pré-definidos. Além disso, há constantes
mudanças, as quais fazem com que os mesmos casos de contingências sejam reestudados
anualmente. Cada configuração gera novos estudos do sistema, mudanças de ajustes de
proteção e eventuais corte de carga.
Portanto, este capítulo se inicia com enfoque na questão da teoria de contingências,
para depois se aprofundar no assunto sobre ilhamento. Além destes temas, também são
abordados neste capítulo os critérios de proteção, carregamento e de nível de tensão utilizados
pela COPEL, além de uma breve descrição desta companhia de energia.
3.2 CONTINGÊNCIA DE CARGA
Para atender as exigências do mercado e evitar as altas multas impostas pelo
descumprimento dos índices da ANEEL, as empresas concessionárias de energia elétrica têm
continuamente desenvolvido esforços no sentido de melhorar a qualidade de seu produto, ou
seja, da energia elétrica fornecida aos seus consumidores. Um exemplo disso atualmente é a
crescente automatização dos sistemas de distribuição. O propósito principal deste
investimento é que as alterações sejam realizadas mais facilmente. A configuração da rede,
através de manobras dos dispositivos de seccionamento, viabiliza ações que permitem operar
o sistema sempre da maneira mais adequada, com redução nas perdas e melhoria nos níveis de
carregamento e de tensão (KAGAN e OLIVEIRA, 1998).
24
O alvo permanente das empresas de distribuição de energia elétrica é a redução nos
índices de interrupção de fornecimento de energia, pois os esforços neste sentido acabam
acarretando na qualidade do fornecimento da energia elétrica. Isto representa não somente
maior conforto e satisfação para os consumidores residenciais, mas também uma necessidade
cada vez maior dos consumidores comerciais e principalmente para alguns segmentos
industriais, para os quais as interrupções prolongadas no fornecimento de energia elétrica
podem inclusive comprometer sua produção. Por outro lado, as interrupções no fornecimento
da energia são inevitáveis, quer seja para a execução de obras de expansão do sistema, para
intervenções de manutenção preventiva em componentes da rede ou, então, pela atuação de
um dispositivo de proteção em decorrência de um defeito. Para tanto, deve-se dispor de um
plano de contingências para a reconfiguração do sistema, de forma a restringir ao mínimo
a área a ser desenergizada. Busca-se assim restabelecer o suprimento de energia para
os consumidores desta área o mais rapidamente possível, através de manobras de dispositivos
de seccionamento existentes na rede, mantendo ainda a condição de sistema radial
(KAGAN e OLIVEIRA, 1998).
O problema da reconfiguração após uma contingência, é a dificuldade para encontrar a
melhor alternativa da rede em condição de operação normal para minimização das perdas e
melhoria nos perfis de tensão, uma vez que o sistema em situação de contingência é
caracterizado pela sua natureza combinatória, ou seja, para sistemas reais o número de
possíveis alternativas pode tornar-se muito elevado, dificultando a obtenção de soluções
eficientes ou otimizadas.
Segundo Kagan e Oliveira (1998):
“... pode ser necessário que sejam contemplados múltiplos objetivos na busca destas soluções, mesmo
que com diferentes graus de importância. Por exemplo, na reconfiguração de um sistema após contingência,
pode-se considerar como atributo de otimização principal a minimização do número de chaves manobradas, pois
há casos em que a dificuldade de se operar uma determinada chave inviabiliza tal contingência. Ao mesmo
tempo, pode-se buscar secundariamente atender os consumidores desenergizados com os melhores níveis de
tensão possíveis nesta situação. Outra consideração a ser feita é que estes problemas apresentam também
aspectos de incerteza e subjetividade. Existem incertezas presentes, por exemplo, nos valores das demandas das
cargas, nos tempos de reparo de um defeito, e nos custos das perdas. É subjetivo afirmar “o quanto” minimizar
as perdas é mais importante que maximizar os níveis de tensão.”
De uma maneira geral, as ações que devem ser tomadas quando houver uma
perturbação na linha de distribuição, seja ela qual for, podendo ser desde uma manutenção
programada até ao extremo de uma falta em uma linha ou em alguma subestação, são as
seguintes:
25
� identificar o local onde o defeito ocorreu;
� isolar a menor parte possível do sistema, pela abertura de chaves;
� sinalizar chaves que não podem ser operadas (segurança);
� manobrar chaves para restabelecer o suprimento ao do bloco isolado;
� corrigir o problema;
� executar novas manobras de chaves para retornar ao estado normal.
Porém, para qualquer das ações descritas anteriormente, a empresa encarregada deve
dispor de um plano de manobras para a reconfiguração do sistema. Por serem situações
transitórias, ou seja, configurações que permanecerão tão somente durante o tempo necessário
para a execução das obras de manutenção ou de reparo, é perfeitamente aceitável que os
critérios técnicos de operação da rede não necessitem ser os mesmos para uma situação
normal, admitindo-se, por exemplo, níveis de tensão menores e trechos de rede e
transformadores de subestações mais carregados, obviamente dentro de limites toleráveis.
Na análise de contingência deve-se levar em consideração alternativas que minimizem
o número de chaves a serem manobradas, pois normalmente a relação do número de manobras
é diretamente proporcional ao tempo gasto para a realização das mesmas, além do tempo de
interrupção para os consumidores que pode vir a aumentar. Além disso, maiores serão os
deslocamentos de equipes de manutenção e, portanto, maiores os custos envolvidos na
operação (KAGAN e OLIVEIRA, 1998).
Para se evitar desligamentos desnecessários quando da transferência de cargas de um
circuito primário para outro, sempre que possível e conveniente, deve-se fazer o paralelismo.
O paralelismo pode acontecer basicamente em três situações, podendo ser entre alimentadores
de uma mesma subestação como mostra a Figura 3.1, podendo ser realizado também por
subestações distintas ou ainda, pelo fechamento em anel de um mesmo alimentador, como
mostra a Figura 3.2. Porém deve-se tomar algumas precauções, pois os pontos que participam
do paralelismo, devem ser antes estudados, a fim de verificar a diferença de tensão, módulo e
ângulo, além do fluxo de potência nas subestações interligadas e, por fim, o nível de curto
circuito com os alimentadores em paralelo, pois este aumenta significamente em
configurações em paralelo. Outra condição que deve ser satisfeita é a de que cada alimentador
deve suportar a corrente que será empregada quando estiver em paralelo.
26
Contingências entre 1 e 2 Subestações
Figura 3.1 –Contingências entre 1 e 2 subestações.
Contingência em Anel
Figura 3.2 –Contingências em Anel.
27
3.3 ESTRUTURA DA COPEL
A Companhia Paranaense de Energia (COPEL) é uma empresa que abrange as áreas
de geração, transmissão e distribuição, além de atuar na área de telecomunicações. Este
trabalho concentra-se em sistemas de GD em tensão de 34,5kV, ou seja, sistemas de
distribuição, os quais são responsabilidade da área da COPEL Distribuição. As PCHs que
tenham o interesse de entrar em operação na tensão de 34.5kV, antes devem apresentar
estudos aos departamentos de planejamento e proteção da COPEL Distribuição para que estes
dêem suas recomendações (COPEL, 2006).
A COPEL possui 17 usinas hidrelétricas e uma termelétrica totalizando 4.550MW de
potência instalada. Cerca de 99% da sua capacidade instalada é operada remotamente pelo
Centro de Operação da Geração (COG), em Curitiba. Além disso, todas as subestações de seu
sistema são automatizadas. A COPEL possui 6.772 km de linhas com 124 subestações em
todos os níveis de tensão.
Já no sistema de distribuição, a COPEL conta com 235 subestações, sendo que 133 são
automatizadas. São 161.037 km de linhas de distribuição atendendo 392 dos 399 municípios
do Paraná e também o município de Porto União, em Santa Catarina. Como distribuidora, a
COPEL fornece energia a cinco consumidores livres, dois deles fora do Paraná
(COPEL, 2006).
Existem cinco regionais de Distribuição, situadas nas cidades-sede de Curitiba, Ponta
Grossa, Londrina, Maringá e Cascavel. A Figura 3.3 mostra como está feita a divisão do
estado do Paraná nas regionais de Distribuição, bem como a área de atuação de cada uma das
regionais.
28
REGIONAIS DA COPEL
Figura 3.3 – Mapa do Paraná divido em Regionais da COPEL.Fonte: COPEL
3.3.1 Critérios utilizados pela Distribuição para Análise de Tensão e Carregamento
Nos estudos realizados nas cinco regionais são dadas as recomendações referentes ao
nível de tensão e carregamento de condutores e equipamentos. Para a conclusão dos estudos é
necessário se basear em certos critérios, são eles (COPEL, 2004):
� período de Carga;
� níveis de Tensão da Barra Fonte;
� níveis de Tensão da Barra Carga;
� carregamento;
� carga Adotada;
� limitações.
29
Período de Carga
Devido a variação cíclica da carga, que normalmente ocorre nos circuitos ao longo do
dia ou nos finais de semana, as simulações são feitas considerando os diversos tipos de
carregamento do circuito. Nos estudos realizados na COPEL são considerados os períodos de
carga pesada (100%), média (60%), e leve (40%). Deve ser considerado que os consumidores
especiais participam com a sua demanda máxima contratada em cada período.
Desta forma, pode ser verificada a condição de operação mais próxima do real, em
função do dia e da hora de ocorrência do desligamento.
Níveis de Tensão da Barra Fonte
Para o cálculo de níveis de tensão na fonte, o planejamento da COPEL considera os
seguintes valores nas barras das subestações fonte:
� carga Pesada 100% da tensão nominal;
� carga Média 99% da tensão nominal;
� carga Leve 97% da tensão nominal.
Níveis de Tensão da Barra Carga
Consideram-se os valor mínimo de 91,3% na barra de carga de 34,5kV e 94,0% na
barra 13,8kV de subestação 34,5/13,8kV.
Carregamento
Para o limite térmico do condutor é considerado admissível um carregamento de 80%.
Já para os equipamentos são consideradas as suas potências nominais como limites de
carregamento.
30
Carga Adotada
Para a execução dos estudos de contingências, são adotadas as cargas referentes ao
relatório do MAD7 (Mercado por Área de Distribuição), considerando as projeções de carga
para o ano do estudo.
Limitações
Nos estudos de contingências realizados são desconsideradas as seguintes situações
(COPEL, 2004):
� perda do transformador de força da subestação fonte;
� duplas, triplas ou demais multiplicidades de contingências;
� perda de trechos das linhas que não sejam nos quilômetros iniciais dos troncos, dos
circuitos alimentadores das subestações Fontes.
3.3.2 Considerações gerais utilizadas no estudo
As considerações deste trabalho se baseiam nos critérios utilizados na COPEL, sendo
que os estudos realizados referente às contingências iniciam-se pela escolha da unidade
regional do sistema da COPEL e, a partir deste ponto, é apresentado uma listagem com todas
as subestações fontes e seus respectivos circuitos que poderão entrar em estado de
contingência. A listagem apresentada relaciona também o circuito e a fonte para o qual as
cargas deverão ser transferidas. Através da escolha do caso pretendido, é aberto um arquivo
com um esquema da configuração proposta e um relatório completo do fluxo de potência
gerado com informações sobre: níveis de tensão, potências, fator de potência, carregamento,
corrente e demais recomendações de operação e ajuste de equipamentos.
As recomendações por parte do planejamento da distribuição normalmente contidas no
relatório sobre o caso requerido se baseiam nas análises a seguir:
� níveis de tensão;
� tap do transformador 34.5/13.8kV;
� carregamento dos componentes do sistema;
� banco de capacitores.
7 MAD: Relatório que consta os estudos que determinam as demandas de potência nos diversos níveis de tensão
das Áreas de Distribuição (subestações com tensão igual ou superior a 69kV) para o período 2006/2007.
31
3.4 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO
Nos sistemas elétricos os curtos circuitos ocorrem quando é rompido o isolamento
entre duas ou três fases ou o isolamento para a terra de uma ou mais fases. Como exemplo
tem-se o contato elétrico de partes energizadas com partes aterradas como torres e carcaças de
equipamentos.
Teoricamente, o curto circuito se caracteriza por uma redução brusca e acentuada da
impedância de um circuito, elevando assim a corrente à valores acima dos normais. Em
operação normal os circuitos elétricos alimentam cargas como motores cujas impedâncias são
altas relativas à impedância do restante do circuito, que seriam as linhas, transformadores e
geradores. O valor da corrente nestas condições é limitada a um valor considerado baixo,
sendo denominada “corrente de carga” (RESENDE, 1978).
Porém quando ocorre um curto circuito em algum ponto desse circuito a corrente será
limitada apenas pela impedância do sistema medida da fonte até o ponto de curto, sendo que
em sistemas de alta tensão, esta será altamente indutiva em razão da relação X/R do circuito.
Deste modo, podem surgir três situações básicas de curto circuito:
� trifásico;
13 z
eI cc =Φ (3.1)
sendo:
e : tensão do sistema,
1z : impedância equivalente de seqüência positiva,
Φ3I : corrente de curto circuito trifásico.
� fase-fase;
12 2
3ze
I cc =Φ (3.2)
no qual:
Φ2ccI : corrente de curto circuito fase-fase.� uma fase à terra.
0123
zze
I Tcc +=Φ (3.3)
sendo:
TccI Φ : corrente de curto circuito fase-terra,
0z : impedância equivalente de seqüência zero.
32
A grande maioria dos curtos, cerca de 60% a 90%, envolve a terra. O restante envolve
somente as fases, sendo que na maioria são curtos bifásicos.
Quanto à localização, a maioria das faltas ocorre nas linhas de distribuição e
transmissão, devido a sua maior exposição a descargas elétricas, quedas de árvores,
vendavais, atos de vandalismo e outros. Outro motivo da baixa percentagem de defeitos para
equipamentos como transformadores, disjuntores e geradores é que o isolamento é melhor
projetado, além de recursos de proteção contra surtos que são aplicados a eles.
Porém, para faltas em linhas pode-se tentar o religamento, já que a maioria dos
defeitos em linhas ocorre por descargas através de camadas ionizadas de ar, sendo que após a
abertura da linha, esse meio isolante se regenera e a mesma pode ser religada. Já os demais
equipamentos do sistema possuem isolamento sólido que uma vez rompido deve ser refeito
cuidadosamente em oficinas apropriadas (RESENDE, 1978).
As causas dos curtos podem ser classificadas em:
� interna, como as sobretensões causadas por manobras, rejeição de carga, ressonância,
etc;
� externa, como as quedas de árvores, atos de vandalismo, descargas atmosféricas
diretas ou próximas.
Já a natureza dos defeitos pode ser do tipo permanentes ou transitórios, estes últimos
desaparecem após as primeiras tentativas de religamento.
3.4.1 Sistema de Proteção
Conceitos Básicos de Proteção
Para melhor entendimento das análises apresentadas no Capitulo 5 em se tratando do
estudo de proteção, antes devem ser conceituados alguns termos técnicos de proteção de
sistemas, são estes basicamente:
� zona de proteção: corresponde ao trecho do alimentador protegido pelo equipamento
de proteção, podendo ser fusível, religadores ou relés;
� proteção principal: corresponde ao equipamento mais próximo do defeito do
alimentador, sua responsabilidade principal é desligar o circuito antes de qualquer
outro equipamento de proteção;
� proteção de retaguarda: este está localizada a montante do equipamento da proteção
principal, sua função é desligar o trecho em caso de falha da proteção principal;
33
� sensibilidade: é a capacidade que um equipamento tem para abrir o alimentador, em
resposta aos valores de curto circuito ao final do trecho considerado zona de proteção;
� montante: equipamento localizado antes do ponto em questão;
� jusante: equipamento localizado depois do ponto em questão;
� pickup: valor da corrente de atuação.
As proteções mais usuais no sistema elétrico de potência são as dos geradores ou
alternadores, dos transformadores, dos barramento e das linhas. Neste capítulo são abordadas
as proteções referentes aos transformadores e às linhas de distribuição.
Proteção de Transformadores
Os dispositivos usuais basicamente são proteções contra as sobrecargas e os curtos
circuitos. Para curtos-circuitos leva-se em conta a potência e a tensão do transformador. Para
grandes transformadores, utilizam-se (CAMINHA, 1977):
� a proteção diferencial;
� a proteção Buchholz.
Para pequenas unidades, menores que 1000kVA, utilizam-se apenas fusíveis. Já
transformadores acima 4,2 MVA recomendam-se relés de sobrecorrente (COPEL, 2006).
Considerando a proteção contra sobrecargas, utiliza-se:
� imagens térmicas;
� relés térmicos.
As principais causas de defeito nos seus isolamentos são:
� sobretensões de origem atmosférica;
� envelhecimento prematuro do isolamento, devido ao aquecimento dos enrolamentos
em regime de sobrecargas permanentes ou temporárias repetitivas, causando assim
curto circuito entre espiras ou até entre as fases (CAMINHA, 1977).
Proteção de linhas
Para a introdução no assunto de proteção de linhas, antes é necessário observar a
tensão da linha a ser protegida, pois a filosofia empregada em linhas de distribuição com
tensões nos patamares de até 34,5kV não são as mesmas empregadas nas linhas de
transmissão, com valores de tensão iguais ou maiores que 69kV.
Como este trabalho se baseia em um sistema em situação de ilhamento operando em
34,5kV, será mencionada apenas a filosofia empregada para tal tensão.
34
Em geral as proteções em linhas de distribuição são basicamente por relés de
sobrecorrente instantâneos e temporizados. Não há a necessidade de direcionalidade, uma vez
que as linhas têm como principal característica operarem de forma radial, ou seja, com o fluxo
apenas em um sentido, da subestação fonte até as cargas. Porém há casos especiais, como
quando há a geração distribuída, nesta situação pode haver casos em que a proteção da linha
necessite de direcionalidade além de transfer trip8.
Para as linhas operando de forma radial, pode-se utilizar a proteção temporizada, sendo
que este tempo varia de acordo com o circuito a ser protegido. Este tempo pode ser definido,
ou do tipo tempo-inverso, este último utilizado com mais freqüência em linhas de 34,5kV. A
proteção com relés de sobrecorrente tempo-inverso, se baseia no princípio de que quanto
maior for o valor da corrente de curto, menor deve ser seu tempo (CAMINHA, 1977). Uma
melhor visualização dos relés e mostrada na Figura 3.4.
Figura 3.4 – Curvas tempo-corrente para proteção de sobrecorrente.Fonte: COPEL, 2006
As proteções direcionais são utilizadas em linhas operando em anel, ou redes em
malhas e com alimentação multilateral (CAMINHA, 1977).
8 Transfer Trip ou transferência de disparo acontece quando um equipamento de proteção, ao perceber alguma
perturbação na linha, envia um sinal para que o equipamento adjacente atue também, funcionando de forma
seletiva. O transfer trip é bastante utilizado para retirar as pequenas centrais geradoras em caso de perturbação
na linha em que estão conectadas, evitando assim o ilhamento não intencional.
35
Os incidentes mais freqüentes nas linhas são de faltas monofásicas, ou seja, os curtos
envolvendo a terra, os quais na maioria das vezes são de natureza transitória, sendo assim há o
religamento automático da linha. Este recurso é bastante útil na presença de curtos
transitórios, cerca de 80% dos casos.
3.4.2 Filosofia de Proteção
Para satisfazer a qualidade e a continuidade de fornecimento o sistema de distribuição
deve estar dimensionado segundo uma filosofia de proteção, sendo que para tal filosofia deve-
se levar em conta a característica do alimentador. Para tanto, há basicamente três tipos de
filosofias de proteção para o sistema:
� proteção coordenada: como a maioria das faltas no sistema tem origem transitória, esta
filosofia tende a fornecer maior continuidade ao fornecimento de energia elétrica,
sendo que tem como principal característica o baixo custo operacional, uma vez que as
interrupções são de curta duração;
� proteção seletiva: visa desligar o menor trecho com defeito, sua principal desvantagem
é que gera interrupções de longa duração causando maior custo operacional;
� proteção mista: é a utilização das duas filosofias de acordo com a necessidade do
alimentador.
3.4.3 Critérios Adotados pela Proteção da COPEL Distribuição
Em configurações normais são definidos alguns critérios para ajuste de equipamentos
de proteção. Em situações de contingências pode haver a necessidade de que se altere o ajuste
dos equipamentos ou até operem em modo chave. É utilizado o seguinte critério para os
ajustes:
• ajuste de fase deverá ser 20% maior que a corrente de carga máxima e menor que a
corrente de curto circuito fase-fase ou fase-terra, caso o ajuste de neutro não seja
sensível à contribuição 3 0I , que é a corrente de seqüência zero.
2,12,1 míncc
fasec
III ΦΦ<< (3.4)
sendo:cI :corrente de carga,
faseI :corrente de ajuste de fase,
mínccI ΦΦ :corrente de curto circuito fase-fase mínimo.
36
� ajuste de neutro deverá ser menor que a corrente de curto circuito fase-terra dividido
pelo fator 1,5 dentro da zona de proteção e deverá ser maior que 10% da corrente de
carga:
5,11,0 Tmíncc
neutroc
III Φ<< (3.5)
sendo:
cI :corrente de carga,
neutroI :corrente de ajuste de neutro,
TmínccI Φ :corrente de curto circuito fase-terra mínimo.
3.5 ILHAMENTO
Os sistemas de distribuição normalmente têm características radiais, assim devem ser
corretamente projetados para fornecer bons níveis de disponibilidade de serviço. Porém, é
difícil melhorar o nível de confiabilidade sem acrescentar múltiplas redundâncias de
fornecimento através de outras linhas. Neste caso, as unidades de geração distribuída (GD)
podem aumentar a qualidade do fornecimento aumentando a disponibilidade do serviço a
custos mais baixos.
Pelo fato da geração distribuída estar gradualmente aumentando a sua penetração nos
sistemas de energia, torna-se assim uma alternativa competitiva em relação às convencionais
de produção de energia em larga escala, pois as centrais de GD podem minimizar os
investimentos nos sistemas de transmissão, diminuir as perdas e auxiliar o sistema em
condições de emergência atuando de forma ilhada para atender parte do sistema.
Com intuito de melhorar os índices de desempenho dos sistemas elétricos, as
companhias de energia realizam estudos de contingências anualmente, pois o sistema sempre
está em expansão. Somando-se como mais uma alternativa para se manter abaixo dos índices
estipulados pela ANEEL, o ilhamento intencional é uma escolha a ser estudada, desde que se
obedeça a certas condições de funcionamento.
Para melhor entendimento do que realmente seria o termo “ilhamento”, deve-se
conhecer em que situações pode surgir tal configuração.O ilhamento ocorre quando uma parte
da rede de distribuição torna-se eletricamente isolada da fonte de energia principal, ou seja, da
subestação, mas continua a ser energizada por geradores distribuídos conectados no
37
subsistema isolado, ou seja, os geradores da GD. Isso também é conhecido como perda da
rede (SPIER, 2002).
Quando este ilhamento ocorre de maneira não intencional surgem algumas
implicações, sendo que as principais são (REIS FILHO, 2002; WALLING e MILLER, 2002):
� a segurança das equipes de manutenção da concessionária, assim como dos
consumidores em geral, pode ser colocada em risco devido a áreas que
continuam energizadas sem o conhecimento da concessionária.
� a qualidade da energia fornecida para os consumidores na rede ilhada está
fora do controle da concessionária, embora ela ainda seja a responsável legal
por este item.
� a coordenação do sistema de proteção da rede ilhada pode deixar de operar
satisfatoriamente devido à mudança drástica dos níveis de curto-circuito na
rede ilhada.
� o sistema ilhado pode apresentar um aterramento inadequado devido à
presença de geradores.
� no instante de reenergização da rede o gerador pode estar fora de
sincronismo, levando a sério danos no mesmo.
Devido às implicações apresentadas nos itens anteriores, a prática atualmente utilizada
pelas concessionárias e recomendada nos principais guias técnicos é desconectar todos os
geradores tão logo ocorra um ilhamento (CIGRÉ, 1999). Tipicamente, é necessário detectar
uma situação de ilhamento em menos de 400 ms.
3.5.1 Restauração de linhas de transmissão em caso de blecautes
Na transmissão também há formas estratégicas de se utilizar a condição de ilhamento.
Como exemplo tem-se a restauração de linhas de transmissão em pequenas ilhas, ligando-as
em paralelo após um blecaute.
O sistema elétrico interligado traz muitas vantagens, pois a partir desta interligação
surgem várias oportunidades de geração, além da garantia e da melhoria da qualidade da
energia para os grandes centros consumidores. Porém, mesmo que a probabilidade de que haja
ocorrência de contingências múltiplas possa ser mínima, isto poderia causar um desligamento
38
em outros circuitos, caso não haja medidas protetoras e de segurança a serem tomadas em
tempo hábil.
Assim, em se tratando de blecautes, as ilhas elétricas podem vim a servir como uma
alternativa para a restauração de sistemas elétricos, pois a formação de ilhas elétricas seria um
requerimento básico para a restauração de sistemas elétricos de potência quando ocorresse um
distúrbio de grandes proporções (BRETAS e BRETAS, 2003).
Partindo da premissa que ocorra um distúrbio no sistema, uma conseqüência provável
seria que os geradores poderiam perder o sincronismo entre si. Assim, a idéia principal é que
houvesse ilhas elétricas pré-selecionadas e auto-suficientes que entrariam em operação
durante o distúrbio a fim de que impedissem a perda da estabilidade do sistema e facilitasse
sua posterior restauração.
Em caso de distúrbios de grandes proporções havendo a alternativa de se realizar o
ilhamento intencional, há praticamente duas estratégias gerais que poderiam ser empregadas
para se obter a separação do sistema: ‘todos abertos’(all open) e a ‘operação controlada’
(controlled operation) (ADIBI, 2001).
A técnica ‘todos abertos’ se baseia na abertura de todos os disjuntores envolvidos no
sistema, sendo que sua vantagem principal é a de que o operador deve se concentrar apenas
nos disjuntores que devem ser fechados, ou seja, esta técnica tem vantagem do ponto de vista
da restauração. Porém sua desvantagem também deve ser levada em consideração. Pelo fato
desta técnica se basear na abertura de todos os disjuntores, pode haver sistemas que não
necessitariam ser abertos, assim este procedimento prejudicaria mais ainda os índices de
desempenho do sistema.
A outra alternativa seria a ‘operação controlada’, esta já se baseia na abertura seletiva
de disjuntores. Nesta técnica, as ilhas geradas seriam através de disjuntores selecionados. Para
isto é necessária uma pré-seleção de ilhas de uma maneira a se obter uma coordenação de
tempos de aberturas de relés. Sua principal vantagem seria a eficiência em sistemas com
números elevados de barras, pois manteria as cargas prioritárias, porém sua desvantagem é a
complexidade dos estudos envolvidos para a sua realização (BRETAS e BRETAS, 2003).
Para melhor entendimento de procedimentos de restauração há praticamente duas
ações a serem realizadas, são elas: ‘restauração seqüencial’ e a ‘restauração paralela’.
Considerando sistemas de poucas barras e que a capacidade de blackstart é
concentrada, utiliza-se a técnica de ‘restauração seqüencial’, pois nesta técnica o sistema é
re-energizado como um todo, linha de transmissão após linha seqüencialmente, assim o
sistema não necessita de ilhas auto sustentadas.
39
Porém, em casos de sistemas de muitas barras, onde a capacidade de blackstart não
está concentrada, já é utilizado o procedimento de ‘restauração paralela’. Esta técnica se
baseia em que a restauração do sistema possa ocorrer inicialmente através da restauração de
cada ilha em paralelo.
Assim, chega-se a conclusão de que para restauração de grandes números de barras
pode-se utilizar o ilhamento intencional para minimizar os danos causados por grandes
perturbações nos sistemas elétricos, além de resguardar as cargas prioritárias e, assim,
permitir a restauração em paralelo (BRETAS e BRETAS, 2003).
3.5.2 Ilhamento intencional utilizando geração distribuída
Como este trabalho está baseado em linhas de 34.5kV, deve-se levar em consideração
que o único modo de que haja ilhamento intencional no sistema de distribuição é com a
implementação da geração distribuída (GD).
A GD é uma nova abordagem no sistema de distribuição, pois altera todo o conceito de
planejamento do sistema de 13.8kV e 34.5kV (Sistema de Distribuição – COPEL). O sistema
de distribuição era baseado de forma radial, ou seja, havia uma fonte, a subestação (SE), que
se dividia em alimentadores radiais, sendo que o fluxo de carga sempre era em um único
sentido, além da proteção se basear apenas na função de sobrecorrente, não necessitando saber
sua direcionalidade.
Com a implantação das GDs, muda todo o conceito de cálculos do sistema da
distribuição, sendo que a primeira mudança é a alteração no nível de curto, pois em sistemas
em paralelo a impedância do sistema diminui, aumentando assim a corrente de curto. Outra
mudança seria o sentido do fluxo, pois haveria a necessidade de direcionalidade na proteção,
mudando assim a filosofia empregada no sistema de distribuição.
Porém, há muitas melhorias para o sistema. Como exemplo, tem-se o suporte de
tensão, a melhoria de qualidade de energia, diminuindo assim a perda, além da melhoria do
fator de potência, pois haveria a possibilidade do gerador fornecer potência reativa
(SPIER et al,2002). Além destes, o benefício que é o objetivo deste trabalho é a possibilidade
de se realizar o ilhamento intencional em caso de contingências programadas ou em caso de
blecaute mencionado anteriormente.
A potência instalada de cada GD talvez não suporte as cargas demandadas, assim o
ilhamento poderia ser realizado apenas com a finalidade de melhorar o índice de desempenho
referente ao número de consumidores desernegizados (FEC).
40
Em um caso no Rio Grande do Sul, a empresa HIDROPAN realizou em um
desligamento programado o ilhamento intencional na linha de 13.8kV utilizando três PCHs.
Este foi um caso em que a única solução encontrada foi o ilhamento, pois o sistema de 13.8kV
era alimentado apenas por uma linha de transmissão de 69kV, sendo que a manutenção da
mesma não poderia ser realizada em linha viva, além do que o tempo estimado era de um dia
inteiro. Assim, após algumas análises foi realizado o ilhamento para que o índice de
desempenho não ultrapassasse o valor máximo (SPIER et al, 2002).
A Figura 3.5 ilustra o caso do Rio Grande do Sul em que o traço em azul claro
representa a linha de transmissão de 69kV. Os traços em azul escuro e vermelho representam
os trechos dos alimentadores nº1 e nº2 que ficaram desernegizados. Já as linhas de cor verde
representam o sistema ilhado pelas PCHs Fockink, Rio Palmeira e Rio Alegre.
Assim, para comprovar que a solução do ilhamento no caso HIDROPAN foi uma boa
alternativa, segue a Tabela 3.1. Observa-se na tabela que o DEC caiu de 3,48 para 2,58 com a
utilização do ilhamento. Já o índice FEC reduz de 2,91 para 2,55, comprovando a melhoria do
desempenho do sistema.
Tabela 3.1 – Comparação de índices de desempenho do caso HIDROPAN, -Fonte: SPIER et al, 2002
Assim, pode-se verificar que os sistemas radiais fornecem bons níveis de desempenho,
porém caso ocorra a necessidade de melhorá-los, talvez a maneira mais econômica pode vir a
ser o ilhamento em caso de emergências.
Para se realizar uma abordagem de procedimentos e condições iniciais para sua
realização, deve-se antes partir da premissa de que o ilhamento intencional nada mais é do
que a abertura coordenada de disjuntores com intuito de isolar o sistema de distribuição.
Porém, vale lembrar que estas aberturas antes devem fazer parte de um plano pré-
estabelecidos (BRETAS e BRETAS, 2003).
DEC & FEC COM GD Grupo DEC FEC Nº consumidores Atendidos pela GD % Urbano Pananmbi 2.82 2.58 9776 2618 26.780% Urbano Condor 0.64 2.48 1132 1132 100.00% Rural HIDROPAN 1.16 1.96 281 213 75.80% DEC & FEC com GD 2.56 2.55 11189 3963 35.42%
DEC & FEC SEM GD Grupo DEC FEC Nº consumidores Urbano Pananmbi 3.47 2.85 9776 Urbano Condor 3.56 3.48 1132 Rural HIDROPAN 3.37 2.72 281 DEC & FEC sem GD 3.48 2.91 11189
41
Figura 3.5 – Atendimento dos ramais na operação isolada da empresa HIDROPAN.Fonte: SPIER et al, 2002
42
Estes estudos devem conter as melhores configurações possíveis para se realizar o
ilhamento intencional, para tanto, antes se deve realizar uma série de estudos, dentre os quais
estudos de fluxo de carga e do sistema de proteção.
3.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este capítulo esclarece como serão os critérios utilizados nos Capitulo 4 e 5, referentes
ao carregamento e níveis de tensão, além dos cálculos a serem realizados para ajustes de
proteção.
Além disso, aborda um tema que ainda não é muito explorado, que é a situação de
ilhamento intencional. É feita uma análise da utilização de ilhas como forma de restauração
do sistema de transmissão e para o fornecimento de energia em caso de contingência no
sistema HIDROPAN. A continuidade do trabalho visa realizar o estudo em um caso em que
se encontrem situações críticas, sujeitas à perda de cargas para assim verificar a viabilidade
técnica do ilhamento.
43
4 ANÁLISE DE CASO EM SITUAÇÃO NORMAL
4.1 INTRODUÇÃO
Este trabalho aborda um estudo de caso em que o ilhamento de uma pequena central
hidrelétrica pode ser uma alternativa para se evitar a falta de fornecimento de energia elétrica
para os consumidores em caso de desligamento involuntário ou até mesmo programado.
Para esta análise, primeiramente é apresentado o problema da linha de transmissão, pois
em caso de perda de energia por parte da transmissão, todas configurações de contingências
para suprir as cargas teriam que ser realizadas no sistema de distribuição, o que poderia
acarretar em cortes de cargas para manter o nível de tensão.
Deste modo, neste capítulo é analisada a situação em operação normal, mostrando os
níveis de tensão e coordenação de proteção. Posteriormente serão estudadas as contingências
normalmente realizadas para desligamentos programados, para então comparar com a
configuração em regime de ilhamento.
4.1.1 Configuração da Subestação Pitanga 138/34,5/13,8kV
Como mostra a Figura 4.1, o sistema de transmissão da subestação de Apucarana até a
subestação de Pitanga é de forma radial. Assim, as configurações de contingências, em caso
de perda da linha, por motivo de alguma perturbação ou por manutenção da linha de
transmissão, deverão ser obrigatoriamente no sistema de distribuição de 34,5kV e 13,8kV.
44
Figura 4.1 – Situação da LT 138kV da SE Apucarana até SE Pitanga.Fonte: COPEL.
Esta é uma situação delicada, pois os sistemas de 34,5kV talvez não consigam suprir
toda a carga. Além do que, o fato de não haver outra subestação de transmissão para servir
como fonte é agravante, pois a única alternativa no caso de contingências será a operação de
chaves para manobras e acoplamentos através das linhas de distribuição.
Desta forma, cortes de cargas poderão ser algumas das alternativas para manter o nível
de tensão de acordo com as portarias da ANEEL. Porém, estes cortes pioram os índices de
DEC e FEC desta região.
4.1.2 Nível de Tensão e Carregamento do Circuito Rio Quieto
Outro procedimento a ser se realizado é, por qualquer que seja a perturbação, a retirada
dos pequenos centros geradores da região afetada.
O estudo deste trabalho se baseia em verificar mais uma opção para tal evento. Assim,
ao invés de retirar as pequenas centrais hidrelétricas existentes na região, a alternativa seria
45
fazê-las operarem ilhadas para tentar suprir uma parte da carga, dependendo de sua
capacidade geradora, possibilitando o abastecimento aos consumidores em situação de
contingência.
Nesta análise de caso considera-a conexão de uma PCH9 ao sistema de distribuição de
34,5kV diretamente a estação de chaves Manoel Ribas 34,5kV, pois como fonte desta
configuração se encontra a subestação de Pitanga 138/34,5/13,8kV cujo problema é estar
situada no final da linha de transmissão de 138kV.
A Figura 4.2 mostra como é a configuração do circuito Rio Quieto da subestação de
Pitanga, circuito no qual a PCH está conectada. Para a análise de carregamento do circuito
Rio Quieto, foi utilizado o programa Sist3410. A saída do programa Sist34 é mostrada no
Anexo C. A Tabela 4.1 mostra os níveis de tensão para três patamares de carga.
Tabela 4.1 – Níveis de Tensão do circuito Rio Quieto.Barras Níveis de tensão
Carga Leve Carga Média Carga Pesada
SE Pitanga 97% 99% 100%
EC Manoel Ribas 99,5% 99,2% 99%
EC Cândido de Abreu 96,7% 95,6% 96,2%
PCH 102% 102% 100,9%
Rio do Tigre 96,7% 95,5% 96,1%
Tereza Cristina 96,6% 95,3% 95,5%
Assim, de acordo com o estudo de carregamento e de fluxo mostrado no Tabela 4.1,
referente à configuração normal, mostra que o nível de tensão no município de Tereza
Cristina é de 95,3% mesmo em seu pior patamar, mantendo acima do percentual utilizado
pelos critérios da COPEL.
9 Não será mencionada o nome desta PCH por se tratar de uma usina de propriedade particular.10 Sist34: programa utilizado no planejamento do sistema 34,5kV da COPEL para cálculos de fluxo de potência,carregamento de cabos e níveis de tensão.
46
Figura 4.2 – Circuito Rio Quieto da subestação Pitanga 138/34,5/13,8kV.Fonte: COPEL, 2006
4.1.3 Coordenação de Proteção
O diagrama da Figura 4.3 mostra uma visualização simplificada do sistema elétrico da
região a ser estudada. .
Figura 4.3 – Simplificado do Sistema Local.Fonte: COPEL
O sistema de proteção está coordenado como mostra a Figura 4.4 e 4.5, referentes à
coordenação de Fase e de Neutro respectivamente. Para tanto estão sendo considerados
apenas os religadores das subestações de distribuição e não está sendo considerada a
coordenação com a PCH, nem os relés de proteção da transmissão.
47
A situação atual da PCH é que o ajuste do relé de proteção está ajustado para os dois
sentidos:
� considerando como fonte a COPEL, direção direta;
� considerando como fonte a própria PCH, direção reversa.
O ajuste do relé na direção reversa não será abordado, pois os cálculos em relação ao
curto na própria PCH não serão estudados neste trabalho. Quanto à direção direta, a proteção
da PCH tem ajuste de tempo definido, ou seja sempre atua antes de qualquer outra proteção
do sistema, além disso existe o sistema de transfer trip que isola a PCH da rede em caso de
alguma perturbação.
48
Figura 4.4 – Coordenação de Fase referente ao curto na SE Candido de Abreu.Fonte: COPEL
49
Figura 4.5 – Coordenação de Neutro referente ao curto na SE Candido de Abreu.Fonte: COPEL
50
4.1.4 Contingências do Circuito Rio Quieto
Manutenções nas linhas ou nas próprias subestações são as principais causas para que
haja situações de desligamentos programados. Diante disso, em caso de desligamento
programado do circuito Rio Quieto da subestação Pitanga 138/34,5/13,8kV há estudos já
realizados para o uso de tais contingências.
Uma alternativa é a abertura da linha pelo religador do circuito Rio Quieto da
subestação Pitanga 138/34,5/13,8kV, assim a transferência de carga seria pelo circuito
Manoel Ribas da subestação Ivaiporã 138/34,5/13,8kV, como mostra a Figura 4.6. Os níveis
de tensão desta contingência estão resumidos na Tabela 4.2, referente à saída do Anexo D.
Tabela 4.2 – Níveis de tensão referentes à transferência de carga para SE Ivaporã.Barras Níveis de tensão
Carga Leve Carga Média Carga Pesada
SE Ivaiporã 97% 100% 100%
EC Manoel Ribas 97,6% 98,1% 98,4%
EC Cândido de Abreu 95,8% 95,7% 95,7%
COAMO 97,8% 97,8% 98,3%
Rio do Tigre 95,7% 95,6 95,6
Tereza Cristina 95,6% 95,4% 95,4%
Após uma análise sobre os resultados da simulação percebe-se que há um corte de
carga de 1.181 kVA no horário de carga pesada, ou seja, é recomendável que o desligamento
seja realizado no horário de carga média e leve.
Para casos de contingências programadas não é necessário realizar um estudo de
coordenação de proteção, apenas a realização do estudo de curto circuito, pois a impedância
equivalente do sistema aumenta, fazendo com o nível de curto no final da linha diminua o que
pode acarretar na necessidade de novo ajuste de proteção.
Para a análise de proteção calculou-se o nível de curto-circuito ao final do circuito Rio
Quieto, que está aberto na subestação Pitanga, para verificação de sensibilidade. Assim se
obtém a contribuição da corrente que passa pelo religador da estação de chaves Manoel Ribas
e, então se verifica a sensibilidade desta proteção até o final da linha.
51
Figura 4.6 – Contingência do cto Rio Quieto da SE Pitanga para o cto Manoel Ribas da SE Ivaiporã.Fonte: COPEL
Portanto, chega-se ao patamar de 202,49 A de corrente em caso de curto circuito fase-
terra pela contribuição de fase, como é mostrado na Tabela 4.3. Ou seja, apesar do ajuste do
religador não necessitar ser alterado, pois o ajuste de fase é de 100 A, a proteção do circuito
até o final da linha estaria dependendo apenas do religador do circuito Cândido de Abreu da
estação de chaves Manoel Ribas, o que em caso de falha atuaria o disjuntor geral do circuito
Manoel Ribas da subestação Ivaiporã acarretando o desligamento indevido de consumidores
desta linha. Além da possibilidade de falha, ter uma linha de mais de 70km sendo protegida
por apenas um religador não é opção recomendada para o sistema de proteção da distribuição
COPEL.
52
Tabela 4.3 – Curto circuito no final da LD, referente a subestação de Pitanga.
Sendo assim, a possibilidade de ilhamento da PCH conectada na estação de chaves é
interessante, pois assim não haveria corte de carga já que a capacidade de geração é de 5MVA
e a carga a ser alimentada é de aproximadamente 1MVA no horário de carga pesada.
4.2 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Uma das características do sistema de transmissão é que normalmente funciona em
anel, porém neste caso, a linha de transmissão de 138kV da subestação de Apucarana até a
subestação de Pitanga opera de forma radial, o que reduz o número de estratégias de operação
em casos de contingências.
Considerando apenas o circuito de Rio Quieto de 34,5kV da subestação de Pitanga,
percebe-se que em caso de contingência a subestação de Ivaiporã não consegue suprir toda a
carga, o que acaba havendo a necessidade de corte de carga.
Sendo assim, baseado nas pré-análises de ilhamento surge a alternativa de realizá-lo,
minimizando ou evitando o corte carga. O estudo de ilhamento neste capitulo considera a
PCH como uma fonte com características de barra infinita, pois o propósito deste capitulo é
verificar qual a potência necessária a ser fornecida.
REFERÊNCIAFONTE
Curto - Circuito Potência (MVA) Corrente (A)Trifásica 19,80 331,35Fase-Fase 17,15 286,96Fase-Terra 13,00 217,55Fase-Terra mín 12,10 202,49
REFERÊNCIACIRCUITO
Curto - Circuito Potência (MVA) Corrente (A)Trifásica 19,8 331,35Fase-Fase 17,15 286,962I1+I0 13,00 217,553I0 13,00 217,55
Curto - Circuito Potência (MVA) Corrente (A)Trifásica 23,1 386,57Fase-Fase 20,01 334,782I1+I0 12,10 202,493I0 12,10 202,49
NÍVEL DE CURTOFinal de Linha do Circuito Rio Quieto
SE IVP
CONTRIBUIÇÃORA da EC MRI
AreiãoMáximo
Mínimo
53
5 ANÁLISE DE CASO ILHADO
5.1 INTRODUÇÃO
Neste capítulo apresenta-se o cálculo do fluxo de potência do sistema em contingência,
ou seja, com a pequena central hidrelétrica como única fonte de fornecimento de energia para
sustentação desse novo arranjo. Nesta análise utilizou-se o programa de análise de fluxo de
potência ANAREDE do CEPEL. Para uma análise correta do problema foi necessário a
simulação do circuito em sua pior situação de operação, ou seja, na ocorrência de carga
pesada em que acontece o maior carregamento dos cabos. Os valores referentes a carga e sua
variação neste caso crítico foram obtidos através do programa GASA. Para uma informação
de carga com maior precisão, os dados retirados do GASA são de um período de
aproximadamente 3 meses.
Os aspectos de proteção também estão abordados neste capítulo, pois há a necessidade
de verificação de sensibilidade nas barras mais afastadas. Quando a fonte passa a ser somente
a PCH a impedância equivalente se altera, diminuindo assim os níveis de curto, pois a
reatância da PCH comparada com a do sistema da concessionária é muito maior, prejudicando
assim a sensibilidade por parte da proteção.
Em se tratando de contingências não é necessário o estudo de coordenação, visto que a
alteração de ajuste é somente durante o tempo programado para a contingência e não para um
tempo permanente.
Para o cálculo de curto-circuito foi utilizado o programa Cálculo de Curto
Iterativo CCint, este programa é utilizado na COPEL para cálculos de impedâncias
equivalentes e cálculos de parâmetros para curtos trifásicos e fase-terra máxima e mínima.
5.2 FLUXO DE POTÊNCIA
A análise do fluxo de potência é realizada com base em uma simulação estática, ou
seja, reflete um determinado instante da operação do sistema, no qual os elementos
dinâmicos, tais como as cargas e os geradores, são representados como injeções de potência.
54
5.2.1 Gerência dos Alimentadores de Subestações Automatizadas - GASA
O programa de gerenciamento dos alimentadores de subestações automatizadas GASA
fornece a indicação de grandezas elétricas, tais como corrente , tensão e potência; em função
do tempo. Portanto, utilizou-se deste programa para a obtenção de dados, como a potência
média e máxima do circuito Rio Quieto para um período de 3 meses, a fim de alcançar uma
maior confiabilidade para cálculo de fluxo de potência.
A função principal do GASA é analisar o comportamento de alimentadores verificando
as medições de corrente e tensão nas subestações automatizadas em tempo real.
Potência dos Alimentadores da Estação de Chaves Cândido de Abreu
Sabendo que na linha que interliga a subestação de Pitanga à estação de chaves de
Manoel Ribas não há consumidores, foi verificado a corrente medida no religador do circuito
Areião da estação de chaves Manoel Ribas, circuito este que interliga as estações de chaves de
Manoel Ribas à Cândido de Abreu, conforme mostra a Figura 5.1.
Figura 5.1 – Interligações das subestação e estações de chaves
Desta forma, baseando-se nas medições armazenadas no GASA, obteve-se as correntes
das cargas referentes aos alimentadores da estação de chaves de Cândido de Abreu, conforme
mostra a Figura 5.2.
55
Figura 5.2 – Gráfico referente as correntes dos alimentadores da EC Cândido de Abreu.Fonte: Gerência dos Alimentadores de Subestação Automatizadas - GASA - COPEL, 2007
Conforme as medições, foi verificado que a corrente média entre as três fases é de
67,33A. Assim para o cálculo de fluxo deve-se encontrar a potência aparente do circuito
considerando o valor desta corrente e a tensão de alimentação.
Como as medições de tensão da estação de chaves Manoel Ribas não estavam
disponíveis, foi considerado que o circuito Areião opera em tensão nominal, ou seja, em
34,5 kV e que o fator de potência nas cargas é de 0,95, já que a característica da região é
apenas de consumidores rurais.
Assim o valor aproximado para a potência aparente é de 4,02 MVA e considerando o
FP de 0,95, os valores de potência ativa e reativa encontrados são de 3,82 MW e 1,26 Mvar.
Realizando a mesma metodologia para encontrar o carregamento dos alimentadores da
estação de chaves Cândido de Abreu, chega-se aos seguintes valores de corrente apresentados
na Tabela 5.1.
Tabela 5.1 – Valores encontrados pelo GASA para os alimentadores da EC Cândido de Abreu.Alimentador Corrente
Tereza Cristina 23,67A
Rio do Tigre 17,67A
Cândido de Abreu* 19,67A
*Os circuitos Ubazinho e Xaxim foram considerados como um centro de carga
localizado na própria estação de chaves, pelo fato de estarem próximos a estação de chave.
56
5.2.2 Programa de Análise de Redes - ANAREDE
No estudo de ilhamento realizado foi necessário um software que calculasse as
injeções de potências ativas e reativas, considerando a PCH como a única fonte geradora e
levando em consideração suas limitações de geração.
Para a realização do estudo em regime permanente de um sistema elétrico resolveu-se
adotar o ANAREDE, programa desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
(CEPEL), uma empresa do sistema ELETROBRÁS. Este programa é largamente utilizado
para estudos em concessionárias sendo composto pelo seguinte conjunto de aplicações
integradas:
• Programa de fluxo de potência;
• Equivalentes de redes;
• Análises de contigências;
• Análise de sensibilidade de tensão;
• Redespacho de potência ativa;
• Fluxo de potência continuado.
O aplicativo para o cálculo do Fluxo de Potência é o mais utilizado para a análise das
condições operativas do Sistema Interligado Nacional (SIN). Este algoritmo possui dois
métodos de resolução das equações do fluxo de potência em corrente alternada:
• Método Desacoplado Rápido;
• Método de Newton-Raphson.
Os métodos convencionais de cálculo de fluxo de potência em redes de transmissão,
tais como os métodos de Newton-Raphson, Desacoplado Rápido, etc., não apresentam o
desempenho adequado no caso de redes de distribuição radiais, devido a características
particulares das redes de distribuição tais como a baixa relação X/R (reatância/resistência) dos
parâmetros dos alimentadores, trechos com impedâncias relativamente baixas (representação
de chaves, reguladores de tensão e trechos pequenos de linha entre cargas muito próximas)
associados a outros com valor de impedância relativamente alto. Essas características podem
afetar a convergência dos métodos de solução exigindo grande número de iterações ou, até
mesmo, causando divergência do processo iterativo. Porém, existe uma carência de softwares
relacionados a fluxo em redes de distribuição. Desta forma, mesmo conhecendo esses
problemas, adotou-se a utilização do ANAREDE contornando a divergência de variáveis,
reunindo as cargas espalhadas em centros de cargas.
57
5.2.3 Fluxo do Potência do Circuito Rio Quieto Ilhado
Partindo dos valores obtidos nas medições de correntes do aplicativo GASA, como
explicado na Seção 5.2.1, utilizou-se o ANAREDE para verificar a viabilidade técnica
considerando os níveis de tensão e o carregamento dos cabos.
Para facilitar o entendimento do apêndice A, referente ao resultado do cálculo de fluxo
de potência do sistema ilhado, é apresentado a Figura 5.3, que indica os valores de injeção de
potência ativa e reativa, bem como os níveis de tensão.
Figura 5.3 – Resultado dos cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio Quieto Ilhado
Partindo da análise dos níveis de tensão percebe-se que os pontos mais críticos são as
barras referentes a estação de chaves de Cândido de Abreu antes do regulador de tensão e o
ponto aberto do circuito Rio Quieto. Entretanto, conforme estipulado que em caso de
contingências permite-se até 0,92% de queda de tensão então conclui-se que não há
inviabilidade por nível de tensão.
Outro item que deve ser abordado é a capacidade da PCH em gerar a potência
necessária para alimentar as cargas isoladas. Conforme o estudo realizado chega-se a
conclusão que a PCH terá que injetar 3,6 MW de potência ativa e 1,5Mvar de potência reativa
para suprir a carga. A partir deste fato observa-se que a necessidade de geração está abaixo da
capacidade nominal da PCH, que é de 5MVA.
Entretanto, conforme será visto no cálculo de curto-circuito, esta configuração não
será possível, devido a falta de sensibilidade do religador da estação de chaves Cândido de
Abreu circuito Tereza Cristina. Então será verificado outra configuração. Como neste caso
existe uma linha paralela com o circuito de Areião, pode-se aproveitá-la para que as cargas
dos alimentadores da estação de chaves sejam divididas. A alternativa encontrada foi baseada
no corte de carga em contingência normal apresentado no Capítulo 4 que é de 1.181kVA.
58
5.2.4 Fluxo de Potência para o circuito Rio do Tigre da EC Cândido de Abreu Ilhado
A configuração proposta é a de PCH fornecendo energia apenas para o circuito Rio do
Tigre, sendo que as cargas dos outros alimentadores podem ser alimentados pela subestação
de Ivaiporã, conforme ocorre em contingência normal. Para melhor ilustrar a alternativa
escolhida segue a Figura 5.4.
Figura 5.4 – Configuração proposta para o fornecimento de energia apenas para o circuito Rio do Tigreda EC Cândido de Abreu
Para esta nova configuração é necessário realizar os cálculos de fluxos novamente no
aplicativo ANAREDE, verificando assim se neste novo arranjo será viável o ilhamento em
termos de fluxo de potência. Na Figura 5.5 mostra-se os valores obtidos.
Figura 5.5 - Resultado dos cálculo de fluxo de potência de apenas o circuito Rio do Tigre Ilhado
A partir desta análise percebe-se que os critérios de nível de tensão não foram
ultrapassados, já que o pior caso seria a barra Rio do Tigre cujo valor é de 0,969pu, ou seja,
maior que 0,92 que é o valor mínimo exigido em uma contingência.
O carregamento dos cabos foi reduzido, já que está passando menor valor de corrente
nesta configuração.
59
5.3 CÁLCULO DE CURTO-CIRCUITO
Os cálculos de curto-circuito são necessário para verificar a sensibilidade da proteção.
Neste caso como se trata do ilhamento de uma PCH cuja impedância é elevada em relação à
configuração normal, a situação se torna mais crítica. Devido aos novos valores de
impedâncias equivalentes todas as proteções devem ser revistas, já que o nível de curto
diminui bastante.
5.3.1 Programa de Cálculo de Curto Circuito - CCint
Na área de estudos da proteção da COPEL para o cálculo de curto-circuito em sistema
operando em 34,5kV é utilizado o CCint. Este programa tem como principal característica
fornecer as contribuições de seqüência zero dos transformadores com os enrolamentos
aterrados para o caso de faltas à terra.
Além disso, não é necessário utilizar outro programa para cálculos em sistemas
operando em situação ilhada ou até mesmo em sistemas operando em paralelo.
5.3.2 Análise de Curto-Circuito
Considerando o sistema ilhado como mostra a Figura 5.6, pode-se calcular os níveis de
curto-circuito. A impedância equivalente do circuito Rio Quieto é diferente da configuração
normal, já que a fonte agora será apenas a PCH. Assim, para verificar a viabilidade técnica
sob o aspecto de proteção para esta contingência, deve-se verificar apenas a sensibilidade da
proteção com suas respectivas zonas de proteção. Primeiramente é necessário encontrar o
diagrama de impedância do circuito e assim dividi-lo em zonas de proteções para verificar a
sensibilidade dos equipamentos de proteção.
60
Figura 5.6 – Diagrama de Impedância do circuito Rio Quieto.
Após esta etapa do processo, são definidas as zonas de proteção de cada equipamento
para verificação de sensibilidade. Esta análise é realizada calculando o nível de curto no final
das respectivas zonas e verificando as contribuições nos equipamentos de proteção, no caso
de religadores instalados nas estações de chaves Manoel Ribas e Cândido de Abreu.
Para o cálculo de curto com a finalidade de verificar a sensibilidade dos equipamentos,
é recomendável utilizar os valores de reatância síncrona do gerador para o diagrama de
impedância de seqüência positiva, pois a reatância sub-transitória tem a finalidade de definir o
dimensionamento dos equipamentos, já a reatância transitória seria para a coordenação de
equipamentos de proteção e não para verificar a sensibilidade da proteção. Para o diagrama de
seqüência zero utiliza-se a reatância de seqüência zero. Os valores da seqüência negativa
foram considerados iguais ao da seqüência positiva.
5.3.3 Sensibilidade do Relé da PCH
O relé da PCH está protegendo a linha que liga a própria PCH até estação de chave
Manoel Ribas, porém para verificação de sensibilidade é necessário calcular os níveis de curto
da barra referente ao final de linha do circuito Rio Quieto, totalizando assim uma distância de
46km. A determinação das impedâncias equivalentes positiva e zero estão na Figura 5.7.
61
Figura 5.7 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero para o circuito Rio Quieto
Assim, a partir da Equação 3.1, pode-se concluir que:
( ) Aj
puze
Icc 14,3586,4742,1
113 =
+==φ (5.1)
Para o cálculo de curto-circuito fase-fase calcula-se a corrente a partir da Equação 3.2.
chegando ao valor a seguir:
( ) Aj
pux
ze
Icc 43,3086,4742,1
123
1.2.3 =
+==φφ (5.2)
Já para os cálculos das correntes de curto-circuito fase-terra, é necessário utilizar as
Equações 3.3 e 3.4, e deve-se considerar uma resistência de falta para o cálculo de curto fase-
terra mínimo. Como este trecho tem como característica ser radial, além de não haver nenhum
transformador que tenha contribuição pela sequência zero, a contribuição de corrente de fase
(2xI1+I0) é igual a contribuição pela terra (3xI0).
( )[ ] Ajjx
puxzz
eIcc Tmáx 53,48
66,811,286,4742,1213
)01.2(.3 =
+++=
+=φ (5.3)
( )[ ] Ajjx
puxxRfzz
eIcc T 53,48
36,366,811,286,4742,1213
)301.2(.3
min =++++
=++
=φ (5.4)
Pode-se visualizar melhor o valor de curto no final da linha do circuito Rio Quieto com
as contribuições no relé da PCH na Figura 5.8.
62
Figura 5.8 – Contribuições do relé da PCH referente ao curto no final da linha do circuito Rio Quieto.
Assim, o próximo passo é verificar os ajustes de fase e de neutro do relé. Como a
potência a ser liberada ao circuito Rio Quieto está em torno de 4,0MVA conforme o item
6.2.1, o ajuste de fase do relé poderia ser de 80A, que é o valor de corrente nominal acrescido
de 20%. Porém, para verificação da sensibilidade, se faz necessário o uso da Equação 3.4, em
que o ajuste de fase deve ser menor que a contribuição de corrente de curto-circuito fase-fase
dividida por um fator de segurança de 1,2. Assim, verifica-se que é possível somente a
liberação de 1,5MVA, como é mostrado abaixo:
MVAxxxxI
xVxIP liberadaliberada 52,135,3420,143,30
35,3420,1
3 ==== φφ (5.5)
Conclui-se então que pelo ajuste de fase , não será possível o atendimento de todo
circuito Rio quieto, pois a potência que pode ser liberada é de 1,52MVA, estando abaixo do
valor de potência nominal de 4,0MVA. Porém como o corte de carga atinge 1,2MVA, o ajuste
de fase deve ser no mínimo 24 A, conforme a Tabela 5.2.
Tabela 5.2 – Condições de ajuste de fase para o relé da PCHAJUSTE DE FASE
Corrente de carga(Ic)x1,20 24,00
Contribuição da corrente decurto fase-fase(Iff)/1,20 25,36
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE FASE
Icx1,20<Ajuste<Iff/1,20 OK
Para verificação do ajuste de neutro se faz necessário o uso da Equação 3.5, em que o
ajuste a ser utilizado deve ser maior que 10% do valor da corrente nominal e menor do que a
contribuição de corrente de curto fase-terra miníma divida por um fator de segurança de 1,5.
Assim, após estas condições serem cumpridas o ajuste de neutro pode ser de 12A. É
63
recomendável que o ajuste de neutro não seja de um valor muito baixo, pois poderá atuar por
desequilíbrio de fase na rede.
Tabela 5.3 – Condições de ajuste de neutro para o relé da PCHAJUSTE DE NEUTRO
Corrente de carga(Ic)x0,10 2,00
Contribuição da corrente decurto fase-terra(3I0)/1,50 32,35
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE NEUTRO
Icx0,10<Ajuste<IfT/1,50 OK
5.3.4 Sensibilidade do Religador 52-23 da Estação de Chaves Manoel Ribas – CircuitoCândido de Abreu
Para a verificação da sensibilidade do religador 52-23, é necessário antes encontrar o
equivalente de impedância de seqüência positiva e zero, conforme a Figura 5.9.
Figura 5.9 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Cândido de Abreu
Assim, é possível calcular as correntes de curto-circuito desta barra, referente a estação
de chaves Cândido de Abreu.
A partir da Equação 3.1, encontra-se o valor de curto circuito trifásico:
( ) Apuj
puze
Icc 14,3502102,024,4828,2
113 ==
+==φ (5.6)
Para o cálculo de curto-circuito fase-fase, calcula-se a corrente a partir da Equação 3.2,
chegando ao valor:
( ) Apuj
pux
ze
Icc 43,300182,024,4828,2
123
1.2.3 ==
+==φφ (5.7)
Conforme explicado no item 5.3.3, utiliza-se as Equações 3.3 e 3.4 para os cálculos das
correntes de curto-circuito fase-terra máximo e mínimo.
64
( )[ ] Apujjx
puxzz
eIcc Tmáx 86,4602803,0
84,903,324,4828,2213
)01.2(.3 ==
+++=
+=φ (5.8)
( )[ ] pujjx
puxxRfzz
eIcc T 028,0
4084,903,324,4828,2213
)301.2(.3
min =++++
=++
=φ
AIcc T 86,48min =φ
(5.9)
O próximo passo é a verificação da sensibilidade do religador 52-23 da estação de
chaves Manoel Ribas circuito Cândido de Abreu. Esta zona de proteção interliga as duas
estações de chaves, a Manoel Ribas e a Cândido de Abreu. A distância desta linha é de
38,8km, como mostra Figura 5.8. O ajuste de fase do religador 52-23 é 140A e o ajuste de
neutro é 25A. Na Figura 5.10 mostra os níveis de curto no final desta zona de proteção e as
contribuições no religador 52-23 que a protege.
Figura 5.10 - Contribuição do religador 52-23 da estação de chaves Manoel Ribas ao curto no final da
linha do circuito Cândido de Abreu.
Percebe-se que o valor da contribuição de curto-circuito fase-fase que passa pelo
religador 52-23 é inferior que o valor de ajuste, assim não é possível o ilhamento caso seja
mantido estes ajustes no religador
Tabela 5.4 – Condições de ajuste de fase para o religador 52-23AJUSTE DE FASE
Corrente de carga(Ic)x1,20 24,00
Contribuição da corrente decurto fase-fase(Iff)/1,20 25,36
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE FASE
Icx1,20<Ajuste<Iff/1,20 Alterar
Assim, a recomendação de ajuste de fase pode ser de 25A, pois está entre os valores de
24A e 25,36A. Como o ilhamento se trata de apenas uma contingência não é necessário
65
verificar a coordenação com o relé da PCH, porém deve-se tomar a cautela para o ajuste de
fase da jusante não seja superior ao da montante.
Já para o ajuste de neutro a recomendação pode ser uma diminuição para 12A.
Tabela 5.5 – Condições de ajuste de neutro para o religador 52-23AJUSTE DE NEUTRO
Corrente de carga(Ic)x0,10 2,00
Contribuição da corrente decurto fase-terra(3I0)/1,50 31,24
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE NEUTRO
Icx0,10<Ajuste<IfT/1,50 OK
5.3.5 Sensibilidade do Religador 52-18 da Estação de Chaves Cândido de Abreu–Circuito Rio do Tigre
A Figura 5.11 mostra o diagrama de impedância de seqüência positiva e zero.
Figura 5.11 – Diagrama de seqüência positiva e sequência zero do circuito Rio do Tigre
Os valores de correntes de curto-circuito trifásico, fase-fase e fase-terra seguem abaixo
respectivamente:
( ) Apuj
puze
Icc 47,33020,081,4992,3
113 ==
+==φ (5.10)
( ) Apuj
pux
ze
Icc 99,280173,081,4992,3
123
1.2.3 ==
+==φφ (5.11)
( )[ ] Apujjx
puxzz
eIcc Tmáx 51,4302602,0
77,1552,581,4992,3213
)01.2(.3 ==
+++=
+=φ (5.12)
( )[ ] pujjx
puxxRfzz
eIcc T 026,0
4077,1552,581,4992,3213
)301.2(.3
min =++++
=++
=φ
AIcc T 51,43min =φ
(5.13)
66
Para melhor visualização, a Figura 5.12 mostra a corrente de curto e as contribuições
no religador 52-18.
Figura 5.12 - Contribuição do religador 52-18 da estação de chaves Cândido de Abreu ao curto no final da
linha do circuito Rio do Tigre.
Este circuito abrange o início da estação de chaves Cândido de Abreu até o final de
linha referente a uma chave aberta que interliga a subestação Grandes Rios. A distância até o
final desta linha é de 36km. A proteção deste circuito é pelo religador 52-18 cujo ajuste de
fase é 60A e de neutro é 20A. Sendo assim, caso não seja alterado o ajuste não há
sensibilidade sob o aspecto de proteção. A Tabela 6.6 mostra a relação com a corrente de
curto-circuito fase-fase e a corrente nominal, considerando esta como 17.67A.
Tabela 5.6 - Condições de ajuste de fase para o religador 52-18AJUSTE DE FASE
Corrente de carga(Ic)x1,20 21,20
Contribuição da corrente decurto fase-fase(Iff)/1,20 24,15
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE FASE
Icx1,20<Ajuste<Iff/1,20 Alterar
Uma alternativa é alterar o ajuste de fase para 23A, pois permite a liberação de carga e
é sensível para curto-circuito no final da linha.
Já para o ajuste de neutro, é recomendável que seja alterado para 12A para não ser
superior ao da montante. A Tabela 5.7 mostra as condições atendidas.
67
Tabela 5.7 - Condições de ajuste de neutro para o religador 52-18AJUSTE DE NEUTRO
Corrente de carga(Ic)x0,10 1,50
Contribuição da corrente decurto fase-terra(3I0)/1,50 29,01
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE NEUTRO
Icx0,10<Ajuste<IfT/1,50 OK
5.3.6 Sensibilidade do Religador 52-13 da Estação de Chaves Cândido de Abreu–Circuito Ubazinho
Primeiramente, calcula-se os equivalentes de impedâncias de seqüência positiva e zero,
conforme é mostrado na 5.13.
Figura 5.13 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Ubazinho
Com esses dados é possível calcular o níveis de curto no final de linha para verificar a
sensibilidade do religador 52-13:
( ) Apuj
puze
Icc 14,35021,058,4806,3
113 ==
+==φ (5.13)
( ) Apuj
pux
ze
Icc 43,300182,058,4806,3
123
1.2.3 ==
+==φφ (5.14)
( )[ ] Apujjx
puxzz
eIcc Tmáx 86,460292,0
07,1101,458,4806,3213
)01.2(.3 ==
+++=
+=φ (5.15)
( )[ ] pujjx
puxxRfzz
eIcc T 0292,0
4007,1101,458,4806,3213
)301.2(.3
min =++++
=++
=φ
AIcc T 86,46min =φ
(5.16)
A Figura 5.14 mostra uma melhor visualização da corrente de curto e as contribuições
no religador.
68
Figura 5.14 - Contribuição do religador 52-13 da estação de chaves Cândido de Abreu ao curto no final da
linha do circuito Ubazinho.
O religador 52-13 tem o ajuste de fase de 60A, assim para que haja sensibilidade é
necessário que se altere esses ajustes, conforme mostra a Tabela 5.8.
Tabela 5.8 - Condições de ajuste de fase para o religador 52-13AJUSTE DE FASE
Corrente de carga(Ic)x1,20 24,00
Contribuição da corrente decurto fase-fase(Iff)/1,20 25,36
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE FASE
Icx1,20<Ajuste<Iff/1,20 Alterar
A recomendação proposta para este religador é alterar o ajuste de fase para 25A.
Assim, a carga seria liberada e a proteção seria sensível para curto-circuito no final de linha.
Já para o valor de neutro, é necessário que seja igual ou menor com os valores à
montante, ou seja, o ajuste de neutro pode ser 12A. A Tabela 5.9 mostra as condições de
ajustes de neutro atendidas.
69
Tabela 5.9 - Condições de ajuste de neutro para o religador 52-13AJUSTE DE NEUTRO
Corrente de carga(Ic)x0,10 2,00
Contribuição da corrente decurto fase-terra(3I0)/1,50 31,24
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE NEUTRO
Icx0,10<Ajuste<IfT/1,50 OK
5.3.7 Sensibilidade do Religador 52-26 da Estação de Chaves Cândido de Abreu–Circuito Tereza Cristina
O circuito Tereza Cristina da estação de chaves Cândido de Abreu tem como
característica principal, o maior valor de corrente nominal, chegando ao patamar de 24A no
horário de carga pesada.
Porém, antes de que seja liberado a carga nominal de aproximadamente 1,43MVA, é
necessário verificar a sensibilidade da proteção para curto-circuito no final da linha do
circuito Tereza Cristina.
A Figura 5.15 mostra a impedância equivalente de seqüência positiva e zero deste
circuito.
Figura 5.15 – Diagrama de seqüência positiva e seqüência zero do circuito Tereza Cristina.
Com estes valores pode-se calcular os valores de curto-circuito conforme segue
abaixo:
( ) Apuj
puze
Icc 47,33020,026,4935,5
113 ==
+==φ (5.17)
( ) Apuj
pux
ze
Icc 99,280173,026,4935,5
123
1.2.3 ==
+==φφ (5.18)
70
( )[ ] Apujjx
puxzz
eIcc Tmáx 51,430260,0
65,1354,626,4935,5213
)01.2(.3 ==
+++=
+=φ (5.19)
( )[ ] pujjx
puxxRfzz
eIcc T 0260,0
4065,1354,626,4935,5213
)301.2(.3
min =++++
=++
=φ
AIcc T 51,43min =φ
(5.20)
A Figura 5.16 mostra uma melhor visualização dos níveis de curto-circuito e as
contribuições no religador.
Figura 5.16 - Contribuição do religador 52-26 da estação de chaves Cândido de Abreu ao curto no final da
linha do circuito Tereza Cristina.
O ajuste de fase do religador 52-26 é de 60A, porém com este ajuste de fase não há
sensibilidade para curtos no final da linha, como é mostrado na Tabela 5.10.
Tabela 5.10 - Condições de ajuste de frase para o religador 52-26AJUSTE DE FASE
Corrente de carga(Ic)x1,20 28,40
Contribuição da corrente decurto fase-fase(Iff)/1,20 24,15
CONDIÇÕES PARA O AJUSTE DE FASE
Icx1,20<Ajuste<Iff/1,20 Alterar
Neste caso não é possível nenhum ajuste, pois qualquer valor de ajuste do religador
não satisfaz a condição de ajuste de fase. Assim, não há viabilidade técnica do ilhamento sob
o aspecto de proteção para o fornecimento de energia para este circuito.
71
5.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Apesar da análise de fluxo de potência apresentar valores dentro dos critérios adotados
para a situação de contingências, não é viável por parte da sensibilidade de proteção para o
circuito de Tereza Cristina da estação de chaves de Cândido de Abreu, pois não há
possibilidade de ajuste de fase para verificar a sensibilidade para o curto fase-fase.
Sendo assim, existe a possibilidade de ilhamento de somente uma parte deste circuito,
ou seja, do ilhamento do circuito Rio do Tigre. Entretanto esta configuração é suficiente para
suprir o corte de carga que ocorreria em uma configuração de contingência sem ilhamento.
Outro fator determinante para esta alternativa é a existência de uma linha paralela com
o circuito Areião da estação de chaves Manoel Ribas.
72
6 CONCLUSÃO DO TRABALHO
O sistema elétrico brasileiro teve seu maior desenvolvimento na década de 70, porém
se tratava de um desenvolvimento baseado em grandes obras, ou seja, uma geração
centralizada. Algum tempo depois, por causa da falta de investimentos, ocorreu o desgaste
desse sistema em seu modelo estatal. Na busca de investimentos do setor privado surgiram
novas regulamentações e leis que incentivaram e abriram os caminhos para a competição no
sistema elétrico brasileiro.
A aprovação destas leis e a criação das entidades citadas surgiram devido ao processo
de reestruturação no setor elétrico nos últimos anos. Como conseqüência dessas mudanças,
tem crescido o número de geradores de pequeno e médio porte conectados diretamente em
redes de distribuição de energia elétrica, dando origem ao conceito de geração distribuída
(GD). Esta nova ordem levou ao surgimento de um novo agente chamado de Produtor
Independente de Energia (PIE). O PIE é um agente que comercializa a energia produzida,
enquanto que o APE é um agente auto-suficiente em termos energéticos, consumindo toda a
energia que produz, podendo ser o próprio gerador de uma indústria.
Com a presença da GD, surge a possibilidade de ilhamento intencional de usina. Esta
condição operativa pode ocorrer quando por algum motivo, seja um desligamento
programado, ou até uma manutenção na rede, o fornecimento de energia do alimentador é
interrompido. Nessa condição a PCH passa a fornecer energia localmente, minimizando o
desabastecimento dos consumidores. A partir disso, analisou-se então o caso de ilhamento
observando seus impactos no fluxo de potência e na proteção do sistema de distribuição.
Desta forma, este trabalho apresenta a análise de fluxo de potência através de uma
simulação estática, utilizando-se de simulações computacionais através do programa
ANAREDE. Foi constatado através dos resultados obtidos que os níveis de tensão estão acima
dos critérios de tensão exigidos para uma configuração em contingência e a potência que deve
ser fornecida pela PCH para alimentar todo o circuito Rio Quieto, é menor do que a potência
nominal da PCH, isso ocorrendo mesmo para a condição de carga pesada.
Portanto, pelos cálculos de fluxo de potência, conclui-se que a PCH tem condições de
alimentar as cargas e que a condição de ilhamento é possível.
Os aspectos de proteção abordados neste trabalho envolveram apenas o cálculo de
curto circuito, pois considerando a PCH como única fonte ocorre uma mudança no valor da
impedâncias equivalente em comparação ao valor da impedância equivalente para o circuito
73
em situação normal. Por isso, deve-se verificar a sensibilidade dos religadores para as linhas
mais longas. Com o circuito Rio Quieto sendo totalmente alimentado através da PCH
observa-se que existe um problema quanto a sensibilidade, o que pode acarretar uma abertura
indevida do religador que ficará com um ajuste de corrente muito baixo não diferenciando a
corrente de curto circuito de uma corrente de carga.
Sendo assim, essa situação foi descartada e a opção a ser avaliada é a divisão do
circuito Rio Quieto na estação de chaves Cândido de Abreu. Nesta nova configuração a PCH
assume uma parcela menor das cargas e comprova-se que pelos critérios de proteção existe a
sensibilidade para todos os religadores. Para este novo arranjo foi novamente executado a
simulação através do ANAREDE, nas quais se observa que todos os níveis de tensão estão
acima dos exigidos para uma configuração em contingência. Além disso, a potência que
deverá ser fornecida pela PCH também é menor do que sua capacidade nominal, o que torna
esse arranjo mais possível de ocorrer.
Desta maneira, conclui-se que a opção de ilhamento pode ocorrer sem prejudicar o
sistema, e assim contribuir para melhoria de índices de desempenho, principalmente o DEC e
o FEC. É claro que ainda existem uma série de aspectos a serem observados, principalmente
quanto a estabilidade desse sistema ilhado. Neste caso a PCH seria a única fonte para controle
de freqüência e tensão e este estudo envolveria aspectos de controle de sistemas de potência.
Porém o primeiro passo foi dado e pode servir de incentivo para novas pesquisas neste
sentido.
SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Como sugestão para trabalhos posteriores tem-se o estudo de estabilidade da PCH,
enfocando os problemas quanto ao controle de freqüência e tensão para esse sistema isolado.
Também pode-se citar os aspectos de proteção do gerador da PCH, bem como a análise de
estabilidade para impactos severos, transitórios, para essa nova configuração.
74
APÊNDICE A
Dados de entrada para o cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio
Quieto Ilhado pelo ANAREDE( Define arquivo de saidaULOG4c:\cepel\L.SAI( Define um tituloTITUCircuito Rio Quieto Ilhado( Dados de BarraDBAR 1 0 SE Pitang-34 1000 0.0 0 0 99 2 0 No 1000 0.0 0 0 99 3 2 PCh 1000 0.0 0 0 99 4 0 NoPitNReg-34 1000 0.0 0 0 99 5 0 NoPitReg--34 1000 0.0 0 0 99 6 0 NOMRICDA--34 1000 0.0 0 0 99 7 0 ECCDANReg-34 1000 0.0 0 0 99 8 0 ECCDAReg--34 1000 0.0 1.08 0.45 99 9 0 TerCrist--34 1000 0.0 1.34 0.44 99 10 0 RioTigre--34 1000 0.0 1.00 0.37 999999( Dados de Ramos - linhas e transformadoresDLIN 1 0 2 7468 12425 20.320.3 2 0 3 3248 5404 20.320.3 2 0 4 0023 00040 20.320.3 4 0 5 0023 00040 1000 0900 1100 512.012.0 5 0 6 9002 14977 16.116.1 6 0 7 0037 00042 16.116.1 7 0 8 0037 00042 1000 0900 1100 806.006.0 8 0 9 26901 09085 14.514.5 8 0 10 10812 12160 16.116.19999(DREL( SUPR AREA 0001 A AREA 00989999((EXLF NEWT CTAP CREM QLIM VLIM STEP(RELA RLIN IMPR FILE 80CORELA RBAR IMPR FILE 80CORELA RTOT IMPR FILE 80COFIM
75
APÊNDICE B
Dados de saída para o cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio
Quieto Ilhado pelo ANAREDECEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE CIRC. CA DO SIST. * AREA 99 *
X--- DADOS-BARRA ----X-------- CARGA -----------X--------- GERACAO --------X DA BARRA TENSAO > MW Mvar > MWMvar NUM. TIPO MOD PARA BARRA F L U X O S - C I R C U I T O S NOME ANG NUM. NOME NC MW Mvar TAP DEFASTIE X------------X-------X----X------------X--X-------X-------X------X-----X---X
1 0 0.995 SE Pitang-34 -0.2 2 No 1 0.0 0.0
2 0 0.995 No -0.2 1 SE Pitang-34 1 0.0 0.0 3 PCh 1 -1.0 -0.4 4 NoPitNReg-34 1 1.0 0.4
3 2 1.000 > 1.0MW0.4MVAR PCh 0.0 2 No 1 1.0 0.4
4 0 0.995 NoPitNReg-34 -0.3 2 No 1 -1.0 -0.4 5 NoPitReg--34 1 0.7 -0.2 0.995*
5 0 1.000 NoPitReg--34 -0.3 4 NoPitNReg-34 1 -0.7 0.2 6 NOMRICDA--34 1 1.0 0.4
6 0 0.985 NOMRICDA--34 -0.9 5 NoPitReg--34 1 -1.0 -0.4 7 ECCDANReg-34 1 1.0 0.4
7 0 0.985 ECCDANReg-34 -0.9 6 NOMRICDA--34 1 -1.0 -0.4 8 ECCDAReg--34 1 1.0 0.4
8 0 0.985 ECCDAReg--34 -0.9 7 ECCDANReg-34 1 -1.0 -0.4
76
9 TerCrist--34 1 0.0 0.0 10 RioTigre--34 1 1.0 0.4
9 0 0.985 TerCrist--34 -0.9 8 ECCDAReg--34 1 0.0 0.0
10 0 0.969 > 1.0MW 0.4MVAR RioTigre--34 -1.4 8 ECCDAReg--34 1 -1.0 -0.4
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado
TOTAIS DA AREA 99
X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GERACAO INJ EQV CARGA ELO CC SHUNT EXPORT IMPORT PERDAS MW/ MW/ MW/ MW/ Mvar/ MW/ MW/ MW/ Mvar Mvar Mvar Mvar EQUIV Mvar Mvar Mvar X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X
1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE BARRAS CA * AREA 99 *
X------------X------X-------X-------X-----X-------X-------X-------X-------X BARRA TENSAO GERACAO INJ EQV FATOR CARGA ELO CC SHUNT MOTOR NUM. TIPO MOD/ MW/ MW/ GER % MW/ MW/ Mvar/ MW/ NOME ANG Mvar/ Mvar EQV % Mvar Mvar EQUIV Mvar CE Mvar X------------X------X-------X-------X-----X-------X-------X-------X-------X
1 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SE Pitang-34 -0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 No -0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 2 1.000 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PCh 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NoPitNReg-34 -0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 0 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NoPitReg--34 -0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NOMRICDA--34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
77
7 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ECCDANReg-34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ECCDAReg--34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 9 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TerCrist--34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10 0 0.969 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 RioTigre--34 -1.4 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE TOTAIS DE AREA
X----X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X AREA GERACAO INJ EQV CARGA ELO CC SHUNT EXPORT IMPORTPERDAS NUM. MW/ MW/ MW/ MW/ Mvar/ MW/ MW/MW/ Mvar Mvar Mvar Mvar EQUIV Mvar MvarMvar X----X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X
99 1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.00.0 0.4 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.00.0
TOTAL 1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.00.0 0.4 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0
78
APÊNDICE C
Dados de entrada para o cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio do
Tigre Ilhado pelo ANAREDE( Define arquivo de saidaULOG4c:\cepel\L6.SAI( Define um tituloTITUCircuito Rio Quieto Ilhado( Dados de BarraDBAR 1 0 SE Pitang-34 1000 0.0 0 0 99 2 0 No 1000 0.0 0 0 99 3 2 PCh 1000 0.0 0 0 99 4 0 NoPitNReg-34 1000 0.0 0 0 99 5 0 NoPitReg--34 1000 0.0 0 0 99 6 0 NOMRICDA--34 1000 0.0 0 0 99 7 0 ECCDANReg-34 1000 0.0 0 0 99 8 0 RioTigre--34 1000 0.0 1.00 0.37 999999( Dados de Ramos - linhas e transformadoresDLIN 1 0 2 7468 12425 20.320.3 2 0 3 3248 5404 20.320.3 2 0 4 0023 00040 20.320.3 4 0 5 0023 00040 1000 0900 1100 512.012.0 5 0 6 9002 14977 16.116.1 6 0 7 0037 00042 16.116.1 7 0 8 10812 12160 16.116.19999(DREL( SUPR AREA 0001 A AREA 00989999((EXLF NEWT CTAP CREM QLIM VLIM STEP(RELA RLIN IMPR FILE 80CORELA RBAR IMPR FILE 80CORELA RTOT IMPR FILE 80COFIM
79
APÊNDICE D
Dados de saída para o cálculo de fluxo de potência para o circuito Rio do
Tigre Ilhado pelo ANAREDECEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE CIRC. CA DO SIST. * AREA 99 *
X--- DADOS-BARRA ----X-------- CARGA -----------X--------- GERACAO ------X DA BARRA TENSAO > MW Mvar > MWMvar NUM. TIPO MOD PARA BARRA F L U X O S - C I R C U I T O S NOME ANG NUM. NOME NC MW Mvar TAP DEFASTIE X------------X-------X----X------------X--X-------X-------X------X---X---X
1 0 0.995 SE Pitang-34 -0.2 2 No 1 0.0 0.0
2 0 0.995 No -0.2 1 SE Pitang-34 1 0.0 0.0 3 PCh 1 -1.0 -0.4 4 NoPitNReg-34 1 1.0 0.4
3 2 1.000 > 1.0MW0.4MVAR PCh 0.0 2 No 1 1.0 0.4
4 0 0.995 NoPitNReg-34 -0.3 2 No 1 -1.0 -0.4 5 NoPitReg--34 1 0.7 -0.2 0.995*
5 0 1.000 NoPitReg--34 -0.3 4 NoPitNReg-34 1 -0.7 0.2 6 NOMRICDA--34 1 1.0 0.4
6 0 0.985 NOMRICDA--34 -0.9 5 NoPitReg--34 1 -1.0 -0.4 7 ECCDANReg-34 1 1.0 0.4
7 0 0.985 ECCDANReg-34 -0.9 6 NOMRICDA--34 1 -1.0 -0.4 8 RioTigre--34 1 1.0 0.4
8 0 0.969 > 1.0MW 0.4MVAR RioTigre--34 -1.4 7 ECCDANReg-34 1 -1.0 -0.4
80
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado
TOTAIS DA AREA 99
X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GERACAO INJ EQV CARGA ELO CC SHUNT EXPORT IMPORT PERDAS MW/ MW/ MW/ MW/ Mvar/ MW/ MW/ MW/ Mvar Mvar Mvar Mvar EQUIV Mvar Mvar Mvar X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X
1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE BARRAS CA * AREA 99 *
X------------X------X-------X-------X-----X-------X-------X-------X-------X BARRA TENSAO GERACAO INJ EQV FATOR CARGA ELO CC SHUNT MOTOR NUM. TIPO MOD/ MW/ MW/ GER % MW/ MW/ Mvar/ MW/ NOME ANG Mvar/ Mvar EQV % Mvar Mvar EQUIV Mvar CE Mvar X------------X------X-------X-------X-----X-------X-------X-------X-------X
1 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SE Pitang-34 -0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 No -0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3 2 1.000 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PCh 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4 0 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NoPitNReg-34 -0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 0 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NoPitReg--34 -0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NOMRICDA--34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7 0 0.985 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ECCDANReg-34 -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8 0 0.969 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 RioTigre--34 -1.4 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0
CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Eletrica - ANAREDE V08-JAN02
Circuito Rio Quieto Ilhado RELATORIO DE TOTAIS DE AREA
81
X----X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X AREA GERACAO INJ EQV CARGA ELO CC SHUNT EXPORT IMPORTPERDAS NUM. MW/ MW/ MW/ MW/ Mvar/ MW/ MW/MW/ Mvar Mvar Mvar Mvar EQUIV Mvar MvarMvar X----X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X
99 1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.00.0 0.4 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.00.0
TOTAL 1.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.00.0
82
ANEXO A
Tabela A.1 - Capacidade Nominal Instalada das Usinas de Energia Elétrica
Fonte: MME, 2006
ANO Hidraúlica(MW) Térmica(MW) Nuclear(MW) Total(MW)1960 3.642 1.158 0 4.8001961 3.809 1.396 0 5.2051962 4.126 1.603 0 5.7291963 4.479 1.876 0 6.3551964 4.894 1.946 0 6.8401965 5.391 2.020 0 7.4111966 5.524 2.042 0 7.5661967 5.787 2.255 0 8.0421968 6.183 2.372 0 8.5551969 7.857 2.405 0 10.2621970 8.835 2.213 0 11.0481971 10.130 2.300 0 12.4301972 10.986 3.713 0 14.6991973 12.419 4.181 0 16.6001974 13.724 4.409 0 18.1331975 16.316 4.652 0 20.9681976 17.904 4.680 0 22.5841977 19.396 4.943 0 24.3391978 21.665 5.307 0 26.9721979 24.235 5.984 0 30.2191980 27.649 5.823 0 33.4721981 31.173 6.096 0 37.2691982 33.156 6.190 0 39.3461983 34.178 6.188 0 40.3661984 34.923 6.173 0 41.0961985 37.077 6.373 657 43.4501986 37.786 6.510 657 44.2961987 40.329 6.575 657 46.9041988 42.228 6.690 657 48.9181989 44.796 6.672 657 51.4681990 45.558 6.835 657 52.3931991 46.616 6.868 657 53.4841992 47.709 6.683 657 54.3921993 48.591 6.974 657 55.5651994 49.921 7.051 657 56.9721995 51.367 7.097 657 58.4641996 53.119 7.025 657 60.1441997 54.889 7.426 657 62.3151998 56.759 7.793 657 64.5521999 58.997 8.526 657 67.5252000 61.063 10.642 2.007 71.7052001 62.523 11.725 2.007 74.2482002 65.311 15.140 2.007 80.451
83
ANEXO B
Tabela B.1 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) instaladas no Estado do Paraná
Fonte: CNDPCH, 2006
PCHPotência(MW)
Destino Energia Munícipio Rio
Apucaraninha 10,00 SP Tamarana ApucaraninhaBarra 5,20 APE Candoí JordãoBoa Vista I 1,19 APE Turvo MarrecasBoa Vista II 9,00 APE Turvo MarrecasCachoeirinha 2,92 APE Guarapuava PequenoCandói 1,04 APE Candoí CaracúCavernoso 1,26 SP Virmond CavernosoChopim I 2,08 SP Itapejara d´Oeste ChopimCristalino 4,00 PIE Manoel Ribas Barra PretaCristo Rei 0,96 APE Campo Mourão RanchinhoDerivação Rio Jordão 6,50 SP Reserva do Iguaçu JordãoFundão 2,48 PIE Foz do Jordão e Pinhão JordãoJaguaricatu I 1,76 APE Sengés JaguaricatuJaguaricatu II 2,40 APE Sengés JaguaricatuJúlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) 29,07 PIE Cruzeiro do Iguaçu ChopimMourão I 8,20 SP Campo Mourão MourãoNova Jaguariaíva 1,22 PIE Jaguaríaiva JaguariaívaPaina II 1,30 APE Castro SocavãoPedrinho I 16,20 PIE Boa Ventura de São Roque PedrinhoPesqueiro 12,44 PIE Jaguaríaiva JaguariaívaRio dos Patos 1,71 SP Prudentópolis Rio dos PatosSalto Claudelino 2,30 APE Clevelândia ChopimSalto Curucaca 7,34 APE Guarapuava JordãoSalto Mauá 19,55 APE Tibagi TibagiSalto Natal 15,12 PIE Campo Mourão MourãoSalto Rio Branco 2,40 APE Prudentópolis e Imbituva Rio dos PatosSalto São Pedro 3,47 APE Pinhão JordãoSanta Clara I 3,60 PIE Candoí e Pinhão JordãoSanta Cruz 1,40 APE Rio Branco do Sul TacaniçaSão Francisco 12,00 PIE Ouro Verde do Oeste/Toledo São Francisco VerdadeiroSão Joaquim 1,60 SP Jaguaríaiva CapivariSão Jorge 2,34 SP Ponta Grossa PitanguiTrês Capões 1,27 APE Guarapuava JordãoVitorino 5,28 PIE Itapejara d´Oeste Vitorino
84
ANEXO C
Análise de carregamento e de nível de tensão do circuito Rio Quieto em configuraçãonormal
Fonte: COPEL, 2006
85
ANEXO D
Análise de carregamento e de nível de tensão do circuito Rio Quieto em configuração decontingência sem a PCH
Fonte: COPEL, 2006
86
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