Avaliação Da Operação Do Controle Do Sep Da Uhe Ilha Solteira Através Do Organon

/ Universidade Federal m^m do Rio de Janeiro Escola Politécnica

AVALIAÇAO DA OPERAÇAO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON

Vitória de Castro Silva

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.

Orientadores: Antonio Carlos Siqueira de Lima Karen Caino de Oliveira Salim

Rio de Janeiro Dezembro de 2018 AVALIAÇAO DA OPERAÇAO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON

Vitória de Castro Silva

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

v Prof. Antonio Carlos Siqueira de Lima, D.Sc.

Eng. Fernando Ramos Lage, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL DEZEMBRO DE 2018 "Mas é doce morrer nesse mar de lembrar e nunca esquecer. Se eu tivesse mais alma pra dar eu daria, isso para mim é viver." Caetano Veloso e Djavan

111 Dedico este trabalho aos meus amados pais, Marco Antonio e Arabela. iv Agradecimentos

Inicialmente, gostaria não só de agradecer, mas também de dividir o mérito dessa conquista com minha madrinha e guardiã Maria Tereza, com meus adorados pais e irmão João Marcos e com minha querida avó, Nádia. Sou grata à minha família, avós, tios e primos por me ensinarem que somente através do estudo, trabalho e justiça podemos conquistar nossos sonhos de maneira digna. Aos meus amigos Bárbara, Renan, Thaynara, Carbogim, Freesz e Sell, meu muito obrigada por amadurecerem ao meu lado, sempre com poesia e carinho. Àqueles que ingressaram comigo no curso, especialmente Geovane, Rhaony, Arthur, Silas, Karen, Amanda Amaro, Amanda Marques, Rafaela, Marina, Júlia, Luísa, Tamiris, Frazão, Elisa, Marcus e Erick, obrigada por serem minha amada família no Rio de Janeiro. Ainda, minha gratidão às amizades forjadas nos corredores da faculdade, Isabella, Marianna, Priscila, Carolina, Andressa, Nathália, Beatriz, Lucas, Clara, Yuri, Julia, Juan e Douglas. Todas essas amizades me inspiram orgulho e felicidade. Minha gratidão e admiração pelos mestres e orientadores Robson, Toni e Karen, que contribuíram para minha formação acadêmica com sabedoria e comprometi- mento; à tão amada Kátia, companheira dos alunos da engenharia elétrica; aos tutores e mestres do ONS, Fernando, Rodrigo, João Marcelo, Eloy e Marcelo e à ori- entação e amizade de todos os profissionais do Centro Sudeste, em especial Roberto e Hannah. Nessa casa de excelência tive a oportunidade de complementar minha formação como engenheira. Agradeço a todos que me estenderam a mão nesse percurso. Agradeço também pela minha vida, pela oportunidade de realizar essa graduação e pela alegria de poder levar comigo um pouco de todas as pessoas que conheci e experiências que vivi.

v Resumo do Projeto de Graduaçao apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

AVALIAÇÃO DA OPERAÇÃO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON

Vitória de Castro Silva

Dezembro/2018

Orientadores: Antonio Carlos Siqueira de Lima Karen Caino de Oliveira Salim Curso: Engenharia Elétrica

O presente trabalho tem como objetivo analisar o comportamento de Sistemas Especiais de Proteção (SEP) através da ferramenta da análise de segurança online do aplicativo Organon. A operação dos SEP tem sua habilitação condicionada ao atendimento de determinados parâmetros, tradicionalmente calculados em função de um fator de sensibilidade estudado em ambiente de planejamento da operação. Porém, a alteração da configuração da rede elétrica em função de cenários não previstos pode alterar os fatores calculados, consequentemente, afetar os limites dos parâmetros monitorados e a indicação da habilitação desses Sistemas Especiais de Proteção, podendo ativá-los desnecessariamente ou não sensibilizá-los em um cená- rio onde eles se fariam necessários. A robustez computacional da qual o Organon dispõe possibilita a presença desse software nas salas de controle, viabilizando estudos online. Esses estudos são realizados com casos base produzidos em tempo real, obtidos diretamente do estimador de estados do sistema de supervisão e controle. Para avaliar a eficiência do controle de um esquema de proteção sistêmico real, o SEP da Usina de Ilha Solteira será objeto de estudo deste trabalho. Através de simulação dinâmica realizada pelo Organon e, comparação com o mecanismo de controle atual, projetados com base no restrito número de cenários analisados a nível de planejamento. Como conclusão, foi observado que a lógica de habilitação atual é limitada e que a implantação de regiões de segurança dinâmicas auxiliaria a tomada de decisão nas salas de controle em tempo real, melhorando o nível de segurança do sistema elétrico e minimizando as consequências que que o corte de unidades geradoras pode acarretar ao Sistema Interligado Nacional.

vi Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partlal fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.

ILHA SOLTEIRA'S SPS CONTROL OPTIMIZATION THROUGH ORGANON

Vitória de Castro Silva

December/2018

Advisors: Antonio Carlos Siqueira de Lima Karen Caino de Oliveira Salim Course: Electrical Engineering

This work aims to analyze, through the calculus of Organon Security Assessment Region, the necessity of sensitizing Special Protection Systems (SPS) . The activa- tion of these Systems can be conditioned to comply to certain parameters, these parameters are traditionally calculated in function of the sensitivity factor at the planning level of studies. However, the system operating states in real-time are commonly different than those assumed at offline analyses. The grid topology alterations, related to un- predicted scenarios, could modify these sensitivity factors and, as a consequence, the monitored parameters limits and in the indication of the SPS sensitization, enabling them unnecessarily or not enabling the SPS when needed. The compu- tational strength, provided by the distributed processing which Organon disposes, allows the accomplishment of the contingency scenarios analysis in a more realistic manner since it considers the Base Case of the Real-Time Data, obtained directly from the REGER State Estimator. In order to evaluate the alteration fesiability and efficiency of the Special Pro- tection System control process, the Ilha Solteira Hydro Power Plant's SPS is the subject of our investigation in this work. Throughout the Organon dynamic simula- tions and, compared to the current control mechanism, performed in a planning level of studies (offline studies), the results of this confrontation indicates the difference between these methods. In conclusion, it has been observed that the present control system efficiency is limited and the Organon results could be used in Real-Time Operation enhancing the power system reliability with minimized consequences of the generating shed could provoke in brazilian interconnected system.

vii Sumário

Lista de Figuras x Lista de Tabelas xi Lista de Abreviaturas xii 1 Introdução 1 1.1 Motivação 2 1.1.1 O Sistema Interligado Nacional 2 1.1.2 Objetivos 4 1.2 Organização do Trabalho 4 2 Revisão Bibliográfica 6 2.1 Estabilidade e Segurança de Sistemas Elétricos de Potência 6 2.1.1 Estabilidade de Sistemas Elétricos de Potência 7 2.1.2 Segurança de Sistemas Elétricos de Potência 8 2.1.3 Os Modos de Operação de um Sistema de Potência 9 2.2 Sistemas Especiais de Proteção 10 2.3 Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos Interligados 13 2.3.1 Planejamento da Operação de Sistemas 14 2.3.2 Operação em Tempo Real 15 2.4 Discussão 16 3 Aspectos Básicos da Análise de Segurança em Sistemas de Potência 18 3.1 Análise de Segurança Estática 18 3.2 Análise de Segurança Dinâmica 19 3.3 O Organon 21 3.4 Avaliação de Segurança Dinâmica no Organon 22 3.4.1 Os Grupos de Geração 22 3.4.2 Os Nomogramas 24 3.5 Metodologia para Avaliação de Segurança Dinâmica 27 3.6 Discussão 28

viii 4 Estudo de Caso 30 4.1 A Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira 31 4.2 O Esquema de Corte de Emergência da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira 32 4.3 Região de Segurança da Área Elétrica de Ilha Solteira 36 4.4 Discussão 38 5 Resultados e Discussões 43 5.1 Impacto do SEP na Avaliação de Segurança 43 5.2 Habilitação do SEP 45 5.2.1 Caso I 46 5.2.2 Caso II 48 5.2.3 Caso III 51 5.2.4 Caso IV 53 5.3 Discussão 56 6 Conclusões 57 6.1 Trabalhos Futuros 60 Referências Bibliográficas 61

A Dados da Região de Segurança no Organon 63 A.1 Arquivo de Eventos 64 A.2 Arquivo de Barras Monitoradas e Grupos de Geração 66 A.3 Arquivos de Modelagem do SEP 69 A.3.1 Arquivo *.sps que descreve o SEP completo 69 A.3.2 Arquivo *.sps que indica a violação da Inequação 4.1 70

iX Lista de Figuras

1.1 Sala de Controle do Centro de Operações Regional Sudeste do ONS . 4 2.1 Representação da incorporação de um SEP a um Sistema Elétrico . . 11 3.1 Plano definido em relação aos grupos de geração [1] 23 3.2 Interseção dos Limites de Segurança de cada Contingência 24 3.3 Nomograma exemplo 26 3.4 Exemplo genérico de divisão dos grupos de geração 28 4.1 Recorte da Bacia do Rio Paraná [2] 32 4.2 Linhas de Transmissão conectadas a SE de Ilha Solteira 33 4.3 Representação da Rede Elétrica do Estado de São Paulo 41 4.4 Diagrama descritivo do SEP de Ilha Solteira 42 5.1 Nomograma calculado modelando o sistema sem SEP 44 5.2 Nomograma calculado modelando o sistema com SEP 45 5.3 Nomograma para o Caso I 47 5.4 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso I 48 5.5 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso I 49 5.6 Nomograma para o Caso II 49 5.7 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II 50 5.8 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso II 51 5.9 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II considerando a atuação do SEP 51 5.10 Nomograma calculado para o Caso III 52 5.11 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso III 52 5.12 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso III 53 5.13 Nomograma calculado para o Caso IV 54 5.14 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso IV 54 5.15 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso IV 55

x Lista de Tabelas

4.1 Legenda da Tabela: usinas hidrelétricas divididas entre os grupos de geração 37 4.2 Barras monitoradas na Análise de Segurança 39

xi Lista de Abreviaturas

AGV Subestação de Água Vermelha, p. 34 ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica, p. 3 BAU Subestação de Bauru, p. 34 CAG Controle Automático de Geração, p. 2, 34 CNPE Conselho Nacional de Política Energética, p. 3 COSR-SE Centro Regional de Operação Sudeste, p. 43 DSA Dynamic Security Assessment, p. 19 ECE Esquema de Corte de Emergência, p. 31 EMS Energy Management System, p. 15 EPE Empresa de Pesquisa Energética, p. 2 G1 Grupo de Geração 1, p. 23 G2 Grupo de Geração 2, p. 23 G3 Grupo de Geração 3, p. 23 HVDC High-voltage Direct Current, p. 20 ILS Subestação de Ilha Solteira, p. 34 IO Instrução de Operação, p. 33 ISO Independent System Operator, p. 1 LT Linha de Transmissão, p. 34 MIRII Subestação de Mirassol II, p. 34 MME Ministério de Minas e Energia, p. 3

xii ONS Operador Nacional do Sistema, p. 1 PMO Programação Mensal de Operação Energética, p. 13 PMU Phasor Measurement Unit, p. 16 SCADA Supervisory Control and Data Acquisition, p. 13 SEP Sistema Especial de Proteção, p. vi SE Subestação, p. 32 SIN Sistema Interligado Nacional, p. 2 SPS Special Protection Schemes, p. vii SSSA Small-Signal Stability Assessment, p. 19 TRI Subestação de Três Irmãos, p. 34 TSA Transient Security Assessment, p. 19 UG Unidade Geradora, p. 35 UHE Usina Hidrelétrica, p. 32 VSA Voltage Security Assessment, p. 19

xiii Capítulo 1 Introdução

O crescimento tecnológico e econômico viabilizado pela eletricidade foi determi- nante para o desenvolvimento das estruturas, serviços e ferramentas que conhecemos hoje. Por isso, a interrupção do fornecimento de energia é extremamente impactante a sociedade. Os sistemas de energia elétrica são compostos das mais complexas máquinas, estruturas e dispositivos já desenvolvidos pelo homem. Para construir, manter e operar estas máquinas é necessária extensiva pesquisa, monitoração e re- finamento das tecnologias. A baixa previsibilidade dos fenômenos naturais envolvidos em um sistema elé- trico de grande porte impacta diretamente na necessidade de conferir proteção a essas estruturas de geração, transmissão e distribuição de energia. Os sistemas de proteção aplicados a esses equipamentos e conjuntos de equipamentos precisam ser extremamente confiáveis e coordenados para operarem de maneira seletiva e eficiente. O sistema de geração e transmissão de energia elétrica brasileiro, o Sistema In- terligado Nacional (SIN), tem proporções continentais e engloba as cinco regiões do país. Sua operação é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema (ONS), o Operador Independente do Sistema (Independent System Operator - ISO) do sistema elétrico brasileiro. Os ISO são entidades autorizadas pelos órgãos regulatórios federais a controlar redes de geração e transmissão. Essas instituições tem o objetivo de garantir a integração não discriminatória de fornecedores de energia ao sistema de transmissão prezando a segurança e economicidade do atendimento aos centros de carga do país. A complexidade de um sistema elétrico de potência acompanha a evolução tec- nológica da rede e as mudanças no perfil de geração e no perfil de consumo. Por isso, a melhoria das ferramentas de auxílio a tomada de decisão do ISO é necessá- ria para que a confiabilidade e a qualidade do suprimento de energia elétrica seja mantida, frente ao crescimento da demanda e ao aumento na penetração de fontes intermitentes.

1 1.1 Motivação Com uma matriz energética predominantemente hidráulica, o Sistema Interli- gado Nacional (SIN) é um sistema hidro-termo-eólico com capacidade instalada de 142.042 MW [3]. A integração dos sistemas Centro-Oeste, Nordeste, Norte, Su- deste e Sul corrobora para a segurança, complementariedade hídrica e consequente economicidade dos recursos de geração e transmissão. Os ISO, comprometidos com a otimização do atendimento a demanda, são res- ponsáveis pelos estudos de eXpansão, de programação energética e de operação desses sistemas. Para acompanhar a variação da geração proveniente das fontes intermitentes, como as usinas eólicas e os conjuntos fotovoltaicos, a programação da operação precisa ajustar alguns dos seus procedimentos. A penetração dessas fontes com baiXa previsibilidade altera toda uma estrutura econômico-energética de modelagem e de segurança pois usualmente elas tem pri- oridade no despacho. Atualmente, a contribuição das usinas eólicas no SIN é de aproximadamente 7%. Seu evidente crescimento expõe a necessidade de maior fle- Xibilidade de despacho na operação em tempo real para a manutenção do equilíbrio carga-geração. Os equipamento envolvidos na geração, transmissão e distribuição de energia são guardados por sistemas de proteção individual e sistemas de proteção de caráter sistêmico. O funcionamento desses sistemas que englobam a coordenação de mais de um equipamento precisa ser minuciosamente estudado pois sua atuação tem impacto sistêmico nas redes elétricas. Nesse cenário de geração, predominantemente dependente dos recursos hídricos, a usina de Ilha Solteira, no rio Paraná, é a maior usina do estado de São Paulo. As 20 unidades geradoras de Ilha Solteira são utilizadas no Controle Automático de Geração (CAG) [4] e no controle de tensão do SIN. Esta é a principal usina utilizada no CAG e influencia sensivelmente no controle da frequência. 1.1.1 O Sistema Interligado Nacional O Brasil, quinto maior país do mundo, possui um sistema elétrico constituído por uma matriz energética majoritariamente distante dos centros de consumo e, por isso, foi necessária a construção de linhas de transmissão de extensões continentais. A integração das diferentes fontes de energia elétrica ao sistema é possível pela cen- tralização do planejamento da operação, essa atividade é executada para diferentes horizontes: a longo prazo pela Empresa de Pesquisa Energética e a médio e curto prazo pelo Operador Nacional do Sistema. De acordo com a Lei no 9.074, de 1995, é responsabilidade do Ministério de Minas e Energia definir as instalações de transmissão que compõem a Rede Bá-

2 sica. Portanto, compete a esse Ministério determinar os novos empreendimentos de transmissão que deverão integrar a expansão do sistema de transmissão. A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL é uma autarquia, vinculada ao Ministério de Minas e Energia criada pela Lei no 9.427, de 1996. De acordo com essa lei, a finalidade principal da ANEEL é regular e fiscalizar os serviços de geração, transmissão, distribuição e comercialização e energia elétrica no Brasil. Instituída pela Lei no 10.847 de 15 de março de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa pública federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME). A EPE tem como finalidade realizar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, nas áreas de energia elétrica, petróleo e gás natural, e seus derivados, e biocombustíveis. A atuação da EPE é fundamental para uma cadeia de tomada de decisões que se inicia com as definições de políticas e diretrizes no âmbito do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e do MME e termina na Operação em Tempo Real, realizada pelo Operador Nacional do Sistema. O Operador Nacional do Sistema Elétrico é uma empresa privada e sem fins lucrativos que foi instituída pela Lei no 9.648, de 1998, com alterações introduzidas pela Lei no 10.848/2004 e regulamentada pelo Decreto no 5.081/2004. Constituído por quatro subsistemas, o SIN atende 99% da carga total do Brasil [5], o restante pertence aos chamados Sistemas Isolados. A operação dos subsistemas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste, bem como a previsão de carga e planejamento da operação dos sistemas isolados são de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema. O desenvolvimento de estudos e ações exercidas sobre o sistema e seus agentes proprietários para gerenciar as diferentes fontes de energia e a rede de transmis- são, de forma a garantir a segurança do suprimento contínuo em todo o país é de responsabilidade do ONS. A fiscalização do cumprimento dessas atividades é de responsabilidade da ANEEL. É através das salas de controle em tempo real, o ONS coordena a operação do sistema constantemente, utilizando ferramentas de Supervisão e Controle, concen- trando informações de toda sua rede de operação. Na fotografia da figura 1.1, uma das salas de controle do ISO brasileiro é mostrada. A principal motivação desse trabalho é discutir o benefício da integração das regiões de segurança no processo de ativação dos sistemas especiais de proteção. A integração de ferramentas de avaliação de segurança em tempo real corroboram para a ratificação dos despachos e limites programados para a operação e viabilizam o estudo dessas grandezas com a rede alterada em ambiente de sala de controle.

3 Figura 1.1: Sala de Controle do Centro de Operações Regional Sudeste do ONS 1.1.2 Objetivos Neste trabalho, conceitos de operação e estabilidade de sistemas de potência serão explorados para analisar a eficiência de um Sistema Especial de Proteção (SEP) tradicional frente aos resultados dos cálculos de análise de segurança online nessa rede. O Organon será utilizado como o aplicativo de análises dinâmicas das contingências relacionadas a atuação desse SEP. Por isso, neste trabalho, além da comparação entre o comportamento tradicional e a possível performance viabilizada pela utilização do Organon em tempo real, serão introduzidos os aspectos básicos de segurança de sistemas, operação em tempo real, sistemas especiais de proteção e análise de segurança dinâmica. 1.2 Organização do Trabalho O presente trabalho está organizado em 6 capítulos e é complementado pelo Apêndice A. O Capítulo I introduz os temas abordados, apresentando as motivações e os objetivos do estudo realizado, fornecendo comentários gerais sobre os tópicos nos quais o mesmo se insere. Também é realizada uma contextualização desses temas no sistema elétrico brasileiro, para que a dimensão dos problemas que serão analisados

4 seja apresentada. O Capítulo II abordará os aspectos gerais dos tópicos relacionados ao tema analisado, por isso as seções Estabilidade e Segurança de Sistemas, Sistemas Especiais de Proteção e Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos Interligados são dispostas. Por se tratar de um tema que engloba diversos assuntos dentro da área de sistemas elétricos de potência, os fundamentos teóricos são direcionados para os problemas abordados nesse trabalho. O Capítulo III expõe a teoria básica utilizada na construção de Análises de Segurança do Organon, discutindo brevemente a metodologia utilizada na escolha de grupos de geração e a inserção dessa ferramenta em ambiente de operação em tempo real. Nesse capítulo, a escolha de uma análise de segurança dinâmica em tempo real ao invés de uma análise estática é justificada. Também é apresentada a legenda dos resultados dos nomogramas produzidos pelo Organon nesse estudo. O Capítulo IV apresenta uma descrição detalhada do Sistema Especial de Prote- ção da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira e da topologia dos circuitos conectados a subestação de Ilha Solteira. Do mesmo modo, a ferramenta de construção da Região de Segurança é apresentada, de acordo com a metodologia de análise apresentada no capítulo III. A partir da descrição da rede, do SEP e da Região de Segurança, é possível interpretar os resultados apresentados no capítulo seguinte. O Capítulo V apresenta os resultados obtidos através da Região de Segurança calculada para monitorar a área relacionada a atuação do Sistema Especial de Prote- ção da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira através do software Organon. O estado do sistema elétrico será calculado para os quatro casos base apresentados e a inequação de habilitação do SEP será confrontada com esses resultados. O Capítulo VI apresenta as conclusões referentes ao presente trabalho e sugestões para trabalhos futuros. As inconsistências observadas na comparação entre a lógica tradicional de habilitação e atuação do ECE da UHE de Ilha Solteira e os resultados dessa análise de segurança dinâmica são comentadas. O Apêndice A contém todos os arquivos e códigos utilizados nas simulações realizadas no Organon. Os arquivos de texto são necessários para que o software calcule as contingências de interesse frente as barras de geração que impactam a área elétrica analisada.

5 Capítulo 2 Revisão Bibliográfica

A operação de sistemas elétricos está pautada no cumprimento dos padrões de continuidade, qualidade, adequação e segurança de energia elétrica no atendimento ao consumidor ao menor custo possível. Para que esses objetivos sejam alcançados, o planejamento da operação avalia as piores falhas e distúrbios que o sistema elétrico estudado deve ser capaz de suportar. Dessa forma, a natureza da perturbação, a resposta do sistema, a supervisão e tomada de decisões, bem como as filosofias de proteção são temáticas presentes na operação de sistemas elétricos de potência. Neste capítulo será realizada uma abordagem teórica introdutória dos conceitos de estabilidade e segurança de sistemas elétricos interligados e sistemas especiais de proteção dessas redes. Esses temas podem ser entendidos como tópicos importantes para a operação e planejamento da operação de sistemas elétricos interligados. Também será apresentada a ferramenta visual utilizada nas análises de segurança realizadas no software Organon. 2.1 Estabilidade e Segurança de Sistemas Elétricos de Potência Os conceitos de segurança e de estabilidade são relacionados a análise dos estados de um sistema elétrico de potência. Segurança é considerada uma condição instantânea e variante no tempo que é função da robustez do sistema a distúrbios iminentes. Estabilidade, é uma condição mais estrita a continuidade do paralelismo e operação síncrona das unidades conectadas ao sistema, sendo um fator importante para a segurança do sistema.

6 2.1.1 Estabilidade de Sistemas Elétricos de Potência O conceito de estabilidade é definido como a capacidade de um sistema convergir para um estado de equilíbrio operacional após ter sido submetido a uma perturbação [6]. As condições de estabilidade e segurança de um sistema elétrico são fortemente dependentes das máquinas síncronas e possuem sua dinâmica intimamente vinculada a dinâmica dos ângulos dos rotores e a sua relação ângulo-potência. A partir das condições iniciais, dos tipos de perturbações físicas consideradas e de uma descrição detalhada do sistema observado é possível calcular o comportamento transitório desse sistema. Ou seja, é possível avaliar como um sistema desloca-se de um ponto de operação estável para um outro ponto de operação satisfatório ou não em relação aos critérios estabelecidos. Inicialmente, devem caracterizar-se os diferentes tipos de instabilidade. Para tanto, é fundamental que os ângulos de carga, as magnitudes das tensões e a frequên- cia de operação do sistema sejam grandezas analisadas na classificação do estado dos sistemas de potência. Dessa forma, os estados estáveis de um sistema de potência podem ser enumerados como estabilidade angular, de tensão e de frequência. O conceito de estabilidade angular é conhecido como a capacidade de um sistema em manter suas unidades geradoras operando em sincronismo após a ocorrência de uma perturbação. Para tanto, os torques elétricos e mecânicos devem permanecer acoplados em todas as máquinas conectadas a rede garantindo que a velocidade das unidades geradoras permaneça constante. As instabilidades podem surgir mesmo sem a perda de sincronismo de um gerador, pois a capacidade de um sistema em manter as tensões estáveis em todas as barras após uma perturbação também é um parâmetro a ser avaliado. A possibilidade de interrupção de atendimento a carga na ocasião de um perfil excessivamente baixo de tensões em uma parte significativa do sistema é motivadora para que a classificação de estabilidade de tensão seja realizada. Além das classificações de estabilidade angular e de tensão, é necessário avaliar a capacidade de um sistema de potência em manter uma frequência constante após um desequilíbrio significativo no balanço carga-geração resultado de uma perturbação grave. Essa classificação é denominada estabilidade de frequência. Dessa forma, o comportamento de um sistema ao ser submetido a distúrbios pequenos ou severos é o condicionante para que esse sistema seja classificado dentro dos critérios de estabilidade. Dentre as perturbações que um sistema estável deve ser capaz de suportar configuram-se distúrbios com impactos transitórios como variações bruscas de carga, curtos circuitos, perda de grandes blocos de geração ou de fluxo entre linhas de transmissão responsáveis pelo intercâmbio entre subáreas. Essas alterações bruscas de topologia na rede podem resultar em instabilidade

7 de tensão, de frequência ou instabilidade angular. Durante as oscilações transitórias provocadas por um distúrbio, as máquinas síncronas ajustam os ângulos dos seus rotores para absorver as variações de potência e tensão. Já no caso de curtos-circuito, durante sua ocorrência, os rotores das unidades geradoras se aceleram e só começam a desacelerar após a eliminação dessa falta. Se o tempo de eliminação da falta for grande o suficiente para que os rotores das máquinas alcancem uma velocidade da qual não seja possível se desacelerar até a velocidade síncrona, há o cenário da instabilidade. As principais ações de controle realizadas para controle preventivo são o redespacho de geração, a compensação de reativos, a redução de carga e a alteração da topologia da rede. O corte de geração é realizado para que a potência das unidades geradoras parem de contribuir para uma possível sobrecarga nos equipamentos remanescentes ou para evitar um possível cenário de instabilidade angular ou de frequência. Os modos de operação e configuração do sistema analisado são informações ne- cessárias para a análise das suas respostas dinâmicas. 2.1.2 Segurança de Sistemas Elétricos de Potência Diferente do conceito de estabilidade, os critérios de avaliação de segurança de um sistema devem verificar a capacidade desse sistema em suportar suas contingências mais graves sem interrupção de atendimento ao consumidor. O conceito de segurança de um sistema elétrico de potência é definido pela capacidade desse sistema em se manter íntegro e sem interrupções no fornecimento de energia aos seus consumidores na ocorrência de distúrbios ou desligamentos. Dentre os critérios de segurança mais utilizados em todo o mundo, considera-se o chamado critério do N-1, no qual o sistema é planejado para suportar quaisquer contingência simples sem violação das restrições de carga e restrições operativas. Ou seja, o sistema deve ser capaz de suportar qualquer perda simples de linha de transmissão ou transformador, sem que os equipamentos remanescentes sejam submetidos a sobrecarga, instabilidade de tensão ou instabilidade angular, bem como instabilidade de frequência. O critério N-1 é utilizado nos ISO para planejamento da operação dos sistemas e, as contingências mais severas, como perdas duplas e triplas, só são consideradas nos seguintes casos: saída de linhas de transmissão de circuito duplo, saídas simultâneas de linhas de circuito simples que compartilhem a mesma faixa de passagem e saídas simultâneas de linhas de circuito simples que atravessem regiões onde há ocorrência de fenômenos naturais e/ou queimadas que possam atingí-las. Paralelo ao propósito da segurança, está o compromisso com a economicidade

8 da operação. Esses conceitos estão relacionados quando um sistema que possui grau insuficiente de segurança sofre algum tipo de distúrbio, podendo ocasionar interrupção do fornecimento de energia, levando a perdas de produção e de serviços. As análises eletroenergéticas são realizadas a fim de programar a geração a partir dos horizontes de atendimento, da previsão dos recursos hídricos e da adequação as intervenções na rede. 2.1.3 Os Modos de Operação de um Sistema de Potência Os modos de operação de um sistema são classificados de acordo com seu nível de segurança para auxiliar os operadores na tomada de ações de controle. A operação de sistemas de potência é pautada em três conjuntos de equações genéricas diferenciais e algébricos. Podemos dividir as equações de um sistema em três grupos: o conjunto de equações diferenciais representa o comportamento dinâmico do sistema, um conjunto de equações algébricas compreende as restrições de igualdade que são referentes ao balanço carga-geração e um segundo conjunto de equações algébricas compreende as restrições de limites, no qual os estados de todos os elementos da rede elétrica operam dentro dos limites de tensão e potência [7-9]. • Estado Normal: estado onde todos os limites são satisfeitos, ou seja, o ba- lanço carga-geração é atendido e não há nenhum equipamento em sobrecarga. O sistema também deve ter margens de geração reserva suficiente para suportar as contingências mais prováveis. • Estado de Alerta: esse estado é observado quando o nível de segurança do sistema é enfraquecido ou a probabilidade de distúrbios aumenta, e, nesse cenário, a ocorrência de uma contingência provável causaria alguma violação dos critérios de operação do sistema. Nesse estado de operação os limites dos equipamentos são satisfeitos, mas as margens não são suficientes para garantir esse atendimento caso um distúrbio severo ocorra. Dessa forma, medidas preventivas devem ser tomadas para que o estado normal seja reestabelecido. • Estado de Emergência: o sistema pode evoluir do estado de alerta para o estado de emergência caso algum distúrbio severo ocorra antes de qualquer ação preventiva ser realizada. Alguns equipamentos se podem se encontrar sobrecarregados porém o sistema permanece intacto. • Estados Extremos: nos estados extremos, ambos os conjuntos de restri- ções de igualdade e inigualdades são violados, o sistema pode sofrer perda de sincronismo, onde há desligamentos em cascata e possivelmente blecautes da maioria do sistema. Ações de controle como o corte de carga ou separação em subsistemas são utilizadas para preservar a maior área elétrica possível. 9 • Estados Restaurativos: no estado de operação restaurativo o operador realiza ações de controle a fim de reconectar todos os equipamentos da rede e atender a todas as cargas. O segurança de um sistema pode ser monitorada e, para monitorá-la, foram criadas ferramentas que quantificam a distância existente entre o ponto de operação do sistema e a violação dos seus limites. Esse conceito, que consiste na checagem se as condições operativas estão satisfeitas para diferentes contingências modeladas, toma como referência para seus relatórios, os redespachos das usinas que impactam o sistema elétrico alvo de um determinado estudo. A partir de cálculos do comportamento transitório do sistema observado, a se- gurança de uma área elétrica pode ser avaliada [8]. A análise de uma perturbação, do seu início até a eliminação completa dos efeitos resultantes dos fenômenos tratados requer a modelagem das equações algébrico-diferenciais não-lineares necessárias para descrever o comportamento dinâmico dos componentes dessa rede ao longo do tempo. Dessa forma, são modelados os sistemas de excitação, os estabilizadores e os reguladores automáticos de velocidade e tensão das unidades geradoras, bem como as interações entre elementos de controle de tensão, como transformadores com comutação automática [4]. No controle de segurança preventiva, o objetivo é preparar o sistema, enquanto ele ainda se encontra em um estado de operação normal, para suportar possíveis distúrbios de maneira satisfatória. No cenário de controle de emergência, os eventos já ocorreram previamente, de maneira que o objetivo passa a ser o controle do comportamento dinâmico do sistema e a minimização das consequências. [8] 2.2 Sistemas Especiais de Proteção Os Sistemas Especiais de Proteção (SEP) são sistemas automáticos de controle com objetivo de evitar a propagação de perturbações, manter a integridade e consequentemente garantir a confiabilidade do sistema. Por isso, os SEP são projetados para atuar detectando condições anormais de operação e tomando ações corretivas automáticas. Esses esquemas desempenham uma complementação às ações da pro- teção individual dos equipamentos da rede e sua implantação permite uma utilização otimizada dos sistemas de geração, transmissão e distribuição [10]. Um sistema elétrico de proteção comum deve ser dimensionado para o cumprimento dos requisitos fundamentais de sensibilidade, velocidade, seletividade e confiabilidade. De maneira que ele seja capaz de detectar uma falha e atuar o mais rápido possível no isolamento desse equipamento sob falha, realizando a remoção da falta apenas nos equipamentos comprometidos, sem desligar mais equipamentos que

10 o necessário todas as vezes que ocorrer um defeito. A garantia da seletividade e da confiabilidade são importantes para que nenhum componente seja desligado sem necessidade e a proteção não atue indevidamente sem que nenhum defeito nos equipamentos sob responsabilidade dessa proteção específica tenha ocorrido. Esse tipo de falha de atuação pode ser extremamente custoso pela possibilidade de corte de geração e de falha no atendimento ao consumidor. Os desligamentos e redespachos desnecessários podem provocar danos a equipamentos e consequentemente gerar um impacto na receita das entidades envolvidas. Os SEP são implementados com o objetivo de garantir a segurança do sistema em condições específicas de operação, como na necessidade de flexibilização de limites, de manutenção em equipamentos, atraso de obras ou de intercâmbio excepcional, uma vez que a ocorrência desse cenário é considerada pequena para justificar gastos de instalação de novos equipamentos. Esses esquemas são constituídos de uma ou mais lógicas de processamento, compostas de estágios de atuação, que são associados a uma ou mais ações, como ilustrado na Figura 2.1. De maneira que diferentes solicitações dos SEP podem apresentar desempenhos distintos devido a sensibiliza- ção dos estágios e lógicas existente em cada cenário, comandando ações adaptáveis para solução do problema detectado [11].

Figura 2.1: Representação da incorporação de um SEP a um Sistema Elétrico Para avaliar o comportamento do SEP frente aos critérios de seletividade, confiabilidade, velocidade e sensibilidade, podem-se classificá-los quanto a sua atuação e seu desempenho na ocasião de distúrbios. Como descrito nos Submódulos 11.2 e 11.4 dos Procedimentos de Rede do ONS [12], os SEP podem ser classificados quanto a sua atuação através das categorias descritas nos item abaixo: • Atuação correta: a atuação é classificada como correta quando o SEP é 11 solicitado e atua dentro da finalidade para o qual foi instalado. • Atuação incorreta: a classificação de atuação incorreta é atribuída a situa- ções as quais os SEP são solicitados e atuam em desacordo com a finalidade para a qual foi aplicado. • Recusa de atuação: a recusa de atuação é considerada quando o SEP é solicitado e deixa de atuar, quando existem todas as condições para a atuação satisfeitas. • Atuação acidental: classificação considerada quando o SEP atua sem satis- fação das condições necessárias para sua sensibilização, sem a ocorrência de distúrbios para os quais fora projetado. Essas atuações acidentais podem ser causadas por falhas humanas, anomalias em dispositivos de proteção, controle e medição. São insumo para avaliação de desempenho dos SEP: as anomalias observadas, o processamento dos dados de entrada nas lógicas e os comandos executados ou não pelos equipamentos. A partir dessas informações, é possível confrontar se a atuação ou não do esquema solucionou o problema. O desempenho dos SEP pode ser classificado como Satisfatório ou Insatisfatório: • Satisfatório: a consideração do desempenho como satisfatório é realizada quando o SEP atinge seu objetivo, mesmo que alguma das suas ativações não tenha sido correta; • Insatisfatório: o desempenho é considerado insatisfatório quando o SEP deixa de atingir seu objetivo em virtude de atuações incorretas ou recusas de atuação. A existência dos Sistemas Especiais de Proteção é justificada quando há a possibilidade de perda de integridade do sistema elétrico de potência na ocasião de sobrecarga em algum equipamento, instabilidade angular, instabilidade de frequên- cia, instabilidade de tensão ou desligamentos em cascata [13]. As ações coordenadas por esses esquemas de proteção são planejadas de maneira que o sistema em sua configuração pós-falta seja capaz de se recuperar. A observação da necessidade de criação de um SEP e implementação do seu projeto são atividades realizadas em ambiente de planejamento da operação, em seguida, a instalação e supervisão dos equipamentos necessários para funcionamentos desses esquemas automáticos se faz necessária. Com isso, as ferramentas utilizadas pelos operadores em tempo real devem ser capazes de receber os dados dos agentes, monitorar as variáveis envolvidas nesse processo e indicar se a operação do sistema se encontra em uma situação segura ou não. 12 Uma vez que o cenário insatisfatório para o qual esse SEP é projetado é detectado, a anormalidade deve ser sinalizada e ações de habilitação dos SEP podem ser realizadas automaticamente, ou manualmente. O automatismo é fundamental pois a natureza das instabilidades para as quais os esquemas foram projetados é na ordem de segundos ou milissegundos. Essa ação deve basear-se nas grandezas elétricas medidas, na atuação das prote- ções tradicionais e no status dos equipamentos supervisionados, assim, esses sistemas devem comparar as grandezas com as faixas ajustadas, se adequar as anormalidades mais prováveis em sua área de supervisão, e tomar decisões no menor tempo possí- vel. Os SEP podem ser avaliados quanto ao tipo de atuação observado e quanto ao seu desempenho. 2.3 Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos Interligados A operação de sistemas elétricos é uma atividade de tamanha complexidade que exige competências técnicas, políticas e econômicas, bem como um planejamento minucioso, que começa sob o horizonte de décadas [14] e termina no ambiente de sala de controle, onde as decisões precisam ser tomadas em tempo real. Esse fluxo de informações integra esforços distribuídos entre os estudos meteorológicos, de previsão de carga, de geração e de processamento de intervenções previamente solicitadas que objetivam preparar os agentes e os operadores para atendimento seguro e econômico de energia elétrica ao consumidor. A tomada de decisões em tempo real é fortemente dependente de aplicativos para o monitoramento de eventuais alterações de rede, de carga e de despachos, pois uma das suas atividades é a adequação da configuração do sistema de potência a essas variações. Sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition - SCADA) são capazes de monitorar automaticamente as medidas analógicas e estados dos dispositivos associados ao sistema. Por isso, os sistemas SCADA devem disponibilizar em tempo-real o estado da rede através de telas, gráficos, listas de alarmes e re- latórios, de modo a permitir a tomada de decisões operacionais apropriadas, quer automaticamente, quer por iniciativa do operador do sistema. O planejamento da operação tem como insumos as condições hidrometeorológi- cas, a situação dos reservatórios, os custos de geração, o cronograma de expansão da rede, os futuros eventos de grande porte a nível regional e nacional e sobretudo a previsão da carga a ser atendida. A partir desses dados, os programas de geração hidráulica, de geração térmica e os intercâmbios entre as regiões são estabelecidos. A Programação Mensal de Operação Energética (PMO) fornece as diretrizes da

13 operação em tempo real para cada patamar de carga e semana vigente. Em complemento ao PMO, são realizadas revisões semanais para que informações sobre o estado do sistema sejam incorporadas aos estudos. Entretanto, a atualiza- ção dessas modificações na rede de maneira preditiva ainda utiliza patamares de carga definidos a partir das previsões enviadas pelas concessionárias distribuidoras. Essas análises não consideram redespachos ou desligamentos intempestivos com con- sequentes alterações topológicas, eventos que podem modificar a rede de maneira que o ponto a programação planejada para aquele período se afaste do menor custo ou da segurança sistêmica. De forma a otimizar a utilização dos equipamentos e da energia disponível, mantendo ou melhorando as margens de segurança da operação, é necessário que o planejamento se utilize de cenários de simulação o mais próximo possível do sistema elétrico real. Os Sistemas Especiais de Proteção também são dimensionados a nível de planejamento, por isso sua ativação é controlada por eventos que podem provocar impactos diferentes em redes distintas. Diante disso, como o sistema elétrico é, geralmente, diferente do previsto, a eficiência de atuação dos SEP pode ser desotimizada. O planejamento da operação indica em quais situações da rede os SEP devem ser ati- vados. A operação em tempo real monitora a ativação e atuação desses esquemas, geralmente efetivando a esses comandos. Neste trabalho, será proposta a indicação de ativação de um SEP através da configuração de rede real, calculada pelo estimador de estados do EMS. Objetiva-se mostrar que a ativação utilizando análises online pode ser mais eficiente que a ati- vação programada, com fatores de sensibilidade baseados em casos base preditivos. 2.3.1 Planejamento da Operação de Sistemas A elaboração de estudos elétricos para avaliar as condições de operação dos sistemas elétricos é realizada afim de identificar as situações críticas de atendimento à carga e indicar soluções compatíveis dentro dos limites de operação para uma determinada rede. Esses estudos são realizados a nível de planejamento nos ISO e levam em conta a previsão de carga, os dados hidrometeorológicos, os equipamentos de transmissão e geração previstos para entrada em operação e as intervenções programadas na rede nos dias tratados, a partir desses dados e do custo de operação das usinas disponíveis para despacho, programa-se a operação. Os métodos e critérios de planejamento dos ISO norteiam a filosofia de expan- são dos sistemas e as políticas de planejamento eletroenergético. Em ambiente de planejamento dos sistemas de transmissão, o principal critério adotado é o crité- rio "N-1". Essa metodologia se traduz no dimensionamento da rede elétrica de tal forma que a ocorrência da saída de serviço de qualquer componente do sistema

14 possa ser suportada sem necessidade de ajustes no ponto operativo característico das condições normais de operação, como introduzido no item 2.1.2. De maneira que não seja necessários redespachos de geração, reconfigurações da rede, mudança de "taps" de transformadores (exceto aqueles dotados de LTC) e, principalmente, sem necessidade de cortes de carga. Neste ambiente de planejamento, é realizada a programação energética de uma rede com o objetivo de planejar a operação do sistema com a maior segurança operacional e economicidade possíveis. Por isso, as intervenções agendadas para aquele período são validadas e, a partir delas, as condições elétricas e energéticas são programadas para que a integridade dos equipamentos e as restrições existentes neste período sejam cumpridas. 2.3.2 Operação em Tempo Real Os Sistemas de Gerenciamento de Energia (Energy Management System - EMS) processam as informações obtidas pelo sistema de supervisão e controle provenientes do sistema SCADA e geram casos base periódicos que são utilizados nos diversos aplicativos avançados que auxiliam nestas redefinições. A capacidade de efetuar o controle sobre sensores e atuadores e distribuir informações entre as estações da rede através de uma central de controle é fundamental para o bom desempenho e segurança da operação. Os centros de supervisão e controle em tempo real são responsáveis pelo controle de geração, regulação da frequência e controle dos intercâmbios e o controle de tensão. Para tanto, é necessário um robusto sistema de monitoramento que forneça ao operador informações lógicas e analógicas sobre os estados das áreas monitoradas. Operação em tempo real é viabilizada pelos Sistemas de Gerenciamento de Ener- gia (EMS) [15]. Os EMS possuem um conjunto de ferramentas utilizadas para suprir o ISO de informações da rede, a nível de Operação em Tempo Real. Toda a rede de operação é monitorada através do SCADA, esses dados são insumo para todos os instrumentos que compõe o EMS. Essa concentração de informações é obtida por meio de estações remotas e processadas pelos computadores do centro de supervi- são [9]. A melhoria dessas ferramentas de gerenciamento, aquisição e tratamento de dados reflete na qualidade da supervisão da rede. Dentre essas ferramentas de supervisão e controle, o estimador de estados [15] é capaz de fornecer um caso base a partir das medidas obtidas em tempo real. A estimação de estados é considerada uma componente fundamental dos EMS. O algoritmo de estimação é executado periodicamente com o objetivo de calcular os estados (módulo e ângulo das tensões, correntes e potências ativas e reativas) do sistema de maneira adequada baseando-se nas medidas adquiridas através do SCADA,

15 medidas provenientes de unidades medidoras de sincronismo (Phasor Measurement Unit - PMU) e outras informações relevantes. Os aplicativos de estimação de estados exigem altas performances computacionais pois utilizam modelos de redes elétricas de grandes proporções. A estimação de estados deve prover soluções válidas, acuradas e robustas sob uma vasta variedade de cenários e condições de operação. A crescente dinamização dos mercados de energia elétrica, tem aumentado as possibilidades de aplicações dessas ferramentas, aumentando a exigência de resultados mais precisos, rápidos e acurados. No contexto de mercado, acordos financeiros são baseados na sensibilidade obtida pelos estimadores. Se essas sensibilidades estão incorretas ou indisponíveis, elas serão traduzidas em erros significativos para transições financeiras frequentemente de grande porte. Sob condições de emergência severas, o processo de estimação deve se basear em todos os dados confiáveis disponíveis como dados históricos, gravações e resultados recentes. Dessa forma, é possível monitorar os principais troncos de transmissão e calcular automaticamente os estados da rede em um curto espaço de tempo, para que as alterações sejam consideradas no cálculo. Assim, estimadores de estado são o ponto de partida da maioria das análises subsequentes de rede realizadas em ambiente de tempo real. Dentre aplicações que utilizam os resultados do estimador de estados como insumo, estão os processos de análise de contingência, cálculos de fluxo de potência ótimo e análises de segurança. Se o estimador falha na convergência de um resultados, o restante das análises de rede podem falhar ou ter seu resultado comprometido [8]. 2.4 Discussão Nesse capítulo foram introduzidos conceitos de estabilidade para que os limites dinâmicos observados nas análises do capítulo V sejam compreendidos. Também foi apresentado, paralelo ao conceito de estabilidade, o conceito de segurança de um sistema. O atendimento aos critérios de segurança é caracterizado pela capacidade de um sistema suportar as contingências mais severas sem violação de nenhum critério operativo [1, 4, 6, 9]. Para quantificar a segurança de um sistema, podem-se classificar seus modos de operação. Os estados normal, de alerta, de emergência, extremos e restaurativos in- dicam o nível de segurança de uma rede elétrica [7]. Para aumentar a confiabilidade de uma rede elétrica, frequentemente é realizada a interligação de subsistemas elé- tricos, como é o caso do SIN. Porém, a conexão de subsistemas com características eletromecânicas diversas pode acarretar a propagação de distúrbios, na eventuali- dade de uma ocorrência de grande impacto.

16 Portanto, para garantir que os sistemas elétricos de potência suportem os piores distúrbios sem que seus efeitos sejam propagados, os Sistemas Especiais de Proteção são implantados. Dentre as ações realizadas por esses esquemas especiais estão os cortes de geração, a separação de subsistemas, os cortes de carga e as alterações na topologia. A coordenação dessas ações deve ser realizada a nível sistêmico por um operador independente. Por isso, na maioria dos sistemas elétricos de grande porte, existe um operador responsável por coordenar os sistemas de geração e transmissão e garantir o atendimento a carga. Essa operação é realizada após exaustivo planejamento sob horizontes de longo, médio e curto prazo. Porém, os sistemas de potência se com- portam de acordo com as necessidades dos consumidores e agentes, respondendo às intempéries naturais. Esse comportamento dinâmico é imprevisível e, portanto, os estudos realizados em ambiente de planejamento sempre estarão descolados da realidade vivida na operação em tempo real.

17 Capítulo 3 Aspectos Básicos da Análise de Segurança em Sistemas de Potência

Os sistemas de potência modernos possuem uma elevada ordem de variáveis, com uma resposta dinâmica influenciada por dispositivos de diversas naturezas e com características e respostas extremamente variadas. Então, o comportamento de uma rede elétrica frente a distúrbios está relacionado a topologia dessa rede e às condições de operação nas quais ela se encontra. Como introduzido no item 2.1.3, deve-se garantir que a ocorrência de uma contingência não é capaz de provocar um desequilíbrio contínuo que pode levar o sistema a diferentes formas de instabilidade [7]. Dessa forma, os modos de operação dos Sistemas de Potência precisam ser constantemente monitorados através das ferramentas de Análise de Segurança dos EMS. Através dessas ferramentas, deve-se garantir que as condições operativas do sistema estão atendidas frente a possíveis contingências e aos critérios de estabilidade atri- buídos a essa rede. Nesse contexto, existem processos automatizados de avaliação da condição de segurança operativa de um sistema elétrico a partir de um ponto de operação. Sendo possível qualificar o modo de operação de uma rede através de Análises de Segurança, que podem ser análises Estáticas ou Dinâmicas. 3.1 Análise de Segurança Estática As Análises de Segurança Estáticas (Static Security Assessment - SSA) são meto- dologias que verificam os estados de tensão e fluxo de potência das barras do sistema após contingências. Os valores de tensão e potência calculados são confrontados com os limites e as possíveis violações provenientes dos fenômenos transitórios são des- consideradas. Dessa forma, as análises de segurança estática estão relacionadas com

18 o carregamento máximo que pode ser transmitido para cada barra no sistema [1]. A partir das leis de Kirchhoff e das restrições operativas do sistema e dos equipamentos que o compõe, as análises estáticas podem ser formuladas através do cálculo do fluxo de potência. A partir da convergência desse caso de estudo, cada distúrbio é aplicado a rede descrita e novamente o fluxo de potência é calculado e o resultado desse fluxo é avaliado em relação aos limites operativos. Esses distúrbios podem ser desligamentos de circuitos de linhas de transmissão, de transformadores, de unidades geradoras, de equipamentos de controle de tensão e qualquer outro elemento da rede. A comparação do ponto de operação do sistema com os limites de tensão e de carregamento é realizada para o sistema inicialmente convergido e para todas as alterações realizadas, uma por uma, para cada distúrbio considerado. Dessa forma, se o sistema elétrico modelado convergir para todos os casos e cumprir com todos os limites considerados para todos os cenários individualmente simulados, esse sistema é considerado seguro. Através dessa análise do ponto de operação do sistema em regime permanente pré e pós-contingência, os estudos do sistema elétrico são realizados em ambiente de planejamento para validação da operação nos patamares de carga estimados para o sistema. Se o ponto de operação pós-contingência apresenta resultado divergente, o sistema é considerado inseguro perante o conceito de Estabilidade em Regime Permanente [1]. Apesar da não convergência de um fluxo de potência não implicar na instabilidade de um sistema, quando um ponto de operação apresentar resultado divergente de fluxo de potência, a instabilidade pode já ter ocorrido. Dessa forma, para observar fenômenos de instabilidade nos transitórios entre esses dois pontos de operação, uma análise de segurança dinâmica deve ser realizada. 3.2 Análise de Segurança Dinâmica Os estudos realizados na metodologia de Análise de Segurança Dinâmica (Dy- namic Security Assessment - DSA) objetivam avaliar o comportamento do sistema do período transitório, que se inicia na aplicação do defeito, passando pela sua eli- minação, indo até o novo ponto de operação em regime permanente, obtido ao final da simulação. Portanto, esse tipo de análise é todo realizado no domínio do tempo, sendo viável avaliar, através dele, diversos requisitos de estabilidade. Para cumprir os critérios de amortecimento, estabilidade, tensão, frequência e fluxo nos equipamentos integrados a essa rede, os estudos dinâmicos devem cumprir uma estrutura de análise que abrange Análises de Transitório (Transient Security Assessment - TSA), de Tensão (Voltage Security Assessment - VSA) e de Pequenos Sinais (Small-Signal Stability Assessment - SSSA), [1, 7, 15]. Esses estudos conside-

19 ram portanto a variação da tensão e da frequência, o carregamento de cada circuito, a resposta das unidades geradoras, dos compensadores síncronos e estáticos, reguladores de tensão e de velocidade, falhas de comutação em elos HVDC, entre outros fenômenos. Para que todos esses eventos sejam considerados, uma modelagem matemática muito mais fiel dos equipamentos dessa rede é necessária. A representação dos equipamentos com mais precisão, a simulação no domínio do tempo e a utilização de métodos numéricos de integração exige um esforço computacional muito superior ao exigido nas análises estáticas. Para que esse tipo de análise se tornasse viável nos centros de controle dos ISO, é necessária a utilização da integração com passo e ordem variáveis e o processamento distribuído. Esses métodos promovem simulações mais rápidas sem perda de precisão nos resultados [8]. Historicamente, as Avaliações de Segurança eram realizadas somente em ambiente de Planejamento da Operação, o que a literatura técnica classificava como estudo offline [1, 7], cálculos desassociados dos sistemas de supervisão e controle de tempo real. Essas ferramentas utilizam pontos de operação criados a partir das pre- visões de carga e geração para aqueles cenários. E permitem que os analistas possam avaliar as grandezas de um sistema em diferentes pontos de operação escolhidos em condições normais e em situações de emergência. Com a crescente evolução da capacidade computacional e a melhoria dos Esti- madores de Estado, essas análises se tornaram viáveis em ambiente de Operação em Tempo Real, esse tipo de análise pode ser classificado como Análise de Segurança Online. Para sistemas elétricos de grande porte, o número de contingências prováveis é proporcional ao seu tamanho, fazendo-se impossível a análise do impacto de todas os eventos para todos os cenários em ambiente de planejamento. Por isso, atualmente, para considerar a sensibilidade dos equipamentos em relação a indisponibilidades previstas de outros são utilizadas restrições operativas de fluxo de potência ativa. São realizados estudos em ambiente de planejamento para o sistema previsto para aqueles períodos e, a partir desses estudos, são dimensionadas as ferramentas de supervisão, como as inequações. Porém os limites operacionais computados offline para um determinado grupo de cenários não necessariamente aplicam-se a todas as outras condições operativas possíveis do sistema, dado que a alteração da topologia de uma rede altera a sensibilidade dos equipamentos frente a desconexão dos outros. Isso acontece porque os limites de estabilidade são uma propriedade local dos vetores de estado do sistema, para cada nova solução do conjunto de equações que descreve o sistema, há um limite de estabilidade diferente.

20 3.3 O Organon O programa Organon é um sistema de avaliação da segurança de sistemas de potência aplicado tanto a problemas de natureza estática, quanto de natureza di- nâmica. Esse sistema emprega computação de alto desempenho e algoritmos com grande robustez numérica, possibilitando uma modelagem detalhada da rede elétrica em ambiente de processamento distribuído. O programa disponibiliza, uma interface gráfica amigável integrada a recursos para a realização de estudos de regime permanente, transitórios eletromecânicos e avaliação de segurança. Como exposto no item 3.2, a técnica de processamento distribuído é um dos recursos do Organon que viabiliza a realização de análises de se- gurança dinâmica. Desse modo, o software divide os cálculos entre os processadores do computador ou dos computadores utilizados e, através desse artifício, consegue apresentar os resultados em um tempo suficientemente curto para utilização em ambiente de operação. Por isso, esse aplicativo computacional pode ser utilizado tanto em estudos de planejamento e de programação da operação quanto em ambiente de operação em tempo real. Diversas ferramentas são oferecidas para que o processo de análise seja facilitado, como o cálculo de função energia, avaliação modal, obtenção do ponto de máximo carregamento do sistema, dentre outras. Outras grandes funcionalidades são possibilitadas pela distribuição do processamento dos cálculos do Organon, como a construção dos nomogramas a partir da avaliação de segurança estática ou dinâmica. A interface gráfica desse sistema de possui recursos do tipo menus, gráficos, planilhas, caixas de diálogo e as seguintes ferramentas de análise: • Fluxo de Potência; • Fluxo de Potência pelo Método Dinâmica Sintética; • Análise de Contingências em Regime Permanente; • Análise de Sensibilidade em Regime Permanente; • Fluxo de Potência Continuado; • Simulação Dinâmica (Transitórios Eletromecânicos de Curto, Médio e Longo Prazo); • Análise de Contingências Dinâmicas; • Avaliação Modal de Simulações no Tempo; • Determinação de Regiões de Segurança Estática;

21 • Determinação de Regiões de Segurança Dinâmica. A apresentação da região de segurança como um nomograma é uma ferramenta de visualização poderosa para a análise de segurança, com grande apelo tanto no ambiente de operação quanto nos processos relacionados ao planejamento da opera- ção. Este trabalho utiliza a ferramenta de Determinação de Regiões de Segurança Dinâmica oferecida pelo Organon, diante disso, somente a filosofia de estruturação desses estudos será abordada nesse trabalho.

3.4 Avaliação de Segurança Dinâmica no Organon O programa Organon permite a modificação de uma série de parâmetros, opções e critérios relacionados às simulações dinâmicas, estáticas e às regiões de segurança. Essa facilidade de customização, os métodos matemáticos robustos e velocidade de cálculo produzem uma ferramenta de Análise de Segurança muito conveniente: os nomogramas. A partir de uma análise dinâmica do sistema, é possível avaliar a segurança operativa de uma rede e o cumprimento de suas restrições para as piores contingências nesta rede [1]. A necessidade da realização de avaliações de segurança online é reco- nhecida para que os sistemas elétricos de potência operem em segurança em todos os cenários possíveis de despacho e configuração da rede [8, 16]. Os nomogramas são ferramentas visuais que quantificam a vulnerabilidade de redes elétricas a perturbações. São realizadas em ambiente de planejamento da operação para validar despachos de geração, desligamentos programados e sistemas especiais de proteção, também podem ser utilizados nos estudos de expansão da transmissão [17]. O conceito de região de segurança foi criado a fim de apresentar uma visualização do estado de operação da rede e dos pontos (estados) aos arredores deste ponto de operação. Uma região de segurança é construída a partir de um sistema elétrico modelado e com seus estados (valores de tensão, corrente, potências e ângulos) convergidos. Para estudar uma área elétrica, é necessário arbitrar grupos de geração para construção de eixos cartesianos. 3.4.1 Os Grupos de Geração As Regiões de Segurança são gráficos tridimensionais que mostram toda a região de operação segura de um sistema submetido a uma divisão em três grupos de geração. Logo, inicialmente, ponto de operação é posicionado sob um eixo cartesiano formado pelos três grupos de geração descritos por G1, G2 e G3. O emprego de três conjuntos permite que seja investigada grande parte dos cenários de geração 22 de interesse, um número superior exigiria uma performance computacional maior e dificultaria a análise visual dos gráficos [18]. Grupo 1

Grupo 2

Figura 3.1: Plano definido em relaçao aos grupos de geraçao [1] Após a convergência do ponto de operação, mediante cálculo de fluxo de potência, são efetuadas variações de geração ativa nos três grupos geradores em direções radiais em torno deste ponto. Para cada direção, a geração dos grupos é alterada e é solucionada uma lista de contingências até que seja alcançado um limite de segurança ou que se esgote a capacidade de elevação ou diminuição de um dos grupos. O redespacho entre esses grupos de geração produz um plano no eixo cartesiano produzido pelos grupos de geração, pois o somatório da geração desses três grupos deve ser mantido constante, já que o caso não tem sua carga variada. A região de segurança é calculada a partir da excursão do despacho desses grupos ao redor do ponto de operação inicial através do cálculo do fluxo de potência e do cálculo de estabilidade para cada ponto discretizado [19]. No contexto da utilização da Análise de Segurança Dinâmica Online, a partir do caso base do Estimador de Estados do EMS [15], o Organon identifica o ponto de operação da rede em relação a três eixos cartesianos, esses eixos são construídos a partir do agrupamento de barras geradoras que impactam no sistema monitorado. Os grupos de geração G1 e G2 são os grupos de injeção de potência ativa que mais impactam o fluxo nos equipamentos presentes entre as barras definidas para aquela região. As unidades geradoras são agrupadas pois seu despacho contribui para o carregamento desses equipamentos com o mesmo impacto, caracterizando assim uma oposição entre as influências do G1 e do G2 no carregamento dos equipamentos

23 desta rede. O grupo G3, funcionando como swing dessa região, é aquele capaz de compensar a variação da geração nos grupos G1 e G2 [18]. Baseado no ponto de operação do sistema descrito pelo caso base produzido pelo estimador de estados, são simuladas contingências e o Organon avalia, para cada contingência, os estados do sistema em relação aos limites de operação cadastrados. Através dos cálculos de fluxo de potência, os despachos entre os três grupos geradores são variados e, para cada conjunto de despachos, o estado do sistema é determinado em relação a estes limites. O grupo de contingências simuladas é constituído pelas contingências prováveis para o sistema tratado no estudo.

Figura 3.2: Interseção dos Limites de Segurança de cada Contingência Portanto, os Nomogramas são resultados da Análise de Segurança calculada pelo software, esses gráficos são projeções ortogonais da Região de Segurança nos planos formados pelos três grupos de geração agrupados em G1, G2 e G3. 3.4.2 Os Nomogramas As informações do sistema num dado ponto de operação em relação aos limites de geração e de segurança dos equipamentos são entregues ao usuário através dos nomogramas. Essas figuras são projeções da região tridimensional calculada sobre esses três eixos cartesianos dos grupos de geração a partir das análise de contingên- cias de uma lista de eventos.

24 No nomograma também são representados os pontos onde os limites de tensão, de carregamento e de estabilidade são violados para aquela rede dadas as contingências. A Figura 3.3 exemplifica essa ferramenta visual e os diferentes limites demarcados nele. Esses limites podem ser representados graficamente por contornos e regiões customizáveis pelo usuário, como exemplificado na Figura 3.3. Neste trabalho, os pontos de operação são interpretados segundo a legenda: • Cruz em vermelho: ponto de operação inicial; • Região em verde escuro: estados de operação segura; • Região em amarelo: estados de operação nos quais, na ocorrência de um evento, algum equipamento da rede será submetido a sobrecarga; • Região em vinho: estados de operação instável; • Região hachurada: estados de operação onde, na ocorrência de um dos eventos previamente listados, ocorrerá a atuação de um SEP também modelado no Organon; • Contorno verde claro: a partir desse limite, de dentro para fora, o sistema opera com violação dos limites de tensão na ocorrência de um dos eventos listados; • Contorno vermelho: a partir desse limite, de dentro para fora, o sistema se configura como potencialmente instável. Para exemplificar a interpretação dos resultados de uma região de segurança feita pelo Organon, foi criado um nomograma de exemplo, como ilustrado na figura 3.3. A exploração da vizinhança do ponto de operação inicial é realizada para um número de direções definida pelo usuário, entre 4 e 40 direções. As contingências monitoradas para uma área devem ser sempre as mais severas, de modo que, se a rede é capaz de atender a todos os critérios na ocorrência desses defeitos, ela será capaz de suportar quaisquer outras faltas mais simples. Dessa forma, para que o Organon faça uma Análise de Segurança de um sistema elétrico, devem ser atribuídas as barras e os eventos a serem monitorados, para que o software calcule o estado do sistema caso cada uma dessas contingências descritas como eventos aconteça. Esses cálculos são realizados para o ponto de operação inicial e para outros diferentes pontos de operação, pontos estes excursionados para as direções onde há uma variação mais impactante da geração sob o comportamento do sistema. As contingências simuladas são aquelas previstas no procedimento de rede ou qualquer outra que seja pertinente a sua simulação. A maioria dos ISO do mundo 25 Legenda para interpretação dos nomogramas

Contornos -•- Violação de Tensão Violação de UDV ou Critérios Dinâmicos Áreas • Sem Sobrecarga I I Com Sobrecarga • Inseguro iH Corte de Carga ou SPS

Limites Segurança O Instável / Divergente • Ponta do Nariz V Convergência • Distância máxima • Geração

Grupo 1

Figura 3.3: Nomograma exemplo busca atender o Critério "N-1", introduzido em 2.3.1, porém, para equipamentos como transformadores e linhas de transmissão que compartilham vão nos barramentos das subestações ou circuitos de linhas de transmissão que compartilham as mesmas estruturas em torres, a perda dupla ou tripla é considerada nos estudos [8, 12]. Como exposto no item 3, as análises de segurança podem ser de natureza estática ou dinâmica. Nas regiões de segurança estática, são verificadas violações de máximo carregamento de circuitos e equipamentos, limites de tensão e de faixas operativas. O limite de segurança para a região estática representa a não convergência no cálculo do fluxo de potência para pelo menos uma contingência da lista. De outro modo, nas construção de regiões de segurança dinâmica, além desses critérios, também são verificadas violações de caráter dinâmico, como por exemplo: oscilação de tensão, afundamento de tensão no primeiro e segundo swings, máxima variação angular das máquinas, sobrefrequência e subfrequência, dentre outros cri- térios estabelecidos no Submódulo 23.3 dos Procedimentos Rede [12]. O limite de segurança para a região dinâmica indica a ocorrência de instabilidade do ponto de operação na simulação, para pelo menos uma contingência listada. Além disso, nas análises de natureza estática e dinâmica os critérios de limite de geração, de convergência do método de fluxo de potência continuado e do ponto de máximo carregamento (curva P-V) são iguais nos processos do Organon.

26 3.5 Metodologia para Avaliação de Segurança Di- nâmica O Organon oferece a ferramenta de Avaliação de Segurança Dinâmica - Dynamic Security Assessment. Essa ferramenta pode ser executada no ponto de operação do sistema descrito no caso base e para outros pontos de operação calculados em relação aos grupos de geração arbitrados pelo usuário. A Avaliação de Segurança precisa ter uma fundamentação na escolha dos grupos de geração, nas contingências a serem analisadas e nos fenômenos a serem modelados, como a possibilidade de representar os Sistemas Especiais de Proteção que atuam nessa área do sistema. Dessa forma, são necessários dados de rede disponibilizados por um caso base de referência. Esse caso base pode ser proveniente dos dados obtidos em tempo real, caracterizando um estudo online, ou casos produzidos em ambiente de planejamento da operação, como exposto em 3.2. A lista de contingências para análise deve ser alinhada com os critérios adotados pelo ONS. Segundo seu Procedimento de Rede, é necessário escolher as perdas simples mais graves e prováveis de ocorrer, considerando o "Critério N-1"[12]. A possibilidade de perdas duplas e triplas deve ser considerada para equipamentos que compartilham torres de transmissão, disjuntores e vãos em alguns barramentos. Nos sistemas elétricos de grande porte, como o SIN, é necessário observar as áreas elétricas separadamente, para que seja viável uma análise mais precisa dos limites violados e para reduzir o tempo de cálculo de todos os fenômenos em ambiente de operação em tempo real. Dessa forma, as regiões de segurança são construídas para uma área geoeletricamente próxima e as violações relatadas pelos nomogramas devem ser somente dos equipamentos conectados as barras dessa área elétrica. Por isso, inicialmente, o Organon precisa receber os dados de quais barras monitorar. Quanto a divisão dos grupos de geração, é recomendado um estudo de sensibilidade do despacho de cada barra de geração sobre os circuitos e transformadores contingenciados individualmente. A relação entre o aumento do carregamento nesses equipamentos e o aumento de geração de potência ativa em cada barra de geração é importante para que os grupos de geração sejam divididos de maneira coerente. A contribuição do grupo 1 no carregamento desses equipamentos deve ser oposta a contribuição do grupo 2 e o grupo 3 precisa ser de barras de geração que não sensibilize essa área elétrica, como exemplificado na figura 3.4. Tratando-se de sistemas elétricos complexos, como o sistema brasileiro, é normal que a escolha dos grupos de geração não seja perfeita para todos os eventos modelados nas áreas elétricas tratadas. Esse problema pode ocorrer quando não se consegue definir três grupos de redespacho de geração para compor os eixos cartesianos de maneira que suas contribuições para todas as contingências analisadas seja

27 1

Figura 3.4: Exemplo genérico de divisão dos grupos de geraçao compatível. Nos casos onde determinados ramos não têm seu carregamento sensibilizado com as combinações de geração dos Grupos 1, 2 e 3, as regiões de segurança produzi- das não apresentarão redepachos que eliminem essas violações, caso elas ocorram [1]. Outro caso possível é aquele onde um mesmo evento pode ser influenciado de maneiras opostas por usinas colocadas no mesmo grupo de redespacho, pois, como o despacho de geração irá elevar ou reduzir simultaneamente a geração em todas as usinas de um mesmo grupo, a região de segurança não vai apresentar uma solução para as violações geradas por essa contingência. Outro recurso muito útil para análises de segurança em um sistema elétrico é a possibilidade de modelagem dos esquemas de proteção sistêmicos, os Sistemas Especiais de Proteção. O recurso de hachura, disponível no Organon, foi pensada principalmente para modelar os SEP, mas pode ser utilizada pelo usuário tanto para modelagem de ações de proteção, quanto para sinalizações de outras variáveis [11]. Esse recurso, viabilizado pelo arquivo com extensão *.sps foi amplamente utilizado nesse trabalho de duas maneiras, a primeira para mostrar o ganho da sina- lização do SEP estudado na avaliação da segurança do sistema e o segundo para mostrar a habilitação do SEP. 3.6 Discussão Para operação de alguns subsistemas do SIN, são utilizadas regiões de segurança pautadas na análise de contingências dinâmicas online. Por isso, a apresentação

28 dos aspectos centrais da metodologia de construção de uma ferramenta de análise de segurança de sistemas elétricos de potência foi realizada. Essa ferramenta foi introduzida para que a interpretação dos resultados apresentados no capítulo 5 seja possível. As análises chamadas dinâmicas, que consideram os transitórios dos fenômenos estudados, são mais abrangentes do ponto de vista de avaliação dos critérios de segu- rança por observarem os fenômenos de estabilidade eletromecânica. Para construir uma região de segurança dedicada a uma área elétrica, é necessária a realização de estudos de sensibilidade dos circuitos desta área frente a variação de potência ativa nas usinas do sistema. A escolha coerente dos grupos de geração reflete na possibilidade dos nomogramas apresentarem de maneira visualmente confortável soluções para as violações calculadas. A apresentação da legenda visual utilizada na construção das regiões de segu- rança calculadas para esse estudo foi apresentada a fim de viabilizar o entendimento dos nomogramas do capítulo 5. No apêndice A, são apresentados os arquivos de texto utilizados nas avaliações de segurança dinâmica no Organon.

29 Capítulo 4 Estudo de Caso

No contexto do Sistema Interligado Nacional, a diversidade da matriz elétrica brasileira e dos equipamentos exige um grande dinamismo na tomada de decisões. A integração de todos os equipamentos conectados a rede básica de operação do sistema é viabilizada pela divisão dessa rede em subsistemas Sul, Sudeste/Centro- Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte [3]. Cada um desses subsistemas é coordenado em um centro de operação e, para cada centro há uma divisão de áreas elétricas baseadas principalmente na divisão dos estados. A integração de áreas elétricas distintas, com perfis de geração e consumo diferentes, frequentemente com equipamentos com características diferentes é um dos principais desafios do Operador Nacional. A observação dos Procedimentos de Rede por parte dos agentes é importante para que o SIN seja operado em segurança. Para que a integração de áreas tão diversas seja possível, com o principal objetivo de evitar a propagação de defeitos, foram criados Sistemas Especiais de Proteção. Com um conjunto de esquemas de proteção sistêmicos, as áreas elétricas podem ser separadas no caso de uma instabilidade ou colapso de tensão. Os Sistemas Especiais de Proteção são ferramentas automáticas de controle e proteção que permitem a utilização adequada dos sistemas de geração, transmis- são e distribuição. Como introduzido no item 2.2, sua utilização proporciona maior confiabilidade à operação do SIN, evita que perturbações possam levar o sistema a perda de estabilidade ou a colapso de tensão e aumenta a segurança elétrica operacional do SIN, diminuindo a possibilidade de ocorrência de perturbações de grande porte ou restringindo a área de abrangência dessas perturbações. Os operadores independentes do sistemas, com o objetivo de garantir a estabilidade dos sistemas elétricos, projetam SEP capazes de cortar carga, redespachar geração e alterar a topologia da rede a fim de manter a integridade da maior parte da rede sob sua responsabilidade. O corte de geração é realizado para amenizar o impacto de distúrbios que afetam os equipamentos em dois possíveis cenários: cenários onde as unidades geradoras das usinas sobrecarregam algum elemento remanescente

30 de uma contingência ou nos casos em que as unidades geradoras tratadas não são capazes de desacelerar para a velocidade síncrona após a ocorrência do distúrbio, resultando em instabilidade. O Esquema de Corte de Emergência (ECE) tratado neste trabalho realiza o corte de geração para evitar a sobrecarga em um dos circuitos originários da subestação de Ilha Solteira. Para a instalação de um esquema, faz-se necessária uma avaliação criteriosa que envolve a parte técnica, que tratam dos estudos de fluxo de potência, estabilidade eletromecânica e o custo para sua instalação. Como descrito nos Submódulos 11.2 e 11.4 dos Procedimentos de Rede do ONS [12], é função do ONS estudar a necessidade de implantação de um novo SEP, avaliar seu comportamento, bem como a eficiência de suas atuações. É responsabilidade do Operador a fiscalização dos prazos de instalação e comissionamento por parte do agente, bem como a aplicação de testes de desempenho, caso os SEP apresentem desempenho insatisfatório. Para determinar a viabilidade de implantação de novos SEP ou de revisão dos SEP existentes, o ONS analisa, em conjunto com os agentes, quais funções serão necessárias, quais devem ser as condições de sensibilização, os requisitos de tempo de atuação, de confiabilidade, de redundância e de comunicação. A classificação da atuação dos SEP, como introduzido na 2.2, é importante para avaliar se esses esquemas devem ser melhorados, revistos ou retirados de operação. 4.1 A Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira A sexta maior usina hidrelétrica do Brasil, a Usina de Ilha Solteira, foi construída entre os anos de 1967 e 1973 no estado de São Paulo. É uma usina com alto desempenho operacional que, além da produção de energia elétrica, é de fundamental importância para o controle da tensão e frequência do Sistema Interligado Nacional. Localizado no rio Paraná, esse empreendimento possui uma capacidade instalada de 3.444 MW distribuídos entre 20 unidades geradoras e conectado a rede básica do SIN através da subestação de Ilha Solteira, diretamente à rede de 440 kV do estado de São Paulo. A bacia do rio Paraná tem origem no encontro do rio Grande e do rio Para- naíba, entre os estados de Minas Gerais, São Paulo e Mato Grosso do Sul, como ilustrado no mapa da Figura 4.1. Esse rio possui 4880 km de comprimento e corre os estados de São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul e Paraná, demarca a fronteira entre o Brasil e Paraguai por mais de 190 km e termina no rio da Prata, na Argentina. Além da usina de Ilha Solteira, as usinas de Jupiá, Porto Primavera e Itaipu estão localizadas na bacia do Rio Paraná, compondo portanto o conjunto de usinas responsável pelo maior aproveitamento hidrelétrico do Brasil.

31 Figura 4.1: Recorte da Bacia do Rio Paraná [2].

As linhas de transmissão que são conectadas a subestação em 440 kV de Ilha Solteira, a qual a usina é conectada, são ilustradas na Figura 4.2. Na figura estão indicados os trechos das linhas onde há o compartilhamento de torre e o trecho onde há a travessia entre os circuitos de 440 kV entre Ilha Solteira e Mirassol circuito 1 e o Ilha Solteira e Água Vermelha. Os circuitos entre Ilha Solteira e Mirassol II compartilham a mesma estrutura de torres de linhas de transmissão entre as torres 10 a 527 [12]. 4.2 O Esquema de Corte de Emergência da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira O objeto de estudo deste trabalho é o SEP instalado na UHE de Ilha Solteira, nomeado de Esquema de Controle de Emergência da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira. O ECE objetiva manter a integridade dos equipamentos a partir do corte de geração em um determinado parque gerador [12]. Essas ações de proteção demandam um tempo de atuação da ordem de milissegundos a fim de evitar os fenômenos de perda de estabilidade do sistema, como

32 Figura 4.2: Linhas de Transmissão conectadas a SE de Ilha Solteira exposto no item 2.1.1. Embora esse esquema tenha sido inicialmente projetado visando evitar oscila- ções mal amortecidas, atualmente sua função é evitar sobrecarga não admissível no circuito de 440 kV entre Ilha Solteira e Água Vermelha. Dessa forma, este SEP controla o carregamento dos circuitos entre Ilha Solteira e Mirassol II e entre Ilha Solteira e Água Vermelha a fim de prevenir os efeitos das contingências duplas pos- síveis para essa área elétrica, representadas na Figura 4.2. Dessa forma, se a soma ponderada desses fluxos ultrapassar um limite determinado, o ECE de Ilha Solteira é habilitado. A inequação utilizada para indicação dessa possível sobrecarga é apresentada na equação 4.1. Essa ferramenta de monitoramento é utilizada pelo operador independente do sistema brasileiro, o ONS. O agente responsável pela operação desse esquema informa ao ONS quais as unidades geradoras selecionadas para corte e envia as medidas ao centro de supervisão e controle, então os aplicativos de avaliação dos estados do sistema se utilizam dessas informações para produzir insumos a tomada de decisão. O Módulo 10 dos Procedimentos de Rede do ONS em específico é chamado de Manual de Procedimentos da Operação, nele há a descrição das atividades de normatização, pré-operação, operação em tempo real e pós-operação, através dele o ONS regulamenta as atividades dos seus Centros de Operação. Nas Instruções de Operação, Submódulo 10.21, estão as ações que devem ser realizadas a partir da ocorrência ou do comportamento do sistema observado em tempo real [12]. A Instruções de Operação se apresentam em formato de texto, tabelas de fatores de

33 sensibilidade para redespacho, fluxogramas lógicos e diagramas operacionais. Os SEP são normatizados nos documentos operativos de Esquemas Especiais e são descritos quando atuam automaticamente e quando atuam manualmente. As informações obtidas sobre a lógica de habilitação e atuação desse SEP foram retiradas das Instruções de Operação de Operação Normal e de Esquemas Espe- ciais da área de 440 kV de São Paulo, revisão 53. A Instrução de Operação de Procedimentos Sistêmicos para a Operação da UHE Ilha Solteira, também presente no Submódulo 10.21 foi consultada, todos esses documentos estão disponíveis no site do ONS [12]. As Instruções de Operação das Instalações apresentam somente procedimentos de interesse sistêmico que são realizados com autonomia do agente responsável pela operação da UHE Ilha Solteira. A Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira é conectada a Rede de Operação do SIN através da malha de 440 kV de São Paulo, ilustrado na figura 4.3, e participa do grupo de usinas do sistema de Controle Automático de Geração (CAG) do subsistema Sudeste [4]. Ainda, a usina de Ilha Solteira é uma usina de autorrestabelecimento integral e é fonte para início do processo de recomposição da Área Ilha Solteira. Possuindo vinte unidades geradoras, a Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira possui disponibilidade de conversão de quatro unidades geradoras para compensador síncrono através da injeção de ar nas suas turbinas. Dessa forma, o corte acidental de quatro unidades geradoras de usina que exerce funções tão importantes para o SIN geraria um prejuízo muito grande para o sistema. Por isso esse SEP se mantém desabilitado em condições normais de operação, sendo habilitado somente na possibilidade de sobrecarga das linhas de transmissão representadas na figura 4.2. A violação da inequação 4.1 indica a necessidade de habilitação do ECE de Ilha Solteira.

F(ILS/AGV) + 0,40 x F(ILS/MIRIIC1 + C2) < 1524MW (4.1) F(ILS/AGV): Fluxo de Potência Ativa na LT 440 kV Ilha Solteira e Agua Ver- melha; F(ILS/MIR II C1 + C2): Fluxo de Potência Ativa no circuito duplo entre as LT 440 kV Ilha Solteira e Mirassol II; 1524 MW: Limite de Fluxo na LT 440 kV Ilha Solteira e Água Vermelha

Após a habilitação desse ECE, a inequação 4.2 passa a ser monitorada. O corte das quatro unidades geradoras é realizado caso ocorra quaisquer perdas duplas das linhas de transmissão de 440 kV indicadas nos tópicos abaixo:

34 • Ilha Solteira/Mirassol II circuitos 1 e 2 • Ilha Solteira/Bauru circuitos 1 e 2 • Ilha Solteira/Água Vermelha e Ilha Solteira/Mirassol II circuito 1 ou 2 • Ilha Solteira/Água Vermelha e Ilha Solteira/Bauru circuito 1 ou 2 • Ilha Solteira/Mirassol II circuito 1 e Ilha Solteira/Bauru circuito 1 • Ilha Solteira/Mirassol II circuito 1 e Ilha Solteira/Bauru circuito 2 • Ilha Solteira/Mirassol II circuito 2 e Ilha Solteira/Bauru circuito 1 • Ilha Solteira/Mirassol II circuito 2 e Ilha Solteira/Bauru circuito 2 Após a habilitação desse esquema, a inequação 4.2 passa a ser monitorada com o objetivo de indicar se o corte de máquinas promovido pelo SEP é eficiente para sanar a sobrecarga na linha entre Ilha Solteira e Água Vermelha na ocasião da perda dos circuitos para Mirassol II.

F(ILS/AGV)+0, 40 x F(ILS/MIRIIC1 + C2) - 0, 32 x (Corte - 4UG) < 1524MW (4.2) F(ILS/AGV): Fluxo de Potência Ativa na LT 440 kV Ilha Solteira e Água Ver- melha; F(ILS/MIR II C1 + C2): Fluxo de Potência Ativa no circuito duplo entre as LT 440 kV Ilha Solteira e Mirassol II; (Corte-4 UG): Fluxo gerado nas quatro unidades geradoras da UHE de Ilha Sol- teira ajustadas para corte; 1524 MW: Limite de Fluxo na LT 440 kV Ilha Solteira e Água Vermelha

A figura 4.4 representa as lógicas de habilitação e atuação desse SEP. Ambas as inequações (4.1 e 4.2) são monitoradas em tempo real através de um aplicativo dedicado. A influência da perda dos dois circuitos entre Ilha Solteira e Água Verme- lha pode ser influenciada pelas alterações topológicas na rede. Em contrapartida, os aplicativos do EMS também são dotados de capacidade de realizar essa monitoração. O corte de geração é uma ação de controle para a qual um montante predetermi- nado de geração será desligado logo após a detecção de um dado fenômeno que possa levar à perda de estabilidade. O corte é feito, logo após a perturbação, através do desligamento automático de geradores de maneira a reduzir o conjugado acelerante atuando sobre as unidades remanescentes e para garantir a estabilidade transitória do sistema. Sua atuação no seguimento à abertura de circuitos em interligações ou 35 circuitos de escoamento de grande montante de geração é a mais comum, podendo evitar outros problemas como sobrecarga ou estabilidade de tensão. 4.3 Região de Segurança da Área Elétrica de Ilha Solteira Para analisar o comportamento do SIN frente a possibilidade de habilitação do SEP de Ilha Solteira, foi construída uma região de segurança com a finalidade de avaliar o estado operativo da área São Paulo frente as perdas duplas monitoradas pelo SEP, como exposto no item 4.2. A área elétrica do estado de São Paulo é composta por muitas usinas hidrelétricas provenientes das bacias dos rios Paraná, Tietê, Paranapanema e Grande. A partir do encontro dos rios Grande, Paranaíba e Tietê a bacia passa a se chamar bacia do Rio Paraná, essas bacias são ilustradas na figura 4.1. A divisão do sistema em três grupos geradores é uma etapa que precede a im- plementação gráfica da Região de Segurança. Considerando o porte do SIN, com uma ordem de centenas de unidades geradoras modeladas, implicando em inúmeras possibilidades de separação do sistema em três grupos. Para arbitrar essa separação de grupos de geração é utilizada uma análise de sensibilidade estática [18]. A análise estática de sensibilidade utilizada indica como os fluxos nos circuitos se alteram devido a uma mudança no perfil de geração das usinas e está diretamente relacionada à construção da Região de Segurança. Deve-se alocar em cada grupo de geração, unidades que possuam o mesmo comportamento nos fluxos de potência dos circuitos da rede elétrica estudada. Esse agrupamento evita, que ao se deslocar o ponto de operação em uma dada direção no nomograma, haja ocultação de infor- mação, como o aumento da geração de uma máquina contribuir positivamente para o aumento do fluxo em um dado circuito, enquanto o aumento na geração de outra máquina nesse mesmo grupo faz o fluxo nesse circuito diminuir. Essa análise de sensibilidade, mais do que indicar as usinas que pertençam ao mesmo grupo, evidencia quais máquinas síncronas não devem ser alocadas no mesmo grupo por contribuírem de maneira incompatível com os fenômenos monitorados na Região de Segurança. Do ponto de vista energético, é interessante reunir em um mesmo grupo de geração unidades que pertençam a uma mesma bacia hidrográfica, pois ao aumentar a geração de uma usina é possível também o aumento da geração nas usinas à jusante. A divisão dos grupos para a região de segurança tratada é descrita na Tabela 4.1. A contribuição das usinas distribuídas entre esses grupos é relativa ao carregamento da linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha, circuito alvo

36 Tabela 4.1: Legenda da Tabela: usinas hidrelétricas divididas entre os grupos de geração. Usinas consideradas Bacia Divisão na Região de Segurança Hidrográfica dos Grupos Ilha Solteira Rio Paraná Jupiá Rio Paraná Porto Primavera Rio Panará Capivara Rio Paranapanema Taquaruçu Rio Paranapanema Três Irmãos Rio Tietê Luís Carlos Prestes Rio Tietê Nova Avanhandava Rio Tietê Promissão Rio Tietê 1 Piratininga 2 Rio Tietê Bariri Rio Tietê Henry Borden Rio Tietê Chavantes Rio Tietê Jurumirim Rio Tietê Rosana Rio Tietê Piraju Rio Tietê Salto Grande Rio Tietê Canoas 1 Rio Tietê Canoas 2 Rio Tietê Agua Vermelha Rio Grande São Simão Rio Grande 2 Belo Monte Rio Grande Furnas Rio Grande Luís Carlos Barreto Rio Grande Mascarenhas de Moraes Rio Grande Jaguara Rio Grande 3 Vargem Grande Rio Grande Marimbondo Rio Grande Emborcação Rio Pananaíba Itaipu Rio Paraná

37 da instalação do SEP de corte de geração descrito em 4.2. As usinas dispostas no grupo 1 contribuem para o aumento positivo no fluxo de potência ativa no sentido de Ilha Solteira para Água Vermelha, as usinas do grupo dois apresentaram um impacto oposto e as usinas do grupo 3 não provocaram variação percentual significativa nesse circuito com a alteração do seu montante de geração. A construção dessa Região de Segurança se deu com o objetivo de analisar a ativação do Esquema de Corte de Emergência da Usina de Ilha Solteira frente as perdas duplas dos circuitos entre Ilha Solteira, Bauru e Mirassol II, para evitar a sobrecarga no circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha. A utilização da ferramenta Organon para Análise de Segurança se dá através da descrição para o software daquilo que queremos monitorar. Por isso, após um estudo detalhado da área elétrica São Paulo, através dos documentos do Submódulo 10.21 dos Procedimentos de Rede do ONS [12], foi possível modelar os fenômenos elétricos de impacto para parte da região do 440 kV de tensão desse estado. Durante o cálculo dinâmico dos fenômenos elétricos realizados pela ferramentas e Análise de Segurança do Organon, são consideradas todas as barras descritas pelo caso base utilizado. Porém, para que o nomograma resultante dessa análise seja de fácil interpretação, devem ser descritas para quais barras os relatórios devem ser gerados. Esses relatórios apresentam os resultados das ocorrências previamente modeladas para cada ponto de operação calculado considerando os equipamentos conectados a cada uma dessas barras descritas. Os estudos realizados para a confecção deste trabalho consideraram as barras descritas na Tabela 4.2, essas barras podem ser visualizadas na figura 4.3. A partir das barras escolhidas para monitoração na análise de segurança, o Organon entrega os relatórios de violação dos limites. A análise de contingência das perdas duplas dos circuitos descritos na figura 4.4, é, portanto, realizada individualmente pelo Organon. Também, através do arquivo *.sps, foram contruídas ferramentas visuais de indicação de habilitação do SEP e outro arquivo que indica visualmente a habilitação e atuação do esquema. Esses arquivos de SEP, bem como os arquivos de eventos (*.evt) e os de grupos de geração e barras monitoradas (*.def) estão disponíveis no anexo A. 4.4 Discussão O objetivo central do estudo realizado foi observar o comportamento do Esquema de Corte de Emergência da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira em cenários de rede alterada em relação àquela comumente utilizada nos estudos de planejamento. Para tanto, o SEP foi descrito nesse capítulo, bem como seu contexto e sua necessidade frente a disposição das linhas de transmissão em torres de circuito duplo.

38 Tabela 4.2: Barras monitoradas na Análise de Segurança Barras Monitoradas Classe Barras Monitoradas Classe de Tensão de Tensão Água Vermelha 138 kV Jupiá 440 kV Água Vermelha 440 kV Marechal Rondon 138 kV Água Vermelha 500 kV Marechal Rondon 440 kV Araraquara 440 kV Mirassol II 440 kV Araraquara 2 440 kV Mogi Mirim 3 138 kV Araras 440 kV Mogi Mirim 3 440 kV Assis 440 kV Oeste 440 kV Bariri 138 kV Piracicaba 440 kV Barra Bonita 138 kV Pirituba 230 kV Bauru 138 kV Porto Primavera 440 kV Bauru 440 kV Promissão 138 kV Bom Jardim 440 kV Ribeirão Preto 138 kV Cabreúva 440 kV Ribeirão Preto 440 kV Capivara 138 kV Salto 440 kV Capivara 440 kV Santa Barbara 138 kV Gerdau 440 kV Santa Barbara 440 kV Getulina 138 kV Santo Ângelo 138 kV Getulina 440 kV Santo Ângelo 440 kV Ibitinga 138 kV Solvay 440 kV Ilha Solteira 440 kV Sumaré 138 kV Ilha Solteira 2 440 kV Sumaré 440 kV Jales 138 kV Taquaruçu 440 kV Jandira 440 kV Três Irmãos 440 kV Jupiá 138 kV Votuporanga 2 138 kV

39 O compartilhamento de torres de transmissão é característica suficiente para que, como previsto nos Procedimentos de Rede do ONS, a perda dupla seja considerada nos estudos de planejamento da operação [12]. Levando em conta a possibilidade de perda dupla em cinco dos 6 circuitos que se conectam a subestação de Ilha Solteira, o SEP foi instalado, a fim de mitigar problemas de instabilidade ou sobrecarga nas linhas remanescentes. Para analisar essas contingências em diferentes cenários, o Organon foi utilizado para construção de uma região de segurança dinâmica. Os resultados dessa ferramenta de avaliação de segurança e os gráficos gerados através da simulação da perda dupla entre Ilha Solteira e Mirassol II serão apresentados no capítulo 5. Através desses nomogramas e gráficos, será analisado o comportamento do esquema frente a segurança dinâmica da rede.

40 P. Velho Ilha Solteira II II II c Taquaruçn Porto 1Ph Primavera iaOj & CO aj O -u HVI o a3 sd; Ivaiporã WOJ -tf <Á -oct — 500 kV O 440 kV id — coô — 345 kV £ 230 kV cCoD 0S-<) — 138 kV 88 kV P4 • ^^m Elo CC PÍ cc -tf TR 440/138 kV tf 3x300 MVA f—i Embu Guaçii TR 440/345 kV 2x750 MVA Figura 4.4: Diagrama descritivo do SEP de Ilha Solteira.

42 Capítulo 5 Resultados e Discussões

Neste capítulo, serão expostos os resultados obtidos nas Análises de Segurança calculadas pelo Organon a partir dos casos base provenientes do Estimador de Esta- dos do Sistema de Supervisão e Controle do Centro de Operações Regional Sudeste do ONS. Esses casos base foram escolhidos a partir do carregamento da linha de transmissão de 440 kV Ilha Solteira/Água Vermelha. Para que a indicação da atu- ação do SEP ficasse indicada no nomograma, o fluxo de potência no circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha precisa estar com seu valor o mais próximo possível do limite desta linha. O Organon possibilita a definição de até 40 direções a partir do ponto inicial de operação para a construção de nomogramas. O aumento do número de direções nas análises de segurança contribui para o incremento no tempo de processamento necessário para a execução dessas análises. Nesse estudo, as análises de segurança di- nâmicas foram executadas com 8 direções, porque os resultados obtidos nas análises com 12 e 16 direções não apresentaram ganho visual significativo nos resultados. 5.1 Impacto do SEP na Avaliação de Segurança Para comparar a violação da inequação 4.1 de habilitação do SEP frente as piores contingências consideradas para esse circuito, foi construída uma região de segurança no Organon, como foi descrito no item 4.3. Inicialmente, na figura 5.1, foi calculada uma região de segurança sem o arquivo de modelagem do SEP. Para observar o impacto da implantação do SEP na garantia da segurança do sistema, é feita uma comparação entre as regiões de segurança calculadas sem e com o SEP modelado. Na Figura 5.1, observa-se que, para uma operação com a geração da área São Paulo (Grupo "GER-440", descrito no item A.2 do Anexo A) maior, o sistema seria submetido a uma sobrecarga na linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha. Essa sobrecarga é indicada na região amarela, como foi descrito na legenda e na figura 3.3. Também são visíveis os contornos verde e vermelho, 43 Figura 5.1: Nomograma calculado modelando o sistema sem SEP indicando respectivamente uma violação dos limites de tensão e uma violação dos limites de estabilidade considerados pelos critérios de estudos adotados. Com a modelagem do esquema de proteção, o Organon calcula o nomograma considerando as ações de corte de geração para alívio de carregamento, necessário caso haja violação da inequação 4.1 e perda dupla nos circuitos conectados a Ilha Solteira. O arquivo de texto utilizado para modelagem desse SEP está exposto no item A.3.1 do Anexo. O resultado, exposto na 5.2, demonstra que a implantação do SEP aumenta a área verde escura e consequentemente diminui a região amarela, demonstrando a eficiência do corte de carga realizado com o objetivo de evitar sobrecarga na linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha. Também é interessante observar que os contornos verde e vermelho permanece- ram no gráfico, confirmando que a função do esquema de corte de geração tratado tem o objetivo apenas de evitar sobrecarga. Para esses dois nomogramas mostrados nas figuras 5.1 e 5.2 e para todas as Análises de Segurança foram utilizadas 8 direções para redespacho de geração entre G1, G2 e G3. Esse número foi arbitrado porque proporcionava nomogramas bem detalhados em um tempo pequeno, aproximando os resultados daqueles possíveis de serem obtidos numa análise online de salas de controle em tempo real, que precisam de resultados rápidos. Dessa forma, a modelagem dos esquemas de proteção para Análise de Segurança é fundamental pois aproxima os resultados dos nomogramas ao comportamento real do sistema estudado. A precisão do detalhamento dos equipamentos e dos fenôme- nos modelados em uma rede elétrica se fazem fundamentais para que esses estudos dinâmicos sejam válidos.

44 Figura 5.2: Nomograma calculado modelando o sistema com SEP 5.2 Habilitação do SEP Os fatores de realocação do fluxo de um equipamento sobre os remanescentes independem do ponto de operação, sendo função apenas da topologia do sistema elétrico tratado. Por isso, a influência de um desligamento nos carregamentos dos equipamentos de uma área elétrica é calculada em ambiente de planejamento. Po- rém, no tempo real, as alterações na topologia de uma rede elétrica são recorrentes, e podem influenciar nesses fatores de realocação de fluxo. Dessa forma, a inequação 4.1, calculada em ambiente de planejamento para ha- bilitação do SEP, será confrontada com a região de segurança construída para esta área. A partir disso, será observado se, nos pontos de operação encontrados em tempo real existem cenários onde o SEP é habilitado desnecessariamente, ou se o SEP não é habilitado quando necessário. Todos os casos base utilizados foram ce- didos pela Gerência de Tempo Real do Operador Nacional do Sistema Elétrico e são produto da ferramenta de estimação de estados do seu sistema de supervisão e controle do mesmo. Através do arquivo *.sps, a inequação 4.1 monitorada em tempo real para habi- litação do esquema foi calculada. Como exposto no item 3.5, o arquivo de texto no formato *.sps pode ser construído para sinalizar diversas grandezas e ações. Nesse item, as regiões de segurança são expostas como se o SEP não estivesse habilitado, porém, através das ferramentas matemáticas do arquivo *.sps, a inequação 4.1 foi modelada. O recurso de hachura não foi utilizado, porque nosso interesse é observar se a inequação seria violada antes dos eventos das perdas duplas. Através desses gráficos, é possível observarmos o comportamento da inequação em relação ao limite

45 da linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha e em relação ao fluxo nesta linha. Dessa forma, o resultado da inequação 4.1 foi indicada nos gráficos 5.4,5.7, 5.11 e 5.14. O restante dos arquivos para construção da região são idênticos aos utilizados na região descrita na seção 5.1: as barras descritas na Tabela 4.2 do Anexo A foram escolhidas como barras monitoradas e as contingências modeladas foram as combinações das 10 perdas duplas possíveis das linhas de transmissão provenientes da subestação de Ilha Solteira, como ilustradas na Figura 4.2. Nesse trabalho, portanto, serão expostos alguns casos encontrados no SIN em tempo-real onde a rede elétrica não se encontrava completa e a Análise de Segurança foi aplicada para que o comportamento do sistema real seja confrontado com a ferramenta de habilitação do Esquema de Corte de Emergência: a Inequação 4.1. O caso base utilizado foi produzido pelas ferramentas do EMS do Centro Sudeste do ONS, no dia 27 de maio de 2018, às 3 horas da manhã. Nesse período, diversas linhas de transmissão estavam desligadas para controle de tensão. O nomograma do Caso I foi construído a partir do caso base do dia 27 de maio de 2018, 3 horas e 0 minutos, sem alteração. No Caso II o SIN encontrava-se com um configuração menos usual que o primeiro caso, pois algumas linhas, principalmente no 500 kV da região Sudeste se encontravam desligadas para o controle de tensão. Nessa madrugada do dia 27 de maio essas linhas foram desligadas, como descrito no anexo A. Os Casos III e IV foram produzidos a partir do caso II após redespacho das usinas dos grupos G1, G2 e G3. O Organon possui uma ferramenta que possibilita a geração de um novo caso base, apenas redespachando as usinas em relação a G1, G2 e G3. Para tanto,a partir de uma análise de segurança finalizada, escolhe-se uma das direções e a distância entre o ponto de operação inicial e o novo ponto desejado. A partir desse novo ponto de operação, um novo caso base é produzido e um novo nomograma é calculado. 5.2.1 Caso I Inicialmente, o nomograma ilustrado na Figura 5.3 foi calculado pelo Organon para um caso base do tempo real onde o sistema está estável e operando com folga em relação aos limites de segurança. Neste nomograma, a única limitação mostrada no nomograma é no canto superior direito e essa limitação é produto da saturação do Grupo 3 (G3), de maneira que o aumento das gerações dos grupos 1 e 2 foram tal que a geração mínima de G3 foi alcançada. Dessa forma, o ponto de operação na área verde escura indica que a ocorrência de quaisquer das perdas duplas modeladas não provocaria violação de nenhum dos

46 Figura 5.3: Nomograma para o Caso I limites de sobrecarga, estabilidade e tensão nesses equipamentos monitorados. Esse resultado mostra que, para esse caso base, onde o SIN operava em sua configuração mais usual, não há a possibilidade de habilitação do SEP. Através da ferramenta de análise de contingências individuais do Organon, tam- bém foi calculado, para esse ponto de operação, a perda dupla entre Ilha Solteira e Mirrassol II. O gráfico da figura 5.4 apresenta a comparação entre o fluxo de po- tência ativa no circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha (grandeza ILS/AGV (MW)), o resultado da inequação de habilitação 4.1 e o limite da linha (1524 MW). Nessa simulação, foi aplicado um curto circuito na barra de Mirassol II no instante 0,95 s, seguido pela extinção da falta e abertura das linhas entre Ilha Solteira e Mirassol II no instante 1,0 s. No período anterior ao evento, do começo da aná- lise da contingência até o instante 0,95 s, é possível observar o comportamento da inequação frente o limite da linha. Nesse primeiro cenário, a inequação se mantém distante do limite de ativação do SEP. A curva verde representa a potência ativa no circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha, a curva azul representa o resultado da inequação de habilitação do SEP, descrita em 4.1 e a reta vermelha é o limite de potência dessa linha de transmissão. A inequação foi calculada para estimar a transferência de potência ativa do circuito duplo entre Ilha Solteira e Mirassol II para a linha entre Ilha Solteira e Água Ver- melha, na ocasião da perda dupla de Mirassol II. O fator de realocação de 40% desse fluxo, como indicado no coeficiente da parcela do circuito duplo de Mirassol II da inequação 4.1, pode variar em situações de rede alterada. O evento simulado foi o da perda dupla de Mirassol II, caracterizado pela apli- cação de um curto-circuito na barra de 440 kV da subestação de Mirassol II no instante 0,95 s da simulação, na extinção da falta e abertura dos dois circuitos entre

47 Fluxo de Potência Aparente entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

1400-

800- r- P — ILS/ AGV (MW) 400- — Lim ite da Linha- 1524 MVA — Ine quaçào de Ativação

i i i i i • i i i i i i i i i i i i i i i < i 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Tempo - segundos

Figura 5.4: Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso I

Ilha Solteira e Mirassol II no instante 1,0 s. Como pode ser observado na figura 5.4, o produto da inequação (curva azul) antes da contingência está muito abaixo do seu limite e, após a abertura dos circuitos, se mantém muito abaixo do limite. Como a única parcela válida da inequação após a abertura dos circuitos será a do fluxo de potência entre Ilha Solteira e Água Vermelha, a curva verde é coincidente com a curva azul em todas as simulações realizadas. Também foi gerado o gráfico de comparação da potência aparente da linha, representada pela curva lilás ILS/AGV (MVA), e seu limite, 1524 MVA, pela reta vermelha. Esse gráfico será utilizado pois a potência aparente considera o fluxo de potência reativa nesses circuitos, esse recurso garante que a corrente transmitida por essa linha não será superior ao limite. Nesse primeiro caso, há a concordância entre o resultado do nomograma e a inequação de habilitação do SEP, pois a eventual perda dupla não levaria a linha a sobrecarga. Da mesma forma, as outras 9 perdas duplas possíveis não levariam os equipamentos desta área elétrica a sobrecarga, como é indicado no nomograma através da área de fundo verde. 5.2.2 Caso II O segundo caso analisado é derivado do mesmo caso anterior, porém com um diferente despacho dos grupos de geração G1, G2 e G3. Considerando ainda a situação de rede alterada em relação a rede completa estudada no planejamento, esse caso ilustra o cenário onde o SEP é habilitado e pelo menos uma dessas perdas

48 Fluxo de Potência Aparente entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

— Limite da Linha -1524 MVA 1 — ILS/AGV (MVA)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Tempo - segundos

Figura 5.5: Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso I duplas provoca sobrecarga e violação nos limites de tensão nas barras dessa região. A indicação de sobrecarga no ponto de operação é visível no nomograma da figura 5.10, pois esse ponto se localiza na área amarela.

Figura 5.6: Nomograma para o Caso II A sobrecarga também pode ser observada na violação do limite da linha de transmissão na figura 5.7, indicado pela reta vermelha, pelo fluxo de potência ativa (curva azul) após o evento da perda dupla entre Ilha Solteira e Mirassol II. A violação da inequação de habilitação do SEP faria com que esquema fosse ativado e, na ocasião de uma perda dupla, houvesse o corte de geração para evitar a sobrecarga

49 na linha entre Ilha Solteira e Água Vermelha. Através do gráfico, é possível observar a inequação violando o limite da linha de transmissão, indicando que a potência transmitida pelo circuito duplo para Mirassol II seria realocada no circuito para Água Vermelha, na ocasião de abertura das linhas.

Fluxo de Potência Ativa entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

\ /

ILVAüv IMVVJ — Limite da Linha - 1524 MVA

Figura 5.7: Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II Com um comportamento semelhante ao da potência ativa, a potência aparente é mostrada no gráfico da figura 5.8, pela curva lilás. Comparado com o limite da linha, a potência aparente ultrapassa a reta vermelha, indicando a sobrecarga após a contingência dupla. A concordância entre os resultados mostra como o aplicativo de monitoração inequações, ferramenta extensivamente utilizada pelos ISO para evitar violações de carregamentos, pode auxiliar a tomada de decisões em tempo real mesmo em cená- rios de rede alterada. Nesse caso, como a inequação de habilitação do esquema se encontrava violada para o ponto de operação inicial, a decisão seria a ativação do SEP pois, a partir da perda dupla, a geração na usina de Ilha Solteira, seria dimi- nuída e a sobrecarga seria sanada em poucos segundos. Para ilustrar este cenário, o SEP de Ilha Solteira foi incorporado a simulação e o mesmo caso foi executado, para a mesma perda dupla. O gráfico de fluxo de potência ativa, nesse cenário é mostrado na figura 5.9. Após o evento da perda dupla dos circuitos entre Ilha Solteira e Mirassol II, a linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha fica em sobrecarga. Com a consideração do SEP de corte de geração nessa análise de contingência, há indicação de que a atuação desse SEP após 5 segundos soluciona a sobrecarga.

50 Fluxo de Potência Aparente entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

1 —\

— Limite da Linha - 1524 MVA — ILS/AGV (MVA)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Tempo - segundos

Figura 5.8: Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso II

Fluxo de Potência Ativa entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

— LS/AGV (MW) — Limite da Linha - 1524 MW k nequação de Ativação

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Tempo - segundos

Figura 5.9: Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II considerando a atuação do SEP 5.2.3 Caso III No terceiro caso analisado, não há violação da inequação para situações onde a perda dupla provocaria sobrecarga em um dos equipamentos monitorados. Para esse cenário, foi construído o nomograma da figura 5.10, onde o ponto de operação se apresenta próximo ao limite entre a área de fundo verde e a área de fundo amarelo. A partir do gráfico da figura 5.11, é possível observar que o SEP não será ha-

51 Figura 5.10: Nomograma calculado para o Caso III bilitado, a curva azul, que representa o resultado da inequação 4.1 não ultrapassa o limite da linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha antes da con- tingência dupla de Mirassol II. Nesse gráfico é possível notar que a potência ativa nessa linha não ultrapassa o limite de transmissão em regime permanente após a contingência, apesar de oscilar ao redor dele.

Fluxo de Potência Ativa entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

ILS/AGV (MW) Limite da Linha - 15

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 i i i i i i i i 1111

Figura 5.11: Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso III Em contrapartida, o fluxo de potência aparente nesse circuito após a contingência ultrapassa o limite da linha em regime permanente. Esse fluxo de potência ativa e reativa, por ultrapassar o limite da linha, a coloca em sobrecarga em regime

52 permanente.

Fluxo de Potência Aparente entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

/f \ \ J / N «. /

1400-

— Lirr ite da Linha -1524 MVA — ILS>'AG V (MVA)

1000- • • • • I i 1 1 1 1 i 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Figura 5.12: Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso III Para o ponto de operação indicado no nomograma da Figura 5.10 não há violação da inequação 4.1, mas a contingência dupla levaria a linha entre Ilha Solteira e Água Vermelha a sobrecarga, pois o fluxo de reativo nesse circuito contribuiria significativamente no incremento da corrente. Dessa forma, o esquema não seria sensibilizado e a linha entraria em sobrecarga. Esse caso demonstra que a consideração somente da potência ativa para sen- sibilização do esquema compromete a assertividade desse esquema. Porém, para despachos onde o ponto de operação se apresentasse mais a direita, ou seja, caso a geração das usinas do Grupo GER-440 fosse maior, o fluxo de potência ativa nas linhas observadas na inequação aumentaria. Esse aumento no fluxo de potência ativa sensibilizaria o esquema e, com isso, uma perda dupla provocaria a atuação do SEP e a sobrecarga seria solucionada. 5.2.4 Caso IV Por último, o quarto cenário observado é aquele onde o sistema se encontra em um ponto de operação seguro, porém o SEP seria habilitado e atuaria sem necessidade em caso de perda dupla. O nomograma da figura 5.13 mostra o ponto de operação na área verde, indicando que o sistema permaneceria sem nenhuma violação para quaisquer das perdas duplas possíveis. Em contrapartida, o gráfico da figura 5.14 apresenta uma sensibilização da ine- quação de habilitação do SEP antes da ocorrência do evento, indicando que a linha 53 Figura 5.13: Nomograma calculado para o Caso IV entraria em sobrecarga após essa contingência. Porém, como o fluxo no circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha se mantém abaixo do limite após o evento, concluímos que a previsão de realocação de fluxo feita pela inequação 4.1 não foi acertada. Isso se dá porque a alteração da topologia provocada pelos desligamentos altera os fatores de contribuição dos fluxos de potência entre um equipamento e outro.

Fluxo de Potência Ativa entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

Figura 5.14: Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso IV

O impacto de uma habilitação indevida de um SEP de corte de geração provocaria um contingenciamento de geração desnecessário. A curva lilás do gráfico da

54 figura 5.15 indica o comportamento da potência aparente após a abertura do circuito duplo para Mirassol II. Também é possível visualizar que esse carregamento não ultrapassa o limite da linha após atingir o regime permanente, não podendo ser considerada como sobrecarga.

Fluxo de Potência Aparente entre Ilha Solteira e Água Vermelha durante a perda dupla de Mirassol II

1500-

1400-

1350-

1200-

1150 -

1100- — Limite da Linha - 1524 MVA — ILS/AGV (MVA)

1050-

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Tempo - segundos

Figura 5.15: Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso IV Demonstrando portanto que a ativação do SEP de Ilha Solteira seria uma ação conservadora nesse cenário, porque, caso ocorra quaisquer das perdas duplas consideradas para corte de geração, não haveria sobrecarga nos equipamentos dessa área elétrica. Dessa forma, para os pontos de operação na área verde, não há necessidade de atuação do esquema, pois não haverá sobrecarga em nenhum dos equipamentos da área elétrica monitorada caso ocorra quaisquer das perdas duplas. A atuação do esquema, com o comando de corte de unidades geradoras na usina de Ilha Solteira, produz um custo muito representativo para o agente e uma indisponibilidade repre- sentativa para o SIN. Por isso, existem situações onde a atuação deste SEP para pontos de opera- ção muito diferentes daqueles previstos em ambiente de planejamento não se faria eficiente ou necessária. A alteração da rede gerada pelos desligamentos, como é o cenário encontrado no caso II, impactou nos fatores de superposição do carregamento de uma linha de transmissão sobre a outra. Esses fatores de superposição, como exposto no item 2.3.1, são calculados em ambiente de planejamento para um número finito de cenários, em sua maioria de rede completa.

55 5.3 Discussão Nesse capítulo foram apresentados os resultados das análises de segurança dinâ- micas calculadas pelo Organon para a área elétrica referente ao Esquema de Corte de Emergência da Usina de Ilha Solteira. A partir dessas regiões de segurança pro- duzidas para casos base extraídos do estimador de estados, foi possível observar uma possível incompatibilidade entre a ferramenta de habilitação do esquema de corte de carga estudado e o comportamento do sistema. Os SEP são projetados em ambiente de planejamento e, por isso, podem apresentar resultados desotimizados quando em operação. Essa incompatibilidade é fruto da diferença existente entre os casos base utilizado nos estudos de planejamento e os cenários encontrados em tempo real. Por oferecerem a análise mais atualizada em relação as alterações da rede, as ferramentas de avaliação de segurança online de sistemas elétricos tem sido cada vez mais utilizadas pelos ISO no mundo [7].

56 Capítulo 6 Conclusões

O Sistema Interligado Nacional passa por grandes transformações como a altera- ção do seu perfil consumidor, a crescente penetração de fontes renováveis e inserção de novidades tecnológicas, como carros elétricos, baterias e redes elétricas inteligen- tes. Assim como outros países, o Brasil tem incorporado progressivamente usinas sem inércia girante em sua matriz termo renovável. Essa conjuntura, onde imprevisibilidade dos fenômenos é maior, demanda um aumento no número de cenários previstos e considerados nos estudos pré-operacionais. A riqueza hidrográfica dos estados do sudeste brasileiro possibilita a geração de energia renovável e barata, como a da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira. Que contribui ao SIN não somente com seu potencial gerador, mas com o controle da frequência e com a possibilidade de compensação síncrona. Por isso, essa estação pode ser caracterizada como estratégica para a operação do subsistema sudeste brasileiro. A integração de todas a matriz energética, bem como o atendimento da maior parte da carga brasileira é minuciosamente estudada em cenários de longo, médio e curto prazo em ambiente de planejamento [3, 12]. O planejamento da operação realiza estudos elétricos e energéticos com o objetivo preservar a segurança operativa dos ISO para otimização da operação do sistema ele- troenergético, buscando o menor custo para a operação dos recursos e equipamentos. Porém a complexidade da rede elétrica exige que sejam desenvolvidas ferramentas de monitoramento da segurança, para que, na iminência de distúrbios, sejam tomadas decisões que amenizem os impactos. Com o aumento da complexidade do comportamento da carga, os centros de operação dos sistemas elétricos de potência precisam estar cada vez mais munidos de dados e aplicativos de auxílio a tomada de decisão. Historicamente esses centros foram dependentes dos estudos realizados a curto prazo, com casos base e previsões de carga produzidos pelos grupos de planejamento. Com o surgimento de softwares como o Organon, análises em tempo real se fazem possíveis [7]. O contexto de utilização de ferramentas para Análises de Segurança Dinâmica

57 Online é o de redes elétricas com penetração crescente de fontes intermitentes de energia, consequente aumento na dificuldade de previsão da demanda e maior proxi- midade do mercado de energia nos Centro de Operação de Sistemas. A capacidade de fazer análises acopladas ao comportamento do sistema em períodos de tempo muito curtos é um artifício cada vez mais necessário, para que a segurança dos sistemas seja mantida sem onerar desnecessariamente sua operação [1]. É importante ressaltar que a análise das regiões de segurança, para visualização do ganho operacional de cada alternativa, é apenas uma dentre as demais avaliações realizadas para se determinar a melhor solução estrutural para o sistema. Outros fatores devem ser levados em consideração, como os aspectos econômicos, socioambi- entais e de planejamento. Por isso, espera-se uma maior autonomia dos operadores em tempo real, para que eles tenham mais flexibilidade para redespacho de geração, manutenção da confiabilidade e consequente diminuição do custo da energia. Para sistemas de potência com extensões continentais, como o Sistema Interli- gado Nacional, há uma constante necessidade de atualização dos seus dispositivos de tomada de decisão. Essa atualização pode ser realizada tanto do ponto de vista de revisão dos ajustes, como do ponto de vista de substituição das ferramentas. As lógicas de proteção sistêmicas são atualizadas frequentemente por se tornarem obsoletas com a entrada de novos equipamentos na rede. Os Sistemas Especiais de Proteção são projetados para proteger segmentos críti- cos do sistema até que as soluções estruturais sejam implementadas. A utilização dos SEP torna possível a operação dos sistemas em pontos de operação anteriormente inviáveis, ao monitorarem determinadas ocorrências da rede e automatizarem um conjunto de ações corretivas que buscam eliminar as violações identificadas para cada contingência. Os SEP são implementados muitas vezes para que recursos de geração possam ser otimizados sem comprometer a segurança sistêmica. No caso desse estudo, o SEP analisado protege um circuito de transmissão da sobrecarga e viabiliza que o despacho de uma usina de grande impacto seja variado. A inexistência desse esquema poderia restringir a geração dessa usina, para que as linhas de transmissão que são conectadas a ela não se submetessem a eventuais sobrecargas. O automatismo do SEP estudado evita a propagação de distúrbios. No processo de implementação dos SEP, são estudados dezenas de cenários de rede com diferentes despachos e cargas. Porém, o sistema possui uma infinidade de probabilidades de cenários e, para garantir a segurança do sistema, a utilização do aplicativo Organon para análises online é interessante. Foram realizadas dois tipos de Análises de Segurança Dinâmica: uma considerando a atuação completa do SEP e outra somente com o cálculo da inequação de habilitação desse esquema. O objetivo da primeira análise foi mostrar o impacto

58 da modelagem de um esquema de proteção sistêmico na indicação de segurança do sistema. A segunda modelagem tem por objetivo apresentar que a habilitação de um SEP de corte de máquinas de uma usina hidrelétrica de tamanho impacto no SIN pode ser desnecessário e que essas ferramentas de análise de segurança devem se adaptar as alterações da rede. Essa incompatibilidade entre as ferramentas de habilitação e atuação dos SEP em geral e da necessidade de sua atuação acontece porque os fatores de realocação de geração variam conforme as variações topológicas da rede. Dessa forma, a sensibilidade dos equipamentos e circuitos é modificada de acordo com esses desligamentos e integração de novos equipamentos, se fazendo necessário, não só o estudo periódico da necessidade desses esquemas, como a melhoria de seus controles. Dessa forma, a comparação entre o comportamento da inequação e a análise de segurança foi realizada de maneira a provar que, nesses cenários específicos, a região de segurança dinâmica oferece uma acurácia maior na determinação da necessidade de habilitação do esquema de corte de geração. Também foi observado que a inequa- ção se manteve coerente na habilitação do SEP na maioria dos pontos de operação analisados. Considerando que para esse estudo, foi utilizado um cenário de rede alterada em tempo real, a possibilidade de habilitação indevida do SEP tratado foi provada. O objetivo original do ECE da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira era o de evitar a instabilidade eletromecânica nas máquinas síncronas dessa usina, no caso de perda dupla nos circuitos conectados a esta subestação. Porém, com a integração de novas instalações, ampliações e reforços nos equipamentos desta área, esta instabilidade deixou de ser indicada nos estudos do planejamento [12]. Com a alteração desse SEP, agora com o objetivo de evitar a sobrecarga na linha de transmissão entre Ilha Solteira e Água Vermelha, houve a adição da inequação de monitoramento dos fluxos. Porém, não foram retiradas as combinações de perdas duplas que incluem o próprio circuito entre Ilha Solteira e Água Vermelha. Dessa forma, o esquema que se propõe a evitar sobrecarga neste circuito, considera a abertura deste circuito para realizar o corte de máquinas na usina. Outra possível inconsistência nessa lógica de corte de geração está na considera- ção de outras perdas duplas, como indicado na figura 4.4. A inequação só considera a sobrecarga provocada pela realocação de geração da perda dupla de Mirassol II, porém o corte de unidades geradoras é realizado para qualquer combinação de perdas duplas. Então, é possível que essas outras perdas duplas não contribuam significativamente para os fluxos nos circuitos dessa área a ponto de provocarem sobrecargas. Dessa forma, a atualização do Esquema de Corte de Emergência de Ilha Solteira pode ser voltada para essas inconsistências, demandando um estudo mais detalhado. Também, para implementação e atualização de um SEP, é necessário envolvimento

59 dos agentes responsáveis pelos equipamentos dessa área. 6.1 Trabalhos Futuros Os resultados apresentados nesse trabalho correspondem a um estudo dos casos produzidos pelo estimador de estados do tempo real do EMS do ONS. Essa avaliação se concentrou na análise de alguns poucos cenários encontrados no período do outono de 2018, representando um caso de carga leve com geração da bacia do rio Paraná muito maior que a geração disponível nos reservatórios do rio Grande. Recomenda-se como aprimoramento desse trabalho a avaliação do desempenho do sistema frente a outros cenários, como por exemplo, os patamares de carga leve, média e pesada, em cenários de verão e inverno. Outros estudos avaliando o comportamento de esquemas de proteção sistêmicos através das avaliações de segurança do Organon são interessantes para consolidar os benefícios do uso de uma ferramenta de cálculo de região de segurança no planejamento da operação. Também, como proposição de estudo futuro, o projeto de atualização desse esquema para que as lógicas de habilitação e atuação sejam mais elaboradas e consi- derem as alterações de rede. A proposição de uma adaptação do esquema pode ser realizada com o objetivo de mitigar as possíveis atuações desnecessárias. Além disso, recomenda-se como trabalho futuro a análise de regiões de segurança no processo de pré-operação, para acompanhamento das intervenções. Essas análises já são alternativas utilizadas na operação do ONS por possuírem altíssima precisão para o acompanhamento das intervenções sem que nenhum recurso de geração pre- cise ser desotimizado [20]. A imprevisibilidade da topologia da rede, da carga e do perfil de tensão do sistema tende a aumentar com a inserção de componentes de geração eólica e dispositivos de geração distribuída. Por isso, análises de segurança

60 Referências Bibliográficas

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61 [11] DA M. GOMES, R. V. Benefício dos Esquemas Especiais de Proteção na Opera- ção de Sistemas Elétricos de Potência considerando Regiões de Segurança Dinâmicas. Monografia, Curso de Especialização em Sistemas Elétri- cos, Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Brasil, 2014. [12] ONS. "Procedimentos de Rede - Vigentes". . Disponível em: . Acessado 20/06/2018. [13] GUARINI, M. C. Análise de Segurança de Esquemas de Proteção para Sistemas Elétricos de Potência. Dissertação Sc.M., Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Brasil, 2009. [14] EPE. "Planejamento de Curto e Médio Prazo". Acessado em 13/07/2018. [15] WOOD, A. J., WOLLENBERG, B. F. Power Generation Operation and Con- trol. 2 ed. 1996, John Wiley and Sons, Inc, 1996. [16] THAPPETAOBULA, R. "Maximizing transmission utilization with online stability assessment", IEEE Power Energy Society General Meeting, v. 1, n. 1, pp. 1-5, 2017. [17] TEIXEIRA, V. C. Aplicação da ferramenta Organon no planejamento da expan- são da transmissão. Monografia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Brasil, 2018. [18] DE SOUZA, S. O. Definição de Grupos coerentes para realização da Região de Segurança. Dissertação Sc.M., Universidade Federal de Itajubá, Itajubá, Minas Gerais, Brasil, 2015. [19] JARDIM, J. L. A. Organon - User Manual. 9.2 ed. Rio de Janeiro, HPPA, 2017. [20] SNAIDER, A. "Utilização de Região de Segurança para monitorar rede alterada durante intervenção programada", Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning, v. 1, n. 36, pp. 1-10, 2018.

62 Apêndice A Dados da Região de Segurança no Organon

Nesse apêndice serão expostos os arquivos utilizados para modelagem do SEP, dos eventos e da rede da área São Paulo. Os casos gerados pelo aplicativo de estimação de estados do ONS no dia 27 de maio de 2018, as 03:00 da manhã. Esse caso ocorreu numa madrugada de outono, período do ano onde frequentemente se faz necessário o desligamento de linhas de transmissão que estão transmitindo muito menos do que sua potência natural. Esse desligamento auxilia no controle da tensão porque, por estarem transmitindo po- tências muito abaixo daquelas que foram projetadas para conduzir, as linhas de transmissão mais longas produzem um efeito capacitivo. Nesse caso, as linhas de Transmissão abaixo estavam desligadas para controle de tensão: • LT 500 kV Assis / Marimbondo 2; • LT 500 kV Assis / Araraquara; • LT 440 kV Araras / Replan; • LT 440 kV Replan / Santo Ângelo;

• LT 440 kV Bauru / Oeste circuito 1;

• LT 440 kV Água Vermelha / Ribeirão Preto;

• LT 440 kV Ilha Solteira / Bauru circuito 1;

• LT 765 kV Foz do Iguaçu / Ivaiporã circuito 1;

• LT 765 kV Itaberá / Tijuco Preto circuito 1; • LT 500 kV Ibiúna / Bateias circuito 1;

63 • LT 500 kV Cachoeira Paulista / Tijuco Preto circuito 2; • LT 500 kV Adrianópolis / Cachoeira Paulista; • LT 345 kV Adrianópolis / Itutinga; • LT 500 kV Jaguara / Bom Despacho 3 circuito 2; • LT 500 kV Bom Despacho 3 / Neves circuito 1; • LT 500 kV Neves / São Gotardo; • LT 500 kV Neves / Mesquita; • LT 345 kV Furnas / Itutinga circuito 1; Nesse cenário, a linha entre Ilha Solteira e Água Vermelha estava conduzindo uma potência ativa de 313 MW. Os dados da rede elétrica, utilizados nos estudos apresentados, foram fornecidos ao Organon através de arquivo de texto com extensão no formato *.stm. Dessa forma, os casos base utilizados neste trabalho foram obtidos do redespacho dos grupos de geração apresentados na tabela 4.1, para que os pontos de operação dos casos II, III e IV se encontrassem próximos ao limite de violação da inequação de habilitação do esquema. A.1 Arquivo de Eventos 0 arquivo de eventos dinâmicos utilizados no Organon, com a extensão *.evt, é mostrado abaixo. Foram programados dez eventos, cada um com duração de 15 segundos de simulação dinâmica no tempo, todos eles com aplicação de um curto- circuito no segundo 0,9 e extinção dessa falta no instante 1,0 s, mesmo instante de abertura dos circuitos duplos modelados para cada evento [19]. 15.000 / 1 'ILS_MIR2 C1 e 2 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0,900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 572 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / 7 538 572 02 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / -99 / 2 'ILS_AGV e MIR2 C1 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 536 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440AVERME-SP440"0.000 / 7 538 572 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / -99 /

64 3 'ILS_AGV e MIR2 C2 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 536 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440AVERME-SP440"0.000 / 7 538 572 02 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / -99 / 4 'ILS_AGV e BAU C1 ' / 27 561 0 0 0.000 0.000 0.900 "BAURU-SP440xx "0.000 / 28 561 0 0 0.000 0.000 1.000 "BAURU-SP440xx "0.000 / 7 538 536 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440AVERME-SP440"0.000 / 7 538 561 01 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 5 'ILS_AGV e BAU C2 ' / 27 561 0 0 0.000 0.000 0.900 "BAURU-SP440xx "0.000 / 28 561 0 0 0.000 0.000 1.000 "BAURU-SP440xx "0.000 / 7 538 536 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440AVERME-SP440"0.000 / 7 538 561 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 6 'ILS_MIR2 C1 e BAU C1 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 572 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / 7 538 561 01 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 7 'ILS_MIR2 C1 e BAU C2 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 572 01 0.000 0.000 1.000 "ISOLTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / 7 538 561 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 8 'ILS_MIR2 C2 e BAU C1 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 572 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / 7 538 561 01 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 9 'ILS_MIR2 C2 e BAU C2 ' / 27 572 0 0 0.000 0.000 0.900 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 28 572 0 0 0.000 0.000 1.000 "MIRASS-SP440xx "0.000 / 7 538 572 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440MIRASS-SP440"0.000 / 7 538 561 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / -99 / 10 'ILS_BAU C1 e 2 ' / 27 561 0 0 0.000 0.000 0.900 "BAURU-SP440xx "0.000 / 28 561 0 0 0.000 0.000 1.000 "BAURU-SP440xx "0.000 / 7 538 561 01 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 / 7 538 561 02 0.000 0.000 1.000 "IS0LTE-SP440BAURU-SP440"0.000 /

65 -99 /

-999 / A extinção da falta em 100 ms é aplicada de acordo com o Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS ??. Os eventos, como exposto no item 2.2, são aqueles que fazem o SEP atuar, caso ele esteja previamente habilitado. A.2 Arquivo de Barras Monitoradas e Grupos de Geração O arquivo no formato *.def é necessário para descrever quais barras de geração serão agrupadas a fim de formar os grupos 1, 2 e 3. Esses grupos de geração compõem os eixos cartesianos da região de segurança e sua soma sempre vai apresentar um valor constante dado que a carga não é variável nos caso base. As barras apresentadas na seção MONITOR do arquivo *.def são aquelas desig- nadas para aparecerem nos relatórios de análise de segurança. Caso essa seção não esteja arbitrada nesse arquivo, o Organon apresentará violações em todas as barras e circuitos do caso base, com essa restrição de barras, é possível monitorar somente a área elétrica de interesse [19]. GROUP 1 GER-440 BUS 501 BUS 502 BUS 510 BUS 507 BUS 513 BUS 520 BUS 4300 BUS 518 BUS 519 BUS 404 BUS 515 BUS 400 BUS 401 BUS 514 BUS 506 BUS 505 BUS 511 BUS 614 BUS 512 BUS 508 BUS 509 END GROUP 2 AGV+SSUS BUS 303

66 BUS 500 BUS 6729 END GROUP 3 GD+PARANAI BUS 16 BUS 12 BUS 22 BUS 301 BUS 305 BUS 20 BUS 300 BUS 1107 END END MONITOR BUS 501 ONE BUS 1076 ONE BUS 535 ONE BUS 414 ONE BUS 527 ONE BUS 536 ONE BUS 538 ONE BUS 539 ONE BUS 542 ONE BUS 544 ONE BUS 547 ONE BUS 549 ONE BUS 550 ONE BUS 552 ONE BUS 559 ONE BUS 561 ONE BUS 3011 ONE BUS 563 ONE BUS 565 ONE BUS 566 ONE BUS 567 ONE BUS 568 ONE BUS 570 ONE BUS 571 ONE BUS 572 ONE BUS 574 ONE BUS 584 ONE BUS 586 ONE BUS 589 ONE BUS 7058 ONE BUS 9102 ONE BUS 564 ONE

67 BUS 540 ONE BUS 3106 ONE BUS 530 ONE BUS 421 ONE BUS 573 ONE BUS 593 ONE BUS 620 ONE BUS 4304 ONE BUS 541 ONE BUS 661 ONE BUS 633 ONE BUS 562 ONE BUS 635 ONE BUS 645 ONE BUS 595 ONE BUS 649 ONE BUS 674 ONE BUS 537 ONE END / UDV INEQUA1 PFLOW 538 536 01 1.00 538 572 01 0.40 538 572 02 0.40 END / UDV INEQUA2 PFLOW 538 536 01 1.00 538 572 01 0.40 538 572 02 0.40 501 538 10 -0.32 501 538 13 -0.32 501 538 14 -0.32 501 538 15 -0.32 END / UDT INEQUACAO UDV INEQUA1 1.0000 0.0000 0.0000

INEQUA2 1.0000 0.0000 0.0000

END /

! EQUIVALENT DEFINITION DATA

EQUIV /

END / Nesse arquivo, foram indicadas as barras da área elétrica de São Paulo ilustradas na figura 4.3. A rede de 440 kV e 138 kV do estado de São Paulo foi monitorada para que as violações indicadas nos nomogramas sejam somente dessa área elétrica.

68 A.3 Arquivos de Modelagem do SEP Para avaliar o impacto do corte das unidades geradoras na segurança do sistema, o SEP foi modelado desde sua inequação de habilitação até sua atuação. Através do arquivo *.sps os fluxos de potência ativa dos circuitos entre Ilha Solteira e Mirassol II e Ilha Solteira e Água Vermelha são obtidos. Com esses fluxos extraídos, a equação de habilitação do esquema é montada e comparada com o limite de 1524 MW, como descrito na seção 4.2. A partir da adição desse arquivo no cálculo da região de segurança, há a conside- ração do corte de máquinas para pontos de operação onde o SEP estaria habilitado. A consideração do corte de máquinas reflete portanto na indicação de segurança do sistema. A.3.1 Arquivo *.sps que descreve o SEP completo SPS_ILHA !ESQUEMA DE CORTE DE EMERGÊNCIA DA UHE ILS !ATIVAÇÃO DO ESQUEMA !OBTENCAO DO CARREGAMENTO DAS LINHAS MONITORADAS PARA ATIVAÇÃO DO ESQUEMA E2 = TLINE(538,536,1,PFLOW) EA = TLINE(538,572,1,PFLOW) EB = TLINE(538,572,2,PFLOW) !INEQUAÇÃO DE HABILITAÇÃO MIR = ADD(EA,EB) PARCEL = MULT(0.40,MIR) INEQ = SUB(E2,PARCEL) F10 = SAMPLE(INEQ,1) E4 = PARAM(15.24) !CONDICAO PARA HABILITAÇÃO DO ESQUEMA ATIVA = GE(F10,E4) !ATUAÇÃO DO ESQUEMA AGV = TLINE(538,536,1,STATUS) MIR1 = TLINE(538,572,1,STATUS) MIR2 = TLINE(538,572,2,STATUS) BAU1 = TLINE(538,561,1,STATUS) BAU2 = TLINE(538,561,2,STATUS) ! CONDICAO PARA DESLIGAMENTO UG ILS NAG = NOT(AGV) NM1 = NOT(MIR1) NM2 = NOT(MIR2) NB1 = NOT(BAU1) NB2 = NOT(BAU2) PD1 = AND(ATIVA,NM1,NM2) PD2 = AND(ATIVA,NB1,NB2) PD3 = AND(ATIVA,NAG,NM1)

69 PD4 = AND(ATIVA,NAG,NB1) ATUA = OR(PD1,PD2,PD3,PD4) !ESTÁGIOS G1 = GENSHED(ATUA,501,10,4,0.0) G2 = LSHEDFLG(G1)

END Dessa forma, através do arquivo A.3.1, as regiões de segurança das figuras 5.2 e 5.1 foram construídas. No gráfico da figura 5.9, há a indicação do corte de máquinas promovido pela lógica descrita nesse arquivo [19]. A.3.2 Arquivo *.sps que indica a violação da Inequação 4.1 O código executado para indicação da habilitação do SEP também pode ser visualizado abaixo. O arquivo A.3.2 é utilizado para confeccionar os nomogramas mostrados nos casos I, II, III e IV. Esse arquivo foi utilizado para que os gráficos das figuras 5.4, 5.5, 5.7, 5.8, 5.11, 5.12, 5.14 e 5.15. Nesse *.sps não foi modelada nenhuma ação, por isso esse arquivo não altera o comportamento do sistema [19]. SPS INEQUA !INEQUAÇÃO DE MONITORAÇÃO DO CARREGAMENTO DA LT ILS/AGV COM A POSSÍVEL PERDA DUPLA DAS LINHAS PARA MIRASSOL 2 !OBTENCAO DO CARREGAMENTO DA LT 440kV ILS/AGV E2 = TLINE(538,536,1,PFLOW) !OBTENCAO DO CARREGAMENTO DA LT 440 kV ILS/MIR2 C1 E C2 EA = TLINE(538,572,1,PFLOW) EB = TLINE(538,572,2,PFLOW) !INEQUAÇÃO MIR = ADD(EA,EB) MIR2 = GAIN(MIR,0.4) INEQ = ADD(E2,MIR2) !LIMITE LT ILS/AGV LIM = PARAM(15.24) !COMPARAÇÃO INEQUAÇÃO E LIMITE SOBRE = GE(INEQ,LIM) TEMP = TIMER(SOBRE,5)

END Desse modo, a área elétrica observada é analisada como se o SEP não estivesse habilitado em nenhum dos cenários. A utilização dos arquivos *.sps em ambiente de tempo real é de grande valia, pois, através dessa indicação, os operadores dispõem de uma ferramenta que calcula o estado do sistema após a atuação dos SEP [11].