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Eletricidade Predial E Industrial PDF - Monopoli10001285

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ESQUEMAS DE CONTROLE DE SEGURANÇA APLICADOS À OPERAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Priscilla de Castro Guarini PROJETO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO 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. Aprovado por: ------------------------------------------------ Prof. Sebastião E. M. Oliveira, D. Sc. (Orientador) ------------------------------------------------- Guilherme Cardoso Junior, M. Sc. (Co-orientador) ------------------------------------------------- Prof. Antonio Carlos Ferreira, Ph.D. RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL DEZEMBRO DE 2007 Dedicatória Dedico este projeto à minha família: minha mãe, Rosemary, minha amiga e conselheira, que sempre esteve por perto em todos os momentos de minha vida e um exemplo de mulher e mãe que eu pretendo seguir, meu irmão, Marcelo, sempre disposto a ajudar e que sempre zela por mim, e ao meu pai, Antônio, meu grande ídolo e herói, um homem de caráter, humilde, que conseguiu vencer na vida por seus próprios méritos e a quem me espelho todos os dias. Gostaria de dedicar, também, ao meu grande amigo, Vitor Kelm, que durante toda a faculdade entendeu minhas horas de estudo e minha dedicação, e mais que tudo, me apoiou e sempre esteve por perto quando precisei. Dedico também às minhas grandes amigas, que são fundamentais na minha vida e que torcem sempre por mim: Renata Ribeiro, Lívia Fintelman, Nathália Santana, Jeane Lucena e Aline Ferrão. Não posso esquecer dos grandes amigos que conheci na faculdade, que me ajudaram a superar todos os obstáculos, que riram e choraram, e mais que tudo, “cresceram” comigo ao longo destes cinco anos: André Vitorino, Sérgio Gomes, Pedro Loques, Paulo Vinícius Ferreira, Aretha Campos e Eduardo Jubini. Sem essas pessoas em minha vida não teria conseguido realizar todos os meus planos, e mesmo que tivesse conseguido, não teria sido por completo, porque eles fazem parte de mim. Sem eles, perco o chão, e com eles, sou invencível. i Agradecimentos Agradeço, primeiramente, ao meu irmão e ao meu pai, que me ajudaram muito ao longo deste trabalho, tornando-o realidade, quando eu acreditava que não ia conseguir. Agradeço ao meu professor e orientador, Sebastião Oliveira, por ter me influenciado na escolha deste tema com suas aulas maravilhosas. Aos demais professores que fizeram parte de minha vida acadêmica e que me incentivaram e ensinaram muito mais do que imaginei aprender, agradeço, não só por me tornarem um profissional mais qualificado, mas também uma pessoa melhor. Agradeço aos engenheiros Guilherme Cardoso e Roberto Perret por terem disponibilizado o tema do projeto para eu realizá-lo, me ensinarem mais sobre proteção e, de uma grande forma, contribuirem para a realização deste projeto. Agradeço aos meus colegas de trabalho, Samir Pereira, Dinemayer Silva e Fabrício Calvelli, por não tornarem o ambiente meramente profissional, por terem paciência e me fazerem acreditar que existem pessoas que estão sempre dispostas a ajudar. Agradeço, também, aos meus amigos, presentes em todos os momentos, e que durante todo este tempo entenderem o quão importante era este projeto para mim, me incentivando e me fazendo acreditar. Em especial: Renata Ribeiro, Lívia Fintelman, Jeane Lucena, Nathália Santana, Aline Ferrão, Jamila Garavito, Jeanine Fernandes, Pedro Loques e Vitor Kelm. Finalmente, agradeço a Deus que permitiu que tudo isto acontecesse. Muito obrigada! ii Resumo Face ao blecaute do dia 11 de março de 1999, às 22h16min, que teve início na subestação (SE) Bauru 440kV, o Ministério de Minas e Energia orientou que fossem tomadas medidas de curto e médio prazo para minimizar os riscos de “desligamentos em cascata” no Sistema Interligado Nacional (SIN). Dentre as medidas, criou-se uma Comissão Mista, ELETROBRÁS/CEPEL/ONS e Agentes, com o intuito de reavaliar, com total urgência e prioridade, os esquemas para controle de perturbações de modo a dotar o sistema elétrico brasileiro de meios para evitar colapso no suprimento de energia e, consequentemente, melhorar a segurança operativa do SIN. No âmbito dos trabalhos da Comissão Mista para melhorar a segurança do SIN, encontravam- se as seguintes tarefas: • A análise do desempenho dos Esquemas de Controle de Emergência (ECE) existentes, frente a desligamentos múltiplos no sistema, no sentido de identificar sua adequacidade, e; • O dimensionamento de Esquemas de Controle de Segurança (ECS), quando os ECE não se mostrarem suficientes para minimizar o risco de impactos de grandes proporções. Este trabalho tem por objetivo apresentar a evolução do ECS da Zona de Segurança 1, que compreende a geração nas bacias dos Rios Paraná e Paranapanema, e a exportação através do tronco de 440 kV para o mercado distribuidor de São Paulo, ECS de Assis, em função da entrada em operação de melhorias na área que compreende esta Zona de Segurança, tanto do ponto de melhorias nas SE existentes quanto da entrada em operação de novos circuitos e transformações, de modo a aumentar a segurança operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN). Os conceitos e fundamentos básicos, metodologias, critérios e premissas utilizados no estudo também fazem parte deste trabalho. Nesse estudo é testada a efetividade das três lógicas do ECS de Assis atualmente implantadas, sendo indicadas necessidades de adequações nas lógicas existentes, mais precisamente, são propostas alterações nestas lógicas, de modo a reduzir o corte de geração nas usinas hidrelétricas (UHE) de Porto Primavera, Capivara e Taquaruçu quando de contingências na região Sul e Sudeste tanto para a configuração de rede completa como para condições de rede alterada, sempre com o objetivo de se maximizar os intercâmbios entre os subsistemas e garantir a segurança da operação. iii ÍNDICE 1 – INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 01 1.1 - Objetivo ........................................................................................................................ 08 2 – METODOLOGIA E CRITÉIROS DE ESTUDOS .................................................... 09 2.1 - Critérios de Planejamento dos Sistemas Elétricos no Brasil ........................................ 10 2.2 - Critérios Adotados para os Estudos de Transitórios Eletromecânicos ......................... 12 3 – CONCEITOS BÁSICOS E FUNDAMENTOS TEÓRICOS .................................... 13 3.1 - Sistemas de Proteção .................................................................................................... 13 3.2 - Transformadores de Corrente ....................................................................................... 14 3.3 - Transformadores de Potencial ...................................................................................... 15 3.4 - Relés de Sobrecorrente ................................................................................................. 15 3.4.1 - Curvas Características ............................................................................................... 15 3.4.2 - Unidades Instantânea e Temporizada ........................................................................ 17 3.4.2.1 - Esquema Básico de Ligação ................................................................................... 18 3.4.3 - Seletividade Relé X Relé ........................................................................................... 19 3.4.4 - Seletividade Relé X Elo-fusível ................................................................................ 19 3.5 - Relés Direcionais .......................................................................................................... 19 3.5.1 - Polarização do Relé Direcional ................................................................................. 20 3.6 - Relés de Distância ........................................................................................................ 22 3.6.1 - Plano R-X .................................................................................................................. 23 3.6.2 - Relé de Distância Tipo Impedância ........................................................................... 23 3.6.3 - Relé de Distância Tipo Admitância ou Mho ............................................................. 24 3.6.4 - Relé de Distância Tipo Reatância .............................................................................. .25 4 – SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ................................................................ 27 4. 1 - Principais Aplicações dos Sistemas Especiais de Proteção ......................................... 28 4.2 - Requisitos Básicos para Implantação de Sistemas Especiais de Proteção ................... 29 4.2.1 - Lógica dos Controladores Lógicos Programáveis ..................................................... 30 4.2.2 - Funcionamento dos Controladores Lógicos Programáveis ....................................... 32 4.3 - Funções dos Controladores Lógicos Programáveis ...................................................... 36 4.3.1 - Aquisição de Dados ................................................................................................... 36 4.3.2 - Comandos de Atuação ............................................................................................... 37 5 – A EVOLUÇÃO DO ECS DA ZONA DE SEGURANÇA 1 ....................................... 39 5.1 - Esquema de Controle de Segurança da SE Bauru ........................................................ 39 5.2 - Sistemas Especiais de Proteção Existentes na Região de Assis ................................... 44 5.2.1 - Esquema de Controle de Emergência de Alívio de Carregamento do Transformador 440/230 kV – 336 MVA, TR-1, da SE Assis ....................................................................... 46 5.2.2 - Esquema de Controle de Segurança da SE Assis (ECS de Assis) ...................... 47 5.2.3 - Esquema para Alívio de Carregamento na LT 440 kV Capivara – Assis ........... 53 iv 6 – ESTUDOS PARA ATUALIZAÇÃO DAS LÓGICAS DO ESQUEMA DE CONTROLE DE SEGURANÇA DE ASSIS .................................................................... 55 6.1 - Premissas do Estudo ..................................................................................................... 55 6.2 - Atualização do Esquema de Controle de Segurança de Assis ...................................... 57 6.3 - Rede Completa – Com Dois Transformadores de 440/230 kV na SE Assis ................ 62 6.3.1 - Perda de Barra de 230 kV na SE Assis ...................................................................... 63 6.3.1.1 - Perda da Barra 5 da SE Assis 230 kV ..................................................................... 64 6.3.1.2 - Perda da Barra 6 da SE Assis 230 kV ..................................................................... 65 6.3.1.3. Constatações das Simulações para Perda de Barra de 230 kV na SE Assis ........... 66 6.4 - Rede Alterada – Indisponibilidade de um dos Transformadores de 440/230 kV na SE Assis ...................................................................................................................................... 67 6.4.1 - Eventos com Origem na Região Sudeste ........................................................... 69 6.4.1.2 - Constatações das Simulações dos Eventos com Origem na Região Sudeste ......... 70 6.4.2. Eventos com Origem na Região Sul ........................................................................... 70 6.4.2.1 - Constatações das Simulações dos Eventos com Origem na Região Sul ................ 73 6.5 - Rede Alterada – Indisponibilidade de um dos Transformadores de 440/230 kV e com Manutenção de um dos Disjuntores no Barramento de 230 kV da SE Assis ................. 73 6.5.1 - Perda Simultânea dos Dois ATR 525/230 kV da SE Londrina ................................. 74 6.5.2 - Perda do ATR 525/440 kV da SE Assis ............................................................. 75 6.5.3 - Perda da LT 525 kV Assis – Londrina ...................................................................... 76 6.5.4 - Rede Alterada para Outras Indisponibilidades ..................................................... 77 6.5.5 - Constatações das Simulações Realizadas para as Indisponibilidades Estudadas ...... 79 6.6 - Lógica para Alívio de Carregamento na LT 440 kV Capivara – Assis .................. 79 6.5.1 - Constatações das simulações realizadas para o Esquema de Alívio de Carregamento na LT 440 kV Capivara – Assis ................................................................................................. 80 7 – ESQUEMA DE CONTROLE DE SEGURANÇA DE ASSIS .................................. 81 7.1 - Lógicas Implementadas no CLP da SE Assis ............................................................... 82 7.2 - SE Londrina .................................................................................................................. 85 7.3 - CLP da UHE de Capivara ..................................................................................... 86 7.4 - CLP da SE de Porto Primavera ..................................................................................... 87 7.5 - CLP da SE de Taquaruçu ...................................................................................... 88 7.6 - CLP Master .......................................................................................................... 89 8 – CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ................................................................... 91 8.1 - Lógicas para Sobrecarga na Transformação 440/230 kV da SE Assis ......................... 91 8.2 - Lógica para Alívio de Carregamento na LT 440 kV Capivara – Assis ........................ 92 8.3 - Constatações Finais ...................................................................................................... 93 v Capítulo 1: INTRODUÇÃO A indústria de energia elétrica tem as seguintes atividades clássicas: geração, transmissão, distribuição e comercialização. À medida que aumenta a demanda de energia, mais fontes necessitam ser exploradas e novas redes de transmissão necessitam ser construídas para conectar novas estações geradoras aos novos pontos de consumo e também às estações já existentes, surgindo assim a interligação de sistemas. Se por um lado essas interligações implicam numa maior complexidade de operação do sistema como um todo, por outro são economicamente vantajosas, além de aumentarem a confiabilidade do suprimento às cargas. Se um centro consumidor é alimentado radialmente, falhas na transmissão ou na geração podem prejudicar ou mesmo comprometer totalmente a sua alimentação, ao passo que se tal centro consumidor fizer parte de um sistema interligado, existirão “caminhos” alternativos para o seu suprimento. As interligações de sistemas elétricos também podem propiciar um melhor aproveitamento das disponibilidades energéticas de regiões com características distintas. Um exemplo é a interligação dos sistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul do Brasil: são sistemas caracterizados por sensíveis diferenças de hidraulicidade de seus rios, isto é, os períodos chuvosos não são coincidentes nas diversas bacias hidrográficas. Dessa forma, através da interligação pode-se fazer uma adequada troca de energia, sendo o superávit de uma área exportado para a outra e vice-versa. Relativamente aos sistemas isolados, uma outra vantagem dos sistemas interligados é a necessidade de um número menor de unidades geradoras de reserva para o atendimento da carga. Porém, este sistema interligado também está sujeito a perturbações que alteram seu estado normal de operação, levando a violações de grandezas que interferem diretamente em sua estabilidade. É preciso, desta forma, tomar providências preventivas e/ou corretivas com o objetivo de eliminar ou restringir as conseqüências destas perturbações. Assim, para que haja um funcionamento adequado e eficiente de todo o sistema, são necessários estudos e análises posteriores das suas características, para que desta forma seja desenvolvida uma filosofia de proteção capaz de minimizar as perturbações em seu estado normal de operação e de propiciar segurança aos operadores do sistema e aos equipamentos envolvidos. 1 O blecaute do dia 11 de março de 1999, às 22h16min, que teve início na SE Bauru 440 kV, foi um dos motivos que levaram à necessidade de estudos considerando contingências múltiplas no Sistema Interligado Nacional. Nesta subestação, ocorreu um curto-circuito monofásico no barramento de 440 kV, na seção do barramento de saída para Assis. Em virtude do tipo de arranjo de barra da SE Bauru, o curto-circuito foi eliminado por atuações de proteções remotas de linhas de transmissão e abertura do disjuntor de interligação de barras de Bauru, levando a abertura de 5 (cinco) linhas de 440 kV, ou seja, LT 440 kV Assis - Bauru, LT 440 kV Jupiá – Bauru, Circuitos 1 e 2 (C1 e C2) e LT 440 kV Bauru – Embuguaçu, Circuitos 1 e 2 (C1 e C2) e do transformador 440/138 kV que saem desta SE, conforme pode ser constatado nas Figuras 1.1 e 1.2. Com o desligamento destes elementos, iniciou-se um processo de oscilação das usinas de Três Irmãos, Jupiá, Porto Primavera, Taquaruçu e Capivara contra o restante do sistema interligado e uma redução do perfil de tensão no centro de carga da área São Paulo. O processo oscilatório foi intensificado pela abertura da LT 440 kV Três Irmãos - Ilha Solteira, separando o sistema de 440 kV em dois subsistemas, isolando as usinas Ilha Solteira e Água Vermelha das demais usinas conectadas ao tronco de 440 kV, Três Irmãos, Jupiá, Porto Primavera, Capivara e Taquaruçu ficando estas últimas com 2300 MW conectadas aos sistemas de 230 e 138 kV, através de transformações com capacidade de 1236 MVA, conduzindo a seu desligamento e a conseqüente rejeição dessa geração. O isolamento das usinas de Água Vermelha e Ilha Solteira afetou todo o tronco de 440 kV da CTEEP, iniciando-se assim um processo oscilatório que culminou com os desligamentos em cascata de diversos elementos tendo como conseqüência a abertura dos sistemas de 765 kV e do Elo de Corrente Contínua de Itaipu. Com isto, o sistema interligado das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste entrou em colapso, o que levou a um blecaute total destas regiões, ficando as áreas mais problemáticas sujeitas a uma recomposição de quatro horas e vinte e três minutos. 2 Figura 1.1 – Perturbação do Dia 11/03/1999 às 22h16min Face a este blecaute, o Ministério de Minas e Energia orientou para que fossem tomadas medidas de curto e médio prazo para minimizar os riscos de “desligamentos em cascata” no Sistema Interligado Nacional (SIN). Dentre as medidas de curto prazo, foi criada uma Comissão Mista ELETROBRÁS / CEPEL / GCOI / ONS e Agentes, sob a coordenação da ELETROBRÁS, para reavaliar, com total urgência e prioridade, os esquemas para controlar perturbações de forma a dotar o sistema elétrico do país de meios para evitar colapsos de suprimento e, consequentemente, melhorar a segurança operativa do SIN. Os esquemas para controle das perturbações podem ser divididos em dois níveis: • Proteção Intrínseca, que é a proteção de equipamentos associados aos diversos tipos de arranjos de barramentos de cada subestação do sistema interligado. A função do sistema de proteção (ou dos relés de proteção) é ordenar a imediata remoção de qualquer elemento de um sistema de potência quando ele sofrer um curto circuito, ou quando ele começar a operar em uma condição anormal qualquer que possa causar prejuízo ou de alguma forma interferir com a operação efetiva do resto do sistema 3 elétrico. Os relés de proteção enviam ordem para comando dos disjuntores, desconectando os elementos faltosos do sistema. Esta proteção tem tempo de atuação da ordem de milisegundos. • Existem ainda os Sistemas Especiais de Proteção (SEP), que corresponde ao outro nível de contro
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