ampliação e melhoria na subestação pici ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ

CENTRO DE TECNOLOGIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

ANDRÉ LUIZ DE BRITO

AMPLIAÇÃO E MELHORIA NA SUBESTAÇÃO PICI II - CHESF PELA IMPLANTAÇÃO DO 4º TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA 10 0 MVA

230 kV / 69 kV

FORTALEZA

2013

ANDRÉ LUIZ DE BRITO

AMPLIAÇÃO E MELHORIA NA SUBESTAÇÃO PICI II - CHESF PELA IMPLANTAÇÃO DO 4º TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA 10 0 MVA

230 kV / 69 kV

Trabalho final de curso submetido à Coordenação do curso de Engenharia Elétrica, como requisito parcial de obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Dr. José Almeida do Nascimento

FORTALEZA

2013

Ao Senhor Jesus Cristo.

AGRADECIMENTO

Ao Senhor Jesus Cristo, toda honra e toda glória, pelo dom da vida, pelo dom da

esperança e da perseverança.

Aos meus familiares, Helena (In memory- mãe de criação), Lucimar (mãe),

Zuleide (esposa) e filhos Beatriz e Samuel, que contribuíram para que eu pudesse cumprir

com minhas atividades acadêmicas e agregar valores essenciais à vida.

Ao meu orientador Prof. José Almeida do Nascimento e co-orientador Prof.

Aílson Pereira, por seu trabalho, paciência e conselhos.

Aos professores do Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, por

transmitirem conhecimentos ao longo da graduação.

Aos meus colegas e companheiros operadores, técnicos e engenheiros da CHESF,

que sempre incentivaram meus sonhos e estiveram sempre ao meu lado esclarecendo dúvidas

do dia a dia da engenharia, e em especial aos companheiros operadores da SE Delmiro

Gouveia - CHESF (Iuri, Guilherme, Gilson, Helton, Jaime, Jorge Barbosa, Jorge Alves,

Lamartine, Mauro, Rafaela e Valentim), que muito contribuiu para chegar até aqui.

Enfim, a todas as pessoas que por motivo de esquecimento não foram citadas

aqui, saibam que as suas contribuições foram determinantes para permanecer na graduação e

concluí-la de forma plena.

RESUMO

Este trabalho apresenta um estudo sobre a implantação de um novo transformador de potência

em 230 kV/69 kV a SE PCD (PICI II) pertencente à CHESF, destacando os aspectos

construtivos do transformador, bem como avaliar as conseqüências desta implantação para o

sistema elétrico de potência na região metropolitana da cidade de Fortaleza. O quarto

transformador de potência faz parte do plano de ampliação e reforço do sistema elétrico da

rede básica (RB) visto que há previsão de sobrecarga nos transformadores da SE PCD até o

final do ano 2013. A coordenação do PAR (Plano de Ampliação e Reforço) é de

responsabilidade do ONS. A subestação de Pici II pertencente à Companhia Hidroelétrica do

São Francisco (CHESF) é alimentada por duas linhas em 230 kV e três transformadores

230/69 kV de 100 MVA, com carga atual em torno de 240 MW. A SE PCD está interligada

com a subestação da COELCE Pici I (PCI) que supre os consumidores dos bairros situado na

região oeste da cidade de Fortaleza, Barra do Ceará, Presidente Kennedy, Parangaba, Bom

sucesso, Bom Jardim. Neste estudo destaca-se que foi apresentado um descritivo dos

principais componentes do transformador, estudo de fluxo de potência utilizando a ferramenta

computacional PowerWorld. Para realizar o fluxo de potência, foi considerada a regional de

Fortaleza, Delmiro Gouveia e Pici no período de carga leve, média e pesada, com três

transformadores e com o quarto transformador instalado. Verificou-se com estas simulações

um incremento de 33% na potência instalada desta SE, eliminação de sobrecarga em condição

normal de operação, redução no corte ou transferência de carga, quando de contingência em

uma das três unidades de 100 MVA e viabilizou transferência de cargas entre as subestações

de Pici II, Fortaleza e Delmiro Gouveia durante intervenções programadas ou de emergência

mantendo os níveis de tensão dentro da faixa estabelecida pela ONS e concessionárias de

energia.

Palavras-Chave: Transformador de Potência, Fluxo de Potência e Contingência.

ABSTRACT

This paper presents a study on the implementation of a new power transformer in 230 kV/69

kV SE PWD (PICI II) belonging to CHESF , highlighting the constructive aspects of the

transformer , as well as evaluating the consequences of this deployment for the electric power

system in metropolitan region of Fortaleza . The fourth power transformer, which is expected

to power the 2nd half of 2013, is part of the expansion plan and strengthening the electrical

system of the grid (RB) as there is forecast overload in the SE PCD processors by the end of

the year 2013. The coordination of PAR (Plan Expansion and Enhancement) is the

responsibility of ONS. The Pici II substation belonging to Sao Francisco Hydroelectric

Company (CHESF) is powered by two 230 kV lines and three 230/69 kV 100 MVA

transformers, current load with around 240 MW. The SE PCD is interlinked with the

substation COELCE Pici I (PCI) that supplies customers in the neighborhoods located west of

the city of Fortaleza, Barra Ceará, President Kennedy, Parangaba, Bom Sucesso, Bom Jardim.

This study stands out a description of the main transformer components, power flow study

using a computational tool PowerWorld was presented. To perform the power flow was

considered only regional Fortaleza, Delmiro Gouveia and Pici period in light, medium and

heavy load with three transformers and with four transformer instaladed. Verificy these

simulations with an increase of 33 % in installed power of this SE, eliminating overhead

during normal operation condition, cut or reduction in load transfer when the contingency in

one of three units of 100 MVA and enables transfer of loads between substations II Pici,

Fortaleza and Delmiro Gouveia during interventions scheduled or emergency maintaining

voltage levels within the range established by ONS and power utilities.

Keywords: Power Transformer, Power Flow and Contingency.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Sistema Interligado Nacional...............................................................................13

Figura 1.2 – Centro Regional de Operação – CHESF............................................................. 15

Figura 1.3 – Distância (Km) entre Geração e SE PCD............................................................ 17

Figura 1.4 – Área de Operação Norte – CHESF......................................................................19

Figura 1.5 – Diagrama Unifilar – SE Pici II – CHESF............................................................21

Figura 1.6 – Carga – Período de 2005 – 2013..........................................................................20

Figura 1.7 – Diagrama Unifilar – Regional Pici – COELCE...................................................23

Figura 2.1 – Ligação e Fasor de Tensão- Transformador Y-∆.................................................24

Figura 2.2 – Níveis de tensão obedecidos nos sistemas elétricos.............................................26

Figura 2.3– Núcleo Magnético................................................................................................. 27

Figura 2.4- Transformador de potência em Y-∆...................................................................... 29

Figura 2.5 – Tanque Principal.................................................................................................. 30

Figura 2.6 – Tanque de Expansão........................................................................................... 31

Figura 2.7 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão...................................................... 31

Figura 2.8 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão - Vista Interna.............................. 32

Figura 2.9 – Tanque de Expansão.......................................................................................32

Figura 2.10 – Sistema de preservação selado por bolsa de borracha........................................33

Figura 2.11 - Núcleo do transformador................................................................................... 34

Figura 2.12 – Bucha de Alta / Baixa tensão............................................................................ 35

Figura 2.13– Descrição da Bucha............................................................................................ 35

Figura 2.14a– Tubulação/Válvulas.......................................................................................... 36

Figura 2.14b – Radiadores/Ventiladores montados................................................................ 37

Figura 2.15 – Ventiladores...................................................................................................... 38

Figura 2.16 - Secador de ar...................................................................................................... 38

Figura 2.17 - Indicador de nível de óleo.................................................................................. 39

Figura 2.18 - Relé de gás........................................................................................................ 40

Figura 2.18a - Indicador de Gás...............................................................................................40

Figura 2.19 – Válvula de Segurança........................................................................................ 40

Figura 2.20 – Descrição do Comutador................................................................................... 42

4Figura 2.21 – Comutador de Derivações em Carga............................................................... 43

Figura 2.22 – Relação Tap x Tensão.........................................................................................44

Figura 3.1 – Fluxo entre Barras K e M.....................................................................................46

Figura 3.2 – Representação barra 1 / 2......................................................................................48

Figura 3.3 – Potência x Defasamento Angular (θ)....................................................................49

Figura 3.4 – Modelo Pi (π)........................................................................................................51

Figura 3.5 – Modelo π generalizado.........................................................................................53

Figura 4.1 – Diagrama de Interligação entre barramentos........................................................55

LISTA DE TABELAS

Tabela 1.1 – Interligação do SIN.............................................................................................14

Tabela 1.2 – Regiões e Empresas Eletrobrás............................................................................14

Tabela 2.1 – Característica do transformador ABB................................................................29

Tabela 3.1- Tensões entre fases admissíveis a 60 Hz..............................................................45

Tabela 3.2 - Fator de Potência admissíveis a 60 Hz................................................................45

Tabela 3.3 – Relação X/R.........................................................................................................50

Tabela 4.1 – Parâmetros de Equipamento................................................................................56

Tabela 4.2 – Temperatura admissível ( Óleo / Enrolamento)...................................................57

Tabela 4.3 – Refrigeração x Carregamento............................................................................. 57

Tabela 4.4 – Níveis de Sobrecarga adotado em transformadores da CHESF......................... 58

Tabela 4.5 – Níveis de Sobrecarga conforme Norma Brasileira...............................................58

Tabela 4.6 – Caso 1 - Carregamento inicial............................................................................. 60

Tabela 4.6.1 – Tensão barramento de 230 kV / 69 kV – Condições Normais.. ...................... 60

Tabela 4.7 – Caso 1 - Carregamento Final – Condição de Contingência................................ 61

Tabela 4.7.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais........................... 61

Tabela 4.8 – Caso 2 - Carregamento inicial............................................................................. 63


Tabela 4.9 – Caso 2 - Carregamento Final – Condição de Contingência................................ 64


Tabela 4.10 – Caso 3 - Carregamento inicial........................................................................... 65

Tabela 4.10.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais......................... 65

Tabela 4.11 – Caso 3 - Carregamento Final – Condição de Contingência.............................. 67

Tabela 4.11.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais......................... 67


Tabela 4.12.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais..........................70

Tabela 4.13 – Caso 4 - Carregamento Final – Condição de Contingência...............................70




Tabela 4.15 – Caso 5 - Carregamento Final – Condição de Contingência...............................73


Sumário

Capítulo 1: INTRODUÇÃO ................................................................................................... 12

1.1 Cenário Nacional do Setor Elétrico ................................................................ 12

1.2 Centro de Operação Norte – Chesf ................................................................. 14

1.3 histórico da SE Pici II (PCD) .......................................................................... 19

1.4 Justificativa ..................................................................................................... 23

1.5 Objetivos ......................................................................................................... 23

1.6 Estrutura do trabalho ....................................................................................... 23

Capítulo 2 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA .............................................................. 24

2.3 Transformador de Potência ABB .................................................................... 28

2.3.4 ÓleoBuchas de alta tensão ................................................................................ 34

2.3.5 Radiadores ....................................................................................................... 36

2.3.6 Secador de ar à sílica-gel ................................................................................. 38

2.3.7 Indicador de nível de óleo ................................................................................ 38

2.3.8 Relé de Gás (Buchholz) ................................................................................... 39

2.3.9 Válvula de Segurança ...................................................................................... 40

Capítulo 3: ESTUDO EM REGIME PERMANENTE E EMERGÊNCIA .............................. 45

Capítulo 4: ESTUDOS DE CASOS ........................................................................................ 55

4.2 Estudos de Casos – Três Transformadores energizado em paralelo na SE PCD

4.2.2 Caso 2 – Carga Média ..................................................................................... 63

4.2.3 Caso 3 – Carga Pesada .................................................................................... 66

4.3 Estudos de Casos – Quatro Transformadores energizados na SE PCD

4.3.1 Caso 4 – Carga Leve (4TR) ............................................................................ 69

4.3.2 Caso 5 – Carga Média ..................................................................................... 72

Capítulo 5: CONCLUSÃO ....................................................................................................... 75

12

CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO

1.1 Cenário Nacional do Setor Elétrico

O consumo de energia elétrica cresce impulsionado pelos incentivos

governamentais através de programas sociais, a ascensão da classe média brasileira, pelo

crescimento do comércio e indústria (EPE, 2013).

O crescimento do consumo de energia elétrica, principalmente nas grandes

metrópoles, exige-se mais investimentos na expansão do sistema de geração, transmissão e

distribuição e, consequentemente, um crescimento no número de subestações, linhas de

transmissão e novos equipamentos. Neste contexto é que a ampliação e reforço em

instalações da Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF é um compromisso da

empresa em atender com qualidade e dentro do prazo previsto no Plano de Ampliação e

Reforço (PAR) 2010-2012 da ONS. De acordo com os estudos em conjuntos com Ministério

Minas e Energia, Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) há um acréscimo de 2.150km

de linha de transmissão e 24.874 em instalação de transformadores com custo de investimento

da ordem de R$ 4 Bilhões de reais (ONS – PAR 2010-2012)

Neste cenário é que o sistema brasileiro de energia se utiliza dos recursos do

sistema interligado entre as macros regiões do Brasil, exceto parte da região norte, que

representa 2% do mercado e se encontra isolado. A função principal deste intercâmbio é fazer

fluir de forma plena e eficiente o escoamento de energia entre as regiões demográficas do

Brasil.

O Sistema Interligado Nacional (SIN), representado na figura 1.1, é constituído

pela Rede Básica (RB), que são instalações ou equipamentos com níveis de tensão maior ou

igual a 230 kV, e integrantes de concessões de serviço público de energia elétrica. Compõe-se

de um sistema hidrotérmico, com forte predominância de usinas hidrelétricas, geralmente

localizadas longe dos centros de carga, e por uma malha de transmissão, que abrange as

empresas das regiões geoelétricas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região

Norte, totalizando uma extensão de linhas de aproximadamente 103.361,7km (ONS, 2013). A

CHESF tem aproximadamente 18.644km em extensão de linha de transmissão, conforme

anexo A.

13

Figura 1.1 – Sistema Interligado Nacional

Fonte: ONS, 2013

O SIN propicia a transferência de energia entre as regiões do país, permitindo o

bom uso dos recursos hidrológicos e o despacho ótimo hidrotérmico, ou seja, explorando de

diversas formas os regimes hidrológico das bacias hidrográficas do Brasil. Portanto,

representa um vetor de otimização econômica, pois utiliza os recursos de geração e

transmissão para atender o mercado consumidor com confiabilidade, continuidade e

economia.

A tabela 1.1, apresenta as principais interligações que compõem o Sistema

Interligado Nacional e na tabela 1.2 apresenta as empresas do grupo Eletrobrás predominantes

nas regiões.

14

Tabela 1.1 – Interligação do SIN

Interligação LT´s de interligação

Norte / Nordeste Tucuruí / Presidente Dutra / Teresina / Sobral (C1/C2)

Colinas / Ribeiro Gonçalves / São João do Piauí / Sobradinho Centro-Oeste / Sudeste /

Nordeste

Serra da Mesa / Correntina / Bom Jesus da Lapa / Ibicoara / Governador

Mangabeira

Norte/Sudeste Imperatriz / Colinas / Miracema / Gurupi / Serra da Mesa

Sul / Sudeste Bateias /Ibiuna e outras

Fonte: ONS, 2013

Tabela 1.2 – Regiões e Empresas Eletrobrás

Região Empresas

Norte Eletronorte

Nordeste Chesf

Centro-Oeste/Sudeste Furnas

Sul Eletrosul

Fonte: ONS, 2013

1.2 Centro de Operação Norte – Chesf

A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), empresa subsidiária do

grupo ELETROBRAS, é uma empresa cuja missão é produzir, transmitir e comercializar

energia elétrica com qualidade, de forma rentável e sustentável. A CHESF possui um dos

maiores sistemas de transmissão de energia elétrica em alta tensão do Brasil. São mais de 18

mil quilômetros de linhas operando nas tensões de 500 kV, 230 kV, 138 kV e 69 kV. A

CHESF atua em 6(seis) áreas, ou seja, subsistema, a citar: Área Centro, Área Leste, Área

Norte, Área Oeste, Área Sudoeste e Área Sul. Cada área é coordenada pelo os centros

regionais, a citar e conforme figura 1.2:

CROP – Centro Regional de Operação de Paulo Afonso

CROS – Centro Regional de Operação Sul/Sudoeste – Sede : Salvador

CROL – Centro Regional de Operação Leste – Sede: Recife

CRON – Centro Regional de Operação Norte – Sede: Fortaleza

CROO – Centro Regional de Operação Oeste – Sede: Teresina

15

Todos os centros de operação regional são coordenados pelo Centro de Operação

do Sistema (COOS), com sede na cidade do Recife.

Figura 1.2 – Centro Regional de Operação - CHESF

Fonte: Chesf, 2012

O Estado do Ceará está interligado ao SIN através das seguintes interligações:

Norte - Usina de Tucuruí conectando a transmissão em 500 kV/230 kV da SE Presidente

Prudente, Teresina I, Teresina II até Sobral II/Sobral III.

Sul – Usina de Paulo Afonso conectando a transmissão 500 kV até SE Milagres, Quixadá até

Fortaleza II(FZD). No eixo de 230 kV, segue da SE Milagres, Banabuíu até Fortaleza I (FTZ).

Centro – Eixo de 500 kV interligado entre Ribeirão Gonçalves, São João do Piauí chegando

até SE Milagres.

16

A figura 1.3 mostra a distância em quilômetros(km) das fontes de geração

norte, Tucuruí pertencente a ELETRONORTE e fontes de geração sul oriundas das usinas de

Paulo Afonso e Luiz Gonzaga pertencente a CHESF, até a SE PCD.

Figura 1.3 – Distância (Km) entre Geração e SE PCD

Fonte: Próprio Autor

17

A figura 1.4, representa a área Norte que é coordenada pelo CRON, cuja área de

atuação é o estado do Ceará, parte do oeste do Rio Grande do Norte, mais especificamente na

SE Mossoró, e parte oeste da Paraíba, através da Usina e SE Curemas. A área norte é

composta atualmente por 15 barras de 230 kV, 5 barras de 500 kV, 39 linhas de transmissão e

37 transformadores de potência.

No Ceará, o Centro Regional de Operação Norte (CRON) da CHESF opera de

forma coordenada o regional de Fortaleza, compreendendo as subestações de Fortaleza I

(FTZ) 230 kV, Fortaleza II (FZD) 500 kV, Pici II (PCD) e Cauípe (CPE) 230 kV,

responsáveis por cerca de 60% da energia da grande Fortaleza e da SE Delmiro Gouveia

(DMG) 230 kV, responsável pelos outros 40% da energia do regional (CRON, 2012).

Em 2013, a área norte receberá duas novas subestações, a SE Aquiraz II (AQD) e

Pecém II (PED), que fazem parte do Plano de Obras 2013/2022, autorização CC 004/2010.

Com isto, haverá um aumento de potência instalada de 400 MVA da SE AQD e 3600MVA da

SE PED. A SE AQD aliviará o regional de fortaleza, principalmente as subestações de

Delmiro Gouveia e Fortaleza I, em torno de 40% (CRON, 2013). Com relação a SE PED será

a maior subestação da CHESF com capacidade instalada de 3600MVA e projetada para ter 36

linhas de transmissão em 230 kV que atenderá demandas de geração alternativas em que os

fluxos advindos desta geração serão escoados para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

A figura 1.4 mostra as subestações que o Centro Regional de Operação Norte

(CRON) supervisiona e as interligações oriundas das fontes de geração da usina de Tucuruí,

do complexo de Paulo Afonso e Sobradinho.

18

Figura 1.4 – Área de Operação Norte – CHESF

Fonte: Chesf , 2013

19

1.3 Histórico da SE Pici II (PCD)

A SE PCD, energizada em maio de 2005, é uma subestação de alta tensão em

230 kV / 69 kV com a seguinte configuração: Duas linhas de transmissão em 230 kV

provenientes do barramento da SE FORTALEZA II (FZD), um barramento do tipo

principal/auxiliar e três transformadores de 230 kV/69 kV - 100 MVA. O barramento de 69

kV é de responsabilidade da COELCE.

Em 2005, a SE foi energizada com dois transformadores de 100 MVA com carga

em torno de 60 a 70 MW, em 2009 o carregamento dos transformadores atingiu em torno de

160 MW e em 2013 a carga máxima é de aproximadamente 240 MW. A figura 1.5 mostra o

gráfico da evolução de carga no período de 2005 a 2013, baseado em coleta de dados do

sistema supervisório da SE PCD, em tempo-real, SAGE.

Neste período é importante ressaltar alguns pontos, tais como: em 2009 a carga

atingia 80% da capacidade instalada da SE, logo neste mesmo ano, foi energizado o terceiro

transformador aumentando a capacidade instalada para 300 MVA. Em 2013, a carga está em

torno de 79% a 80% da capacidade instalada. Portanto, há de considerar a necessidade urgente

da implantação do quarto transformador de potência.

Figura 1.5 – Carga – Período de 2005 - 2013

Fonte: SAGE, 2013

A subestação Pici II (SE PCD), representada pelo diagrama unifilar da figura 1.6,

é uma subestação abaixadora que faz fronteira do sistema de transmissão da CHESF com a

concessionária de energia elétrica do Ceará – COELCE. Os transformadores trifásicos de

potência têm o secundário, em 69 kV, ligado em delta. Transformadores com conexões em

delta operam como um sistema isolado da terra com o fim de filtrar as correntes de

harmônicos produzidas pelas LT´s de 69 kV da barra de 69 kV da SE Pici II (COELCE).

0

100

200

300

2005 2009 2013

Carga(MW)

Carga(MW)

20

Figura 1.6 – Diagrama Unifilar – SE Pici II - CHESF

Fonte: CHESF, 2013

21

A subestação atende aos consumidores da região metropolitana de Fortaleza,

essencialmente os bairros da área oeste, a citar: Barra do Ceará, Presidente Kennedy,

Parangaba, Jurema, Bom Sucesso, Bom Jardim. Além destes, temos o Metrofor e Fábrica

Unitêxtil.

Observando a configuração estabelecida no regional da COELCE, conforme

figura 1.7, as cargas da regional de PCI da COELCE são normalmente abastecidas pela

subestação PCD da CHESF. Porém, há possibilidade de serem abastecidas pela regional de

Fortaleza, especificamente, da SE FTZ da CHESF através das linhas de 69 kV, 02J7 e 02J8,

que interliga à subestação de PARANGABA (PGB), pertencente a COELCE.

Da SE PGB, saem as linhas de 69 kV, 02P1, 02P2 e 02P3 e delas saem derivações

de linhas, a citar:

• Da 02P1 deriva para 02L6 e conecta-se a barra da SE PCI da COELCE;



22

Figura 1.7 – Diagrama Unifilar – Regional Pici – COELCE

Fonte: COELCE, 2013

Pic

i II

-

CH

ES

F

23

1.4 Justificativa

A motivação para realizar este estudo foi de conhecer o comportamento dinâmico

das cargas no sistema de interligação de barras entre as regionais de Pici II, Fortaleza e

Delmiro Gouveia, antes e depois da instalação do quarto transformador.

1.5 Objetivos

O objetivo deste trabalho é mostrar as conseqüências da implantação do quarto

transformador de potência de 100 MVAr quanto ao acréscimo da potência instalada, a

possibilidade de transferência de cargas entre as barras da regional de Pici II e Fortaleza, a

descrição das partes construtivas e os níveis de tensão dos barramentos quando ocorre perda

de um dos transformadores da SE Pici II.

1.6 Estrutura do trabalho

A divisão deste trabalho foi feito em cinco capítulos, conforme descrito a seguir:

• Capítulo 2 – Apresentar as características físicas do transformador, destacando

equipamentos auxiliares importantes.

• Capítulo 3 – Estabelecer as equações do fluxo de potência e modelagem para

linhas de transmissão e transformador.

• Capítulo 4 – Apresentar os resultados da simulação de fluxo de cargas,

utilizando o software POWERWORLD, considerando patamares de carga leve,

média e pesada, com três transformadores e quatro transformadores.

• Capítulo 5 – Apresentar a conclusão do trabalho e sugestões para estudos

futuros.

24

CAPÍTULO 2 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA

2.1 Introdução

O transformador é um elemento ativo que garante e dá ao sistema possibilidades

de obter diversos níveis de tensão. Temos no mercado uma variedade de transformadores

como monofásico a dois enrolamentos, monofásico a três enrolamentos, trifásico ou banco de

três trafos monofásicos. O transformador instalado na SE PCD é do tipo trifásico 230 kV/69

kV, ligado em Y-∆ e capaz de fornecer até 100 MVA.

A norma brasileira NBR 5356 diz que, independentemente do tipo de ligação, se

Y-∆ ou ∆-Y, as tensões de linha secundárias �� ab, �� bc , �� ca devem estar atrasadas de 30º em

relação às tensões de linha primárias �� AB , �� BC e �� CA. A Figura 2.1 mostra um transformador

trifásico Y-∆ com relação de transformação monofásica N1 / N2.

Figura 2.1 – Ligação e Fasor de Tensão- Transformador Y-∆

Fonte: Borges Carmem, 2005

25

A seguir, a figura 2.2 mostra um sistema de corrente alternada com vários níveis

de tensão.

Figura 2.2 – Níveis de tensão obedecidos nos sistemas elétricos

Fonte: CEFET-MG, 2010

A flexibilidade de obter vários níveis de tensão ao longo do sistema de potência é

devido aos transformadores, equipamentos estáticos de alta eficiência e grande confiabilidade.

2.2 Princípio de Funcionamento

O transformador é um equipamento estático que transporta energia elétrica, por

indução eletromagnética, do primário (entrada) para o secundário (saída), como representado

esquematicamente na figura 2.3.

O princípio de funcionamento do transformador está baseado na lei de Faraday,

em que a tensão nos terminais de uma bobina é igual e de sinal oposto ao produto do número

de espiras pela variação do fluxo que envolve as espiras (Barthold, 1983).

26

A figura 2.3 mostra o circuito magnético formado por chapas de aço-silício com

duas bobinas enroladas com N números de espiras. Sendo assim, se estabelece os

enrolamentos de alta tensão ou primário (N1) e enrolamentos de baixa tensão ou secundário

(N2).

Figura 2.3– Núcleo Magnético

Fonte: NOGUEIRA, D., & ALVES D., 2009

As principais variáveis que definem o dimensionamento de um transformador são

a bitola dos condutores (corrente) e o material isolante utilizado (tensão). Os enrolamentos de

alta tensão (AT) são constituídos por várias espiras de fio fino, sendo que os enrolamentos de

baixa tensão (BT) possuem um menor número de espiras com bitola maior.

Supondo que o fluxo alternado circule no circuito magnético, desprezando as

resistências, a tensão por espira será constante e segue a relação derivada da Lei de Faraday,

�1

�2=

�1

�2= �

Desprezando a relutância magnética e as perdas no núcleo, os ampere-espiras dos

dois enrolamentos serão iguais e segue a relação

1

2=

�2

�1=

(1)

(2)

27

Portanto, a razão entre as tensões do primário e do secundário, bem como entre os

respectivos números de espiras dos seus enrolamentos, definem a relação de transformação

(a) de um transformador.

Considere que as potências aparentes na entrada e na saída do transformador são

iguais, ou seja, S1=S2, logo temos:

�1. 1 = �2. 2

portanto,

�1

�2=

2

1

Assim, fica definida a equação fundamental de transformação

�1

�2=

�1

�2=

2

1

Como conseqüência pode-se acrescentar à equação 5 a relação entre impedância

do primário e secundário. Sabe-se que a tensão no enrolamento primário é dado por

�1 = �1 ∗ 1 e a tensão no enrolamento secundário é dado por �2 = �2 ∗ 2 , dividindo-se

V1 por V2, temos a equação 6, dada por:

�1

�2=

�1

�2∗

1

2

Portanto, pode-se concluir que a relação entre a impedância e enrolamento é dada

por:

��

��= (

��

�� ) �

ou seja, a impedância é proporcional ao quadrado do número de espiras no enrolamento, portanto, relacionando a equação (5) e (7), temos:

�1

�2= (

�1

�2 )� = (

2

1 )�

A relação entre impedância, tensão e corrente é o que torna dinâmico o controle

de potência em transformadores e o fluxo de potência entre instalações do Sistema Elétrico de

Potência (SEP).

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

28

2.3 Transformador de Potência ABB

Nas próximas seções desse capítulo serão mostradas as principais características

de um transformador de potência do fabricante ABB (ASEA BROWN BOVER) usado pela

CHESF. A Tabela 2.1 apresenta os dados de placa do equipamento e a Figura 2.4 é

apresentada uma foto do equipamento.

Figura 2.4- Transformador de potência em Y-∆

Fonte: Chesf, 2013

29

Tabela 2.1 - Características do transformador ABB Transformador trifásico de potência em Y-∆

Fabricante ABB

Tipo HC/OP/OPTLR-D

Potência nominal 65MVA/80MVA/100 MVA

Tensão Nominal 230 kV(Y )/ 69 kV(∆)

Frequência 60Hz

Sistema de Resfriamento 12 Ventiladores

Comutador de Carga 21 posições

Volume de Óleo Isolante 48600 litros

Fonte: ABB, 2013

2.3.1 Tanque Principal

Figura 2.5 – Tanque Principal


A figura 2.5, mostra o tanque principal do transformador. É uma caixa metálica,

de alta resistência mecânica, onde estão inseridos os principais componentes ativos do

transformador (enrolamentos, núcleo, óleo, etc.)

O tanque principal é completamente cheio de óleo mineral isolante que tem dupla

função: melhorar o isolamento da parte ativa e promover a necessária troca de calor

entre a parte ativa e o meio ambiente através dos radiadores.

30

No interior do tanque principal existe outro tanque que serve de abrigo para a

chave do comutador sob carga. O óleo deste tanque não está em contato com o óleo do tanque

principal.

2.3.2 Tanque de Expansão

O transformador está submetido a variações de temperatura e ao ciclo de diário de

carga. Com isto, o óleo aumenta de volume (dilatação) quando a temperatura aumenta e

diminui de volume (contração) quando a temperatura diminui.

Para possibilitar a dinâmica do óleo é montado no tanque principal do

transformador um depósito de metal, ou seja, tanque de expansão, que é isolado da atmosfera

e evita contaminação do óleo por gás ou umidade. A figura 2.6, mostra a localização física,

em destaque, do tanque de expansão.

Figura 2.6 – Tanque de Expansão

Fonte: Chesf, 2011

A interligação entre o tanque principal e tanque de expansão dar-se-á através

de tubulações adequadas e são conectadas através de duas válvulas e o relé de gás, conforme

figura 2.7 e 2.8. O tanque de expansão permite conexões com o secador de ar à sílica-gel, relé

de gás, indicador de nível de óleo e válvulas para enchimento e drenagem de óleo. O tanque

de expansão comunica-se com o tanque principal através do relé de gás. As válvulas

funcionam para isolar o tanque de expansão do tanque principal, quando necessário.

31

Figura 2.7 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão

Fonte: Chesf, 2011

Figura 2.8 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão - Vista Interna

Fonte: Chesf, 2011

A figura 2.9 mostra que o tanque de expansão é dividido em duas partes: Uma

serve para expansão do óleo do tanque principal (maior volume) e o outro serve para

expansão do óleo do tanque da chave comutadora, ou seja, comutador de tape (menor

volume).

Relé de Gás

Válvulas

32

Figura 2.9 – Tanque de Expansão

Fonte: Chesf, 2011

Em proporções, 2/3 do tanque de expansão é utilizado para a dilatação do óleo

proveniente do tanque principal e 1/3 do tanque de expansão é utilizado para a dilatação do

óleo proveniente do tanque da chave comutadora. A figura 2.9 mostra uma divisória de chapa

soldada no tanque de expansão.

Em geral, o sistema de preservação está classificado como sistema aberto ou

selado. No caso do transformador de potência instalado na SE PCD é do tipo selado, ou seja,

na parte interna do tanque de expansão têm-se uma bolsa de borracha ou membrana que

separa o líquido isolante da atmosfera livrando-o da umidade e da oxidação. Na figura 2.10

segue descrição de partes do tanque de expansão.

Figura 2.10 – Sistema de preservação selado por bolsa de borracha

Fonte: ABB, 2012

Vista Superior

Divisória(solda)

Vista Lateral

33

Descrição dos componentes:

1 – Corpo 6 – Base 11 – Ajuste de Bóia

2 - Tampa 7 – Válvula 1” 12 - Reforço

3 - Tubulação para relé 8 – Tubulação do secador 13 – Conexão p/ Bolsa

4 - Bolsa de Borracha 9 – Conexão p/ INO

5 – Suporte 10 – Indicador de Nível

2.3.3 Núcleo Magnético

O núcleo magnético de um transformador é fundamental em sua operação, pois é

o elemento que proporciona o caminho para passagem dos fluxos magnéticos gerados pelas

correntes que percorrem os enrolamentos (NOGUEIRA & ALVES, 2009). O núcleo é

formado por chapas de aço-silício, laminadas a frio, cobertas por película isolante. A

laminação a frio seguida de tratamento térmico orienta os domínios magnéticos no sentido da

laminação, permitindo alcançar altas densidades de fluxo com perdas reduzidas e baixas

correntes de magnetização. As chapas são sustentadas por uma estrutura constituída de vigas

metálicas, interligadas por tirantes, e por faixas de fibras de vidro impregnadas por resina

(Irapoan Garrido, 1985).

Os enrolamentos consistem em condutores isolados, enrolados no núcleo do

transformador, sendo que o condutor utilizado é de seção quadrada.

Na Figura 2.11 é possível observar a disposição do núcleo e enrolamentos do

transformador.

Figura 2.11 - Núcleo do transformador

Fonte: ABB, 2012

34

2.3.4 Buchas de alta tensão

O transformador é composto de três buchas do lado de alta tensão(230 kV-

H1,H2,H3), três buchas do lado de baixa tensão(69 kV - X1,X2,X3) e uma bucha neutro em

230 kV, HO, conforme figura 2.12.

Figura 2.12 - Buchas de Alta/Baixa do transformador

Fonte: Chesf, 2012

A bucha é um isolador oco com passagem para cabos condutores, conforme figura

2.13, em perfil.

Bucha em 230 kV

Bucha em 69V

X1

H1 H2 H3

X2 X3

35

Figura 2.13 – Descrição Partes da Bucha

Fonte: Manual ABB, 2011

Condutor

36

2.3.5 Radiadores / Ventiladores

São equipamentos auxiliares instalados em torno do tanque principal e

interligados ao seu interior através de válvulas superiores e inferiores, cuja finalidade é

aumentar a área de dissipação do calor do óleo contido no interior do transformador,

conforme figura 2.14a e 2.14b.

Figura 2.14a– Tubulação/Válvulas

Fonte: Chesf, 2013

Quando o transformador estiver em operação, estas válvulas deverão está abertas,

isto é necessário para permitir que o óleo mais quente da parte superior penetre nos

radiadores, sendo distribuído pelos diversos compartimentos, resfriando e retornando ao

tanque principal.

Em conjunto com os radiadores têm-se 12 ventiladores instalados na parte inferior

de cada radiador que auxiliarão no resfriamento do óleo, conforme figura 2.14b. Sem os

ventiladores, o transformador está projetado para fornecer 65MVA de potência nominal

obedecendo aos valores de temperatura estabelecidos pelo fabricante. Para fornecer 80MVA

é necessário entrar com o primeiro grupo de ventiladores composto de 4 ou 8 ventiladores e

para se conseguir fornecer 100 MVA é necessário entrar com o segundo grupo de ventiladores

composto de 8 ou 4 ventiladores. Este transformador é classificado como

ONAN/ONAF/ONAF. Ver anexo B, que indica classificação dos transformadores referente

ao sistema de resfriamento.

Válvulas Superiores

Válvulas Inferiores

Tubulação Superior

Tubulação Inferior

37

Figura 2.14b – Radiadores/Ventiladores montados

Fonte: Chesf, 2013

À medida que a temperatura do óleo e do enrolamento aumenta os grupos de

ventiladores vão sendo ligados automaticamente por um sistema de sensores instalados nos

medidores de temperatura. Com isto, faz-se necessário estabelecer inspeções periódicas

durante os turnos operacionais fim verificarmos o pleno funcionamento dos ventiladores. Na

figura 2.15, mostra-se a disposição dos ventiladores acoplados aos radiadores. No anexo C, é

dado um exemplo que indica o quanto de potência do transformador se perde quando de

defeito nos ventiladores.

Figura 2.15 – Ventiladores

Fonte: Chesf, 2013

38

2.3.6 Secador de ar à sílica-gel

O secador de ar tem a função de adsorver a umidade do ar aspirado pelo tanque de

expansão. O dispositivo é composto de um recipiente metálico, no qual está contido o agente

secador (sílica gel). Durante o funcionamento normal do transformador, o óleo aquece e

dilata, expulsando o ar do tanque de expansão através do secador de ar, havendo diminuição

da temperatura do óleo, acompanhada da respectiva redução de volume. Forma-se, então, uma

depressão de ar no tanque de expansão e este ar passa através dos cristais de sílica gel, que

retiram a umidade do ar, e sem umidade, o ar penetra no tanque de expansão. A Figura 2.16

mostra o secador de ar do transformador de potência.

Figura 2.16 - Secador de ar

Fonte: Chesf (2012).

2.3.7 Indicador de nível de óleo O óleo isolante se dilata ou se contrai conforme a variação da temperatura

ambiente e do carregamento. Em função disso haverá elevação ou abaixamento do nível do

óleo que será mostrado pelo indicador de nível do óleo. A Figura 2.17 mostra o indicador de

nível do óleo no tanque principal e no comutador.

Tanque Principal Comutador

39

Figura 2.17 - Indicador de nível de óleo

Fonte: Chesf, 2012

2.3.8 Relé de Gás (Buchholz)

O relé de gás detecta a formação de gás e rápida movimentação de óleo no

transformador, sendo instalado entre o tanque principal e o tanque de expansão do óleo, como

mostra a Figura 2.18.

No relé de gás, internamente encontram-se uma bóia superior e outra inferior. A

bóia superior é forçada a descer quando existe acúmulo de gases na câmera do relé, isso

acontece quando ocorrem faltas internas incipientes. Já no caso de uma falta de grande porte

caracterizado por um curto-circuito interno devido à falha de isolação, provoca-se um rápido

aquecimento do óleo e formação de grandes bolhas de gás. As bolhas de gás juntamente com

óleo sobem e passam no relé de gás, que faz deflexionar a bóia inferior (Kindermann, 2006).

O relé de gás possui um dispositivo indicador de volume de gás, que fica

localizado na parte inferior do transformador, conforme figura 2.18. Ele é utilizado pela

equipe de manutenção para a retirada dos gases do relé de gás para posterior análise.

Tanque Principal Comutador

40

Figura 2.18 - Relé de gás Figura 2.18a - Indicador de Gás

Fonte: ABB, 2012

2.3.9 Válvula de Segurança

Figura 2.19 – Válvula de Segurança

Fonte: Chesf, 2012

A figura 2.19 mostra a válvula de segurança do transformador. Está localizada na

parte superior do tanque principal e opera quando há uma sobre pressão no tanque decorrente

de um curto circuito entre espiras ou enrolamentos. A atuação da válvula de segurança

consiste no rompimento da tampa, o que faz o óleo escorrer para fora do tanque. Esta atuação

é a última opção de proteção para defeitos internos ao tanque.

2.3.10 Comutador de Tapes em carga ou Comutador de Derivação em Carga - CDC

Os Comutadores de Derivação em Carga – CDC, que são empregados largamente

e praticamente indispensáveis nos grandes sistemas elétricos, começaram a partir de 1925,

41

sendo um equipamento essencial para o controle de tensão e fluxo de potência.

(DMS/CHESF).

A necessidade de fornecer ao consumidor e ao sistema uma tensão que, apesar das

variações de carga, permaneça o mais constante possível e cujo controle seja feito sem

interrupção, fez com que se torne comum o uso de transformadores com comutador de

derivações em carga.

O estágio de desenvolvimento em que este equipamento se encontra, pode-se

considerar de grande confiabilidade, porém é necessário uma atenção especial para este

equipamento, pois seu desempenho pode comprometer o funcionamento do transformador

com conseqüências drásticas para o consumidor/sistema.

A seguir mostra-se de forma separada a operação mecânica e elétrica de

comutação de tape, porém friso que a mecânica e a elétrica atuam de forma conjunta à

operação de comutação de derivação (TAPE) em carga.

O ato de elevar ou reduzir o tape é uma interação somatória ou subtrativa de

fluxos magnéticos gerados no enrolamento principal e enrolamento de regulação.

2.3.10.1 Operação Mecânica do Comutador de Tape

O comutador em carga é instalado no tanque do transformador. O mecanismo de

acionamento, que pode ser feito por motor ou manivela, é acoplado ao tanque do

transformador e conectado ao comutador em carga por meio de eixos de acionamento e

engrenagem cônica, conforme figura 2.20.

O mecanismo de acionamento gira o eixo acionador vertical que transmite para

eixo horizontal e deste atua na chave desviadora para aumentar ou diminuir o tape, ou seja, o

número de espiras. Apesar do comutador está interno ao tanque principal, o óleo que contém a

chave desviadora está separado do óleo do tanque do transformador. É importante ressaltar,

que a comutação de tapes é feita no enrolamento de alta tensão, pois o nível de corrente é

menor, o que garante uma vida útil elevada para este tipo de equipamento.

De acordo com o manual do fabricante ABB, o número de operações executadas

pelo comutador em carga é registrado por um contador, instalado no gabinete do mecanismo

acionado por motor, conforme figura 2.20. O número de operações registradas deve ser

anotado em todas as inspeções e recondicionamentos.

42

Figura 2.20 – CDC – Mecânica

Fonte: Manual ABB

Normalmente, o comutador em carga deve ser recondicionado com regularidade

em intervalos de 300.000 operações. Se as operações do comutador ocorrerem raramente e

passar muito tempo até alcançarem as 300.000 operações, o intervalo entre os

recondicionamentos deverá ser limitado ao tempo indicado na placa de especificações

(normalmente 15 anos).

2.3.10.2 Operação elétrica do Comutador de Tape

Inicialmente é necessário mostra as partes principais do comutador ou comutador

de derivações em carga, conforme vista na figura 2.21.

43

Figura 2.21 – CDC – Elétrica

Fonte: Chesf 2010

Seletor de derivações: Dispositivo destinado a conduzir corrente, porém não a estabelecer ou

interrompê-la, usado em conjunto com uma chave comutadora para selecionar ligações das

derivações.

Chave Comutadora: Dispositivo utilizado em conjunto com um seletor de derivações para

conduzir, estabelecer e interromper corrente em circuitos já selecionados.

Pré-seletor: Dispositivo destinado a conduzir corrente, mas não a estabelecê-la ou

interrompê-la, utilizado em conjunto com um seletor de derivações ou com uma chave

seletora para permitir utilizar os seus contatos e as derivações a eles ligadas, mais de uma vez

no decorrer do deslocamento de uma posição extrema a outra.

A comutação de tape é uma seqüência completa de operação desde o início até a

conclusão da transferência da corrente de uma derivação do enrolamento ao outro adjacente.

O processo acontece através da interação de fluxos magnéticos, ou seja, ao elevar um tape os

fluxos se somam e ao reduzir um t

caso específico, o transformador

quantidade de espiras e a relação com o nível de tensão. A

posição nominal a qual

transformador.

A passagem de uma posição para

permite um fluxo de corrente nos dois

Figura 2.22 –

Fonte: Manual Técnico da CHESF

Considerando a equação 1, mantendo

(N2) constante, para aumentar a tensão de

espiras no enrolamento de alta tensão

fluxos se somam e ao reduzir um tape os fluxos se subtraem, considerando

caso específico, o transformador instalado tem 21 posições em que cada uma

a relação com o nível de tensão. A posição 7

fornece o nível de tensão em 230 kV

A passagem de uma posição para outra é feita através da chave comutadora

permite um fluxo de corrente nos dois tapes e em seguida estabelece o tape

Relação Tap x Tensão

Manual Técnico da CHESF

Considerando a equação 1, mantendo-se a tensão e o número de espiras de baixa

constante, para aumentar a tensão de 69 kV para 70kV, temos que diminuir o número de

espiras no enrolamento de alta tensão (N1), ou seja, elevar o tape do transformador.

POSIÇÃO

1 1-302 2-303 3-304 4-305 5-306 6-307 7-308 8-309 9-30

10 10-3011A 11-3011 12-30

11B 1-3012 2-3013 3-3014 4-3015 5-3016 6-3017 7-3018 8-3019 9-3020 10-3021 11-30

LIGAÇÃO

20-2

120

-22

20-2

120

-22

44

siderando figura 2.22. No

em que cada uma indica a

posição 7 (sete) é tida como

no lado primário do

outra é feita através da chave comutadora que

tape final desejado.

se a tensão e o número de espiras de baixa

para 70kV, temos que diminuir o número de

do transformador.

TENSÃO ( V )

257000252500248000243500239000234500230000225500221000

10-30 21650011-3012-30

207500203000198500194000189500185000180500176000

10-30 17150011-30 167000

212000

45

CAPÍTULO 3: ESTUDO EM REGIME PERMANENTE E EMERGÊNCI A

3.1 Estudo de Fluxo de Potência

O estudo de fluxo de potência consiste em verificar o comportamento do sistema

em regime permanente, tanto em condição normal como durante emergências visando avaliar

se os níveis de tensão nos barramentos do sistema e os fluxos de potência nas LT e

transformadores atendem aos critérios estabelecidos no Submódulo 23.3.

Conforme item 5.3.2 do submódulo 23.3 dos procedimentos de rede da ONS, as

faixas de tensão estabelecidas na Tabela 3.1 devem ser utilizadas como referência para as

simulações que serão realizadas no capítulo 4, bem como a faixa de fator de potência,

conforme tabela 3.2

Tabela 3.1 Tensões entre fases admissíveis a 60 Hz

Fonte: ONS

Tabela 3.2 Fator de Potência admissíveis a 60 Hz

Fonte: ONS

3.1.2 – Premissas Básicas

O sistema para este estudo é representado por um conjunto de equações não

lineares que são utilizadas para o cálculo do estado de operação do sistema elétrico através de

métodos computacionais desenvolvidos ao longo de muitos anos.

As equações de fluxo de pot

grande porte quanto em pequenas instala

conhecer o desempenho de sistemas sob o ponto de vista

isto, uma boa análise do fluxo de potência

• Segurança: a simulação do fluxo de potência no SEE é eficaz no sentido de se

estimar eventuais violações nos limites de operaçã

operação de sistema deve adotar variação entre 0.95pu e 1.05pu. Um sistema seguro é aquele

que garanta detectar problemas futuros que possam causar a perda de transmissão de

perda de estabilidade ou causar o colapso do sistema;

• Planejamento

poderosa ferramenta no processo de avaliação de novas configurações do sistema

atender o aumento da demanda dentro dos limites da segurança do

também se procura configurações dos sistemas elétricos

• Simulação de Sistemas Elétricos

da saída de operação de equipamentos como linhas de transmissão, transformadores

unidades geradoras. A saída de operação desses equipamentos pode se dar pela

de manutenção preventiva ou corretiva, ou ainda, em se tratando de

pelo desligamento automático após descargas atmosféricas.

3.1.3 - Formulação Básica do Fluxo de Potência

Figura 3.1

Fonte:

do Fluxo de Potência



métodos computacionais desenvolvidos ao longo de muitos anos. (STEVENSON

de fluxo de potência podem ser aplicadas tanto em sistemas de

em pequenas instalações. Através da análise do fluxo de pot

desempenho de sistemas sob o ponto de vista operacional ou

análise do fluxo de potência deve garantir algumas premissas, a citar:

a simulação do fluxo de potência no SEE é eficaz no sentido de se

estimar eventuais violações nos limites de operação. Por exemplo, para valores de tensã


tectar problemas futuros que possam causar a perda de transmissão de

causar o colapso do sistema;

Planejamento e Operação: a análise do fluxo de potência atua como uma

poderosa ferramenta no processo de avaliação de novas configurações do sistema

atender o aumento da demanda dentro dos limites da segurança do sistema elétrico. Assim,

configurações dos sistemas elétricos com as menores perdas de operação;

Simulação de Sistemas Elétricos operando sob condições anormais decorrentes

saída de operação de equipamentos como linhas de transmissão, transformadores

unidades geradoras. A saída de operação desses equipamentos pode se dar pela

de manutenção preventiva ou corretiva, ou ainda, em se tratando de linhas de transmissão,

pelo desligamento automático após descargas atmosféricas.(UNESP, 2007).

Formulação Básica do Fluxo de Potência

Figura 3.1 – Fluxo entre Barras K e M


46



STEVENSON, 1986).

ncia podem ser aplicadas tanto em sistemas de

lise do fluxo de potência pode-se

ou planejamento. Para

deve garantir algumas premissas, a citar:

a simulação do fluxo de potência no SEE é eficaz no sentido de se

o. Por exemplo, para valores de tensão a


tectar problemas futuros que possam causar a perda de transmissão de energia,

a análise do fluxo de potência atua como uma

poderosa ferramenta no processo de avaliação de novas configurações do sistema elétrico para

sistema elétrico. Assim,

m as menores perdas de operação;

operando sob condições anormais decorrentes

saída de operação de equipamentos como linhas de transmissão, transformadores e

unidades geradoras. A saída de operação desses equipamentos pode se dar pela necessidade

linhas de transmissão,

(UNESP, 2007).

47

Considerando o sistema da figura 3.1, a formulação básica do problema considera

que a cada barra da rede são associadas quatro variáveis, a saber, (STEVENSON, 1986):

Vk - magnitude da tensão nodal na barra k; θk - Ângulo da tensão nodal na barra k; Pk - Potência ativa líquida calculada na barra k; Qk - Potência reativa líquida calculada na barra k.

Um sistema de potência normalmente contém barras de carga e barras de geração.

Ao se resolver as equações de fluxo de potência, normalmente adotam-se uma barra como

referência também conhecida como barra de balanço ou barra infinita. O nome de barra

infinita vem do fato de que a tensão permanece constante independente do valor de corrente

ou potência. O valor da tensão e do defasamento angular da barra de referência são

conhecidos. O mais comum é adotar uma barra de geração como referência.

A seguir, temos os três tipos de barras:

- Barra de referência ou barra Vθ (Swing ou Slack) – Barra tipo 2 São dados Vk e θk; São calculados Pk e Qk; - Barra de Geração ou barra PV (Flutuação) – Barra tipo 1 São dados Pk e Vk; São calculados Qk e θk; - Barras de Carga ou barra PQ – Barra tipo 0 São dados Pk e Qk; São calculados Vk e θk;

As injeções de potência ativa e reativa em uma barra obedecem a lei de Kirchhoff,

são iguais a soma dos fluxos que deixam a barra através das linhas de transmissão e

transformadores.

As equações de fluxo de potência quase sempre se resumem em:

[Ynó][Vnó] = [Inó ] = [Snó / Vnó ] (9)

onde: [ �� nó ]

[ �� nó ]

[ � nó] - A equação acima pode ter caracter

modelo das potências nas barras ou de hip

O exemplo a seguir, demonstra um fluxo de potência simplificado fim esclarecer a

equação 9. O sistema baseia

barra 2 pode ser PQ ou PV

Na figura 3.2, a potência S

através da equação 10, a citar:

Onde, Z12 representa a impedância da barra 1 a barra 2.sem perdas e desprezando as conex

Separando as parte real e imagin

onde P12 representa a

� ] – Matriz de Admitância nodal.

� ] - Vetor de Tensão.

� - Vetor de Correntes injetadas.

acima pode ter característica linear ou não linear,

ncias nas barras ou de hipóteses simplificadoras.


. O sistema baseia-se em duas barras 1 e 2, sendo que a barra 1

PV. Considere a figura 3.2.

Figura 3.2 – Representação barra 1 / 2

Fonte: Própria

Na figura 3.2, a potência S12 flui da barra 1 para barra 2 e pode ser calculado

, a citar:

S12 = V1[(V1-V2)/Z12 + V1/Z10]*

representa a impedância da barra 1 a barra 2. Supondo um sistema sem perdas e desprezando as conexões a terra obtém-se:

S12 = [V12 - V1V2 (θ1- θ2)] / (-jX12]

Separando as parte real e imaginária obtém-se:

P12 = [V1V2 sen(θ1- θ2 )] / X12,

representa a potência ativa.

Q12 = [V12 - V1V2 cos(θ1- θ2 )] / X12

48

o linear, dependendo do


barra 1 é da referência e a

flui da barra 1 para barra 2 e pode ser calculado

(10)

Supondo um sistema

(11)

(12)

12, (13)

49

onde Q12 representa a potência reativa. A equação 12 da potência ativa pode ser simplificada ainda mais nos casos em

que a barra 2 é controlada por reativos. Supondo que a barra 1 e 2 tenham � � = 1,0 então

obtém-se:

P12 = - B12 sen θ12 (14)

A equação 14, fornece resultados com razoável precisão para sistemas onde o

efeito resistivo é menor do que o efeito reativo. Estas condições se aplicam ao sistema de alta

tensão de grande porte. A figura 3.3, mostra a representação gráfica da equação simplificada

da potência ativa.

Figura 3.3 – Potência x Defasamento Angular (θ)

Fonte: Própria

A relação entre Potência(P) e Defasamento Angular (θ) mostra que a máxima

capacidade de transmissão depende diretamente do seno da defasagem angular θ e o módulo

das tensões dos barramentos adjacentes e depende inversamente da reatância indutiva por toda

extensão da linha de transmissão. Portanto, a abertura do ângulo limita a capacidade de

transmissão de uma barra para outra.

A relação X/R determina a característica de um sistema. Se este é um sistema

mais indutivo ou resistivo. A tabela 3.1 estabelece a relação entre sistema de transmissão e

distribuição, quanto a relação X/R.

50

Tabela 3.3 – Relação X/R

Setor Relação X/R

Transmissão >> 1, X >> R

Distribuição << 1, X << R

Os problemas de fluxo de potência não são lineares e geralmente apresentam uma

complexidade que só permite a solução numérica. As restrições de operação de um problema

de fluxo de potência são formadas por:

Limites das tensões nas barras PQ:

Limites de injeções de potência reativa das barras PV:

É importante observar que a inclusão dos controles provoca piora da taxa de

convergência do processo iterativo, podendo ainda provocar sua divergência e facilitar o

aparecimento de soluções múltiplas para o problema original (UNESP, 2007).

3.1.4 – Modelagem de Linhas de transmissão e Transformadores

Estabelecer as equações matemáticas que modelem os principais equipamentos

de um sistema elétrico de potência é essencial. Neste tópico, será definida a modelagem de

linha de transmissão e transformador, visto que a nível sistêmico são equipamentos essenciais

para realizar o escoamento de energia desde a geração até os sistemas de distribuição.

3.1.4.1 – Linhas de Transmissão

Existem basicamente dois(2) modelos para representar uma linha de

transmissão que são: O modelo PI (π) e modelo T, porém o mais utilizado é o modelo PI (π),

por proporcional simplicidade na dedução das equações.

A figura 2.1 apresenta o modelo π equivalente da linha de transmissão,

51

que é definido por três parâmetros: a resistência série rkm; a reatância série xkm,

(xkm>0, indutivo); e a susceptância shunt b ��

(bkm >0, capacitivo).

Figura 3.4 – Modelo Pi(π)

Fonte: UNESP/2007

Dados: Impedância série: zkm = rkm +jxkm => ykm = �

Z�� =gkm + jbkm,

onde ykm = Admitância série; gkm = Condutância série; bkm = Susceptância série A corrente de saída da barra k é dada por: Ikm = ykm (Ek – Em) + j b ��

�� Ek (15) Ikm = (ykm + j b ��

�� ) Ek - ykm Em onde Ek =Vk �� e Em =Vm �� A corrente saindo da barra m é dada por: Imk = Ykm (Em – Ek) + j b ��

�� Em (16) Imk = - Ykm Ek + (Ykm + j b ��

�� ) Em O fluxo de potência complexa da barra K para barra M, é: S*km= Pkm – j Qkm = E*k Ikm (17) onde Ikm = Ykm (Ek - Em) + jbkm Ek

Pkm e Qkm são, respectivamente, as partes real e imaginária.

52

então, S*km = Ek

* (Ykm (Ek - Em) + jbkm Ek ) = Ykm V �� - Ykm E �

∗ Em + jbkm V ��

= (gkm + jbkm +jbkm + jb ��

�� ) V �� - (gkm + jbkm ) Vk Vm (cos�km - sen�km) (18)

onde �km = θk – θm . Logo, Pkm = gkm V �

- Vk Vm (gkm cos!km + bkm sen!km) (19) Qkm = -(bkm + jb �"

#$ ) V �

- Vk Vm (gkm sen!km - bkm cos!km) (20)

O fluxo de potência complexa da barra M para barra K, é: Pmk = gkm V "

- Vk Vm (gkm cos!km - bkm sen!km) (21) Qmk = - (bkm + jb �"

#$ ) V " - Vk Vm (gkmsen!km + bkmcos!km) (22)

Com relação as perdas de potência ativa e reativa nas linhas de transmissão

pode-se obtê-la da seguinte forma:

Pperdas = Pkm + Pmk = gkm (V �

� + V �� - 2Vk Vm cos�km )

= gm | Ek – Em|2 (23)

Qperdas = Qkm + Qmk = - jb ��

�� (V �� + V �

� ) - bkm (V �� + V �

� - 2Vk Vm cos�km) = - jb �"

#$ (V � + V "

) - bkm | Ek – Em|2 (24)

53

3.1.4.2 – Transformadores

Através da generalização do modelo equivalente de linhas de transmissão,

transformadores em fase e transformadores defasadores, obtém-se o modelo π para fluxo de

potência entre duas barras, conforme representado na Figura 3.5:

Figura 3.5 – Modelo π generalizado

Fonte: UNESP/2007

O modelo apresentado na figura 3.5 , incrementa transformador com relação de

transformação de 1 para tkm (1: tkm ) e a partir desse modelo, as equações gerais para o fluxo

de potência ativa e reativa podem ser expressas da seguinte maneira:

Pkm = (akm Vk )2 gkm – (akm Vk ) Vm [gkm cos(!km+ %km) + bkm sen(!km+ %km)] (24)

Qkm = - (akm Vk )

2 ( bkm + jb �"#$ ) – (akm Vk ) Vm [gkm cos(!km+ %km) + !km+ %km] (25)

Onde: Vk – Fasor tensão na barra k;

θk - Ângulo da tensão na barra k;

θkm- Diferença entre os ângulos das barras k e m, ou também chamado de abertura

angular entre as barras k e m;

Pkm - Fluxo de potência ativa que sai da barra k em direção à barra m;

Qkm - Fluxo de potência reativa que sai da barra k em direção à barra m;

gkm - Condutância série da linha de transmissão entre as barras k e m;

54

bkm- Susceptância indutiva série da linha de transmissão entre as barras k e m;

b �� - Susceptância capacitiva em derivação da linha de transmissão entre as

barras k e m;

1: tkm - Representa a relação de transformação complexa do transformador ideal,

com t = akm��&;

akm - Relação de transformação de um transformador entre as barras k e m;

φkm - Relação de defasagem angular para transformadores defasadores entre as

barras k e m.

Para modelar as equações acima, considere os seguintes parâmetros:

- Linhas de transmissão, akm = 1 e φkm = 0;

- Transformador em fase, b �� = 0 e φkm = 0;

- Transformador defasadores puros, b �� = 0 e akm = 1;

- Transformadores defasados, b �� = 0.

Logo, utilizando alguns desses parâmetros podemos estabelecer o fluxo de

potência considerando os vários tipos de transformadores.

55

CAPÍTULO 4: ESTUDOS DE CASOS

4.1 Introdução

Este capítulo apresenta os resultados da simulação de perda de um transformador da

SE PCD em duas situações: Situação real com três transformadores energizados em paralelo e

a situação futura com a instalação do quarto transformador. As simulações foram realizadas

com o programa POWERWORLD, para período de carga leve, carga média e pesada e irão

demonstrar os níveis de carregamento e níveis de tensão nos barramentos 230 kV/69 kV das

SE PCD, FZD (sem barramento de 69 kV), FTZ e DMG. Em seguida, foram feitas mais duas

simulações no período de carga leve e média com o quarto transformador instalado. Para

efeito de simulação, considerar o diagrama da figura 4.1

Figura 4.1 – Diagrama de Interligação entre barramentos


SE PICI I

(COELCE)

SE FZD

230 kV

SE FZD

500 kV

TUCURUÍ

SE PGB

(COELCE)

SE PICI II

230 kV

SE DMG 69 kV

SE DMG 230 kV

SE FTZ 230 kV SE FTZ - 69 kV

PAULO

AFONSO

4BC

4BC 1BC

1BC

CE

56

A figura 4.1 mostra a interligação radial entre os barramentos da SE FZD com o

barramento de 230 kV da SE Pici II(PCD), SE FTZ e SE DMG. Quanto ao barramento de 69

kV da SE FTZ tem uma interligação em anel com a SE Pici I, via rede de subtransmissão da

COELCE e outra com o barramento de 69 kV da SE DMG da CHESF.

Com relação aos equipamentos de regulação podemos citar: Na SE PCD apenas os

transformadores de potência reguladores, na SE FTZ têm-se um compensador estático (CE) -

140/200 MVAR, um banco de capacitores (BC) em 230 kV de 50 MVAr e quatro bancos

capacitores de 69 kV de 25 MVAr e na SE DMG têm-se um banco de capacitores (BC) em

230 kV de 50 MVAr e quatro bancos capacitores de 69 kV de 25 MVAr. Os recursos citados

são utilizados para regulação de tensão e controle de reativos na área de Fortaleza em

condições normais de operação ou em contingência.

Para um melhor entendimento dos resultados, em cada caso são apresentadas quatro

tabelas, a citar:

• Relatório de dados com potência ativa/reativa,tap,fator de potência e carregamento

dos transformadores da SE PCD, FTZ e DMG;

• Tensões/ângulos nas barras de 230 kV das SE PCD, SE FZD, SE FTZ, SE DMG,

antes e depois da perda de um transformador na SE PCD;

• Tensões/ângulos nas barras de 69 kV das SE PCD, SE FTZ e SE DMG, antes e

depois da perda de um transformador na SE PCD.

A tabela 4.1 indica a impedância para os transformadores da SE PCD de acordo com o submódulo 2.3 do ONS subitem 7.1.5.1 que limita o valor máximo de impedância em 14%.

Tabela 4.1 – Parâmetros de Equipamento

Equipamento Parâmetros do Equipamento em porcentagem (%)

Resistência Reatância Susceptância

04T1 - 13,26 -

04T2 - 13,19 -

04T3 - 13,25 -

04T4 - 13,25 -

Fonte: CHESF

57

4.1.1 Carregamento de Transformadores

Definir os limites de carregamento do transformador é essencial para o bom

desempenho do equipamento, portanto não estabelecer estes limites implica em perda da vida

útil do transformador. Intensas sobrecargas, perda de componentes do sistema de refrigeração,

falta de periodicidade na coleta de óleo (cromatografia ou físico-química) para análise são

fatores que provocam perda na vida útil do transformador.

Com relação a temperatura do óleo e enrolamento, a norma NBR 5416 estabelece

limites de temperatura de acordo com a classe do transformador (55º ou 65º), conforme

tabela 4.2.

Tabela 4.2 – Temperatura admissível ( Óleo / Enrolamento)

Fonte: NBR 5416/1997

Com relação ao sistema de refrigeração, ou seja, radiadores e ventiladores, a norma

estabelece limites de carregamento para parte do sistema de refrigeração em pleno

funcionamento, conforme tabela 4.3.

Tabela 4.3 – Refrigeração x Carregamento


58

Conforme tabela 4.3, para carga permitida produz-se a mesma elevação de temperatura

se tivéssemos com o sistema de refrigeração com a totalidade do sistema em pleno

funcionamento.

Com relação a sobrecarga em transformadores, a norma estabelece limites de

carregamento desejáveis fim evitar um envelhecimento das partes ativas e isolantes(papel) do

transformador, diminuindo a expectativa de vida do equipamento.

Os critérios estabelecidos para a operação em relação à sobrecarga em transformadores

pela concessionária de transmissão CHESF são mostrados na tabela 4.4, conforme submódulo

2.3 e Resolução Normativa 461/2011 da ONS.

Tabela 4.4 – Níveis de Sobrecarga adotado em transformadores da CHESF

Tipo de Carregamento Sobrecarga(%) Tempo em Sobrecarga

Normal 0%

(zero por cento)

Emergência de Curta

Duração

20% (máximo admitido) 30 minutos

Emergência de Longa

Duração

20% (máximo admitido) 4 horas diária

Fonte: ONS e CHESF

De acordo com NBR 5416/1997, a sobrecarga admissível está estabelecida conforme tabela 4.5.

Tabela 4.5 – Níveis de Sobrecarga conforme Norma Brasileira

Tipo de Carregamento Trafo até 100 MVA Trafo > 100 MVA

Normal 150%

(zero por cento) 130%

(zero por cento)

Emergência de Curta Duração

150% (máximo admitido)


Emergência de Longa

Duração




Percebe-se entre a tabela 4.4 e 4.5 que os limites de sobrecargas estabelecidos pela

concessionária de transmissão estão dentro dos padrões estabelecidos pela NBR 5416/1997.

Hoje, de acordo a nota técnica da ANEEL de nº 007/2000 deverá incorrer encargos por

perda adicional de vida útil e riscos de falha, decorrentes de sobrecargas.

59

Além disso, a desenergização de um transformador seja em contingência ou

programada para intervenção provoca uma perda de receita devido a indisponibilidade

temporária do ativo, ou seja, do transformador. (Resolução ANEEL - 270/2007).

4.2 Estudos de Casos – Três Transformadores energizado em paralelo na SE PCD

Para subsidiar os estudos de casos seguintes, foi feito um levantamento de cargas na SE

PCD, considerando o dia 02/10/2013, conforme ANEXO D. Utilizamos, durante os períodos

de carga leve, média ou pesada do sistema, o valor máximo da potência ativa / reativa para o

período definido em cada caso. Os períodos de carga estão definidos de acordo com

estabelecido pelo Operador Nacional de Sistema (ONS), a citar:

• Carga Leve – 00:00 às 08:00 e 23:00 às 00:00

• Carga Média – 08:00 às 18:00

• Carga Pesada – 18:00 às 22:00

Para os casos seguintes considerar como referência os carregamentos dos

transformadores da SE PCD, FTZ e DMG, conforme tabela 4.6, ressaltando que é um perfil

de carga real, atualizado e capturado do Sistema de Aquisição de Gerenciamento de Energia

(SAGE).

60

4.2.1 CASO 1 – CARGA LEVE

No caso 1, considerando a SE PCD com três transformadores, nível de carregamento e

níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.6, 4.6.1.

Tabela 4.6 – Caso 1 - Carregamento inicial

DADOS

SE PCD(3TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência

Ativa/Reativa 143,1/24,2

289,1 / 69,8 181,8 / 19,3

TAPE 8 8 8 (1R)

FP

0,986

0,972 0,994

Carregamento 48%

75%

47%

Fonte: Próprio Autor Tabela 4.6.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais

SE PCD SE FZD SE FTZ SE DMG

227,2 /20,2º

228,5/21º

228,5 /20,9º

228,2/ 0,7º SE PCD SE FZD SE FTZ SE DMG

69,1/16,7º

-

69,2/17,5º

69,3/17,5º


61

Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e

níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.7, 4.7.1.

Tabela 4.7 – Caso 1 - Carregamento Final – Condição de Contingência

DADOS

SE PCD(2TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


289,1 / 69,8 182,3 / 19,3

TAPE 8 8 8

FP

0,986

0,972 0,994

Carregamento 73%

75%

47%



227,2/20,2º

228,5/21º

228,5/20,9º

228,2/ 20,7º SE PCD SE FZD SE FTZ SE DMG

68,5 /14,9º

-

70,8 /15,9º

69,3/17,5º


62

Análise dos Resultados: 1. Na condição de carga leve, o desligamento intempestivo do transformador não

provocará perda de carga, porém aumentará em 25 MW o carregamento de cada

transformador remanescente da SE PCD;

2. O nível de tensão nas barras de 230 kV não se alterou já o nível de tensão de

69 kV da SE PCD reduziu em torno de 0,7%, nas demais barras não se alterou;

3. Para manter os níveis de tensão da barra de 69 kV da SE PCD as seguintes ações

podem ser realizadas:

• Elevar o tape do transformador da SE PCD de 8 para 9;

• Ou energizar mais um banco capacitor na SE FTZ ( Não adequado ).

4. Nesta condição de carga e neste período, durante a semana, é possível programar

uma liberação de intervenção nos transformadores ou equipamentos auxiliares da

SE PCD até no máximo 06:00 da manhã;

5. Atualmente, a barra de 69 kV da SE FTZ recebe potência gerada da usina térmica

(UTE) de Maracanaú, em torno de 120 MW. Com isto, diminui o carregamento

dos transformadores da SE FTZ e possibilita uma transferência de carga da SE

PCD para SE FTZ, caso se perda mais um transformador, no período de carga

LEVE.

63

4.2.2 Caso 2 – Carga Média


níveis de tensão na carga MÉDIA, conforme tabelas 4.8, 4.8.1.


DADOS

SE PCD(3TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência

Ativa/Reativa 246/74,9

416 / 130,8 348,1 / 112,4

TAPE 10 10 9

FP

0,957

0,955 0,956

Carregamento 86%

77%

91%



227,8/13,3º

231,2/12º

231,2/12,1º

231/12,5º SE PCD SE FZD SE FTZ SE DMG

69,9/19,9º

-

71,4/17,7º

71,5/19,3º


64




DADOS

SE PCD(2TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


416 / 130,8 348,1 / 112,4

TAPE 10 10 9

FP

0,957

0,954 0,955

Carregamento 134%

77%

91%

Fonte: Próprio Autor Tabela 4.9.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Contingência


227,1/13,3º

230,9/12º

230,9/12º

230,7/12,5º SE PCD SE FZD SE FTZ SE DMG

68,1/22,3º

-

71,3 /17,1º

71,3/19º


65

Análise dos Resultados:

1. Na condição de carga MÉDIA, com desligamento intempestivo do

transformador haverá um aumento em torno de 54,8% no carregamento de

cada transformador remanescente da SE PCD;

2. A variação do carregamento no período de carga média é maior que em carga

pesada. Isto se justifica, pois a demanda máxima do dia registrada na SE PCD,

normalmente, se dá no período diurno;

3. Percebe-se pequena redução de tensão nos barramentos de 230 kV e

afundamento da tensão de 69 kV, devido a sobrecarga nos trafos

remanescentes;

4. Devido a sobrecarga é necessário transferir de 40 MW a 70 MW da SE PCD

para a SE FTZ. Para isto acontecer, é necessário atuação do operador de

sistema fim possibilitar transferência de cargas mantendo os níveis de tensão

nos barramentos e controle de carregamento dos quatro transformadores nas

SE FTZ e SE DMG, de acordo como fluxo a seguir:

-70 MW da SE PCD 50 MW para SE FTZ 20 MW para DMG

66

4.2.3 Caso 3 – Carga Pesada


níveis de tensão na carga PESADA, conforme tabelas 4.10, 4.10.1 e 4.10.2.


DADOS

SE PCD(3TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


381,9 / 99,1 319,3 / 83,4

TAPE 10 9 9

FP

0,968

0,968 0,968

Carregamento 82%

66%

81%

Fonte: Próprio Autor Tabela 4.10.1 - Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais


229,6/11,1º

232,5/9,8º

232,6/9,8º


70,3/12,2º

-

71,2/14,5º

71,2/13,2º


67




DADOS

SE PCD(2TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


381,9 / 99,1 319,3 / 83,4

TAPE 10 9 9

FP

0,954

0,968 0,968

Carregamento 130%

66%

81%



229/11º

232,3/9,8º

232,4/9,8º


69,2 /9,7º

-

71,1 /14,7º

71,1/13,4º


68


1. Na condição de carga PESADA, com desligamento intempestivo do

transformador haverá um aumento em torno de 45% no carregamento de cada

transformador remanescente da SE PCD;

2. Percebe-se pequena redução de tensão nos barramentos de 230 kV e

afundamento da tensão de 69 kV, em torno de 1.6 kV. A redução de tensão de

69 kV é menor que no período de carga média;

3. Observou-se uma sobrecarga acentuada nos trafos remanescentes da SE PCD.

Com isto é necessário transferir cargas do regional de Pici para o regional de

Fortaleza, visto que a SE FTZ tem um baixo carregamento, em torno de 56%,

devido a entrada da UTE Maracanaú, o que garante uma transferência de até

120MW. Portanto, diminui-se o carregamento dos transformadores da SE PCD

para 89% e aumenta-se o carregamento dos trafos da SE FTZ para 88%;

4. Nesta condição de carga, é impossível liberação de um dos transformadores da

SE PCD, visto que acarretaria sobrecarga no trafo remanescente em torno de

145%. É uma situação crítica, que necessitaria um corte de carga em torno de

116MW para regional da SE FTZ e SE DMG. Manter banco de capacitores de

230 kV e 69 kV energizados da SE FTZ/SE DMG e CE de Fortaleza,

fornecendo no mínimo 40,6MVAR de reativos capacitivo, fim manter níveis de

tensão desejáveis e adequados a contingência;

5. Nesta situação orienta-se que manobras de liberação só podem ser executadas

após o horário de ponta e observando os limites de carregamento dos trafos da

SE FTZ e SE DMG.

69

4.3 Estudos de Casos – Quatro Transformadores energizados na SE PCD –

Situação Futura – Previsão de Energização dezembro/2013.

Para os casos seguintes foi considerado o mesmo perfil de carga utilizado nos casos do

subitem 4.2.

4.3.1 Caso 4 – Carga Leve (4TR)

No caso 4, considerando a SE PCD com quatro transformadores, nível de

carregamento e níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.12, 4.12.1.


DADOS

SE PCD(4TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


289,1 / 69,8 181,8 / 19,3

TAPE 8 8 8 (1R)

FP

0,986

0,972 0,994

Carregamento 36%

74%

46%



227,3/20,2º

228,5/21º

228,5/20,9º


68,9/17,5º

-

70,8 /15,9º

69,3/17,5º


70




DADOS

SE PCD(3TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


289,1 / 69,8 182,3 / 19,3

TAPE 8 8 8

FP

0,986

0,972 0,994

Carregamento 48%

74%

46%



227,2/20,2º

228,5/21º

228,5/20,9º


68,7/16,6º

-

70,8 /15,9º

69,3/17,5º

Fonte: Próprio Autor Análise dos Resultados: 1. Na condição de carga leve, o desligamento intempestivo do transformador não

provocará perda de carga, porém haverá um aumento de 32,4% no carregamento

de cada transformador da SE PCD;

2. O nível de tensão nas barras de 230 kV não se altera e o nível de tensão de 69 kV

da SE PCD reduziu em torno de 0,29%, nas demais barras não se alterou. Índice

menor que o verificado no caso 1;

71

3. Nesta situação, devido os níveis de tensão da barra de 69 kV da SE PCD ter baixa

redução e o carregamento não atinge 50% dos transformadores, tem-se a

flexibilidade de operar o sistema de várias formas, a citar:

3.1 Pode-se energizar banco capacitores de 230 kV da SE FTZ, mantendo as

tensões no padrão estabelecido pela ONS e concessionária (COELCE);

3.2 Pode-se elevar o tape dos transformadores remanescentes e energizar o banco

capacitor de 230 kV da SE FTZ, com isso garantimos um nível de tensão um

pouco mais elevado nos barramentos de 230 kV e 69 kV da SE PCD e caso

haja uma perda de mais um transformador na SE PCD os níveis de tensão na

barra de 69 kV não sofra reduções drásticas, ou seja, abaixo de 5%.

4. Nesta nova condição de carga e neste período, durante a semana, é possível

programar uma liberação de intervenção nos transformadores ou equipamentos

auxiliares associados ao transformador (Chaves seccionadoras, TP, TC, Pára-raios)

da SE PCD até no máximo 06:00 da manhã, sem a necessidade de transferir cargas

do regional de Pici II para Fortaleza I.

72

4.3.2 Caso 5 – Carga Média

No caso 5, considerando a SE PCD com quatro transformadores, nível de

carregamento e níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.14, 4.14.1.


DADOS

SE PCD(4TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


416 / 130,8 363,8 / 112,4

TAPE 9 10 9

FP

0,956

0,955 0,955

Carregamento 60%

79%

92%



233,6/14,8º

235,9/9,2º

236,6/15,9º


70,9/10,8º

-

70,7/10,2º

70,7/9,3º


73




DADOS

SE PCD(4TR)

SE FTZ(4TR)

SE DMG(4TR)

Potência


416 / 130,8 363,8 / 112,4

TAPE 9 10 9

FP

0,956

0,954 0,955

Carregamento 81%

75%

92%



233,4/14,9

236,5/16

236,5/16º


70,2/9,6º

-

70,7 /10,3º

70,7/9,4º


74


1. Na condição de carga MÉDIA, com desligamento intempestivo do

transformador haverá um aumento em torno de 33,3% no carregamento de

cada transformador remanescente da SE PCD, permanecendo os três

transformadores com 81% de carregamento;

2. Neste período de carga média, diferentemente, quando a SE PCD tinha 3 (três)

transformadores, pela análise de carregamento pode-se liberar um dos

transformadores para intervenção ou contingência;

3. A liberação de um transformador para intervenção estará condicionado a

necessidade inadiável para intervir no equipamento devido a algum defeito que

limite o pleno funcionamento do transformador.

75

CAPÍTULO 5: CONCLUSÃO

5.1 Conclusão

A partir das simulações de fluxo de potência na subestação de Pici II, com o programa

POWERWORLD, foi possível observar a necessidade de ampliação e reforço com a

instalação do 4º transformador, visto que na condição de carga média e pesada o

carregamento dos transformadores atingiam 82%, e nestas condições, qualquer contingência

levaria os transformadores remanescente à sobrecarga elevada.

Os 3(três) primeiros casos levaram em consideração a atual situação da SE PCD, ou

seja, três transformadores de potência em paralelo. Os 2 (dois) casos subseqüentes foi

considerado a implantação do 4º transformador.

No caso 1, foi simulado a perda de 1 transformador no período de carga leve, não

houve variação de tensão nas subestações de Fortaleza II, Fortaleza I e Delmiro Gouveia,

apenas na SE PCD houve afundamento de tensão na barra de 69 kV em torno de 0,7% .

Houve aumento no carregamento que não comprometeria os limites de corrente.

Nos casos 2 e 3, foi simulado a perda de 1 transformador no período de carga média e

pesada, respectivamente, houve variações de tensão nas subestações de Fortaleza II, Fortaleza

I e Delmiro Gouveia, devido a sobrecarga imposta aos transformadores remanescentes na SE

PCD. Neste caso, o operador de sistema pode aumentar o nível de tensão no barramento da

SE Fortaleza II ou realizar transferência de cargas entre as regionais de Pici e Fortaleza.

No caso 4, considerando o cenário de quatro transformadores na SE PCD com a perda

de um transformador, haverá pequenas variações de tensão no barramento de 69 kV, e com

mesmo perfil de carga do caso 1, o carregamento de cada transformador passar ser de 49% ,

ou seja, com a ampliação foi garantido um incremento de 33% na potência instalada da SE

PCD.

No caso 5, no período de carga média, houve pequena variação na tensão do

barramento de 69 kV e o carregamento dos transformadores permaneceu dentro dos limites de

carga de cada trafo.

Por fim, chega-se a conclusão que com a implantação do quarto transformador na SE

PCD proporcionou uma maior flexibilidade para liberação de intervenção em

76

transformadores, redução em transferências de carga entres as regionais adjacentes e melhor

atendimento as cargas da regional de Pici II, eliminando dessa maneira possível sobrecarga

em condição normal de operação, prevista para o final do ano 2013, nos três transformadores

de 100 MVA atualmente em operação nessa subestação.

5.1 Trabalhos Futuros

Para implantação de um novo transformador em determinada instalação são

necessários diversos estudos, dentre os quais estão:

• Estudo de Previsão de Carga para atender demandas futuras na região metropolitana de

Fortaleza, que englobe as subestações Pici II, Fortaleza II, Delmiro Gouveia, Aquiraz II,

Pecém II e Cauípe.

• Estudo de sobretensão em equipamentos (TP, TC, TPI) associados ao transformador de alta

tensão, devido ao efeito de ferroressonância gerado na energização e desenergizaçao de

transformadores.

• Estudo de supervisório e proteção de transformadores.

• Operação de Paralelismo entre transformadores.

• Análise de Fluxo de Potência da Regional de Fortaleza, decorrente da energização das

subestações de Pecém II e Aquiraz II

77

Referências Bibliográficas

CHESF (2013). Dados de equipamentos, linhas de transmissão e fotos em contato com

Companhia Hidro Elétrica do São Francisco.

CHESF (2013). Instruções técnicas de equipamentos fornecidas pela Companhia Hidro

Elétrica do São Francisco.

COELCE (2013). Dados de Subestações em contato com a Companhia Energética do Ceará.

EPE(2013) Balanço Energético Nacional. Acesso em 15 de Junho de 2013, disponível em

https://ben.epe.gov.br/BENRelatorioSintese2013.aspx

ONS(2013) Sistema Interligado Nacional. Acesso em 12 de Junho de 2013, disponível em

http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx

ONS(2013) Plano de Ampliação e Reforço. Acesso em 04 de Agosto de 2013, disponível

em http://www.ons.org.br/plano_ampliacao/plano_ampliacao.aspx/par 2010-2012

DEPARTAMENTO ENGENHARIA INDUSTRIAL ELÉTRICA: CEFET-MG.

Conceituação e Classificação de Subestações Elétricas. CEFET-MG. [S.l.]. 2010.

ABB(ASEA BROW BOVERI) Manual de Manutenção. Acesso em 10 de Outubro de 2013,

disponível em http://www.abb.com.br/Manual

NOGUEIRA, D., & ALVES, D. (2009) Transformadores de potência - teoria e aplicação

tópicos essenciais. Rio de Janeiro: Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ.

ONS (2013) Procedimento de Rede – Submodulo 23.3. Limite de tensão e Fator de Potência

em Linhas e Transformador.

Stevenson William D., Jr. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. Editora McGraw-

Hill Ltda, 2ª edição, São Paulo, 1986

CANOSSA J.H. Um Programa Interativo para Estudo de Fluxo de Potência, UNESP - 2007.

78

NBR 5356/1993 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA

NBR 5617/1997 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência – Procedimento

Bartold, L.O. – Análise de Circuitos de Sistemas de Potência. Convênio – Eletrobrás/UFSM

CEPEL. Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia – SAGE - Supervisório

79

ANEXO A – EXTENSÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO – CHESF

TRANSMISSÃO

LINHAS DE 69 kV

LINHAS DE 138 kV

LINHAS DE 230 kV

LINHAS DE 500 kV

EXTENSÃO(Km)

425,5

383,9

12.408,5

5.121,5

QUANTIDADE

DE ESTRUTURAS

1.984

1697

31.985

10.791

80

ANEXO B – CLASSIFICAÇÃO – SISTEMA DE RESFRIAMENTO

81

ANEXO C – CÁLCULO DE PERDA DE POTÊNCIA POR VENTILAD OR

Suponha que um determinado trafo tenha uma potência nominal de 100 MVA (ONAN/ONAF/ONAF) e 14 ventiladores dos quais 2 estejam indisponíveis. Calcular a nova potência. (ONAN/ONAF/ONAF) = (65 MVA/80 MVA/100 MVA) Passos para sabermos a nova potência nominal deste trafo nestas condições 1. Calcular a perda média por ventilador

P1V = 100 − 65

14 − 2

P1V = 35

12

P1V = 2,91

Então, cada ventilador provoca uma perda de 2,91 MVA da carga nominal.

2. Calcular a perda total para os 2 ventiladores

PtV = 2 2 2,91 = 5,83

3. Calcular a potência permitida efetiva.

Potencia nova = 100 − 5,83 = ;<, => ?@A

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ANEXO D – LEVANTAMENTO DE CARGAS – SE PCD DIA: 02.10.2013

HORÁRIO TRAFO 1 TRAFO 2 TRAFO 3

A MW MVAR A MW MVAR A MW MVAR

00:00 563,3 65,9 11,9 565,9 66 13 567,9 66 14

01:00 521,8 60,6 13,9 524,2 60 14,8 526 60,6 15,6

02:00 493 56,6 11,6 496,3 57 12,8 499,1 56,9 13,6

03:00 473,8 54,8 10,9 477 55 12 479 55 13

04:00 465,8 53,9 10,5 468,5 54,1 11,6 470,8 54 12,4

05:00 458,3 53 10 461,4 53,4 11,1 462,8 53,2 11,9

06:00 407,1 47,7 7,2 409,2 47,7 8,1 411,5 47,7 8,9

07:00 452,39 52,7 9,6 453,1 52,7 10,4 453,7 52,7 11,1

08:00 573,2 66,2 17,2 572,5 66,1 17,8 575,2 65,9 18,7

09:00 630 72,2 20,4 629,5 72 21 633,9 72,1 22

10:00 667,1 75,6 22,5 667 75,5 23,3 670,3 75,5 24,3

11:00 677,7 77,2 23,8 680 77,4 24,5 683,2 77,3 25,6

12:00 657,2 75,5 21 656,2 75,6 21,6 660,8 75,6 22,6

13:00 665,5 76,3 21 667,1 76,3 21,6 670,7 76,1 22,6

14:00 722,6 82 24,2 722,9 82 24,8 725,6 82 25,9

15:00 712,6 81 23,7 711,4 81,8 24,3 720,6 81,4 25,5

16:00 704,7 80,9 23,8 704,6 80,7 24,6 708,3 80,7 25,5

17:00 642,7 73,8 19,39 643,3 73,9 20,6 646,9 73,7 21,6

18:00 686,7 79,7 19,8 687 79,8 20,5 690,7 79,5 21,5

18:30 680,5 79,1 19,1 681,4 79,3 19,7 684,9 79,1 21

19:00 679,9 78,7 19,7 677,3 78,6 20,3 680,3 78,5 21,3

19:30 673,5 78,2 20,5 675,2 78,6 21,2 680,2 78,4 22,3

20:00 669,29 78 20,1 669,7 78,1 20,8 672,2 77,6 21,8

20:30 667,9 77,3 17,2 671,1 77,7 18,1 674,5 77,6 19,2

21:00 681,1 78,3 17,3 682 78,5 18,2 684 78 19,2

22:00 661 76,4 15,3 665,2 76,8 16,4 668,8 76,6 17,3

23:00 628,2 73,2 13,6 629,8 73,4 14,6 632,2 73,3 15,6

ampliação e melhoria na subestação pici ii

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