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GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA CURSO DE ELETROTÉCNICA MATERIAL DE APOIO AOS ALUNOS DO CURSO ELETROTÉCNICA NA DISCIPLINA DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA.

2011

Nilton César Figueira Colégio Iguaçu – Foz do Iguaçu

24/5/2011

1 Eletrotécnica - Geração e Transmissão de Energia Elétrica

CONTEÚDO

1. Histórico da Energia Elétrica - 4

1.1. Introdução - 4

1.2. Fatos Relevantes no Mundo - 4

1.3. Fatos Relevantes no Brasil - 4

2. Geração Distribuída - 6

3. Geração Centralizada - 7

4. A Evolução da Energia Elétrica no Brasil - 7

5. Conceitos de Geração, Transmissão e Distribuição - 8

5.1. Estrutura de um Sistema Elétrico de Potência - 8

5.1.1. Geração de Energia Elétrica - 10

5.1.2. Rede de Transmissão - 10

5.1.3. Rede de Subtransmissão - 10

5.1.4. Rede de Distribuição - 10

5.2. Representação Esquemática de um Sistema Elétrico de Potência - 12

5.2.1. Características dos Sistemas Elétricos de Potência - 13

6. Formas de Geração de Energia e Princípio Básico de Funcionamento - 16

6.1. Usinas Eólicas - 16

6.1.1. Grupos Eólico-Elétricos Assíncronos - 19

6.1.2. Grupos Eólico-Elétricos Síncronos - 19

6.2. Usinas Térmicas -20

6.2.1. Usina Térmica Convencional -20

6.2.2. Usina Térmica – Ciclo Combinado - 21

6.3. Usinas Hidrelétricas - 22

6.3.1. Instalações de Usinas Hidrelétricas - 23

6.3.1.1. Barragens - 23

6.3.1.2. Tomada da Água - 23

6.3.1.3. Conduto Forçado - 23

6.3.1.4. Casa de Máquinas - 23

6.3.1.5. Canal de Fuga - 23

6.3.1.6. Vertedouro - 23

6.3.1.7. Turbina -23

6.3.1.8. Alternador - 24

7. Subestações - 24

7.1. Tipos de Subestações - 24

7.2. Equipamentos de uma Subestação - 26

7.2.1. Barramentos - 28

7.2.1.1. Barramento Simples - 28

7.2.1.2. Barramento Simples Seccionado - 29

7.2.1.3. Barramento Principal e de Transferência - 29

7.2.1.4. Barramento Duplo com Disjuntor Duplo - 31

7.2.1.5. Barramento de Disjuntor e Meio - 32

7.2.1.6. Barramento em Anel - 33

7.2.2. Disjuntor - 34


7.2.3. Religador - 35

7.2.4. Fusíveis - 35

7.2.5. Chaves Seccionadoras - 37

7.2.6. Chaves Elétricas - 39

7.2.7. Chaves de Aterramento - 40

7.2.8. Pára-Raios - 40

7.3. Sistema de Proteção - 41

7.3.1. Requisitos do Sistema de Proteção - 41

7.3.2. Relés de Proteção - 42

7.3.3. Funções de Proteção - 44

7.3.4. Coordenação dos Dispositivos de Proteção de Sobrecorrente - 46

8. Sistema Elétrico Brasileiro - 47

8.1. Modelo do Sistema Elétrico Brasileiro - 47

8.2. Características do Sistema Elétrico Brasileiro - 50

8.2.1. Geração de Energia Elétrica no Brasil - 50

8.2.2. Sistema Interligado Nacional – SIN - 52

8.2.3. Transmissão de Energia Elétrica no Brasil - 53

8.2.4. Sistema de distribuição do Brasil - 56

9. Transmissão de Corrente Contínua e Alternada - 56

9.1. Aspectos Gerais da Transmissão de Corrente Contínua - 57

9.2. Constituição de Sistemas de Corrente Contínua - 58

9.3. Tipos de Sistemas DC - 61

9.4. Vantagem da Transmissão em corrente Contínua - 62

9.5. Fatores Econômicos - 65

9.6. Principais Aplicações da Transmissão CC - 66

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICAS - 67


1. HISTÓRICO DA ENERGIA ELÉTRICA

1.1. INTRODUÇÃO

A eletricidade é um insumo indispensável para a sociedade moderna. Difícil pensar ou

conceber o mundo atual sem a sua presença. É uma das mais nobres formas de energia

secundária, proporcionando trabalho, produtividade, desenvolvimento tecnológico, lazer e

comodidade através da transformação básica de energia elétrica em força, luz e calor.

Em função desta dependência da sociedade em relação à energia elétrica toda e

qualquer falha do sistema elétrico deve ser mitigada. Isto trás conseqüências sobre as

concessionárias de energia, no sentido de se aprimorarem tecnologicamente, pois sofrem

pressão tanto da opinião pública quanto dos órgãos fiscalizadores do setor elétrico.

Cabe lembrar que toda a evolução tecnológica na produção de energia elétrica começou

com pioneiros pesquisadores e empreendedores, cujo, o nome de muitos deles, são usados

para denominar grandezas elétricas e que já foram vistos em física no 2º grau.

Porém vamos nos ater em alguns fatos marcantes para o desenvolvimento da indústria

de eletricidade no mundo e no Brasil, em ordem cronológica de eventos relevantes que

marcaram importantes realizações ou transformações que contribuíram para o

desenvolvimento tecnológico e estrutural do sistema de produção, transmissão e distribuição

de energia.

1.2. FATOS RELEVANTES NO MUNDO

1893: Westinghouse ganha concorrência para fornecer os transformadores e alternadores

para Niágara Falls;

1896: Entra em funcionamento Niágara Falls, transmitindo em CA, encerrando a discussão

entre a transmissão em CC e CA;

1920: Primeiras conexões regionais começam a ser formadas;

1954: Primeira linha de HVDC moderna na Suécia (100 Km/ 100 KV);

1965: Grande blecaute no Nordeste dos Estados Unidos. Este evento trouxe como

conseqüência o surgimento de centros de supervisão e controle de rede. Só foi superado

pelo blecaute de 14 de agosto de 2003 na costa nordeste dos EUA e Canadá;

1970: Primeira linha HVDC nos EUA. +/-400 KV, 1360 km (interligação entre Oregon e

Califórnia);

1970: Crise do petróleo, que alavancou pesquisas por fontes alternativas de energia.

1.3. FATOS RELEVANTES NO BRASIL

1883: O emprego da energia elétrica no país teve como marco pioneiro a instalação da

Usina Hidrelétrica Ribeirão do Inferno, destinada a atender a mineração em Diamantina –

MG;

1939, o número de empresas de energia no Brasil, tinha elevado para 1.176. A Brazilian

Traction Light & Power Co, com sede no Canadá, servia aos estados do Rio de Janeiro e São

Paulo (este último parcialmente). A American & Foreign Power Co. (AMFORP), com sede


nos EUA, atendiam o consumo de parte do Sul, Centro e Nordeste Os dois grupos juntos

detinham mais de 70% da capacidade instalada no país;

1948: Uma nova política de expansão da indústria de eletricidade, apoiada na iniciativa

estatal, começou a ser implantada, com a instalação a 15 de março desse ano, da

Companhia Hidrelétrica de São Francisco (CHESF), a empresa de economia mista, que teve

um papel pioneiro no setor de energia elétrica. A ela se seguirão várias outras empresas

em cada uma das unidades da federação: A CEMIG, em Minas Gerais, a USELPA e a CHERP

(incorporadas depois na CESP) em são Paulo, a COPEL no Paraná, FURNAS na região

Centro-Sul etc.

O passo seguinte de enorme importância no programa de expansão da indústria de

eletricidade no Brasil foi dado com a ELETROBRAS (Centrais Elétricas Brasileiras S.A.),

criada pela lei nº 3890-A, de 25 de abril de 1961, e instalada em junho de 1962. Sob a

jurisdição do Ministério das Minas e Energia, é responsável pela execução da política de

energia elétrica no país. Opera como empresa holding, através de quatro subsidiárias de

âmbito nacional: A ELETRONORTE; CHESF; FUNAS; ELETROSUL. Em todos os estados, é

associada a companhias que geralmente pertencem aos Governos Estaduais. Em janeiro

de 1978, a ELETROBRAS adquiriu o controle acionário do grupo Light, pagando US$ 380

milhões.

1968: Criado o DNAEE – Departamento Nacional das Águas e Energia Elétrica. Neste

contesto a política energética era traçada pelo MME executada pela ELETROBRAS

fiscalizada e regulamentada pelo DNAEE;

1973: Criados os Grupos Coordenadores para a Operação Interligada – GCOI, os quais

tinham a função de coordenar, decidir ou encaminhar as providências necessárias ao uso

nacional das instalações geradoras e de transmissão, existentes e futuras, nos sistemas

interligados do Sudeste e do Sul;

1980: Capacidade instalada de energia elétrica no Brasil era em torno de 31300 MW;


1995: Foi aprovada a lei 8967, que regulamentava os preceitos de licitação para concessão

e deu, assim, início à competição no setor elétrico;

1996: Através da lei 9427, foi criada a Agencia Nacional de Energia Elétrica – ANNEL,

autarquia em regime especial, vinculada ao MME, com as atribuições de fiscalizar a

geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, atender

reclamações de agentes e consumidores, mediar conflitos de interesses entre os agentes

do setor elétrico e entre estes e os consumidores, concederem permitir e autorizar

instalações e serviços de energia, exigir investimentos, estimular a competição entre os

geradores e assegurar a universalização dos serviços. A ANNEL passou a funcionar,

efetivamente, a partir de 1997, quando foi extinto o DNAEE, do qual é sucessora;

1998: Instituído pela lei 9648 o Operador Nacional do Sistema – ONS, assumindo as

funções exercidas pelo GCOI e também o MAE – Mercado atacadista de Energia. MAE é o

ambiente onde se processa a contabilização e a liquidação centralizada no mercado de

curto prazo. Atribuições do ONS:

2001: Foi decretado o racionamento de energia elétrica, nas regiões sudeste, centro-oeste,

nordeste e norte, que foi até fevereiro de 2002;



2004: Aprovadas as nº 10848 e 10947 que basicamente definem o modelo do setor

elétrico brasileiro com as seguintes características:

Criada a distinção entre energia “velha” a energia já existente e a energia

“nova” a energia de novos empreendimentos, criando formas distintas de

comercialização destas energias;

A existência de dois ambientes de contratação, o Ambiente de Contratação

Livre – ACL e o Ambiente de Contratação Regulada – ACR;

O retorno ao planejamento setorial e criação do planejamento energético,

com a criação da empresa de Pesquisa Energética – EPE, vinculada ao

MME;

Extinção do MAE e a criação da Câmera de Negociação de Energia – CCEE;

Redefinição do MME, que passa a ser o executor da política energética

emanada do Conselho Nacional da Política Energética – CNPE e da ANEEL,

que passa a ter a função exclusive de regulação e fiscalização;

2. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Geração distribuída (GD) é uma expressão usada para designar a geração elétrica realizada

junto ou próxima do consumidor, independente da potência, tecnologia e fonte de energia. As

tecnologias de GD têm evoluído para incluir potências cada vez menores. A GD inclui:

Co-geradores

Geradores que usam como fonte de energia, resíduos combustíveis de processo

Geradores de emergência

Painéis fotovoltaicos

Pequenas centrais hidrelétricas – PCH

O conceito envolve ainda, equipamentos de medida, controle e comando que articulam a

operação dos geradores e o eventual controle de cargas (ligamento/desligamento) para que

estas se adaptem à oferta de energia.

A GD tem vantagem sobre a geração central, pois, economiza investimentos em

transmissão e reduz as perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade do serviço de

energia elétrica.

A geração elétrica perto do consumidor chegou a ser a regra na primeira metade do

século, quando a energia industrial era praticamente toda gerada localmente. A partir da

década de 40, no entanto, a geração em centrais de grande porte ficou mais barata, reduzindo

o interesse dos consumidores pela GD e, como conseqüência, o desenvolvimento tecnológico

para incentivar este tipo de geração parou.

As crises do petróleo introduziram fatores perturbadores que mudaram irreversivelmente

este panorama, revelando a importância, por exemplo, da economia de escopo obtida na co-

geração. A partir da década de 90, a reforma do setor elétrico brasileiro permitiu a competição

no serviço de energia, criando a concorrência e estimulando todos os potenciais elétricos com

custos competitivos.


Com o fim do monopólio da geração elétrica, em meados dos anos 80, o desenvolvimento

de tecnologias voltou a ser incentivado com visíveis resultados na redução de custos.

Com a GD torna-se possível obter maior eficiência energética. Por isso, o INNE – Instituto

Nacional de Energia tem trabalhado para derrubar eventuais imperfeições do mercado que

dificultam o desenvolvimento desta forma de geração distribuída de energia elétrica.

Em 2004, ocorreu um grande avanço quando a GD é mencionada na lei 10848/04 como

uma das possíveis fontes de geração de energia. O detalhamento do decreto 5163/04 fornece

características que ajudarão as empresas distribuidoras que até então se opunham a esta

forma de geração, a enxergarem na GD uma das formas de mitigar riscos de planejamento.

3. GERAÇÃO CENTRALIZADA

Basicamente, geração centralizada de energia é o sistema convencional ao qual estamos

familiarizados, ou seja, a geração de energia por centrais elétricas afastadas dos centros

consumidores, utilizando longas linhas de transmissões para levar a energia aos centros

consumidores.

Subestações são conectadas através de linhas de transmissão e distribuição, e então,

levadas aos consumidores.

4. A EVOLUÇÃO DA ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

No Brasil, temos um sistema de geração, transmissão e distribuição altamente complexo.

As usinas de todo o Brasil, estão como que, conectadas em um mesmo barramento virtual,

interligadas por um complexo sistema de linhas de transmissão, operando com vários níveis de

tensão e subestações que recebem esta energia, regulam e controlam a tensão para que

possam ser distribuída e entregue aos consumidores.

Em 1883, começa a operar a nossa primeira central geradora elétrica, com 52 KW de

capacidade, instalada em Campos - RJ. Hoje, segundo a ANEEL o Brasil possui 113.327 MW de

potência instalada com 2.337 empreendimentos em operação. Está previsto para os próximos

anos uma adição de 47.132.388 KW na capacidade de geração do país, provenientes dos 133

empreendimentos atualmente em construção e mais de 507 outorgados.

Fonte: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.asp


5. CONCEITOS BÁSICOS DE GERAÇÃO, TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO

5.1. ESTRUTURA DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

O objetivo de um sistema elétrico de potência (SEP) é gerar, transmitir e distribuir

energia elétrica atendendo a determinados padrões de confiabilidade, disponibilidade,

qualidade, segurança e custos, com o mínimo impacto ambiental e o máximo de segurança

pessoal.

Confiabilidade e disponibilidade são duas importantes e distintas características que os

SEPs devem apresentar. Ambos são expressos em %.

Confiabilidade representa a probabilidade de componentes, partes e sistemas realizarem

suas funções requeridas por um dado período de tempo sem falhar. Confiabilidade representa

o tempo que o componente, parte ou sistema levará para falhar. A confiabilidade não reflete

o tempo necessário para a unidade em reparo retornar à condição de trabalho.

Disponibilidade é definida como a probabilidade que o sistema esteja operando

adequadamente quando requisitado para uso. Em outras palavras, é a probabilidade de um

sistema não estar com falha ou em reparo quando requisitado para uso. A expressão abaixo

quantifica a disponibilidade:

A – availability (disponibilidade) MTBF – tempo médio entre falhas ou MTTF MTTR – tempo médio para reparo - inclui desde a detecção até a retificação da falha.

A disponibilidade é função da confiabilidade e da manutenabilidade – exercício da

manutenção. Se um sistema tem uma alta disponibilidade não necessariamente terá uma alta

confiabilidade.

Figura 2: Relação entre confiabilidade, manutenabilidade e disponibilidade.

Como pode ser visto na figura 2, se a confiabilidade é mantida constante, mesmo em um

valor alto, isto não implica diretamente uma alta disponibilidade. Quando o tempo para reparo

aumenta, a disponibilidade diminui. Mesmo um sistema com uma baixa confiabilidade poderia

ter uma alta disponibilidade se o tempo para reparo é curto.

Qualidade da energia é a condição de compatibilidade entre sistema supridor e carga

atendendo critérios de conformidade senoidal.


Segurança está relacionado com a habilidade do sistema de responder a distúrbios que

possam ocorrer no sistema. Em geral os sistemas elétricos são construídos para continuar

operando após ser submetido a uma contingência.

A estrutura do sistema elétrico de potência compreende os sistemas de geração,

transmissão, distribuição e subestações de energia elétrica, em geral cobrindo uma grande

área geográfica.

Figura 3: Estrutura básica de um sistema elétrico.

O sistema atual de energia elétrica é baseado em grandes usinas de geração que

transmitem energia através de sistemas de transmissão de alta tensão, que é então distribuída

para sistemas de distribuição de média e baixa tensão. Em geral o fluxo de energia é

unidirecional e a energia é despachada e controlada por centro(s) de despacho com base em

requisitos pré-definidos.

Normalmente os sistemas de distribuição são gerenciados por monopólios empresariais,

enquanto o setor de geração e de transmissão apresenta certa competitividade em um

sistema desverticalizado. A Figura 4 ilustra os três segmentos tradicionais de redes de energia

elétrica.

Figura 4: Estrutura tradicional de uma rede de energia elétrica.


5.1.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Na geração de energia elétrica uma tensão alternada é produzida, a qual é expressa por

uma onda senoidal, com freqüência fixa e amplitude que varia conforme a modalidade do

atendimento em baixa, média ou alta tensão. Essa onda senoidal propaga-se pelo sistema

elétrico mantendo a freqüência constante e modificando a amplitude à medida que trafegue

por transformadores. Os consumidores conectam-se ao sistema elétrico e recebem o produto

e o serviço de energia elétrica.

5.1.2. REDE DE TRANSMISSÃO

A rede de transmissão liga as grandes usinas de geração às áreas de grande consumo. Em

geral apenas poucos consumidores com um alto consumo de energia elétrica são conectados

às redes de transmissão onde predomina a estrutura de linhas aéreas.

A segurança é um aspecto fundamental para as redes de transmissão. Qualquer falta

neste nível pode levar a descontinuidade de suprimento para um grande número de

consumidores. A energia elétrica é permanentemente monitorada e gerenciada por um centro

de controle. O nível de tensão depende do país, mas normalmente o nível de tensão

estabelecido está entre 220 kV e 765 kV.

5.1.3. REDE DE SUB-TRANSMISSÃO

A rede de sub-transmissão recebe energia da rede de transmissão com objetivo de

transportar energia elétrica a pequenas cidades ou importantes consumidores industriais. O

nível de tensão está entre 35 KV e 160 kV.

Em geral, o arranjo das redes de sub-transmissão é em anel para aumentar a segurança do

sistema. A estrutura dessas redes é em geral em linhas aéreas, por vezes cabos subterrâneos

próximos a centros urbanos fazem parte da rede. A permissão para novas linhas aéreas está

cada vez mais demorada devido ao grande número de estudos de impacto ambiental e

oposição social.

Como resultado, é cada vez mais difícil e caro para as redes de sub-transmissão alcançar

áreas de alta densidade populacional. Os sistemas de proteção são do mesmo tipo daqueles

usados para as redes de transmissão e o controle é regional.

5.1.4. REDE DE DISTRIBUIÇÃO

As redes de distribuição alimentam consumidores industriais de médio e pequeno porte,

consumidores comerciais e de serviços e consumidores residenciais. Os níveis de tensão de

distribuição são assim classificados segundo o Prodist:

Alta tensão de distribuição (AT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou superior a

69kV e inferior a 230kV.

Média tensão de distribuição (MT): tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1kV e

inferior a 69kV.


Baixa tensão de distribuição (BT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a

1kV.

De acordo com a Resolução Nº 456/2000 da ANEEL e o módulo 3 do Prodist, a tensão de

fornecimento para a unidade consumidora se dará de acordo com a potência instalada:

Tensão secundária de distribuição inferior a 2,3kV: quando a carga instalada na unidade

consumidora for igual ou inferior a 75 kW;

Tensão primária de distribuição inferior a 69 kV: quando a carga instalada na unidade

consumidora for superior a 75 kW e a demanda contratada ou estimada pelo interessado, para

o fornecimento, for igual ou inferior a 2.500 kW;

Tensão primária de distribuição igual ou superior a 69 kV: quando a demanda contratada

ou estimada pelo interessado, para o fornecimento, for superior a 2.500 kW.

As tensões de conexão padronizadas para AT e MT são: 138 kV (AT), 69 kV (AT), 34,5 kV

(MT) e 13,8 kV (MT). O setor terciário, tais como hospitais, edifícios administrativos, pequenas

indústrias, etc, são os principais usuários da rede MT.

A rede BT representa o nível final na estrutura de um sistema de potência. Um grande

número de consumidores, setor residencial, é atendido pelas redes em BT. Tais redes são em

geral operadas manualmente.

Figura 5: Tensões nominais padronizadas de baixa tensão.

A figura 6 mostra um diagrama com a representação dos vários segmentos de um sistema

de potência com seus respectivos níveis de tensão.

Figura 6: Faixa de tensões de sistema elétrico


5.2. REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA DE UM SEP

Os símbolos para representação dos componentes elétricos são apresentados na figura 7.


Figura 7: Símbolo dos componentes elétricos

5.2.1. CARACTERÍSTICAS DOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA

Os sistemas elétricos apresentam as seguintes características:

• Normalmente são trifásicos;

• Apresentam um grande número de componentes;


• Possuem transformadores que particionam o sistema em seções de diferentes níveis de

tensão.

Os sistemas elétricos podem ser representados graficamente através de:

• Diagramas unifilares;

• Diagramas multifilares;

• Diagrama equivalente por fase.

a) Diagrama unifilar

• Representa os principais componentes por símbolos e suas interconexões com a

máxima simplificação e omissão do condutor neutro;

• Representa apenas uma fase do sistema;

• Representam sistemas trifásicos ou monofásicos.

Figura 8: Diagrama unifilar de um SEP

Conforme apresentado na figura 9, cada elemento de um SEP deve ser protegido através

de um sistema de proteção, (3) proteção de fase e (1) proteção de neutro.

Figura 9: Proteção de um alimentador de subestação


b) Diagrama Multifilar

Os diagramas multifilares podem ser bifásicos ou trifásicos. As figuras 10 e 11 ilustram

um diagrama trifilar, representado um circuito de saída de uma linha de transmissão

interligando subestações respectivamente.

Figura 10: Saída de um circuito de uma subestação de sub-transmissão.

Figura 11: Diagrama trifilar de uma LT interligando subestações com proteção sobre-corrente

direcional (função 67).

c) Diagrama Equivalente por Fase

Representa as grandezas normalizadas.

• Simplifica a análise numérica;

• Elimina os efeitos particionador dos trafos;

• Usado para mostrar os dados de impedância dos trafos, geradores, linhas, barramentos,

etc.


Figura 12: Diagrama unifilar do sistema elétrico de potência

Figura 13: Diagrama unifilar, trifilar e de impedância

Aplicação: Um sistema trifásico é alimentado em 60 Hz por uma fonte ca em 2400 V tensão de linha, que supre duas cargas paralelas: Carga 1: 300kVA FPD= 0.8 atrasado Carga 2: 240kVA FPD= 0.6 adiantado

6. FORMAS DE GERAÇÃO DE ENERGIA E PRINCÍPIOS BÁSICOS DE FUNCIONAMENTO

A geração de energia elétrica no Brasil é baseada na matriz hidráulica. Não vamos discutir

aqui a fragilidade deste modelo, o qual depende dos níveis de chuvas na cabeceira dos rios ou

das desvantagens das termoelétricas na poluição ou os altos custos da energia eólica e solar.

Vamos nos ater aos princípios de funcionamento das tecnologias, de forma reduzida e básica.

6.1. USINAS EÓLICAS

A energia eólica é a energia que provêm do vento. A energia eólica tem sido aproveitada

desde a antiguidade, para mover barcos a vela, girar a engrenagem de moinhos de vento

utilizados para a moagem de grãos ou bombeamento de água. A geração de energia elétrica


através da utilização do vento vem crescendo e despertando interesse por ser uma energia

renovável e com poucos impactos ambientais.

A energia eólica é utilizada para mover um aerogerador – uma turbina vertical com pás

controláveis para captar a energia do vento e que é acoplada a um gerador. A característica

principal desta forma de energia alternativa é o fato dos ventos ao longo da superfície

terrestre, não seguirem uma velocidade constante. Desta forma a turbina opera com uma

velocidade variável. Isto exige que o gerador acoplado à turbina seja capaz de gerar energia

com freqüência constante numa certa faixa de variação de velocidade.

A turbina eólica capta parte da energia cinética do vento e a transforma em energia

mecânica de rotação. Por sua vez o rotor é acionado e então o gerador elétrico transforma a

energia cinética do vento em energia elétrica. Veja na figura 14 um moderno aerogerador.

Figura 14: Moderna turbina eólica

A potência elétrica gerada em watts é dada pela seguinte fórmula:

: Representa o rendimento do aerogerador


: Represente o coeficiente aerodinâmico de potência do rotor, cujo valor

máximo é 0,593;

: Massa específica do ar, que a 15° ao nível do mar vale 1,225 Kg/m3

: Representa o raio do rotor da turbina em metros;

: Velocidade do vento em m/s;

A velocidade angular ωR do rotor da turbina em radianos por segundo é inversamente

proporcional ao seu raio R, e pode ser calculada aproximadamente por:

, ! ""#

# $

Usualmente a velocidade é minimizada no projeto para evitar ruído aerodinâmico pelas

pás. A produção de energia se inicia com a velocidade do vento da ordem 2,5 m/s região I do

gráfico da figura 14.

Na região II, velocidade de 2,5 m/s a 12 m/s obedece à fórmula da potência do

aerogerador, ou seja, a potência varia com o cubo da velocidade e inicia-se o processo de

conversão de energia.

Para velocidades do vento entre 12 m/s e 25 m/s, na região III, é ativado o sistema

automático de limitação de potência da turbina, que pode ser por controle de ângulo de

passo das pás ou por estol aerodinâmico, dependendo do modelo da turbina. Nesta região a

potência no eixo da turbina é constante.

Para ventos maiores que 25 m/s, região IV atua o sistema de proteção automático,

reduzindo a rotação das pás e desconectando o gerador da rede elétrica.

Figura 15: Curva da geração de energia elétrica extraída da turbina eólica

Como a velocidade do vento não é constante, a turbina eólica não consegue efetuar a

conversão de energia a uma velocidade constante. Isto gera dificuldade em manter a

freqüência constante entre a rede. O grupo gerador eólico-elétrico deve ser construído de

forma a manter a freqüência constante sob estas condições de operação.

Atualmente são aplicadas duas tecnologias na fabricação de grupos geradores eólico-

elétricos, descritos a seguir:


6.1.1 GRUPOS EÓLICO-ELÉTRICOS ASSÍNCRONOS

Nesses grupos, o eixo da turbina eólica esta acoplada ao eixo de um gerador assíncrono

trifásico, que pode ser um rotor de gaiola ou rotor bobinado. A rotação do gerador

assíncrono é superior à rotação da turbina eólica, o que exige que entre a turbina e o

gerador seja colocado um amplificador de velocidade.

O grupo eólico-elétrico assíncrono, quando conectado à rede através de um conversor de

freqüência, ou quando duplamente alimentado, opera perfeitamente na região II e III do

gráfico mostrado na figura 15.

6.1.2. GRUPOS EÓLICO-ELÉTRICOS SÍNCRONOS

Já nestes grupos, o eixo da turbina eólica esta acoplado ao eixo de um gerador síncrono

trifásico, que pode ter, no rotor, um sistema de excitação independente ou ímãs

permanentes. Nessa tecnologia, nos grupos de menor potência (menos de 1 MW), o gerador

síncrono apresenta rotação bem superior à da turbina, exigindo um amplificador de velocidade

acoplado entre a turbina e o gerador.

Nos grupos acima de 1 MW, normalmente o gerador síncrono é fabricado com um número

grande de pólos e para uma freqüência nominal baixa, fazendo com que a velocidade do

gerador síncrono seja da mesma ordem da rotação da turbina, dispensando a utilização de um

amplificador de velocidade e utilizando um acoplamento planetário entre a turbina e o

gerador.

Exemplo de conexão:

Figura 16: Grupo eólico-elétrico conectado diretamente à rede. a) Gerador assíncrono de

gaiola; b) Gerador síncrono com excitação independente


6.2. USINAS TERMOELÉTRICAS

6.2.1. USINA TÉRMICA CONVENCIONAL

DEFINIÇÃO

Uma instalação que produz energia elétrica a partir da queima de carvão, óleo combustível

ou gás natural em uma caldeira produzida com esta finalidade. Uma usina termoelétrica pode

ser definida como um conjunto de obras e equipamentos cuja finalidade é a geração de

energia elétrica, através de um processo que consiste em três etapas.

Nas usinas térmicas convencionais, a primeira etapa consiste na queima de um

combustível fóssil, como carvão, óleo ou gás, transformando água em vapor com o calor

gerado na caldeira.

A segunda consiste na utilização deste vapor, em alta pressão para girar a turbina, que

por sua vez aciona o gerador elétrico.

Na terceira etapa, o vapor é condensado, transferindo o resíduo de sua energia térmica

para um circuito independente de refrigeração, retornando a água à caldeira, completando o

ciclo.

FUNCIONAMENTO

A potência mecânica obtida pela passagem do vapor através da turbina – fazendo com

que esta gire – e no gerador – que também gira acoplada mecanicamente à turbina – é que

transforma a potência mecânica em potência elétrica.

O funcionamento das centrais termoelétricas é semelhante, independentemente do

combustível utilizado. O combustível é armazenado em parques ou depósitos adjacentes, de

onde é enviado para a usina, onde será queimado na caldeira. Esta gera vapor a partir da água

que circula por uma extensa rede de tubos que revestem suas paredes. A função do vapor é

movimentar as pás de uma turbina, cujo rotor gira juntamente com o eixo de um gerador

que produz energia elétrica.

Essa energia é transportada por linhas de alta tensão aos centros de consumo. O vapor é

resfriado em um condensador e convertido oura vez em água, que volta aos tubos da

caldeira, dando início a um novo ciclo.

A água em circulação que esfria o condensador expulsa o calor extraído da atmosfera

pelas torres de refrigeração, grandes estruturas que identificam essas centrais. Parte do

calor extraído passa para um rio próximo ou para o mar.

Para minimizar os efeitos contaminantes da combustão sobre as redondezas, a central

dispõe de uma chaminé de grande altura (algumas chegam a 300 m) e de alguns

precipitadores que retêm as cinzas e outros resíduos voláteis da combustão. As cinzas são

recuperadas para aproveitamento em processos de metalurgia e no campo da construção,

onde são misturadas com cimento.


Como o calor produzido é intenso, devido às altas correntes geradas, é importante o

resfriamento dos geradores. O hidrogênio é melhor veículo de resfriamento que o ar; como o

hidrogênio tem apenas 1/14 da densidade do ar, requer menos energia para circular.

Recentemente foi adotado o método de resfriamento líquido, por meio de água ou óleo. Os

líquidos, nesse processamento são muito superiores aos gases, e a água é 50 vezes melhor que

o ar.

A descrição anterior refere-se às centrais clássicas, uma vez que existe, ainda que em fase

de pesquisa, outra geração de termelétricas que melhoram o rendimento na combustão do

carvão e diminuam o impacto sobre o meio ambiente: são as centrais de combustão de leito

fluidificado. Nessas centrais, queima-se o carvão sobre um leito de partículas inertes (por

exemplo, de pedra calcária), através do qual se faz circular uma corrente de ar que melhora a

combustão.

Uma central nuclear também pode ser considerada uma central termelétrica, onde o

combustível é um material radioativo que, em sua fissão, gera a energia necessária para o

sue funcionamento.

VANTAGENS

A principal vantagem e poderem ser construídas próximo onde são mais necessárias

economizando assim o custo das linhas de transmissão.

O gás natural pode ser usado como matéria-prima para gerar calor, eletricidade e força

motriz, nas indústrias siderúrgicas, químicas, petroquímicas e de fertilizantes, com a vantagem

de ser menos poluente que os combustíveis derivados do petróleo e carvão.

DESVANTAGENS

Entretanto, o alto preço do combustível é um fato desfavorável. Dependendo do

combustível, os impactos ambientais, como poluição do ar, aquecimento das águas, o impacto

da construção de estradas para levar o combustível até a usina, etc.

TERMELÉTRICA NO MUNDO

As usinas térmicas não são propriamente eficiente, em algarismos sua produção global é

cerca de 38%, isto é, apenas aproximadamente 38% da energia térmica colocada na usina

pelo combustível torna-se aproveitável como energia elétrica.

6.2.2. USINA TÉRMICA – CICLO COMBINADO

DEINIÇÃO

Uma usina térmica operando em ciclo combinado pode ser definida como um conjunto de

obras e equipamentos cuja finalidade é a geração de energia elétrica, através de um processo

que combina a operação de uma turbina a gás, movida pela queima de gás natural ou óleo

diesel, diretamente acoplada a um gerador, onde gases de escape da turbina a gás, devido à

temperatura, promovem a transformação da água em vapor para o acionamento de uma

turbina a vapor, nas mesmas condições descritas no processo de operação de uma


termelétrica convencional. A potência média dessas centrais vem a ser de 300 MW, muito

inferior à de uma termelétrica convencional.

COMO FUNCIONA

TURBINA À GÁS

A expansão dos gases resultantes da queima do combustível (óleo diesel ou gás natural)

aciona a turbina à gás, que está diretamente acoplada ao gerador e, desta forma, a potência

mecânica é transformada em potência elétrica.

TURBINA À VAPOR

O funcionamento é exatamente igual ao descrito para a usina térmica convencional,

porém a transformação da água em vapor é feita com o reaproveitamento do calor dos gases

de escape da turbina à gás, na caldeira de recuperação de calor.

VANTAGENS

Além das já citadas na seção relativa à usina termelétrica convencional, deve ser

ressaltado o rendimento térmico do ciclo combinado, que proporciona a produção de energia

elétrica com custos reduzidos.

6.3. USINAS HIDRELÉTRICAS

6.3.1. INSTALAÇÕES DE USINAS HIDRELÉTRICAS


Figura 17: Componentes de uma usina hidrelétrica

6.3.1.1. BARRAGENS

A barragem é a estrutura que tem a função de represar a água, visando, com a elevação

do nível d’água do rio, possibilitar a alimentação da tomada d’água. No caso de locais de

baixa queda, a barragem tem também a função de criar o desnível necessário à produção da

energia desejada.

A prática atual em projetos de aproveitamentos hidrelétricos tem adotado, preferencialmente, os seguintes tipos de barragem:

• De terra, em seção homogênea em solo

• De enroncamento

• De concreto convencional ou compactado a rolo (CCR), em seção tipo gravidade

6.3.1.2. TOMADA DA ÁGUA

É a estrutura que permite a condução da água do reservatório para a adução das

turbinas. Equipadas com comportas de fechamento e grades de proteção.

6.3.1.3. CONDUTO FORÇADO

É a canalização que conduz água, sob pressão, para as turbinas. Podem ser externos ou

subterrâneos.

6.3.1.4. CASA DE MÁQUINAS

É o edifício onde abriga a turbina e o alternador, seus acessórios assim como os

equipamentos auxiliares.

6.3.1.5. CANAL DE FUGA

Local de saída da água, após movimentar a turbina.

6.3.1.6. VERTEDOURO

Permite o controle do nível da água do reservatório, principalmente em períodos de

cheias. Pode ter ou não comportas.

6.3.1.7. TURBINA

É uma roda com pás. A água faz a turbina girar ao atingi-lá transformando energia

hidráulica em mecânica a qual é em seguida transformada em elétrica pelo gerador. As

turbinas são classificadas em três:

• Pelton: Também chamada de turbina de ação, porque toda a energia fornecida

pela água está sob a forma de energia cinética. A roda da turbina se compõe de

uma série de pás em forma de concha pela circunferência. A característica


fundamental dessa turbina é sua utilização para altura de quedas elevadas (100 a

2000 metros) e quase sempre instaladas com eixo horizontal.

• Francis: É conhecida também por turbina a reação porque a energia fornecida pela

água é sob a forma de energia de pressão e cinética. Ela é composta de:

o Caixa espiral ou caracol

o Pás de controle de fluxo de água ou reguladoras de vazão

o Rodízio de aço soldado para receber o impacto da água

Ela se caracteriza pela aplicação em alturas de quedas entre 25 e 500 metros e

utilização em eixo vertical.

• Kaplan: É uma derivação da turbina Francis. Suas características principais são:

Aplicação em baixa altura de queda, até 70 metros e instalação com eixo vertical.

6.3.1.8. ALTERNADOR

A energia mecânica disponível no eixo da turbina é transformada em energia elétrica

pelo alternador. O alternador se compõe de um indutor móvel ou rotor e de um induzido fixo

ou estator (os alternadores de pequena potência podem ter o indutor fixo e o induzido móvel).

O rotor gira no interior da coroa que forma o estator e é composto de um núcleo cilíndrico

fixado ao eixo no qual são acoplados os pólos indutores. O número de pólos é diretamente

proporcional à freqüência e inversamente proporcional ao número de rotação do alternador.

O induzido ou estator é constituído de uma carcaça de ferro fundido ou aço soldado que

contém um circuito laminado e ranhuras onde são colocadas as bobinas.

7. SUBESTAÇÕES

Uma subestação é um conjunto de equipamentos de manobra e transformação,

contendo meios para a regulação de tensão e compensação de reativos, possibilitando rotas

alternativas para a transmissão e distribuição de energia, contendo dispositivos de proteção

que atuam de forma seletiva e coordenada de maneira a isolar os trechos sob falta.

7.1. TIPOS DE SUBESTAÇÕES

As subestações podem ser classificadas de diversas formas, quanto sua função no SEP,

quanto ao nível de tensão, quanto a forma de instalação em relação ao meio ambiente ou tipo

de instalação. Veremos as formas mais usuais de classificação de SE no cotidiano do técnico.

a. FUNÇÃO NO SEP

SE DE MANOBRA: Para permitirem manobras no sistema, no mesmo nível de

tensão.

SE DE TRANSFORMAÇÃO: São as SE elevadora ou SE abaixadora, se elavam ou

rebaixam a tensão respectivamente.

SE DE DISTRIBUIÇÃO: Trabalham na tensão 13.8 KV e 34.5 KV, geralmente

pertence à concessionária de energia.


SE CONVERSORAS: São subestações utilizadas em sistemas de transmissão em

corrente contínua. Em uma ponta da linha temos a SE retificadora e na outra, a SE

inversora.

b. QUANTO AO TIPO DE INSTALAÇÃO

SE DESABRIGA: Quando instalada ao tempo.

Figura 18: SE de alta tensão desabriga.

SE ABRIGADA: Construída em interior de ambientes construído para esta

finalidade específica.

Figura 19: SE abrigada

SE BLINDADA: Construídas em locais abrigados, sendo que os equipamentos são

completamente protegidos e isolados em óleo ou gás (ar comprimido ou SF6).

As denominadas subestações compactas utilizam gás isolante, em geral, o SF6

(hexafluoreto de enxofre) em seus dispositivos de manobra, conferido-as um elevado grau

de compactação, podendo chegar a até 10% de uma SE convencional.


Figura 20: SE blindada

Podemos ainda, nos referirmos às subestações como a sua forma de operação, ou seja,

quanto à presença ou de operadores nas subestações. Neste caso temos subestações com

operador, subestações semi-automáticas e subestações automatizadas. É comum também

usarmos termos como subestação assistida (presença do operador) e desassistida

(automatizada/semi-automatizada sem a presença de operador).

7.2. EQUIPAMENTOS DE UMA SUBESTAÇÃO

São vários os equipamentos presentes em uma subestação, vamos comentar um pouco

sobre eles, baseado em uma subestação típica. Cada equipamento na SE é identificado por um

código (números/letras), utilizado para torná-lo único e evitando erros de manobras. Vejamos

o diagrama unifilar de uma subestação da CHESF.

Figura 21: Exemplo de códigos de equipamentos em diagrama unifilar

As subestações são compostas por conjuntos de elementos, com funções específicas no

sistema elétrico, denominados vãos (bays) que permitem a composição de uma subestação

em módulos.


Cada bay da subestação deve possuir dispositivos de proteção (relés) e equipamento de disjunção com a finalidade de limitar os impactos proporcionados por ocorrências no sistema elétrico tais como: descargas atmosféricas, colisão, falhas de equipamentos, curtos-circuitos, etc.

Figura 22: Diagrama simplificado de uma subestação típica de distribuição

Em todas as subestações há um conjunto de equipamentos que compõem o chamado

serviço auxiliar. A complexidade do serviço auxiliar é função da própria subestação, sua

potência instalada e da importância no SEP.

SERVIÇO AUXILIAR DE CORRENTE ALTERNADA: Temos serviço auxiliar em corrente

alternada, o qual provém do transformador auxiliar utilizando como fonte a tensão do

barramento da subestação e ainda outras fontes de CA externas a SE e independentes da

presença de tensão no barramento da SE.

O serviço auxiliar em corrente alternada fornece alimentação para motores CA utilizados

no carregamento de molas de disjuntores, iluminação, tomadas do pátio da SE, sala de

comando da SE, retificadores que mantém carregadas as baterias do sistema de corrente

contínua (serviço auxiliar em corrente contínua).

SERVIÇO AUXILIAR EM CORRENTE CONTÍNUA: A fonte deste sistema são os

carregadores/retificadores e bancos de baterias. O sistema auxiliar em CC é utilizado para

iluminação de emergência, motores dos equipamentos em CC, circuitos de comando e

componentes do sistema digital (sistema de automação, relés, etc).

“O serviço auxiliar em uma subestação é tão importante que poderiamos chamá-los de

serviços essenciais”.


7.2.1. BARRAMENTOS

Os barramentos são condutores reforçados, sólidos de baixa impedância, que servem de

centro comum de coleta e redistribuição de corrente. Em função de pré-requisitos de projeto,

tais como disponibilidade, manutenabilidade, flexibilidade operacional, importância da SE para

o sistema e custos podem ser adotados diferentes arranjos ou topologia para o barramento de

uma subestação.

Em uma subestação, geralmente temos mais de um conjunto de barramento, em função

das tensões que a subestação opera. Cada barramento pode ter uma topologia diferente.

Vamos estudar os mais comuns encontrados na nossa região.

7.2.1.1. BARRAMENTO SIMPLES

Esta é a topologia mais simples de operar, apresenta esquemas de proteção igualmente

simples e de menor custo. É utilizada apenas por subestações de pequena potência, sendo a

menos confiável, já que, nesta topologia uma falha no barramento paralisa toda a SE e

também não permite manutenção no barramento sem a desenergização completa da SE.

Figura 23: SE com barramento simples

Outra grande desvantagem nesta configuração é que a manutenção em um disjuntor em

qualquer alimentador provoca a interrupção total da alimentação da carga conectado ao

circuito.

7.2.1.2. BARRAMENTO SIMPLES SECCIONADO

O arranjo com barramento simples seccionado, com disjuntor de junção ou seccionador

consiste, basicamente em seccionar o barramento para evitar que uma falha provoque a

completa paralisação do fornecimento de energia pela SE.


Figura 24: Barramento simples seccionado por disjuntor

Nesta configuração, temos uma melhor flexibilidade em relação ao barramento simples, já

que em caso de falha no barramento, somente as cargas conectadas ao barramento sob falta

serão desligados.

Os dois esquemas de barramento simples apresentados, são muito utilizados em

subestações abrigadas ou em serviços auxiliares de grandes subestações.

Características: − Presença de um disjuntor de barra; − Flexibilidade para manobras no ato da manutenção; − Este arranjo é indicado para funcionar com duas ou mais fontes de energia. Vantagens: − Maior continuidade no fornecimento; − Maior facilidade de execução dos serviços de manutenção; − Em caso de falha na barra, somente são desligados os consumidores ligados à seção afetada. Desvantagens: − A manutenção de um disjuntor deixa fora de serviço à linha correspondente; − Esquema de proteção é mais complexo.

7.2.1.3. BARRAMENTO PRINCIPAL E DE TRANSFERÊNCIA

O barramento principal da subestação é ligado a um barramento auxiliar através de um

disjuntor de transferência. A finalidade do disjuntor de transferência é garantir a proteção de


um vão (entrada de linha ou saída de linha) quando o equipamento de disjunção principal

(disjuntor ou religador) associado a este vão é retirado de serviço para manutenção.

Em condições normais de funcionamento, o vão de entrada de linha supre a barra principal

através do disjuntor principal e das chaves seccionadoras associadas a este disjuntor, que se

encontram normalmente fechadas. Existe mais uma chave associada ao disjuntor de entrada

de linha que é a de “by-pass” que se encontra normalmente aberta.

Em uma situação de emergência, em que o disjuntor principal é retirado de serviço para

manutenção, a entrada de linha é conectada à barra auxiliar através do fechamento da chave

seccionadora de “by-pass” e do disjuntor de transferência, após uma seqüência de

chaveamento pré-estabelecida pelo órgão de operação do sistema elétrico, assim o disjuntor

de transferência substitui o disjuntor principal.

Figura 25: Topologia de barramento principal (P) e de transferência (T)

A função de transferência da proteção, genericamente denominada função 43, pode

assumir um dos seguintes estados: Normal (N), Em Transferência (ET) e Transferido (T). Se o

comando de abertura enviado pelo relé encontra a função 43 no estado N, o relé atua

diretamente sobre o disjuntor principal. Caso a função 43 esteja na posição ET, o sinal de

abertura é enviado para o disjuntor principal e para o disjuntor de transferência, e quando a


função 43 está na posição T, o sinal enviado comanda a abertura somente do disjuntor de

transferência.

Este barramento é uma boa opção, pois qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço

para manutenção sem interrupção de do fornecimento de energia, porém exige-se um

disjuntor extra para transferência, atenção às manobras, pois são complicadas e por fim, a

falha na barra principal ainda provoca o desligamento de toda AA cargas conectadas ao

barramento.

Obs.: Topologia muito utilizada pela COPEL a de barramento principal e transferência

utilizando um disjuntor ou religador como back-up.

Vantagens: − Qualquer disjuntor pode ser retirado de serviço para manutenção. Desvantagens: − Requer um disjuntor extra para conexão com a outra barra. − Falha no barramento principal resulta no desligamento da subestação. − As manobras são relativamente complicadas quando se deseja colocar um disjuntor em manutenção. 7.2.1.4. BARRAMENTO DUPLO COM DISJUNTOR DUPLO

Cada circuito é protegido por dois disjuntores separados. Isto significa que a operação de

qualquer disjuntor não prejudicará mais de um circuito.

Figura 26: Barramento duplo com disjuntor duplo

Este tipo de arranjo tem um alto nível de confiabilidade, mas é mais caro sua construção. A

SE é suprida por linhas de subtransmissão que alimentam a SE através de transformador com

disjuntor de alta tensão. Há duas barras nesse arranjo de SE. O alimentador pode ser suprido

por qualquer uma das barras. A barra principal é energizada durante operação normal e a


barra de reserva é usada durante situações de manutenção e emergência. Se uma falta ocorre

na barra principal, o disjuntor do lado de baixa tensão do transformador operará

desenergizando a barra.

O disjuntor normalmente fechado do alimentador primário ligado à barra principal é

então manualmente aberto pela equipe de campo. Subseqüentemente o suprimento é

transferido para a barra reserva pelo fechamento do disjuntor alternativo do lado de baixa

tensão do transformador e o correspondente disjuntor do alimentador primário. O serviço é

interrompido durante o tempo em que é realizada a manobra manual.

Características: − Aplica-se em instalações de grande potência; − Continuidade de fornecimento; − Utilizado em subestações de EHV (extra-alta tensão).

Vantagens: − Arranjo mais completo; − Muito mais flexível; − Maior confiabilidade; − Qualquer uma das barras pode ser retirada de serviço a qualquer tempo para manutenção sem retirada de circuitos de serviço. Desvantagem:

− Alto custo.

7.2.1.5. BARRAMENTO DE DISJUNTOR E MEIO

Para subestação de transmissão, a configuração “disjuntor e meio” é a solução tradicional

utilizada na maioria dos países. No arranjo em disjuntor e meio são três disjuntores em série

ligando uma barra dupla, sendo que cada dois circuitos são ligados de um lado e outro do

disjuntor central de um grupo. Três disjuntores protegem dois circuitos (isto é, existem 1½

disjuntores por circuito) em uma configuração com dois barramentos. Neste caso, como

existem duas barras, a ocorrência de uma falha em uma delas não provocará o desligamento

de equipamento, mas apenas retirará de operação a barra defeituosa.

A vantagem deste esquema é que qualquer disjuntor ou qualquer uma das duas barras

pode ser colocado fora de operação sem interrupção do fornecimento. Para uma melhor

compreensão da configuração de disjuntor e meio, imagine um circuito de entrada e um

circuito de saída em que duas barras estão presentes, à semelhança da configuração anterior –

barramento duplo. A fim de garantir uma confiabilidade maior para o sistema, seriam

necessários quatro disjuntores para dois circuitos com duas barras quando a configuração

disjuntor e ½ não for adotada.


Figura 27: Configuração de disjuntor e meio

Características: − Equivalente ao barramento duplo anterior, mas com uma importante simplificação; − Utilização de um disjuntor e meio para cada entrada e saída, ao contrário de dois disjuntores por circuito no arranjo anterior; − Mais econômico e tem praticamente a mesma confiabilidade; − É mais utilizado no Brasil nos sistemas de 500 kV e 765 kV. Vantagens: − Maior flexibilidade de manobra; − Rápida recomposição; − Falha em um dos barramentos não retira os circuitos de serviço. Desvantagens: − Demasiado número de operações envolvidas no ato de chaveamento e religamento dos equipamentos evolvidos. Os dois últimos esquemas são mais confiáveis por envolverem dois barramentos separados, em contrapartida aos custos envolvidos. 7.2.1.6. BARRAMENTO EM ANEL

Barramento que forma um circuito fechado por meio de dispositivos de manobras. Este

esquema também seciona o barramento, com menos um disjuntor, se comparada com a

configuração de barramento simples seccionado. O custo é aproximadamente o mesmo que a

de barramento simples e é mais confiável, embora sua operação seja mais complicada. Cada

equipamento (linha, alimentador, transformador) é alimentado por dois disjuntores

separados. Em caso de falha, somente o segmento em que a falha ocorre ficara isolado. A

desvantagem é que se um disjuntor estiver desligado para fins de manutenção, o anel estará

aberto, e o restante do barramento e os disjuntores alternativos deverão ser projetados para

transportar toda a carga. Cada circuito de saída tem dois caminhos de alimentação, o tornado

mais flexível.


Figura 28: Barramento em anel

Vantagens: − Flexibilidade na manutenção dos disjuntores, podendo qualquer disjuntor ser removido para manutenção sem interrupção da carga; − Necessita apenas um disjuntor por circuito; − Não utiliza conceito de barra principal; − Grande confiabilidade. Desvantagens: − Se uma falta ocorre durante a manutenção de um disjuntor o anel pode ser separado em duas seções; − Religamento automático e circuitos de proteção são relativamente complexos. 7.2.2. DISJUNTOR

Dispositivo de manobra e proteção que permite a abertura ou fechamento de circuitos

de potência em quaisquer condições de operação, normal e anormal, manual ou automática.

Os equipamentos de manobra são dimensionados para suportar correntes de carga e de curto-

circuito nominais.

Figura 29: Circuito de acionamento de um disjuntor


Figura 30: Disjuntor isolado a SF6

7.2.3. RELIGADOR

É um dispositivo interruptor auto-controlado com capacidade para:

• Detectar condições de sobrecorrente;

• Interromper a corrente se a sobrecorrente persiste por um tempo pré-especificado,

segundo a curva t X i;

• Automaticamente religar para reenergizar a linha;

• Bloquear depois de completada a seqüência de operação para o qual foi programado.

Como o nome sugere um religador automaticamente religa após a abertura, restaurando a continuidade do circuito mediante faltas de natureza temporária ou interrompendo o circuito mediante falta permanente.

Figura 31: Seqüência de operação de um religador automático

7.2.4. FUSÍVEIS

O mais básico elemento de proteção de sobrecorrente é um fusível. Os fusíveis são relativamente baratos e isentos de manutenção. Por estas razões, eles são largamente usados por muitas concessionárias de distribuição para proteger transformadores e ramais de alimentadores laterais.


A função principal dos fusíveis é operar mediante faltas permanentes e isolar (seccionar) a seção faltosa da porção sem defeito. Os fusíveis são posicionados de modo que a menor seção do alimentador é separada.

Consiste em filamento ou lâmina de um metal ou liga metálica de baixo ponto de fusão, intercalado em um ponto determinado do circuito. E este se funde por efeito Joule quando a intensidade de corrente elétrica aumenta em razão de um curto-circuito ou sobrecarga.

As principais características dos fusíveis são:

• Corrente nominal - corrente que o fusível suporta continuamente sem interromper. Esse valor é marcado no corpo do fusível.

• Corrente de curto circuito - corrente máxima que deve circular no circuito e que deve ser interrompida instantaneamente.

• Capacidade de ruptura (kA) - valor de corrente que o fusível é capaz de interromper com segurança. Não depende da tensão nominal da instalação.

• Tensão nominal - tensão para a qual o fusível foi construído.

• Resistência de contato – valor de resistência entre o contato da base e o fusível. Normalmente, eventuais aquecimentos que podem provocar a queima do fusível.

TIPOS DE FUSIVEIS: SEGUNDO AS CARACTEÍSTICAS DE DESLIGAMENTO

• Efeito rápido

• Efeito retardado

SEGUNDO A TENSÃO DE ALIMENTAÇÃO

• Baixa tensão

• Alta tensão

Figura 32: Fusíveis de baixa tensão


SEGUNDO A TECNOLOGIA DE FUSÃO

• Fusíveis de expulsão

• Fusíveis limitadores de corrente

Os fusíveis de expulsão são basicamente formados por uma estrutura de suporte, o elo fusível, e um tubo para confinar o arco elétrico. O elo fusível é diretamente aquecido pela passagem de corrente sendo destruído quando a corrente excede um valor pré-determinado.

Os fusíveis limitadores de corrente são em geral usados em equipamentos elétricos em que a corrente de falta é muito alta e uma falta interna resulta em uma séria falha. Como são mais caros que os fusíveis de expulsão, a aplicação dos fusíveis limitadores de corrente é em geral limitada a locais em que a corrente de falta excede 2000 a 3000 A.

Figura 33: Fusíveis limitadores de corrente

Figura 34: Chaves fusíveis de distribuição 7.2.5. CHAVES SECCIONADORAS

Os seccionalizadores automáticos são dispositivos projetados para operar em conjunto

com religadores, ou com disjuntor comandado por relés de sobrecorrente dotados da função de religamento (função 79).


Diferentemente do religador/disjuntor, o seccionalizador automático não interrompe a

corrente de defeito. O seccionalizador automático abre seus contatos quando o circuito é desenergizado pelo religador/disjuntor situado à sua retaguarda (montante). O seccionalizador é ligado a certa distância do religador/disjuntor no seu lado de carga. A cada vez que o religador interrompe a corrente de falta, o seccionalizador conta a interrupção e, após um predeterminado número de interrupções, abre seus contatos antes da abertura definitiva do religador. Desta forma, um trecho sob condições de falta permanente é isolado, permanecendo o religador e os demais trechos em operação normal.

Considere a seguinte situação para o circuito representado na Figura XX. Uma falta permanente F ocorre no alimentador principal, na zona de proteção do religador e do seccionalizador. O religador está ajustado para quatro disparos, e o seccionalizador está ajustado para três contagens.

Figura 35: Circuito de distribuição com religador e seccionador automático

O seccionador deverá isolar a área defeituosa (toda a área a sua jusante) logo após o religador efetuar o terceiro desligamento, conforme figura xx abaixo.

Figura 36: Princípio de coordenação religador X seccionador


Importante observar, que neste esquema de proteção utilizado em redes de distribuição, o seccionador, após o terceiro desligamento do religador, abrirá sem carga e sem tensão. Para isto, estes equipamentos são dotados com baterias.

7.2.6. CHAVES ELÉTRICAS

As chaves elétricas são dispositivos de manobras destinadas a estabelecer ou

interromper a corrente de um circuito elétrico. São dotadas de contatos fixos e móveis podendo ou não ser comandadas com carga.

As chaves para operação sem carga são denominadas chaves a seco e embora não

interrompam correntes de carga podem interromper correntes de excitação de transformação e pequena corrente capacitava de linhas a vazio.

Figura 37: Chave seccionadora unipolar para subestação de distribuição com acionamento com vara de manobra

As chaves seccionadoras também podem ser acionadas remotamente, quando dotadas de

mecanismo de atuação, geralmente ditas motorizadas. Durante a abertura das chaves, em subestações de alta tensão ou extra alta tensão, ocorre à formação de arco, mesmo estando a vazio. Isto ocorre devido a efeitos indutivos na subestação.

Figura 38: Formação de arco elétrico durante abertura sem carga de chave seccionadora

em subestação de 500 KV


7.2.7. CHAVES DE ATERRAMENTO

São chaves de segurança que garantem que uma linha seja aterrada durante operação de manutenção na linha. As chaves de aterramento são operadas (abrir e fechar) somente quando a linha está desenergizada e é utilizada para que se evitem energizações indesejadas do bay, localizado no extremo oposto, como também para eliminação das induções devido à proximidade de linhas ou em função de sobretensões de origem atmosféricas, as quais podem assumir valores perigosos. 7.2.8. PÁRA-RAIOS

São em geral localizados nas entradas de linha, saídas de linhas e na extremidade de algumas barras de média tensão de subestações para proteção contra sobretensões promovidas por chaveamentos e descargas atmosféricas no sistema. Os pára-raios são também localizados nos transformadores de distribuição.

Pára-raios e supressores de surtos de tensão são ambos dispositivos para proteção de equipamentos contra sobretensões transitórias. Os supressores de surtos (TVSS – Transient

Voltage Surge Suppressors) são em geral dispositivos usados na carga. Um pára-raio em geral tem maior capacidade de energia.

Originalmente, os pára-raios eram constituídos apenas de espaçamentos (gaps)

preenchidos por ar ou um gás especial. Mediante um transitório de tensão a isolação do meio é rompida e corrente flui através dos gaps estabelecendo uma condição de falta com tensão próxima a zero por um intervalo de tempo de no mínimo ½ ciclo. Posteriormente resistores não lineares de SiC (silicon carbide) foram introduzidos em série aos espaçamentos dos pára-raios como elementos dissipadores de energia.

Os resistores não-lineares diminuem rapidamente sua impedância com o aumento da tensão. O uso de resistores não-lineares melhorou o desempenho dos pára-raios limitando a tensão, i.e., evitando que caísse próximo a zero. O desenvolvimento da tecnologia MOV (Metal Oxide Varistor) permitiu melhorar as características da descarga sem o desenvolvimento de transitórios impulsivos que levava à falha de isolação dos equipamentos. A vantagem dos MOV sobre os dispositivos baseados em gaps é que a tensão não é reduzida abaixo do nível de condução quando se inicia a condução da corrente de surto.

Figura 39: Pára-raios de polímeros e porcelana


7.3. SISTEMA DE PROTEÇÃO

A função de um esquema de proteção em um sistema elétrico de potência é detectar falta e isolar a área afetada no menor tempo possível, de forma confiável e com mínima interrupção possível.

Os objetivos de um sistema de proteção são:

• Segurança pessoal

• Manter a integridade dos equipamentos

• Isolar a parte afetada do restante do sistema

• Assegurar a continuidade do fornecimento 7.3.1. REQUISITOS DO SISTEMA DE PROTEÇÃO As propriedades desejáveis de um sistema de proteção são:

• Seletividade: É a propriedade da proteção em identificar e desconectar somente a parte do sistema que esta sob falta, determinando a coordenação da proteção entre os relés.

Figura 40: Esquema de seletividade da proteção

• Rapidez ou Velocidade: É a capacidade do dispositivo de proteção em dar uma resposta dentro do menor tempo possível, quando o sistema esta sob falta, evitando que a falta se propague para outras partes do sistema e também diminuindo as conseqüências provocadas pelo efeito da corrente de curto-circuito.

• Sensibilidade: A sensibilidade refere-se ao nível mínimo de atuação da proteção, ou seja, é a capacidade do sistema de proteção (relés) identificar a grandeza de pick-up para a qual foi configurado e a partir do qual, começa-se o processo de atuação da proteção.

A sensibilidade é dada por: % &%,&&&'()

onde:

FS Fator de sensibilidade

Isc,mim Corrente de curto-circuito no extremo mais afastado da linha IPICK-UP Valor determinado para o início da atuação do relé


• Confiabilidade: É a probabilidade que a proteção atuará corretamente, quando solicitada, fazendo distinção de falta e condições normais de operação.

• Custo: Máxima proteção com menor custo possível.

7.3.2. RELÉS DE PROTEÇÃO

Os relés de proteção são dispositivos responsáveis pelo gerenciamento e monitoramento das grandezas elétricas em um determinado circuito. Os relés são projetados para sentir perturbações no sistema elétrico e automaticamente executar ações de controle sobre dispositivos de disjunção a fim de proteger pessoas e equipamentos.

O sistema de proteção não é composto apenas pelo relé, mas por um conjunto de

subsistemas integrados que interagem entre si com o objetivo de produzir a melhor atuação sobre o sistema, ou seja, isolar a área defeituosa sem que esta comprometa o restante do SEP. Estes subsistemas são formados basicamente por relés, disjuntores, transformadores de instrumentação e pelo sistema de suprimento de energia. A Figura 41 mostra a associação entre um relé de proteção e os demais componentes do sistema de proteção.

Figura 41: Equipamentos de um sistema de proteção

• RELÉS: Responsável pela lógica de atuação do sistema de proteção, que através das condições dos sinais de entrada, corrente ou tensão, atua ou não sobre o disjuntor local ou remoto.

• DISJUNTORES: Interrompem a passagem de corrente e isolam o ramo defeituoso do resto do sistema elétrico. Estes são caracterizados como as chaves de disjunção que interligam todo o sistema.

• Transformadores de instrumentação (transdutores): realizam a redução dos níveis de tensão e/ou corrente, reproduzem as formas de onda presentes no sistema elétrico e isolam os equipamentos a estes conectados, sem que haja perda de informação.

• Baterias (suprimento auxiliar): fornecem energia ao sistema de proteção em caso de falha do sistema supridor, de modo a garantir o funcionamento dos outros subsistemas associados.


O funcionamento dos relés depende diretamente dos transformadores de instrumentação a estes associados, ou seja, dos sinais fornecidos nos secundários dos transdutores que são a base de operação dos relés, sejam estes analógicos (TCs e TPs) ou digitais (TCs ópticos).

A função principal de um relé de proteção é enviar um sinal de disparo, através de um

contato seco (SD), para uma bobina de abertura ou de mínima tensão dos disjuntores associados.

Figura 42: Terminais de entrada e saída de um relé digital

Os relés de proteção atuam a partir da comparação dos dados medidos no sistema elétrico com valores pré-ajustados no próprio relé. Os relés recebem sinais de tensão e/ou sinais de corrente através de transformadores de instrumentos, TP e TC, respectivamente, compara com valores pré-definidos, e caso identifiquem a existência de alguma anormalidade, ou seja, as grandezas medidas pelo relé na zona de proteção sob a sua responsabilidade atingir valores acima ou abaixo dos valores pré-definidos, os relés enviam comandos de abertura (trip) para o(s) disjuntor(es) e este isola a parte do sistema elétrico sob falta, do restante do sistema. A parte do sistema elétrico a qual o relé deverá atuar no sentido de protegê-la é conhecida como zona de proteção.

Figura 43: Associação entre relé e disjuntor


As condições para atuação do relé são:

• Grandezas medidas ultrapassam os limites pré-definidos para a partida do relé e,

• Tempo de duração da falta ultrapassa o valor de tempo pré-definido no relé.

7.3.3. FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

Os relés têm as suas funções de proteção identificadas por números, de acordo com a as normas IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), ANSI (American National

Standards Institute) e IEC (International Electrotechnical Commission).

Figura 44: Algumas funções de proteção padronizadas pela ANSI A filosofia geral de aplicação de relés em uma subestação é dividir o sistema elétrico em

zonas separadas, que podem ser protegidas e desconectadas individualmente na ocorrência de uma falta, para permitir ao resto do sistema continuar em serviço se possível.


A lógica de operação do sistema de proteção divide o sistema de potência em várias zonas

de proteção, cada uma requerendo seu próprio grupo de relés.

Figura 45: Zonas da proteção principal

Alguns relés operam somente para faltas dentro de sua zona de proteção principal. Porém, existem relés que são capazes de detectar faltas dentro de uma zona particular e também fora dela, usualmente em zonas adjacentes, podendo ser usados como proteção de retaguarda da proteção principal. Um ponto essencial para garantir a confiabilidade do sistema, é o sistema de proteção que deve ser capaz de isolar qualquer que seja a falta, mesmo que a proteção principal associada não opere. Portanto, se possível, todo vão deve ser protegido pelos relés de proteção principal e de retaguarda.

Figura 46: Zonas de proteção principal e de retaguarda A proteção de retaguarda pode ser local ou remota, e corresponde a um equipamento ou

sistema de proteção destinado a operar quando uma falta no sistema elétrico, por qualquer razão, não é isolada no devido tempo, pela proteção principal. Para realizar isto, o relé de proteção de retaguarda tem um elemento sensor que pode ser similar ou não ao do sistema


de proteção principal, mas que também inclui um retardo de tempo que facilita reduzir a velocidade de operação do relé e deste modo permite a proteção principal operar primeiro.

Uma das principais funções de proteção é a de sobrecorrente. Segundo a norma IEC

60255-3, 1993 as curvas características de sobrecorrente são:

• Normalmente Inversa

• Muito Inversa

• Extremamente Inversa

• Tempo Longo Inverso e

• Moderadamente Inversa

Figura 47: Curvas características de sobrecorrente 7.3.4. COORDENAÇÃO DE DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE

A seletividade determina a coordenação da proteção. A coordenação da proteção é o relacionamento adequado entre as características e os tempos de operação dos dispositivos de proteção de um sistema ou parte de um sistema elétrico, ou de um equipamento elétrico de forma a garantir a seletividade (NBR 5660, 1996).

O princípio básico de proteção é a técnica de selecionar, coordenar, ajustar e aplicar os

vários equipamentos e dispositivos protetores a um sistema elétrico, de forma a guardar entre si uma determinada relação, tal que uma anormalidade no sistema possa ser isolada, sem que outras partes do mesmo sejam afetadas.

A coordenação é o ato ou efeito de dispor dois ou mais dispositivos de proteção em

série, segundo certa ordem, de forma a atuarem em uma seqüência de operação pré-estabelecida.


8. SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

8. MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Como já mencionado em tópico anterior, o sistema elétrico de potência é composto por

três camadas distintas: geração, transmissão e distribuição. No Brasil, o processo de re-

estruturação do setor elétrico passou por uma desestatização das empresas do setor.

Para gerenciar este novo modelo, o governo federal criou a estrutura organizacional

representada na figura 48 e definida a seguir:

Figura 48: Estrutura organizacional e os agentes do setor elétrico brasileiro

1. Conselho Nacional de Política Energética – CNPE

Órgão de assessoramento do Presidente da República para a formulação de políticas

nacionais e diretrizes de energia, visando, dentre outros, o aproveitamento natural dos

recursos energéticos do país, a revisão periódica da matriz energética e a definição de

diretrizes para programas específicos.

2. Ministério das Minas e Energia – MME

Encarregado de formulação, do planejamento e da implementação de ações do Governo

Federal no âmbito da política energética nacional. O MME detém o poder concedente.


3. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Constituído no âmbito do MME e sob sua coordenação direta, com a função precípua de

acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e segurança eletro energético em

todo o território.

4. Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Empresa pública federal vinculada ao MME tem por finalidade prestar serviços na área de

estudos e pesquisas destinados a subsidiar o planejamento do setor energético.


5. Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

Autarquia vinculada ao MME, com finalidade de regular a fiscalização, a produção, a

transmissão, a distribuição e comercialização de energia, em conformidade com as políticas e

diretrizes do Governo Federal. A ANEEL detém os poderes regulador e fiscalizador.

6. Operador Nacional do Sistema Elétrico – NOS

Pessoa jurídica de direto privado, sem fins lucrativos, sob a regulação e fiscalização da

ANEEL, tem por objetivo realizar as atividades de coordenação e controle da operação de

geração e transmissão, no âmbito do SIN (Sistema Interligado Nacional). O NOS é responsável

pela operação física do sistema e pelo despacho centralizado de energia produzida.

7. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob a regulação e fiscalização da

ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN. Administra

os contratos de compra e venda de energia elétrica, sua contabilização e liquidação. A CCEE é

responsável pela operação comercial do sistema.

A comercialização de energia elétrica é realizada atualmente em dois ambientes

diferentes:

• Ambiente de Contratação Livre (ACL): destinado ao atendimento de consumidores

livres por meio de contratos bilaterais firmados com produtores independentes de

energia, agentes comercializadores ou geradores estatais. Estes últimos somente

podem fazer suas ofertas por meio de leilões públicos.

• Ambiente de Contratação Regulada (ACR): destinados ao atendimento de

consumidores cativos por meio de distribuidoras, sendo estas supridas por geradores

estatais ou independentes que vendem energia em leilões públicos anuais.

8. Agências estaduais de Energia Elétrica

Nos estados foram criadas as Agências Reguladoras Estaduais com a finalidade de

descentralizar as atividades da ANEEL.

9. Agentes Setoriais

Agentes relacionados ao setor de energia elétrica.


8.2. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

8.2.1. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

O sistema de produção e transmissão de energia no Brasil pode ser classificado como

hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e múltiplos

proprietários.

A maior parte da capacidade instalada é constituída por hidrelétricas, que distribuem em

12 grandes bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país de maior atratividade

econômica. São os casos das bacias dos rios Tocantins, Paranaíba, São Francisco, Grande,

Paraná, Tietê, Paranapanema, Iguaçu, Uruguai e Jacuí onde se encontram as maiores centras

hidroelétricas.

Os reservatórios nacionais, situados em diferentes bacias hidrográficas, que não têm

nenhuma ligação física entre si, funcionam como se fossem vasos comunicantes interligados

por linhas de transmissão.


Figura 49: Integração eletroenergética no Brasil

A capacidade de geração do Brasil em Hoje, segundo a ANEEL é 113.327 MW de potência

instalada com 2.337 empreendimentos em operação. Está previsto para os próximos anos uma

adição de 47.132.388 KW na capacidade de geração do país, provenientes dos 133

empreendimentos atualmente em construção e mais de 507 outorgados.

Os dez agentes de maior capacidade instalada no país são:


8.2.2. SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL – SIN

O parque gerador nacional é constituído, predominantemente, de centrais hidrelétricas de

grande e médio porte, instaladas em diversas localidades do território nacional. Por outro

lado, existem uma concentração de demanda em localidades industrializadas onde não se

concentram as centrais geradoras. Estas características são imperativas para a implantação de

um sistema de transmissão de longa distância.

Até 1999, o Brasil possuia vários sistema elétricos desconectados, o que impossibilitava

uma operação eficiente das bacias hidrográficas regionais e da transmissão da energia

elétrica entre as principais usinas geradoras. Com o objetivo de ampliar a confiabilidade,

otimizar os recursos energéticos e homogeneizar mercados, foi criado o sistema interligado

nacional - SIN, o qual é responsável por mais de 95% do fornecimento nacional. Sua

operação é coordenada e controlado pelo Operador Nacional do Sistema – ONS.

O ONS concentra a sua atuação sobre a Rede de Operação do Sistema Interligado

Nacional. A Rede de Operação é constituída pela Rede Básica, Rede Complementar e Usinas

submetidas ao despacho centralizado, sendo a Rede Complementar aquela localizada fora dos

limites da Rede Básica e cujos fenômenos têm influência significativa nesta.

Figura 50: Redes de operação do sistema interligado nacional

O sistema interligado de eletrificação permite que as diferentes regiões permutem energia

entre si, quando uma delas apresenta queda no nível dos reservatórios. Como o regime de

chuvas é diferente nas regiões Sul, Sudeste, Norte e Nordeste, os grandes troncos (linhas de

transmissão da mais alta tensão: 500 kV ou 750 kV) possibilitam que os pontos com produção

insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação favorável.


Figura 51: Exemplo de um sistema interligado

Vantagens dos sistemas interligados:

• Aumento da estabilidade – sistema torna-se mais robusto podendo absorver, sem perda de sincronismo, maiores impactos elétricos.

• Aumento da confiabilidade – permite a continuidade do serviço em decorrência da falha ou manutenção de equipamento, ou ainda devido às alternativas de rotas para fluxo da energia.

• Aumento da disponibilidade do sistema – a operação integrada acresce a disponibilidade de energia do parque gerador em relação ao que se teria se cada empresa operasse suas usinas isoladamente.

• Mais econômico – permite a troca de reservas que pode resultar em economia na capacidade de reservas dos sistemas. O intercâmbio de energia está baseado no pressuposto de que a demanda máxima dos sistemas envolvidos acontece em horários diferentes. O intercâmbio pode também ser motivado pela importação de energia de baixo custo de uma fonte geradora, como por exemplo, a energia hidroelétrica para outro sistema cuja fonte geradora apresenta custo mais elevado.

Desvantagens dos sistemas interligados:

• Distúrbio em um sistema afeta os demais sistemas interligados.

• A operação e proteção tornam-se mais complexas.

8.2.3. TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

As linhas de transmissão no Brasil costumam ser extensas, porque as grandes usinas

hidrelétricas geralmente estão situadas a distâncias consideráveis dos centros consumidores

de energia. Hoje o país está quase que totalmente interligado, de norte a sul. As principais

empresas investidoras em linhas de transmissão no país estão relacionadas na figura 52.


Figura 52: Maiores transmissoras do país

Apenas o Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte dos Estados do Pará ainda

não fazem parte do sistema integrado de eletrificação. Nestes Estados, o abastecimento é

feito por pequenas usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas

capitais.

No Brasil, a interligação do sistema elétrico liga as diferentes regiões do país como pode ser visto no mapa da figura 53 que apresenta o Sistema de Transmissão Nacional.

Figura 53: Sistema de transmissão brasileiro.


Sistema norte – centro-oeste → o primeiro circuito de interligação, conhecido por Linhão

Norte-Sul, foi construído em 500 kV, com 1.277 km de extensão, capacidade de transmissão de

1100MW e com transferência média de 600MW, o que representou o acréscimo de uma usina

de 600MW para o sistema sul-sudeste brasileiro.

Embora a interligação seja conhecida como ‘ligação norte-sul’ o circuito interliga o estado

de Tocantins ao Distrito Federal. Em março de 2004 foi inaugurado o segundo circuito de

interligação norte-sul II, com 1278 km de extensão, operando em 500 kV, passando pelas SE

Imperatriz, no Maranhão, Colinas, Miracema e Gurupi, no Tocantins, Serra da Mesa em Goiás,

e Samambaia em Brasília.

Os circuitos em 500 kV transmitem energia da UHE Luis Eduardo Magalhães – Lajeado,

localizada no rio Tocantins, entre os municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins com

potência instalada de 902,5 MW. A UHE Lajeado é o maior empreendimento de geração

realizado pela iniciativa privada no Brasil.

Expansão da linha de transmissão Interligação Norte-Sul (Centro-Oeste-Sudeste) com

tensão de 500 kV. Essa linha interliga as subestações de Samambaia (DF), Itumbiara (GO) e

Emborcação (SP). A linha permitirá o escoamento, para a região Sudeste, da energia gerada

pelas usinas de Lajeado (TO), Cana Brava (GO), e 2ª etapa de Tucuruí (PA).

Sistema interligado sudeste – centro-oeste → concentra pelo menos 60% da demanda de

energia no Brasil.

Sistema sul – sudeste → com energia transferida da usina de Itaipu (2 circuitos em CC em

600kV ligando a usina a São Roque (SP), 2 circuito 765kV ligando a usina a Tijuco Preto).

Sistema nordeste → hoje a região Nordeste importa energia elétrica das hidrelétricas de

Lajeado, em Tocantins, Cana Brava, em Goiás, e Tucuruí I e II, no Pará.

Grande parte da região norte e uma parcela reduzida da região centro-oeste, além de

algumas pequenas localidades esparsas pelo território brasileiro, ainda não fazem parte do

sistema interligado, sendo o suprimento de energia elétrica efetuado, quando existente, por

meio de pequenos sistemas elétricos isolados.

Nesses casos, a produção de eletricidade é normalmente efetuada por meio de unidades

geradoras de pequeno porte, utilizando freqüentemente motor Diesel como equipamento

motriz. A existência desses sistemas isolados, em algumas situações, como é o caso dos

sistemas das cidades de Manaus, Boa Vista (Roraima) e Porto Velho (Rondônia), assumem

proporções de relativa significância, com demandas superiores a 100MW, em grande parte

responsável pela predominância da geração termelétrica a diesel.

Para atender às políticas externa e energética, o Brasil está interligado aos países vizinhos

como Venezuela (para fornecimento a Manaus e Boa Vista), Argentina, Uruguai, e Paraguai.


8.2.4. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DO BRASIL

Os sistemas de distribuição de energia elétrica no Brasil incluem todas as redes e linhas de

distribuição de energia elétrica em tensão inferior a 230 kV, seja em baixa tensão (BT), média

tensão (MT) ou alta tensão (AT).

• Alta tensão (AT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kV quando especificamente definidas pela ANEEL.

• Média tensão (MT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e inferior a 69 kV.

• Baixa tensão (BT): Tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

Figura 54: Dez maiores agentes distribuidores do país.

9. TRANSMISSÃO DE CORRENTE CONTÍNUA E ALTERNADA

A transmissão em corrente alternada é hoje utilizada universalmente e mostrou-se

adequada para transmitir e distribuir energia elétrica. Entretanto alguns problemas, dos quais

alguns serão abordados em tópico posterior, ainda não foram resolvidos quando se utiliza a

transmissão em corrente alternada.

Um fator determinante para a aplicação de CCAT (Corrente Contínua em Alta Tensão) é o

baixo custo das linhas aéreas em corrente contínua. Acima de certa distância (500 km), a

economia obtida no caso da linha de transmissão é maior do que os custos extras oriundos das

estações terminais, tornando a opção de corrente contínua vantajosa.

Um sistema de transmissão em corrente contínua com dois condutores metálicos

equivale na prática a um circuito duplo de corrente alternada, dispondo da mesma

confiabilidade e a um custo menor, inclusive no que tange a uma melhor utilização nas faixas

de passagem.

Quanto maior a distância de transmissão, a vantagem do menor custo da linha de

corrente contínua se fará sentir na comparação com a alternativa em corrente alternada.


Figura 55: Comparação entre um sistema de transmissão CA e CC.

9.1. ASPECTOS GERAIS DA TRANSMISSÃO DE CORRENTE CONTÍNUA

As primeiras experiências feitas com eletricidade basearam-se no uso de corrente contínua

desde a invenção da pilha química por Alessandro Volta e assim prosseguiram por um longo

período. Thomas Alva Edison inventou a lâmpada elétrica em 19 de outubro de 1879 e no

início do ano seguinte inventou um gerador CC que chegou a apresentar 90% de rendimento.

Projetou ainda cabos para distribuir energia para 83 clientes.

A primeira estação elétrica do mundo, em New York, foi construída por Thomas A.

Edison em 1882 e operava em 110 KV CC e logo diversas outras foram instaladas nas

principais cidades do mundo.

O engenheiro francês René Thury projetou um sistema de transmissão em corrente

contínua, que já era usado quando os sistemas de corrente alternada davam seus primeiros

passos. Seu funcionamento baseava-se na ligação de geradores CC em série, até alcançar a alta

tensão desejada, no lado de transmissão de energia. Na recepção, motores CC eram ligados

em série com geradores CA. Este sistema foi usado entre 1880 e 1911 na Europa,

principalmente para o aproveitamento hidroelétrico.

A utilização de sistemas de corrente alternada, a partir da descoberta da lei da indução

eletromagnética por Faraday em 1830, foi impulsionada pela invenção de diversos

equipamentos, tais como:

• Transformadores, que sendo simples de se fabricar, robustos e eficientes,

tornaram possível a elevação e redução de tensão CA a níveis de transmissão e

distribuição.

• Disjuntores, que em corrente alternada podem ser muito menores e eficientes na

proteção de circuitos em caso de sobrecorrentes.

• Motores de indução, especialmente os polifásicos que também são simples,

baratos e robustos e servem para a maioria das aplicações comerciais e

residenciais.

Estes equipamentos e outras técnicas fizeram com que os sistemas de corrente contínua

fossem substituídos quase que totalmente pelos de corrente alternada. Essa solução

encontrada pela humanidade para a transmissão de energia elétrica, na forma de CA, foi e

contínua sendo uma maneira econômica e eficaz de transporte desta energia.


Entretanto, existem problemas de solução relativamente difícil à medida que o valor e a

distância da potência a ser transmitida aumentam, os quais não existiriam se a transmissão

fosse à corrente contínua, tais como:

• Perdas tais como as causadas por fatores de deslocamento não existem em CC.

Assim como os efeitos periféricos e Ferranti.

• Indutâncias mútuas, e reatâncias capacitivas e indutivas são sérios problemas nos

projetos de linhas CA e para as proteções destas.

• Altos custos de desapropriação para implantação de faixas de servidão é grande. O

uso de cabos subterrâneos, que é uma grande solução para resolver este

problema, torna-se complicado devido a problemas de reatâncias dos cabos.

Assim sendo, apesar da aceitação geral da transmissão AC, as vantagens apresentadas pela

transmissão em DC nunca foram esquecidas.

Após a construção de várias linhas experimentais, em 1954 colocou-se em operação o

sistema sueco “Gotland” (utilizando um cabo submarino de 96 km - 100 KV, 200 A, 20 MW,

conectando a ilha de Gotland à Suécia.

A justificativa para a construção desta linha baseou-se na eliminação da construção de

novas centrais térmicas na ilha e na distância bastante grande para usar cabos AC. O fluxo de

potência é geralmente da Suécia para a ilha, porém, em certas condições o contrário se

verifica. Esta linha continua em operação e constitui um excelente exemplo de bom

funcionamento.

O sistema sueco despertou o interesse pela transmissão em corrente contínua em outros

países. A idéia geral não seria a da eliminação dos sistemas AC, mas sim, de complementá-los.

Especificamente, o interesse seria superpor uma linha DC (link DC) de transmissão em um

sistema AC, ou interconectar dois sistemas AC (isolados) através de uma linha de acoplamento

(tie line) em corrente contínua. Geração, utilização e mesmo grande parte da transmissão

permaneceria em AC.

Tais sistemas requerem que o AC seja convertido em DC junto ao terminal fornecedor de

energia e que o DC seja convertido em AC junto ao terminal receptor do sistema de

transmissão. Atualmente a conversão de energia é feita por conversores estáticos, os quais

são denominados retificadores quando transformam AC em DC e inversores quando o caso

contrário.

9.2. CONSTITUIÇÃO DE SISTEMAS DE CORRENTE CONTÍNUA

Um sistema de corrente contínua, tecnicamente chamado de HVDC (corrente contínua

em alta tensão). Referindo-se à figura 56, o sistema de transmissão em DC, na sua forma mais

simples, é constituído das seguintes partes:

• Sistema supridor de corrente alternada.

• Terminal conversor de corrente alternada em contínua chamado RETIFICADOR.

• Linha de transmissão em corrente contínua (elo cc ou link DC).

• Terminal conversor de corrente contínua em alternada chamada INVERSOR.


• Sistema receptor de corrente alternada.

Figura 56: Sistema típico de corrente contínua

Referindo-se à figura 57, um terminal conversor, que seja retificador ou inversor, é

essencialmente constituído dos equipamentos mostrados a seguir.

Figura 57: Terminal conversor e suas principais partes.

A unidade conversora é constituída de:

• Ponte conversora de SCR.

• Transformador conversor com comutação sob carga.

• Reator de corrente contínua.

• Filtros de harmônicos de corrente alternada e contínua.

• Compensadores de reativo.

Os terminais conversores poderão operar como retificador ou inversor, utilizando-se para

talo sistema de controle das pontes.

Para haver a transferência de potência num sistema de corrente contínua, deve-se

manter uma diferença de potencial suficiente entre os dois terminais (extremos da linha), para

assim provocar a transferência de potência do retificador para o inversor.

Referindo-se à figura 56, para a linha de transmissão podemos escrever:

• *+, *+- .+ /012:


• *+, é 5 6207ã/ 05 75í15 1/ :26;<;=51/:. • *+- é 5 6207ã/ 05 206:515 1/ ;0?2:7/:. • @A é 5 :27;76ê0=;5 15 C;0D5 12 6:507E;77ã/. • .+ é 5 =/::2062 =/06í0F5 05 C;0D5 12 6:507E;77ã/.

Da equação anterior temos:

• .+ GHIJGHKL

• 2<2:;01/ M 72 5/ :26;<;=51/: 62E/7: • N+, *+, .+

• N+, *+, GHIJGHKL /012 *+, O *+-

• 2<2:;01/ M 72 5/ ;0?2:7/: 62E/7:

• N+- *+- GHIJGHKL /012 *+, O *+-

• P 12Q201ê0=;5 206:2 N+, 2 N+- é: • N+, N+- .+R

Desprezando as perdas nos terminais conversores, temos que: NST N+, 2 NSR N+-, podemos, então afirmar, que a potência transmitida em um link de corrente contínua é

proporcional à diferença de potencial nos seus extremos. Assim, a potência transmitida pode

ser controlada através do controle de tensão nos terminais do link.

EXEMPLO: Um link DC, de resistência igual a 20 Ω, está operando com tensões terminais de

600 KV e 500 KV. Calcule a variação da potência transmitida, caso a tensão nos terminais do

retificador aumente 5%.

Com 5% de aumento na tensão do retificador:

N+,T 630 10Y Z[Y\J]\\R\ ^ 10Y → N+,T 4095 bc

∆N+,% 36%


9.3. TIPOS DE SISTEMAS DC

Os sistemas DC podem ser classificados em:

a. SISTEMAS MONOPOLARES

Apresentando um único condutor, usualmente o de polaridade negativa, utilizando a

terra ou água (mar) como retorno. A figura ilustra este tipo de sistema DC.

A polaridade negativa é preferida no caso de linhas aéreas devido a um menor efeito

de interferência.

Figura 58: Elo cc monopolar

b. SISTEMAS BIPOLARES

Apresentando-se com dois condutores – um positivo e outro negativo. Cada terminal

apresenta dois conversores de igual valor para a tensão nominal, em série no lado AC. O ponto

central ou neutro (junção dos conversores) do sistema DC é aterrado. Os dois pólos, positivo e

negativo, podem operar independentemente.

Figura 59: Elo cc bipolar

Em condições normais, tendo em vista que os conversores estão suprindo ou

absorvendo o mesmo valor de corrente, não haverá nenhuma corrente de terra. Na

eventualidade de falta em um dos condutores, o outro condutor em conjunto com o retorno

pela terra ou/e água assumiriam metade da potência nominal.


Cada extremidade da linha é provida de um ponto de aterramento (eletrodos de

aterramento), para assegurar a fixação de um ponto de referência com potencial zero para o

bipólo e para permitir, circulação pela terra de pequenas correntes de desbalanço entre pólos,

quando em operação normal bipolar, e da corrente nominal, quando em operação anormal

monopolar, causada pela retirada de operação de um dos bipólos.

c. SISTEMAS HOMOPOLARES

Apresentando dois ou mais condutores todos com a mesma polaridade usualmente

negativa e sempre operando com retorno por terra e/ou água. Na eventualidade da falta de

um dos condutores, o conversor estará inteiramente disponível.

Figura 60: Elo cc homopolar

No caso dos sistemas bipolares, perdendo-se um dos condutores, perdem-se também os

correspondentes condutores. Para o caso dos sistemas homopolares, se forem dimensionados

de modo a admitir certa capacidade de sobrecarga, o sistema DC poderá ainda transportar

mais da metade da potência nominal do sistema, ou ainda, a custa do aumento de perdas,

transportarem toda a capacidade do sistema.

9.4. VANTAGEM DA TRANSMISSÃO EM CORRENTE CONTÍNUA

Os sistemas de transmissão AC e DC apresentam características próprias de aplicação e os

desenvolvimentos futuros irão sem dúvidas prosseguir em ambos os casos. Entretanto para

uma determinada aplicação o interesse da escolha prende-se à maneira mais econômica de se

transmitir com certo grau de confiabilidade uma quantidade de potência, com certo fator de

potência, através de certa distância.

LIMITE DE TENSÃO

A tensão normal de trabalho e as sobre tensões causadas por chaveamento e descargas

atmosféricas, devem ser limitadas a valores que não causam ruptura de isolação. Em sistemas

de transmissão CC, apresentam normalmente valor mais baixo de surto de tensão oriundo de

manobras no sistema.

POTÊNCIA REATIVA E REGULAÇÃO DE TENSÃO

Em linhas aéreas longos de tensão alternada, a produção e o consumo de potência reativa,

pela própria linha, constituem-se em um sério problema. A linha DC não requer este tipo de

potência para a sua geração.


Os conversores colocados nos extremos da linha, entretanto, absorvem potência reativa

indutiva a ser suprida pelo sistema CA. A potência reativa neste caso varia com a potência a ser

transmitida e é independente do comprimento da linha. Usualmente, capacitores paralelos ou

condensadores síncronos são instalados para o suprimento dos reativos necessários (ou parte

dele). O problema da necessidade de reativo constitui também uma dificuldade para o uso da

transmissão em DC, porém a solução é mais fácil.

ESTABILIDADE

O problema da estabilidade ou da operação síncrona constitui um dos problemas mais

sérios para os sistemas de transmissão em CA à longa distância.

Um sistema de transmissão em corrente contínua, não apresenta problemas de

estabilidade. Dois sistemas AC interconectados por uma linha DC não operam em sincronismo,

mesmo que suas freqüências sejam iguais.

Os dois sistemas AC podem mesmo operar com freqüências diferentes, por exemplo, um

50 Hz e outro 60 Hz. Certamente cada sistema AC poderá ter seus problemas particulares de

estabilidade.

As linhas DC podem ainda melhorar as características de estabilidade dos sistemas AC

interligados pela mesma. Além disso, pode-se ainda efetuar um controle de freqüência dos

sistemas.

DISJUNTORES E CORRENTES DE CURTO CIRCUITO

A corrente alternada apresenta, para os disjuntores, a vantagem de ocorrem zeros de

corrente duas vezes por ciclo. Em corrente contínua não existe esta vantagem e os disjuntores

deveriam, desta forma, levar a corrente à zero.

Porém, em transmissão DC de dois terminais, as faltas na linha e nos conversores são

extintas através do controle de disparo das válvulas conversoras que bloqueiam

temporariamente a corrente.

Quando se interliga sistemas alternados através de um a linha AC, aumentam as correntes

de curto circuito do sistema e, às vezes, as mesmas podem exceder a capacidade de extinção

dos disjuntores existentes, requerendo assim, a substituição por disjuntores por capacidade

maior.

Por outro lado, a interligação de sistemas de corrente alternada, através de um sistema de

corrente contínua, não aumenta muito a corrente de curto circuito do sistema AC, não sendo

necessária a troca dos disjuntores.

POTÊNCIA POR CONDUTOR E POR CIRCUITO

Suponha que uma linha AC e uma linha DC sejam construídas com os mesmos tipos de

condutores e isoladores. Qual seria a relação entre as potências por condutor nos dois casos?

Assumindo que em cada caso a potência é limitada pela temperatura que os condutores

atingirão, então a corrente contínua (ID) será igual ao valor eficaz (Ia) da corrente alternada.


Vamos também supor que os isoladores suportem o mesmo valor de pico de tensão (com

relação a terra), em ambos os casos. Então a tensão contínua é:

+ fSg √2 . S P Q/6ê0=;5 Q/: =/01F6/: é: N+ +. .+

P Q/6ê0=;5 P Q/: =/01F6/:: N5 S . .S . cos m

A relação Hn

é:

H@oAn@oA pH .qH

pn .qn

Assumindo cos r 0.945 s Hn

1,5

Seja agora a comparação de um sistema trifásico AC com um sistema DC bipolar. As

potências para cada caso são dadas por:

N+@oA 2N1

NS@oA 3N5

P :2C5çã/ H@uAn@uA

é: H@uAn@uA

R+YS 1

Ambas as linhas podem transmitir a mesma potência. A linha DC é, entretanto simples e

mais barata, uma vez que emprega dois condutores e não três. Uma linha aérea DC requer

apenas 2/3 do número de isoladores e as torres serão mais baratas, simples e mais estreitas.

Ambas as linhas apresentam as mesmas perdas por condutor, conseqüentemente, a

porcentagem de perdas na linha DC é de 2/3 da linha AC.

Embora o exemplo dado seja bastante ilustrativo, na maioria dos casos o limite de

potência não é determinado pelo limite térmico, mas sim por outros fatores. A relação entre

as potências DC por condutor e AC (antes igual a 1.5), pode atingir valores maiores. Uma

relação igual a quatro tem sido verificado em certos casos.

RETORNO PELA TERRA

Uma linha DC bipolar apresenta confiabilidade superior à de uma linha AC, visto que caso

ocorra uma falta em um dos condutores da linha DC (queda do condutor, por exemplo), o

outro pode continuar a operar com retorno pela terra durante o período necessário para

reparo do defeito.


No caso de se utilizar uma linha DC com retorno permanente pela terra, deve ser

observado que correntes de terra podem causar corrosão eletrolítica, em estruturas metálicas

enterradas.

EQUIPAMENTO TERMINAL E HARMÔNICOS

Os conversores utilizados nos terminais do sistema DC são bastante onerosos e

apresentam inconvenientes de produzirem harmônicos de tensão e corrente, nos sistemas AC

e DC.

Estes harmônicos podem ser introduzidos na rede AC, além de causar interferências

telefônicas, acarretando desta forma, a necessidade de instalação de filtros nos estações

conversoras para reduzir a magnitude dos referidos harmônicos.

A utilização destes filtros conduz a um aumento nos custos das estações conversoras;

porém, os capacitores empregados no sistema AC servem também para suprir parte da

potência reativa (em freqüência industrial) requerida pelos conversores.

9.5. FATORES ECONÔMICOS

O custo por unidade de comprimento de uma linha DC é bastante inferior de uma AC para

a mesma potência e comparável confiabilidade, entretanto, o custo do equipamento terminal

é muito maior que o de uma linha AC.

Nas figuras 61(a) e 61(b) podem ser vistos os equipamentos terminais para os sistemas de

transmissão em AC e DC, bem como as estruturas das torres de transmissão, utilizadas para

sistemas de transmissão equivalentes.

Devido ao fato de que os equipamentos terminais dos sistemas HVDC terem um custo

maior, o investimento para a implantação das estações terminais destes sistemas é

substancialmente maior quando comparado a uma subestação em corrente alternada. Estes

valores são ilustrados no gráfico da figura xx, pelos pontos de corte no eixo vertical, por outro

lado, devida a economia em estruturas, cabos e isoladores, tem-se um custo da linha cc por

unidade de comprimento inferior.


Figura 61: Equipamentos terminais e estruturas das torres de transmissão para CA e CC.

Figura 62: Custos comparativos para a transmissão aérea em CA e CC

A inclinação de cada reta é correspondente ao custo da linha por unidade de comprimento

e dos equipamentos e acessórios que variam com o comprimento da linha. Para distâncias

inferiores àquela determinada pelo ponto crítico, a transmissão CA apresenta menor custo e o

oposto ocorre para distâncias superiores.

A distância de 450 km, citada como exemplo, é apenas um caso particular. Estudos

publicados têm mostrado que o ponto crítico situa-se numa faixa de 350 a 750 km. Tal

variação se deve à características especificas de cada sistema de transmissão, e, sobretudo

devido a redução de custos associados às estações HVDC, relacionados com a evolução

tecnológica e produção em escala dos equipamentos terminais.

9.6. PRINCIPAIS APLICAÇÕES DA TRANSMISSÃO CC

Após as discussões realizadas nos itens anteriores, a transmissão em corrente contínua

seria indicada nas seguintes situações:

a. Para cabos de travessia marítima envolvendo distância superior a 35 km, por

exemplo.

b. Para interconectar sistemas AC com freqüências diferentes ou onde não haja

interesse em sincronizar os dois sistemas AC.

c. Para transmitir grandes potências a grandes distâncias, utilizando linhas aéreas.

d. Para transporte de energia em zonas urbanas congestionadas onde as distâncias

envolvidas tornariam impraticável o uso de cabos AC.


REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

BORGES, WILSON MARTINS. Harmônicas em Conversores com Capacitores de Comutação.

Ilha Solteira – SP, 2005. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) – Faculdade de

Engenharia de Ilha Solteira.

LEÃO, RUTH. Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica. Universidade

Federal do Ceará – 2009.

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