Interligação de sistema isolado ao SIN

jan, 2015

Edição 107 – Dezembro de 2014
Por Antonio Ricardo Tenório, Daniele da Motta, Paulo Eduardo Quintão, Leonardo Soares, Eliane de Fátima Silva e Antonio Felipe Aquino*

Desafios da integração elétrica dos sistemas de Manaus e Macapá ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

O suprimento de energia elétrica às cidades de Manaus e Macapá é feito atualmente pelos sistemas isolados de concessão da Eletrobras Eletronorte, agentes de distribuição e outros agentes de geração. Vários estudos foram realizados nas últimas décadas para incorporar estes sistemas isolados ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Em 2003, um estudo desenvolvido pelo então Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE) concluiu pela atratividade da incorporação desses sistemas isolados da região amazônica ao SIN. Estudos de viabilidade técnico-econômica concluíram, mais tarde, que a melhor alternativa de integração desses sistemas isolados era a construção de um circuito duplo (CD), na mesma torre, na tensão de 500 kV ligando a UHE Tucuruí até a cidade de Manaus, formando o circuito Tucuruí – Xingu – Jurupari – Oriximiná – Silves – Lechuga em uma extensão de 1418 km. Para atendimento à cidade de Macapá foi recomendado um CD, na mesma torre, em 230 kV, a partir da subestação de Jurupari, com seccionamento em Laranjal do Jari, em um total de 334 km. O empreendimento, denominado de interligação Tucuruí – Macapá – Manaus (TMM), foi divido em três lotes, envolvendo 18 bancos de capacitores série (BCS) fixos, com grau de compensação médio de 70% e 4 CER. O presente trabalho apresentará os resultados dos estudos pré-operacionais para a configuração dos sistemas Manaus e Macapá sem considerar eventuais atrasos nas obras internas a esses sistemas para permitir sua integração ao SIN.

Características básicas do empreendimento

A integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá por meio de longas linhas de transmissão de 500 kV, com graus de compensação série e shunt elevados, em configuração radial e contando com a operação de três CER em 500 kV (SE Jurupari, Oriximiná e Silves) e um CER na SE Macapá 230 kV, constitui um grande desafio em termos de estudos de regime permanente, dinâmico e de transitório eletromagnético; não sendo este último objeto do presente trabalho. Salienta-se que a integração de novos sistemas isolados, via de regra, é um processo difícil e desafiador. O recente caso da integração do Acre-Rondônia ao SIN é um exemplo que não deve ser esquecido. Os principais desafios estão associados às dificuldades para obtenção de dados confiáveis dos sistemas elétricos e modelos dos geradores e outros controladores das características dos geradores que serão integrados com relação aos requisitos dos Procedimentos de Rede do ONS, conhecimento das especificidades das redes isoladas existentes, etc.

Esta seção apresenta as principais características dos circuitos, reatores, bancos de capacitores série e compensadores estáticos integrantes do empreendimento. A Figura 1 apresenta a interligação TMM em um diagrama eletrogeográfico e sua extensão até atingir a SE Lechuga, na área metropolitana de Manaus. Esta interligação foi dividida em três lotes, envolvendo 18 BCS fixos, com grau de compensação médio de 70%, e quatro CER, sendo três no sistema de 500 kV e um no sistema de 230 kV para atendimento a Macapá.


Figura 1 – Diagrama eletrogeográfico mostrando a interligação TMM.

Os parâmetros elétricos das linhas de transmissão de 500 kV e 230 kV são apresentados na Tabela 1.

 

A Tabela 2 apresenta de forma resumida a compensação de reativos em derivação e série da interligação TMM. Os parques térmicos e as usinas hidrelétricas dos sistemas Macapá e Manaus consideradas nos estudos pré-operacionais da interligação TMM são mostrados na Tabela 3.

 

 

As principais dificuldades para a obtenção dos dados referentes aos sistemas isolados de Macapá e Manaus – incluindo dados de geradores e modelos de reguladores de tensão, velocidade e estabilizadores – foram as seguintes:

• Dificuldade inicial para contato com os agentes de geração visando a obtenção dos dados dos geradores e respectivos controladores, principalmente devido ao fato de que eles operam atualmente em um sistema isolado e não tinham ainda relacionamento com o ONS;

• Como após a interligação somente irão ficar em operação usinas a gás, a maioria dos Produtores Independentes de Energia (PIE) estão convertendo suas usinas, que hoje operam a óleo, para gás para a operação após a interligação; desta forma alguns agentes ainda não têm os ajustes finais dos controladores das unidades geradoras.

Estudos de manobras

A interligação Tucuruí–Macapá–Manaus estará sujeita a diversas perturbações ao longo dos seus quase 1.800 km, desde contingências simples até contingências duplas que poderão ocasionar a separação dos sistemas Manaus e Macapá do SIN. Para dar cobertura às diversas condições possíveis, foram definidos os procedimentos a serem adotados para manobras dos circuitos de 500 kV e 230 kV da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus para as diversas configurações possíveis pós-contingências, bem como para colocação em op

eração da interligação em questão.

Recomposição

A recomposição do tronco de 500 kV da SE Tucuruí 2 até a SE Lechuga poderá ser realizada desde que sejam respeitadas as seguintes condições:

• Sentido obrigatório de energização a partir da SE 500 kV Tucuruí II. A recomposição a partir da SE 500 kV Lechuga é proibida;

• Sincronizadas pelo menos 10 unidades geradoras ou 8 unidades geradoras + 1 compensador síncrono ou 5 unidades geradoras + 3 compensadores síncronos na UHE Tucuruí; Tensão na SE 500 kV Tucuruí 2 igual ou inferior a 540 kV;

• Todos os BCS previamente bypassados; Prévia energização do(s) reator(es) no barramento do terminal emissor da LT a ser energizada;

• A tomada de carga será iniciada preferencialmente na SE Manaus que receberá tensão a partir da LT 230 kV Lechuga–Manaus e poderá ser energizada desde que a tensão na SE 230 kV Lechuga seja igual ou inferior a 228 kV;

• A SE Macapá poderá tomar carga após receber tensão a partir da energização das LT 230 kV Jurupari–Laranjal e Laranjal–Macapá, que só poderá ser realizada com tensão igual ou inferior a 226 kV na SE 230 kV Jurupari e após fluxo de potência ativa na LT 500 kV Jurupari – Oriximiná;

• Os BCS de todas as LT só poderão entrar em operação após o fechamento de paralelo com o sistema Manaus;

• Após tomada de carga em Manaus, poderá ter início a energização do segundo circuito do tronco de 500 kV Tucuruí–Xingu–Jurupari–Oriximiná–Silves–Lechuga, desde que haja folga para absorção de até 300 Mvar na UHE Tucuruí.

Energização e desenergização

Para a energização e desenergização das LT em 230 kV e 500 kV foram definidas tensões pré-manobra de forma a atender aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede do ONS. Adicionalmente, devem ser atendidos os seguintes condicionantes:

• O sentido normal de energização da LT será sempre a partir do terminal eletricamente mais próximo da UHE Tucuruí, ou seja, aquele de maior potência de curto-circuito. Analogamente, o sentido normal de desenergização será sempre a partir do terminal eletricamente mais distante da UHE Tucuruí;

• BCS da LT sob manobra previamente bypassados.

Considerando o elevado grau de compensação reativa da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus e as condições mínimas indicadas para a UHE Tucuruí, não foram verificadas maiores dificuldades para a realização de manobras de desenergização e de energização tanto para configurações de desligamento parcial quanto para recomposição total da interligação.

Estudo de controle de tensão

Para obtenção de níveis de tensão adequados em seus barramentos, a interligação Tucuruí–Macapá–Manaus conta com os seguintes recursos para controle do perfil de tensão:

• Unidades geradoras e compensadores síncronos da UHE Tucuruí;

• Reatores shunt e compensadores estáticos apresentados na Tabela 2;

• Bancos de capacitores na SE 230 kV Lechuga – 4 x 55 Mvar;

• LTC dos autotransformadores 500/230 kV da SE Jurupari – 2 x 450 MVA;

• LTC dos autotransformadores 500/230 kV da SE Lechuga – 3 x 600 MVA;

• O ponto de valor mais alto de tensão no tronco de 500 kV da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus é o barramento dos BCS Xingu, na LT Xingu–Jurupari, podendo haver dificuldade para atendimento do limite máximo de 110% (550 kV) em cenários de baixo carregamento na interligação associado à baixa geração na UHE Tucuruí. Em caso de esgotamento de todos os recursos para controle de tensão, deverão ser bypassados os próprios BCS Xingu, para eliminação da violação de tensão nos mesmos;

• Todos os reatores de barra da interligação Tucuruí – Macapá – Manaus apresentados na Tabela 2 poderão permanecer ligados em qualquer cenário de carga e importação pelos sistemas Macapá e Manaus;

• Os bancos de capacitores na SE 230 kV Lechuga poderão estar em operação ou não, de acordo com a necessidade de controle de tensão do sistema Manaus;

• É desejável que os CER operem com potência reativa em torno de zero, salvo em condições de esgotamento de potência reativa na UHE Tucuruí e/ou quando os demais recursos não forem suficientes para manter o perfil de tensão da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus dentro da faixa de operação normal;

• Em relação ao SIN, mais especificamente ao Sistema Norte e à interligação Norte/Sudeste, a entrada em operação da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus não altera as diretrizes para controle de tensão vigentes.

Estudo de sincronismo

Para análise da sincronização dos sistemas Manaus e Macapá com o SIN, buscaram-se condições de carga e geração que maximizassem a defasagem angular entre os polos do disjuntor a ser fechado. Para formação dos sistemas ilhados Manaus e Macapá, foi mantida a geração interna mínima possível, respeitando-se as inflexibilidades das usinas térmicas e a carga total foi reduzida para manutenção do equilíbrio carga-geração das respectivas ilhas.

Os estudos de fechamento de anel foram realizados tanto para a configuração de rede completa quanto para rede alterada, uma vez que poderá ser necessário manobrar as linhas de transmissão quando outros elementos da rede estiverem fora de operação. Para tanto, pesquisou-se a configuração mais crítica, a qual contemplava a indisponibilidade de uma linha de transmissão que maximizasse a defasagem angular entre os terminais da linha de transmissão cuja manobra está sendo estudada.

A partir dos cenários operativos supracitados, foram determinados os ajustes para os relés de verificação de sincronismo apresentados nos subitens adiante, que garantirão o atendimento aos Procedimentos de Rede do ONS, que estabelece que as variações instantâneas de potência nas unidades geradoras no instante da manobra sejam inferiores a 50% da potência nominal aparente das mesmas.

No sistema Manaus, os limites para o s

incronismo desse sistema com o SIN estão associados às unidades geradoras da UTE Cristiano Rocha. No caso do sistema Macapá, os limites estão associados aos geradores da UTE Santana 2.

Rede de recomposição

Para a configuração em que está energizado em vazio todo o tronco em 500 kV entre as subestações Tucuruí e Lechuga, com os BCS bypassados, o fechamento de paralelo com os sistemas Manaus e Macapá deverá ser feito respeitando-se as condições apresentadas na Tabela 4.

 

Perdas duplas de LT

Caso ocorra perda dupla em qualquer dos trechos da interligação Tucuruí–Macapá–Manaus, o sincronismo do SIN com os sistemas Manaus e Macapá poderá ser realizado no próprio trecho, respeitando-se as condições apresentadas na Tabela 5. Neste caso, os BCS dos circuitos que não estão sob manobra foram considerados em operação, o que resulta em maiores impactos e conduz a maiores restrições nos ajustes para fechamento.

Estudo de desempenho dinâmico

As simulações e análises realizadas para avaliação da estabilidade eletromecânica da interligação TMM têm como premissas os critérios estabelecidos no submódulo 23.3 dos Procedimento de Rede do ONS.

Antes do início dos estudos de estabilidade eletromecânica foi feita uma modelagem detalhada de todos os equipamentos responsáveis pelo desempenho dinâmico do sistema, a partir de dados informados pelos agentes envolvidos. Foram modelados os quatro CER das redes de 500 kV e 230 kV da interligação, assim como os geradores e seus respectivos controladores (reguladores de tensão, velocidade e estabilizadores), dos sistemas Manaus e Macapá que irão ficar em operação após a interligação com o SIN.

Foi definida uma lista de contingências duplas e simples nos sistemas de transmissão de 500 kV e 230 kV da interligação TMM e também no sistema Manaus 230 kV, que farão parte da Rede Básica.

Os sistemas Manaus e Macapá atualmente têm grande parte da carga atendida por usinas a óleo que, conforme planejado, irão sair de operação paulatinamente após a interligação. Para o sistema Manaus, por exemplo, em carga pesada, a saída de operação dessas usinas representa cerca de 50% do atendimento da carga da área. Desta forma, os cenários de intercâmbio analisados são de importação e, sendo assim, todas as contingências duplas nas redes de 500 kV e 230 kV da interligação TMM provocam a atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC) em Manaus e Macapá ou somente em uma delas, dependendo do trecho onde houver a contingência dupla.

A perda dupla da LT 500 kV Xingu-Jurupari (trecho inicial da interligação) resulta na formação de uma ilha elétrica dos sistemas Manaus e Macapá. Conforme mencionado, neste caso há a atuação do ERAC em ambos os sistemas, e a ilha formada é estável. Para as contingências simples no tronco de transmissão, diante do seu baixo carregamento, não houve qualquer problema de estabilidade.

As contingências duplas na rede de 230 kV de Manaus são bastante severas do ponto de vista de carregamento de circuitos pós-contingência, uma vez que a rede entre as SE Manaus e Mauá 3 é fechada em anel através de uma rede de 69 kV, consequentemente com baixa capacidade de transmissão. Para todas as contingências duplas analisadas, há sobrecargas em linhas de transmissão de 69 kV, em alguns casos chegando até cerca de 70% do carregamento nominal e também nos transformadores 230/69 kV da SE Manaus. Em todos os casos, as sobrecargas podem ser eliminadas através de cortes de carga nas subestações terminais dos circuitos em sobrecarga, por meio de esquemas de corte de carga locais. Da mesma forma que para a interligação TMM não houve qualquer problema de estabilidade para contingências simples no sistema Manaus 230 kV.

Para a contingência dupla da LT 230 kV Jurupari-Laranjal, apesar da atuação correta do ERAC, foi observada a perda de sincronismo das unidades geradoras da UHE Coaracy Nunes no sistema Macapá para casos onde o somatório do fluxo de potência ativa nos dois circuitos era superior a 100 MW pré-contingência. A perda dupla do circuito Jurupari-Laranjal, associado à perda de sincronismo dessas unidades geradoras usina, provocará um blecaute no sistema Macapá. De forma a evitar tais problemas, foi proposto um Sistema Especial de Proteção (SEP), que irá cortar imediatamente todas as cargas conectadas à SE Laranjal na perda dupla da LT 230 kV Jurupari–Laranjal, caso o somatório do fluxo de potência ativa nos dois circuitos pré-contingência seja superior a 100 MW.

Para o correto desempenho do sistema para as contingências analisadas também foi recomendado o ajuste da estratégia de bloqueio por subtensão dos quatro CER da interligação TMM, conforme a Tabela 6, em que as tensões apresentadas são valores mínimos das tensões fase-neutro e fase-fase, para melhor seletividade na atuação da estratégia:

 

Estudo de determinação de limites de transmissão

Os limites de intercâmbio entre os sistemas Manaus e Macapá e o SIN serão impostos pelas próprias características dos sistemas. De fato, conforme abordado anteriormente, para fazer diante de eventuais perdas duplas na interligação TMM – contingência que não pode ser desprezada – faz-se necessário manter geração sincronizada internamente aos sistemas Manaus e Macapá.

Na prática, a importação de energia do SIN estará limitada a cerca de 50% da carga dos sistemas Manaus e Macapá. A outra metade da carga deverá ser suprida localmente, através da geração interna disponível. Essa providência garante um desempenho dinâmico adequado para esses sistemas, com atuação satisfatória do ERAC após a separação do SIN, quando de contingências duplas ou simples com indisponibilidade na interligação TMM.

Para os cenários examinados, por exemplo, a importação máxima do sistema M

anaus será de cerca de 700 MW, valor bastante inferior ao limite de estabilidade para perdas simples na interligação TMM.

Estudo de superação de disjuntores

Com a configuração atual do sistema Manaus, isto é, considerando os barramentos de Mauá e Manaus 69 kV segregados, e com a integração dos sistemas Manaus e Macapá ao SIN, foi detectada apenas um disjuntor de

69 kV da SE Santana em estado de alerta por corrente de curto-circuito simétrica. Apesar de nenhuma instalação ter apresentado superação de disjuntor, algumas instalações tiveram evolução significativa dos níveis de curtocircuito.

Para as quarenta e quatro instalações que apresentaram variação percentual de nível de curto-circuito de ±10%, o ONS recomendou que os Agentes concessionários destas instalações verificassem os ajustes de suas proteções.

Caso venha a ser necessário o fechamento dos barramentos de 69 kV das SE Mauá e Manaus, o montante de disjuntores superados no sistema Manaus chegaria a sessenta e três unidades, o que demandaria um grande esforço de engenharia e financeiro para substituí-los.

Sistemas especiais de proteção e ajustes das proteções sistêmicas

SEP – Esquema de corte de carga na SE Laranjal quando da contingência dupla da LT 230 kV Jurupari-Laranjal

Nas simulações realizadas nos estudos pré-operacionais, foi observado que as unidades geradoras 1 e 2 da UHE Coaracy Nunes perdem sincronismo na contingência dupla da LT 230 kV Jurupari-Laranjal, quando o somatório dos fluxos de potência ativa nos dois circuitos antes da contingência é superior a 100 MW, indicando a necessidade de implantação de um SEP para corte total das cargas conectadas a SE Laranjal, quando dessa contingência dupla.

A rede elétrica da área Macapá está sendo revista no âmbito dos estudos do segundo quadrimestre de 2013. Dessa forma, a real necessidade de implantação de um SEP para corte das cargas conectadas à SE Laranjal, quando de contingência dupla, será reavaliada tão logo essa rede esteja definida.

Ajustes das proteções sistêmicas Esquema regional de alívio de carga (ERAC)

Anteriormente, foram apresentadas as principais conclusões obtidas a partir das simulações dinâmicas das contingências duplas dos troncos de 230 e 500 kV na interligação TMM que provocam o ilhamento das áreas de Manaus e/ou Macapá. Para essas contingências foi dimensionado um ERAC, de forma a reestabelecer o equilíbrio carga versus geração e atender, mesmo que parcialmente, parte da carga dessas áreas por meio da formação de ilhas elétricas dinamicamente estáveis.

Para o dimensionamento do ERAC foram considerados os ajustes das proteções de sub e sobrefrequência das unidades geradoras, conforme informações prestadas pelos agentes de geração da área, de modo que não houvesse desligamento das mesmas devido à atuação dessas proteções.

As Tabelas 7 e 8 apresentam os ajustes do ERAC proposto. Esses ajustes foram utilizados em todas as simulações desse trabalho e apresentou desempenho dinâmico satisfatório, apesar da severidade das contingências.

  

 

Adicionalmente, foram realizadas simulações para verificar a adequação dos ajustes propostos do ERAC da Área Manaus em cenários com importação da área variando de importação nula a 50% de importação. Os resultados das simulações mostram que os ajustes propostos para o ERAC apresentam desempenho adequado para os diversos valores de intercâmbio das áreas Manaus e Macapá.

Proteção de sobretensão instantânea e temporizada

Considerando os resultados dos estudos de energização de linhas, bem como os ajustes das proteções de sobretensão atualmente implantados nas linhas existentes, foram propostos ajustes para as proteções das linhas de 500 e 230 kV da interligação Tucuruí-Macapá-Manaus. Os ajustes propostos para o sistema de 500 kV entre Tucuruí II-Lechuga são mostrados na Tabela 9. Também foram propostos ajustes para os sistemas de 230 kV de Manaus e Macapá.

 

Conclusão

Os estudos pré-operacionais para a integração dos sistemas isolados de Manaus e Macapá mostraram-se complexos e desafiadores. No início desses estudos, o ONS enfrentou alguns problemas para a obtenção de dados dos Agentes de transmissão e geração, em um ambiente ainda novo para alguns desses Agentes. Além disso, a conversão de muitos PIE de óleo combustível para gás natural em Manaus atrasou a definição de modelos dinâmicos desses geradores.

O fato de essa interligação possuir 18 BCS e 4 CER, além de sua vasta extensão, fez com que os estudos se tornassem difíceis notadamente nas condições de ilhamento. Para que as ilhas elétricas resultantes das perdas duplas fossem estáveis, foi definido um ERAC de atuação rápida, com cinco estágios e baseado em taxa de variação de frequência e frequência absoluta de retaguarda. Além disso, como resultado dos estudos pré-operacionais foram definidos os ajustes das proteções sistêmicas, os ajustes sistêmicos dos CERs, os pré-requisitos para sincronismo, as diretrizes para controle de tensão e energização/desenergização de circuitos.

Por fim, cabe salientar que o presente trabalho abordou a interligação TMM considerando que todas as obras internas estruturais aos sistemas Manaus e Macapá estarão comissionadas na data de entrada em operação desta interligação. Importante também salientar que a experiência da interligação Acre-Rondônia foi levada
em consideração nesses estudos de integração da interligação TMM.

 


Referências bibliográficas

• Procedimentos de Rede do ONS – Submódulo 23.3 – Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos.

• Relatório ONS RE 3/196/2012 – Estudos Préoperacionais Associados à Interligação em 500 kV Tucuruí- Macapá-Manaus.

• Edital do Leilão 004/2008-ANEEL – Anexos 6A, 6B, 6C – Interligação Tucuruí-Macapá-Manaus.


*Antonio Ricardo de Mattos Tenório é engenheiro eletricista e pós-graduado em Sistemas Elétricos. Mestre pela Universidade de Manchester, na Inglaterra, trabalha desde 2004 no ONS, na área de estudos especiais, como engenheiro especialista. É membro do IEEE e do Cigré-Brasil.

Daniele de Vasconcelos Pereira da Motta é engenheira eletricista e mestre em Sistemas de Potência. Atua como engenheira de sistemas de potência no ONS desde 1999.

Paulo Eduardo Martins Quintão é engenheiro eletricista, com mestrado em engenharia elétrica pela Coppe/ UFRJ. Trabalha no ONS na Gerência de Estudos Especiais – GPE2.

Leonardo Cortes Soares é engenheiro eletricista e atua como engenheiro de sistemas de potência no ONS.

Eliane de Fátima Silva é engenheira eletricista e pós-graduada pela UFSC. É engenheira do ONS.

Antonio Felipe da Cunha de Aquino é engenheiro eletricista, com mestrado e doutorado em engenharia elétrica pela Coppe/UFRJ. Desde 2000 trabalha no ONS com análise de sistemas de potência, ocupando o cargo de gerente na Gerência de Estudos Especiais – GPE2.


Este trabalho foi originalmente apresentado durante o XXII Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), realizado em Brasília (DF), de 13 a 16 de outubro de 2013.


 

 

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