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Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica

em um Sistema de Distribuição em 138 kV

Marcos Cesar Rocha Filho

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade

Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de Engenheiro.

Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis, D.Sc

Rio de Janeiro

Janeiro – 2015

Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica

em um Sistema de Distribuição em 138 kV


PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS

PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinada por:

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

Janeiro - 2015

ii

Rocha Filho, Marcos Cesar

Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central

Hidrelétrica em um Sistema de Distribuição em 138 kV / Marcos

Cesar Rocha Filho. Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica,

2015.

XIII, 65 p.: il.; 29,7 cm.

Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis.

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de

Engenharia Elétrica, 2015.

Referências Bibliográficas: p. 53.

1. Geração Distribuída. 2. Pequena Central Hidrelétrica. 3.

Análise de Regime Permanente. 4. Análise de Estabilidade

Eletromecânica.

I. Assis, Tatiana Mariano Lessa de. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia

Elétrica. III. Análise Técnica da Inserção de uma Pequena

Central Hidrelétrica em um Sistema de Distribuição em 138

kV.

iii

Aos meus pais e irmãos,

pelo apoio e suporte em todo tempo,

dedico este trabalho.

iv

Agradecimentos

Primeiramente, agradeço a Deus, autor e consumador da minha fé, pelo Seu imenso

amor e fidelidade, e por ter permitido que eu chegasse até aqui.

Agradeço à minha família, por ter me apoiado desde o momento em que optei por esse

curso, e por ter me amparado nos momentos em que parecia impossível prosseguir. Aos

meus pais Marcos e Aparecida agradeço pelo carinho e compreensão. Aos meus irmãos

Thiago e Ludmila agradeço pela parceria e pelas muitas palavras inspiradoras que

certamente me ajudaram nessa caminhada. Agradeço também aos meus cunhados Leandro

e Carol, por me amarem e apoiarem como a um irmão.

Aos meus avós Carlos e Neide, por sempre torcerem pelo meu sucesso. À minha avó

Bernardete, pelo exemplo que é para a minha vida. A todos os meus primos e tias,

agradeço por representar o verdadeiro significado de família, unida e suportando as dores

uns dos outros.

À minha namorada, Daniela, que me deu a motivação que eu precisava neste último

ano de curso, e por fazer os meus dias muito mais felizes depois que a encontrei. Por me

ensinar um lado do amor que eu não conhecia, e por me completar como mais ninguém

poderia.

Aos meus amigos, quase irmãos, Anderson, Thales e Daury, agradeço pelos conselhos,

broncas e desabafos, e pela confiança mútua que existe entre nós.

Agradeço aos meus colegas de curso, em especial à Hannah e Sabrina, pelas inúmeras

vezes que me ajudaram, seja por meio de uma explicação às vésperas de uma prova, ou

uma conversa no intervalo das aulas que descontraía o stress do curso, que não foi pouco.

Agradeço também aos meus colegas da Light por me proporcionarem um ambiente de

muito aprendizado e crescimento profissional, em especial ao meu coach Felipe, por estar

sempre disposto a me ajudar, e ao Diego, cuja ajuda neste projeto foi fundamental para a

conclusão do mesmo.

Por fim, porém não menos importante, agradeço aos meus professores ao longo desse

curso, pelo conhecimento compartilhado e pela troca de experiências. Em especial,

agradeço ao professor Helói, pela inspiração e por me fazer entender o papel de um

engenheiro eletricista, e também à minha orientadora, Tatiana, pela paciência e disposição

para tirar minhas dúvidas, mesmo tão atarefada.

v

“Porque assim como os céus são mais altos do que a terra,

assim são os meus caminhos mais altos

do que os vossos caminhos,

e os meus pensamentos

mais altos do que os vossos pensamentos.”

Isaías 55:9

vi

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte dos

requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica em um Sistema de

Distribuição em 138 kV


Janeiro / 2015

Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Curso: Engenharia Elétrica

O presente trabalho apresenta estudos elétricos da inserção de uma usina de geração

distribuída no sistema elétrico brasileiro. Alguns conceitos básicos de um sistema

elétrico de potência, ressaltando os setores da geração e da distribuição são descritos.

Características do conceito de geração distribuída são detalhadas, procurando entender a

influência da inserção de unidades geradoras próximas às cargas de destino. Entre as

fontes de geração que fazem parte do conceito de geração distribuída, é dada uma

atenção maior às pequenas centrais hidrelétricas (PCH), que têm aumentado sua

participação na matriz energética brasileira. Em especial, este trabalho apresenta um

estudo do empreendimento conhecido como a PCH Lajes, usina em construção, com

prazo previsto para entrada em operação em 2016. As características principais desse

empreendimento são descritas, bem como os detalhes históricos e operativos do

Complexo de Lajes, conglomerado de usinas hidrelétricas na qual esta nova usina será

implantada. É feito um estudo de regime permanente, avaliando os níveis de tensão nas

barras e os carregamentos nas linhas, em estado normal e com a presença de algumas

contingências, de forma a avaliar o impacto da introdução da PCH Lajes no sistema de

distribuição em 138 kV da Light Energia. É também feito um estudo de estabilidade

transitória mediante a aplicação de curtos-circuitos e de eventos como a perda de

unidades geradoras, de forma a avaliar o comportamento dinâmico do sistema após a

inserção da nova usina.

vii

Abstract of Undergraduate Project presumed to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Engineer.

Technical Analysis of a Small Hydro Power Plant in a 138 kV Distribution System


Advisor: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Course: Electrical Engineering

This work presents electrical studies when a distributed generation plant is inserted

in the Brazilian electrical system. Some basics of an electric power system, emphasizing

the sectors of generation and distribution are described. Distributed generation defining

features are detailed, trying to understand the influence of generating units near to target

loads. Among the generation sources that are part of the concept of distributed

generation is given greater attention to small hydroelectric plants, which have increased

their participation in the Brazilian energy matrix. In particular, this work presents a

study of the project known as Small Hydro Power Plant Lajes, a hydroplant with

deadline for entry into operation in 2016. The main features of this project are

described, as well as the historical and operational details of the Complexo de Lajes,

conglomerate of hydroelectric plants in which this new plant will be located. A study of

steady state is made, evaluating the voltage levels on the bars and shipments in the lines,

in normal state and in the presence of certain faults, to assess the impact of the

introduction of the Small Hydro Power Plant Lajes in the 138 kV distribution system of

Light Energia. It’s also made a study of transient stability by applying short circuits and

events such as the loss of generating units in order to evaluate the dynamic behavior of

complex machines after the insertion of this new hydroplant.

viii

SUMÁRIO

CAPÍTULO 1 .................................................................................................................. 1

INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 1

1.1 Apresentação ................................................................................................................... 1

1.2 Objetivo e Motivação ...................................................................................................... 2

1.3 Estrutura do Projeto ....................................................................................................... 3

CAPÍTULO 2 .................................................................................................................. 4

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA .......................................................................................... 4

2.1 Conceito ............................................................................................................................ 4

2.2 A Geração Distribuída no Cenário Brasileiro .............................................................. 6

2.3 O Impacto da Geração Distribuída no Sistema de Distribuição ................................. 9

2.4 A Pequena Central Hidrelétrica .................................................................................. 10

CAPÍTULO 3 ................................................................................................................ 13

O COMPLEXO DE LAJES E A PCH LAJES .......................................................... 13

3.1 Descrição ........................................................................................................................ 13

3.2 Características Operativas ........................................................................................... 15

3.3 A PCH Lajes .................................................................................................................. 16

CAPÍTULO 4 ................................................................................................................ 19

MODELAGEM E ESTUDOS DE INSERÇÃO DA PCH LAJES ........................... 19

4.1 Estudo de Regime Permanente .................................................................................... 19

4.1.1 Critérios Adotados ...................................................................................................................... 19

4.1.2 Especificações dos Equipamentos da PCH Lajes ..................................................................... 20

ix

4.1.3 Representação da Rede ............................................................................................................... 21

4.1.4 Avaliação do Desempenho da Rede ........................................................................................... 23

4.2 Estudo de Estabilidade.................................................................................................. 30

4.1.1 Critérios Adotados ...................................................................................................................... 30

4.1.2 Modelo Dinâmico ........................................................................................................................ 31

4.1.3 Análise das Contingências .......................................................................................................... 35

CAPÍTULO 5 ................................................................................................................ 51

CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ........................................................... 51

REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 53

APÊNDICE A – LISTA DE TABELAS DO ESTUDO DE REGIME PERMANENTE

55

APÊNDICE B – MODELOS DE REGULADORES DE TENSÃO E VELOCIDADE

DA PCH LAJES ........................................................................................................... 64

x

Lista de Figuras

Figura 1 - Sistema com Geração Distribuída [4]. .......................................................................... 5

Figura 2 - Sistema Interligado Nacional. Fonte: ONS, 2015. ....................................................... 7

Figura 3 - Aproveitamento Hidrelétrico do Complexo de Lajes. Fonte: Light ........................... 14

Figura 4 - Configuração do Suprimento de Água para a Calha de CEDAE. Fonte: LIGHT, 2012.17

Figura 5 - Localização da Futura PCH Lajes[13]........................................................................ 18

Figura 6 - Rede de influência do estudo ...................................................................................... 22

Figura 7 - Barras Citadas na Análise de Tensão em Estado Normal. .......................................... 24

Figura 8 - Barras Enfatizadas no Estudo da Contingência 1. ...................................................... 27

Figura 9 - Diagrama de Blocos para a Equação de Oscilação Eletromecânica. .......................... 32

Figura 10 - Modelo do Regulador de Tensão e Excitatriz da Unidade Geradora PCH Lajes. .... 33

Figura 11 - Modelo do Regulador de Velocidade e da Turbina Hidráulica da unidade geradora da

PCH Lajes. .................................................................................................................................. 34

Figura 12 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1. .................... 35

Figura 13 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1. ....................................... 35

Figura 14 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1 .................. 36

Figura 15 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1. .................................... 36

Figura 16 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1 ................................. 37

Figura 17 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1. .......................... 37



Figura 20 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. ................. 39


Figura 22 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. ................................ 40


Figura 24 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 2. ........ 41


Figura 26 - Potência Ativa da UHE Nilo Peçanha na Contingência 3. ....................................... 43






xi








Figura 39 - Modelo de Regulador de Velocidade da PCH Lajes. ............................................... 64

Figura 40 - Modelo do Regulador de Tensão da PCH Lajes. ...................................................... 65

xii

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Classificação de uma Pequena Central Hidrelétrica [9]. ............................................ 11

Tabela 2 - Critérios Adotados para o Estudo de Regime Permanente para 138 kV. ................... 19

Tabela 3 - Contingências a serem analisadas no estudo. ............................................................. 20

Tabela 4 - Especificações do Transformador da PCH Lajes. ...................................................... 21

Tabela 5 - Especificações do Gerador da PCH Lajes. ................................................................. 21

Tabela 6 - Despacho da PCH Lajes no Estado Normal. .............................................................. 24

Tabela 7 - Níveis aceitáveis para oscilações de frequência em regime dinâmico. Fonte: ONS,

2011. ............................................................................................................................................ 31

Tabela 8 - Contingências a serem analisadas no estudo dinâmico. ............................................. 31

Tabela 9 - Dados do Gerador da PCH Lajes. .............................................................................. 32

Tabela 10 - Parâmetros do Regulador de Tensão, de acordo com [12]. ...................................... 33

Tabela 11 - Parâmetros do Regulador de Velocidade da PCH Lajes, de acordo com [12]. ........ 34

Tabela 12 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Sem Lajes. ............ 55

Tabela 13 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Com Lajes. ............ 55

Tabela 14 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Sem Lajes. ............... 56

Tabela 15 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Com Lajes. .............. 56

Tabela 16 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Sem Lajes. .............. 56

Tabela 17 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Com Lajes. ............. 56

Tabela 18 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado

Normal - Sem Lajes. ................................................................................................................... 56

Tabela 19 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado

Normal - Com Lajes. ................................................................................................................... 56

Tabela 20 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Sem Lajes. ............. 57

Tabela 21 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Com Lajes. ............. 57

Tabela 22 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 1 - Com Lajes. ............... 58

Tabela 23 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Sem Lajes. ............... 58

Tabela 24 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Com Lajes. .............. 58



Tabela 27 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 2 - Sem Lajes. ................ 59




xiii













Tabela 43 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas

Contingências 1,2,3 e 4 - Sem Lajes. .......................................................................................... 63

Tabela 44 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas

Contingências 1,2,3 e 4 - Com Lajes. ......................................................................................... 63

1

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

1.1 Apresentação

Os recentes avanços tecnológicos têm demandado cada vez mais a evolução no setor

energético, de forma a acompanhar o crescimento econômico dos países. Por outro lado,

torna-se crescente a preocupação com questões ambientais, como preservação e

sustentabilidade.

Embora o aproveitamento da energia hidrelétrica seja um dos menos nocivos ao meio

ambiente, a necessidade de reservatórios de regularização tem sido contestada ao longo

dos anos, devido aos impactos socioambientais que a construção dessas estruturas acarreta.

Desta forma, a implantação de usinas que não possuem tais reservatórios, as chamadas

usinas a fio d’água, é incentivada à medida que a demanda de energia cresce no país.

Outro tipo de exploração da geração de eletricidade a partir da água está na implantação de

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) que, embora possam ter reservatórios, são usinas

com capacidade de geração reduzida (até 30 MW), que frequentemente têm sido

construídas por pequenas empresas de geração de energia ou empresas essencialmente

distribuidoras, porém com segmentos de geração.

Por mais que tais empreendimentos não representem mudanças significativas no ponto

de operação de grandes sistemas, como o SIN, a injeção adicional de potência em

subsistemas locais pode acarretar problemas no controle de tensão, mudança da

capacidade de curto-circuito, entre outros. Quanto menor o porte do sistema, maiores serão

os impactos dessas situações.

Sendo assim, ao se planejar a construção de uma PCH, é necessário que haja um estudo

de viabilidade, tomando como base a rede e os parâmetros já existentes, e avaliando as

consequências a curto, médio e longo prazo. Entre os aspectos mais importantes encontra-

se a análise do estado do sistema antes e após a nova injeção de potência, a fim de que seja

possível antever as situações de risco e agir preventivamente.

2

1.2 Objetivo e Motivação

Os incentivos à implantação de Pequenas Centrais Hidrelétricas contribuíram para que

este tipo de empreendimento tivesse sua participação aumentada na matriz energética

brasileira. Segundo dados do Banco de Informações da Geração [1], da Agência Nacional

de Energia Elétrica (ANEEL) de 2015, estão em operação 472 pequenas centrais

hidrelétricas, além de 130 outorgadas e 40 em construção.

Neste contexto, encontra-se a PCH Lajes, localizada no Complexo de Lajes, no estado

do Rio de Janeiro, cuja entrada em operação está prevista para meados de 2016. Com

potência nominal de 17 MW, essa PCH será composta de uma unidade geradora, e

utilizará a água do Reservatório de Lajes, já existente.

A PCH Lajes é de fundamental importância para o cenário a médio prazo do estado do

Rio de Janeiro, tendo em vista suas contribuições hidrológicas. Sob o ponto de vista

energético, auxiliará a demanda do setor privado fluminense, fornecendo energia para

consumidores de nível médio e de grande porte, alavancando a economia da região do

Vale do Paraíba.

O objetivo deste trabalho é avaliar a inserção da PCH Lajes no sistema de distribuição

de 138 kV da Light Energia, sob o ponto de vista elétrico. Será feito um estudo de regime

permanente, de forma a observar as violações de tensão nas barras e de carregamento nas

linhas, com e sem a participação da nova usina. Da mesma forma, será estudada a

estabilidade do sistema diante de contingências na região de participação da PCH.

Para a realização dos estudos de regime permanente, é utilizado o programa

computacional ANAREDE, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

(CEPEL). Para os estudos de estabilidade, é utilizado o programa ANATEM, também

desenvolvido pelo CEPEL.

Será feita, portanto, uma análise de viabilidade técnica da implantação de uma Pequena

Central Hidrelétrica. Em paralelo com outros estudos, como o estudo de viabilidade

financeira, o estudo hidrológico, entre outros, esta apreciação é um dos fatores críticos

para o sucesso de um projeto de geração de energia.

3

1.3 Estrutura do Projeto

Este trabalho está dividido em 5 capítulos. No Capítulo 2 serão apresentadas algumas

definições e características operacionais de uma Pequena Central Hidrelétrica, bem como

o conceito de geração distribuída e suas perspectivas para o cenário futuro do setor elétrico

brasileiro.

No Capítulo 3 será feita uma descrição do empreendimento em estudo, a PCH Lajes,

apresentando o seu contexto técnico-econômico, bem como os motivos que levaram à

construção dessa usina. Também será feita uma análise operacional do Complexo de

Lajes, local onde será instalada a PCH.

No Capítulo 4 serão apresentados os resultados dos estudos de regime permanente e de

estabilidade na rede após a inclusão da PCH Lajes. Serão dispostos os resultados de forma

comparativa ao estado antes da inclusão, chegando-se ao parecer de viabilidade técnica do

projeto.

Por fim, no Capítulo 5 serão apresentadas as conclusões obtidas com as análises

realizadas, bem como as sugestões para trabalhos futuros.

4

CAPÍTULO 2

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

2.1 Conceito

O termo “geração distribuída” (GD) tem sido bastante utilizado nos meios de

discussão do setor elétrico, suscitando opiniões também no setor ambiental, visto que

engloba algumas das chamadas fontes renováveis de energia. É apontado como uma

tendência para o futuro, devido às possibilidades que traz para o consumidor e para os

agentes do mercado de energia.

A geração distribuída não é uma nova forma de geração de energia, mas sim um

conceito no qual se procura coordenar as fontes já existentes, de forma a otimizar a

relação geração-carga, diminuindo as perdas na condução da energia. Sendo assim, não

há somente uma forma de geração distribuída, mas sim adaptações do conceito de

acordo com as condições de cada ambiente.

Este conceito pode ser atribuído a qualquer fonte de geração cuja demanda é uma

carga próxima, isto é, não há neste caso uma linha de transmissão para o transporte da

energia. Sendo avaliada desta forma, a geração distribuída tem como consequência a

produção de energia em pequena escala, além da diminuição das perdas associadas à

transmissão, o que configura um benefício para o setor elétrico [2].

A Geração Distribuída caminha no sentido contrário de grandes projetos de geração,

tendo em vista que sua evolução é acompanhada por valores de potência cada vez

menores. Essa tendência é consequência da necessidade da inserção de geradoras em

locais tradicionalmente residenciais ou comerciais. Da mesma forma, as tecnologias

utilizadas permitem o aproveitamento das várias fontes de energia, tornando-se possível

obter maior eficiência energética [3]. A Figura 1 ilustra essa condição.

5

Figura 1 - Sistema com Geração Distribuída [4].

Historicamente, o conceito de GD, embora não com esse nome, foi bastante

utilizado quando da disseminação da energia elétrica para o atendimento de grandes

populações, no início do século XX. Com o avanço das tecnologias de transmissão de

energia, foi possível criar grandes sistemas interligados, que não mais dependiam da

proximidade da geração com a carga. Desta forma, a tendência do setor elétrico foi a

adoção de grandes unidades geradoras, e em especial no Brasil, usinas hidrelétricas de

grande porte.

A partir dos anos 90, através da viabilidade técnica de novas tecnologias de geração

de energia, aliada ao interesse por fontes de energia mais “limpas”, o tema geração

distribuída começou a ser discutido mais intensamente nos EUA e Europa. Atualmente,

já há grandes avanços no que diz respeito à disseminação de fontes como a energia

solar, energia eólica, entre outras.

A geração distribuída oferece uma série de vantagens, como o atendimento mais

rápido ao crescimento da demanda, visto que requer um tempo de implantação inferior

ao de acréscimos à geração centralizada e reforços das respectivas redes de transmissão

e distribuição; em alguns casos pode significar o aumento da confiabilidade do

suprimento ao consumidor, visto que não há probabilidade de falha no sistema de

transmissão, redução dos investimentos de implantação, aumento da eficiência

energética; redução de impactos ambientais da geração e diversificação das

oportunidades de comercialização da energia produzida [2].

6

Entre as desvantagens, pode-se citar a maior complexidade no planejamento e

operação do sistema elétrico, maior complexidade nos procedimentos e na realização de

manutenções, e maior complexidade administrativa, contratual e comercial. Para o caso

de um produtor independente, a interligação à rede reduz a sua autonomia, visto que ele

não mais poderá tomar suas decisões baseando-se apenas no próprio benefício, mas sim

no benefício global de todos os usuários [2].

Vale ressaltar que, a curto e médio prazo, a geração distribuída nunca poderá

suplantar a geração centralizada, mas servirá de suporte à mesma, com potencial

melhora dos níveis de qualidade e confiabilidade da rede, e diminuindo a influência de

grandes empreendimentos de geração no planejamento energético.

2.2 A Geração Distribuída no Cenário Brasileiro

No cenário do setor de energia brasileiro nota-se o predomínio da origem hidráulica

na capacidade total instalada, seja por meio de usinas hidrelétricas, seja por pequenas

centrais hidrelétricas. Estas usinas, obviamente, acompanham as características

hidrológicas favoráveis existentes no país, isto é, a existência de rios caudalosos,

perenes e possíveis de serem armazenados, porém que acabam resultando em grande

parte numa geração distante dos centros de carga, fazendo com que o sistema elétrico

brasileiro seja composto de grandes linhas de transmissão.

De maneira geral, há o Sistema Interligado Nacional, que cobre grande parte do

território nacional, e os Sistemas Isolados, localizados majoritariamente na Região

Norte. A Figura 2 mostra as malhas de transmissão principais do SIN. Nota-se, nesta

figura, a ausência de linhas de transmissão na área amazônica, evidenciando a existência

de sistemas isolados de geração de energia nesta região.

7

Figura 2 - Sistema Interligado Nacional. Fonte: ONS, 2015.

8

No contexto brasileiro, entende-se como geração distribuída, de acordo o Decreto

5.163, de outubro de 2004, Artigo 14:

“Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de

energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários,

permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8o da Lei n

o 9.074,

de 1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador,

exceto aquela proveniente de empreendimento:

I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e

II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a

setenta e cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até

dezembro de 2004.”

Por esta definição, entende-se portanto que, de forma complementar, a geração

distribuída atua no sistema brasileiro de forma a garantir o suprimento integral, com

fator de segurança, da demanda, nunca suplantando o sistema centralizado, que tem

proporções muito maiores.

O racionamento ocorrido no ano de 2001 alavancou a diversificação das fontes de

energia no Brasil. Algumas medidas tomadas, como a desverticalização do setor

elétrico, permitiram a entrada de novos agentes, culminando em um processo, embora

em menor escala, de descentralização da geração.

Pode-se citar também, entre estas medidas, a criação do Programa de Incentivo às

Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), no ano de 2002, pelo governo

federal. Este programa visa aumentar a participação de energia elétrica produzida por

fontes como energia eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, aumentando a

segurança do sistema de abastecimento de energia. Esta medida foi fundamental para a

diversificação da matriz energética brasileira, sendo responsável por mais de 100 novos

empreendimentos de pequeno e médio porte em menos de 10 anos, e acrescentando ao

mercado de energia cerca de 2,6 GW de potência instalada.

As perspectivas futuras para o crescimento da Geração Distribuída no Brasil

esbarram na falta de uma legislação específica que regule a produção em menor escala

de energia, como a micro geração, isto é, centrais com potência instalada inferior a 100

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9074cons.htm#art8

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9074cons.htm#art8

9

kW e a mini geração, centrais com potência instalada superior a 100 kW e inferior a 1

MW. O PRODIST [5], Procedimentos de Distribuição, constitui a regulação da ANEEL

para o setor da distribuição, e por isso engloba as normas para a GD. Entretanto, este

documento não retrata a questão da geração distribuída da forma rigorosa com a qual a

operação desse sistema exige. Portanto, a maior probabilidade de crescimento está na

geração de pequeno porte, isto é, maior que 1 MW e menor que 30 MW, faixa de

valores típica de uma pequena central hidrelétrica.

2.3 O Impacto da Geração Distribuída no Sistema de Distribuição

Como dito anteriormente, na geração distribuída, a geração está próxima aos centros

consumidores, eliminando a necessidade de redes de transmissão e diminuindo as

respectivas perdas nas linhas. Desta forma, pode-se concluir que neste cenário a energia

é inserida no sistema de distribuição, com exceção daquele tipo de micro geração que

está localizado diretamente na casa do consumidor.

Com a facilidade de investimento permitida pela liberalização do mercado de

energia [6], um número considerável de empresas passou a produzir sua própria energia

e a exportar para a rede da concessionária o excedente da mesma, de forma a lucrar com

a venda de energia no mercado atacadista.

Esta inserção no sistema de distribuição deve ser precedida por um estudo, de forma

a identificar os impactos que acarretará na operação do sistema. Primeiramente deve-se

avaliar o impacto em regime permanente, tendo como fator limitante o nível das tensões

nodais e o carregamento das linhas. Deve ser feita também a análise de estabilidade

transitória do sistema, prezando pela manutenção do sincronismo das máquinas na

presença de uma falta nas vizinhanças ou em um ponto distante do parque gerador.

Um dos principais fatores técnicos que pode limitar a quantidade e

consequentemente a potência de geradores síncronos conectados à rede de distribuição é

a elevação do nível das tensões nodais, principalmente em situação de carga leve, na

presença desses geradores. Desta maneira, antes da instalação de um gerador em uma

determinada rede de distribuição, deve-se garantir que o perfil de tensão da rede não

seja adversamente afetado[7].

Na grande maioria dos projetos de geração distribuída utilizam-se geradores

síncronos com um certo padrão em suas características, entre elas: baixa constante de

10

inércia, fraco amortecimento e controlado com reguladores de tensão cujas

características operativas não são tão robustas quando comparadas a grandes projetos de

geração. Como são inseridos na rede de distribuição, as centrais de GD operam com

sistemas de proteção com tempo de atuação maior do que aquele usualmente observado

em redes de transmissão de extra e ultra alta tensão [7].

Sendo assim, a expansão de GD não deve basear-se somente na busca de melhores

custos de produção ou por uma diminuição dos impactos ambientais através da

utilização de fontes renováveis, mas também a partir de estudos que venham a garantir a

confiabilidade, qualidade e estabilidade da operação do sistema [6].

2.4 A Pequena Central Hidrelétrica

Assim como uma usina hidrelétrica de grande porte, uma pequena central

hidrelétrica é um empreendimento de exploração de recursos hídricos para produção de

energia elétrica, no qual são instaladas turbinas hidráulicas acopladas aos geradores,

neste caso, síncronos, que são impulsionadas pelo fluxo d’água resultante de um

desnível provocado por barragem ou um curso d’água [6].

Por terem proporções reduzidas quando comparadas a uma usina de grande porte, as

PCHs costumam ser mais bem aceitas ambientalmente falando, pois causam bem menos

impacto. Além disso, suprem de maneira mais eficaz a necessidade de carga de

consumidores rurais, que requerem uma forma diferenciada de suprimento, no que diz

respeito a níveis de tensão e outras características operativas.

Segundo a resolução nº 394 de 1998 da ANEEL, uma PCH é, por definição, toda

usina hidrelétrica cuja capacidade instalada seja superior a 1 MW e inferior a 30 MW, e

cujo reservatório não ultrapassa 3 km². A Tabela 1 determina a classificação de uma

PCH de acordo com suas características construtivas.

11

Tabela 1 - Classificação de uma Pequena Central Hidrelétrica [9].

CLASSIFICAÇÃO POTÊNCIA - P QUEDA DE PROJETO - Hd (m)

DAS CENTRAIS (kW) BAIXA MÉDIA ALTA

MICRO P < 100 Hd < 15 15 < Hd < 50 Hd > 50

MINI 100 < P < 1.000 Hd < 20 20 < Hd < 100 Hd > 100

PEQUENAS 1.000 < P < 30.000 Hd < 25 25 < Hd < 130 Hd > 130

Segundo [8], há dois tipos de PCHs:

1 – PCH de acumulação: são empregadas para regularizar as vazões hídricas

necessárias para a produção de energia elétrica. Este tipo é construído quando a vazão

do curso d’água não é suficiente para suprir a descarga necessária do sistema gerador.

Neste caso, a barragem acumula água nas horas de baixo consumo elétrico para utilizar

nos períodos de alta demanda.

2 – PCH a fio d’água: a vazão não é regularizada por meio de acumulação. Tal tipo

é adotado quando a vazão mínima do rio for maior do que a descarga necessária para

atender à demanda de geração elétrica.

Tipicamente, as PCHs operam a fio d’água, permitindo com que toda água passe

continuamente por suas turbinas com capacidade nominal, aproveitando a vazão natural

dos rios, sem que haja a necessidade de estocar grandes quantidades de água.

De acordo com [9], o projeto de uma PCH não deve seguir os mesmos estudos

necessários à implantação de uma central hidrelétrica de grande porte, visto que não

representa simplesmente uma usina em escala reduzida.

Devido à relativamente pequena injeção de potência na rede, muitas vezes esse tipo

de empreendimento é destinado a fins específicos, como o suprimento da demanda de

uma localidade mais afastada dos grandes centros, ou então fins puramente econômicos,

como a comercialização de energia no mercado atacadista. Este é o principal motivo

pelo qual muitas empresas de geração de pequeno porte têm feito investimentos na

construção de PCHs, visando o retorno em médio prazo.

Dificilmente uma pequena central hidrelétrica é ligada ao SIN e/ou faz parte do

MRE (Mecanismo de Realocação de Energia), que, de acordo com [10], constitui “um

12

mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam

os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do

Sistema Interligado Nacional (SIN)”. Na maioria das vezes, é injetada potência em

sistemas de distribuição, cuja tensão nominal tem valores de até 69 kV, alcançando 138

kV em alguns casos. Estes sistemas têm como características o alto nível de

ramificação, além da subsequente complexidade de operação.

Os estudos de viabilidade técnica de uma PCH têm como objetivos analisar as

alterações nos fluxos de potência após a injeção de potência ativa, os novos níveis de

curto-circuito devido à inserção de novos geradores, a estabilidade eletromecânica da

rede, além da definição do novo estado do sistema.

13

CAPÍTULO 3

O COMPLEXO DE LAJES E A PCH LAJES

3.1 Descrição

O Complexo de Lajes, localizado na região do Vale do Paraíba, é composto por um

conjunto de estruturas hidráulicas que aproveitam as vazões naturais do ribeirão das

Lajes e das vazões derivadas da bacia do rio Paraíba do Sul para geração hidrelétrica

[11]. É responsável pela maior parte da energia produzida pela Light Energia, empresa

do Grupo Light S.A. responsável pela geração, transmissão e comercialização de

energia em grande parte do estado do Rio de Janeiro.

Com sua construção iniciada em 1903, através da Usina de Fontes Velha, o

Complexo de Lajes é composto atualmente por 3 usinas hidrelétricas: a UHE Fontes

Nova, UHE Nilo Peçanha e UHE Pereira Passos; e 2 usinas elevatórias: a UEL Santa

Cecília e UEL Vigário e 5 reservatórios: Reservatório de Santa Cecília, Reservatório de

Santana, Reservatório de Vigário, Reservatório de Lajes e Reservatório de Ponte

Coberta.

De maneira simplificada, a UEL Santa Cecília bombeia águas do rio Paraíba do Sul

até o reservatório de Santana, que também recebe os deflúvios do Rio Piraí. A partir do

Reservatório de Santana, a UEL Vigário bombeia a água para o reservatório de Vigário,

que por sua vez alimenta a usina de Nilo Peçanha e, eventualmente, pode ser desviada

para abastecer também as unidades geradoras da usina Fontes Nova. As vazões

turbinadas por essas duas usinas são restituídas ao Ribeirão das Lajes, formando o

reservatório de Ponte Coberta, que abastecerá a UHE Pereira Passos. À jusante desta

usina, há uma confluência com o rio Santana, formando o rio Guandu, que alimenta a

Estação de Tratamento de Água da CEDAE, responsável pelo abastecimento de água da

cidade do Rio de Janeiro e da Baixada Fluminense. A Figura 3 mostra um diagrama

esquemático do aproveitamento hídrico do Complexo de Lajes.

14

Figura 3 - Aproveitamento Hidrelétrico do Complexo de Lajes. Fonte: Light

15

3.2 Características Operativas

A definição das regras de operação do Complexo de Lajes começou em 1977, pelo

extinto órgão DNAEE, que na ocasião previu a manutenção de uma afluência

regularizada de 250 m³/s em Santa Cecília, sendo 90 m³/s devendo ser descarregados

como mínimo para jusante e 160 m³/s liberados para o bombeamento máximo da

estação elevatória de Santa Cecília. Para o fim da cadeia, isto é, a defluência de Pereira

Passos, a Agência Nacional das Águas definiu o valor mínimo de 120 m³/s, de forma a

atender as necessidades da Estação de Tratamento de Água (ETA) Guandu.

O reservatório de Lajes constitui uma reserva estratégica para o abastecimento de

água potável da região metropolitana do Rio de Janeiro. As adutoras da CEDAE devem

ser abastecidas com uma vazão mínima de 5,5 m³/s, proveniente deste reservatório. Isto

faz com que a UHE Fontes Nova deva turbinar em uma de suas unidades geradoras uma

vazão de 6,5 m³/s, de forma a propiciar a carga necessária para que a água alcance a

calha [11].

O Reservatório de Lajes é composto por água de boa qualidade, não necessitando de

nenhum tratamento específico para o consumo, a não ser a desinfecção com cloro. Além

disso, a calha da CEDAE é suprida com água superficial, isto é, de melhor qualidade.

Apenas em situações excepcionais a calha é suprida com água de fundo, e mesmo

assim, por curtos intervalos de tempo, de alguns dias.

A necessidade de abastecimento da calha da CEDAE pela UHE Fontes Nova não é a

solução mais adequada, visto que impõe algumas limitações à operação normal do

Complexo, fazendo com que haja perdas energéticas significativas, relacionadas às

perdas de carga no circuito hidráulico e à impossibilidade de engolimento máximo da

turbina, devido ao fato de haver a limitação da vazão em 6,5 m³/s, quando poderia ser

turbinada uma vazão maior, e, consequentemente, maior produção de energia

Além disso, a operação hidrelétrica do Complexo de Lajes é fundamental para o

controle das cheias no Rio Piraí, de forma que, em ocorrências de situações adversas,

pode-se alterar diversos parâmetros das usinas elevatórios e hidrelétricas, aumentando

ou diminuindo a vazão e a potência gerada e regularizando os reservatórios, de forma a

minimizar os impactos.

16

3.3 A PCH Lajes

De forma a otimizar o aproveitamento hidrelétrico do Complexo de Lajes,

aumentando também a confiabilidade do abastecimento de água da cidade do Rio de

Janeiro e adequar as unidades geradoras da UHE Fontes Nova à sua capacidade

nominal, foi concebido o projeto de instalação de uma pequena central hidrelétrica, a

PCH Lajes, no espaço da antiga UHE Fontes Velha, completamente desativada em

1989.

Para a produção de energia elétrica, a PCH Lajes irá aproveitar a água proveniente

do Reservatório de Lajes, já existente. Portanto, dispensará a construção de barragem e

de reservatório, fatores que podem dificultar a viabilidade ambiental de um projeto de

geração hidrelétrica. Desta forma, a nova PCH fará com que haja uma diminuição das

perdas hidráulicas no Complexo, visto que o caminho de adução da água será

otimizado, resultando num ganho energético.

A usina terá vazão nominal de 6,5 m³/s, valor compatível com a capacidade das

Adutoras da CEDAE. Como parte da construção da PCH, será construída uma

tubulação que ligará a já existente Casa de Válvulas, que retira a água do Reservatório

de Lajes, até a Casa de Força da futura PCH Lajes. A Figura 4 representa esta operação

a ser implantada. O alimentador 1, que faz a conexão do Reservatório de Lajes com a

Casa de Válvulas, já está construído. A Figura 5 mostra a localização da futura PCH,

dentro do Complexo de Lajes.

17

Figura 4 - Configuração do Suprimento de Água para a Calha de CEDAE. Fonte: LIGHT, 2012.

18

Figura 5 - Localização da Futura PCH Lajes[13].

De acordo com os estudos hidroenergéticos, a potência a ser instalada será de

17 MW, de forma a otimizar o arranjo do circuito hidráulico e a permitir o benefício

energético incremental no Complexo de Lajes.

Futura PCH Lajes

19

CAPÍTULO 4

MODELAGEM E ESTUDOS DE INSERÇÃO DA PCH LAJES

Este capítulo apresenta os resultados dos estudos de regime permanente e

estabilidade eletromecânica, considerando a inserção da PCH Lajes ao Sistema

Interligado Nacional. Os estudos foram realizados com auxílio dos programas

ANAREDE e ANATEM, ambos desenvolvidos pelo CEPEL. Foi adotada a base de

dados oficial do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com a representação

completa do SIN.

Para as simulações no domínio do tempo, foi necessário implementar os modelos

dos sistemas de controle da PCH Lajes, o que foi feito através da inserção de CDUs

(Controladores Definidos pelo Usuário) no programa ANATEM.

As seções seguintes detalham os critérios adotados, bem como a modelagem e os

resultados obtidos.

4.1 Estudo de Regime Permanente

4.1.1 Critérios Adotados

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) define, por meio dos

Procedimentos de Distribuição, Módulo 8, Anexo 1 [5], as Faixas de Classificação de

Tensões de Regime Permanente, que podem ser vistas na Tabela 2:

Tabela 2 - Critérios Adotados para o Estudo de Regime Permanente para 138 kV.

Tensão de Atendimento

(TA)

Faixa de Variação da Tensão

de Leitura (TL) em Relação

à Tensão de Referência (TR)

Adequada 0,95 TR ≤ TL ≤ 1,05 TR

Precária 0,93 TR ≤ TL < 0,95 TR ou

1,05 TR ≤ TL ≤ 1,07 TR

Crítica TL < 0,93 TR ou TL > 1,07

TR

20

Portanto, estes são os critérios utilizados para avaliação do estado da rede após a

inserção da unidade geradora da PCH Lajes.

Os cenários a serem avaliados são os que compõem os casos de referência das

Diretrizes para a Operação Elétrica Quadrimestral, especificamente os casos do ano de

2014. Serão avaliados os carregamentos dos circuitos e transformadores, de acordo com

os dados do sistema fornecidos pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), para os

patamares de carga leve, média e pesada.

Será também avaliado o desempenho da rede diante de 4 contingências, seguindo o

critério N-1, de acordo com a Tabela 3.

Tabela 3 - Contingências a serem analisadas no estudo.

Nº da

Contingência

Identificação da

Contingência

Barra

De

Barra

Para

Nº do

Circuito

1 Perda da UHE Fontes Nova 253 - -

2

Perda da Linha de

Transmissão Fontes 138 kV

– N. Peçanha 138 kV

254 251 1

3 Perda do Transformador

230/138 kV N. Peçanha 251 252 1

4 Perda da UHE Pereira

Passos 255 - -

4.1.2 Especificações dos Equipamentos da PCH Lajes

Os parâmetros dos equipamentos da PCH Lajes a serem representados no estudo

seguem as especificações do Projeto Básico do empreendimento, de forma que a análise

é fiel à realidade do sistema.

Os dados do gerador encontram-se na Tabela 3. Neste estudo serão consideradas

nulas as perdas na resistência do transformador.

21

Tabela 4 - Especificações do Transformador da PCH Lajes.

Tipo do Transformador Trifásico

Tensão Primária 13,8 kV

Tensão Secundária 138 kV

Reatância Nominal 10%

Tipo de Ligação Estrela-Delta

Os dados do gerador são dispostos na Tabela 5.

Tabela 5 - Especificações do Gerador da PCH Lajes.

Nº de Unidades

Geradoras 1

Potência Aparente 19500 kVA

Potência Ativa 17550 kW

Tensão Nominal 13800 V

Número de Polos 16

4.1.3 Representação da Rede

A Figura 6 ilustra a vizinhança elétrica do local onde será instalada a PCH Lajes,

representando sua área de influência. A unidade geradora será ligada no barramento de

Fontes 138 kV. Vale a penas ressaltar que os estudos consideram a base de dados

completa do SIN, com um total de 5431 barras. Entretanto, será tratada como área de

influência da PCH Lajes apenas as barras correspondentes às áreas 9, da LIGHT, e 40,

da LIGHT ENERGIA.

Na implementação do ANAREDE, a barra correspondente à geração da PCH Lajes

será a de número 3797. Por ser uma barra de geração, será do tipo PV, isto é, podendo-

se controlar a potência ativa e a tensão. O valor de tensão é fixado em 1,0 p.u., a

potência ativa gerada em 17 MW e os limites de potência reativa como -5 Mvar

(mínimo) e 7 Mvar (máximo).

22

Figura 6 - Rede de influência do estudo

23

4.1.4 Avaliação do Desempenho da Rede

4.1.4.1 Estado Normal

Nesta seção serão apresentados os resultados de desempenho da rede no estado sem

contingências. No Apêndice A, são apresentadas tabelas com o detalhamento dos

valores de tensão e fluxo de potência na região de interesse.

Análise de Tensão

No Estado Normal da Rede, e de acordo com as premissas adotadas anteriormente,

pôde-se avaliar o perfil de tensão das barras das áreas ao redor da PCH Lajes, apontando

aquelas cujo valor da tensão em p.u. ultrapassa a faixa adequada.

No cenário de carga leve do caso base, ou seja, sem a PCH Lajes, notou-se a

existência de 12 violações de tensão na Área 9, correspondente à área de concessão da

LIGHT. Dessas, 4 encontram-se em situação precária e 8 em situação crítica. Tendo em

vista que tais estudos correspondem ao caso base do ONS, não deveria haver violações.

Entretanto, por se tratar de um sistema de distribuição, possivelmente foi delegado o

controle da tensão às concessionárias, visto que as violações não configuram algo grave

a nível do SIN.

Com a inserção da PCH Lajes, sendo a tensão do barramento especificada em 0,993

p.u., 2 barras tiveram o nível de tensão aumentados em 0,1 p.u.. A barra de número 274,

Volta Redonda 138 kV, manteve-se na situação de tensão precária, enquanto que a barra

de número 1674, Santa Bárbara 138 kV, saiu da situação crítica para a situação precária.

Através da alteração da tensão especificada no barramento da PCH Lajes, verificou-se

se tais violações poderiam ser eliminadas ou atenuadas, porém não houve nenhuma

alteração. Ou seja, o impacto foi pouco significativo.

No cenário de carga média do caso base, notou-se a existência de 2 violações, ambas

na Área 40, correspondente à área de concessão da Light Energia, nas barras 259 e 261.

As duas podem ser classificadas como em situação precária. Estas barras são referentes

à alimentação das usinas elevatórias do Complexo de Lajes. Neste caso, a inserção da

PCH Lajes não impactou na tensão de tais barras, mesmo após a alteração do valor de

tensão especificada no barramento da PCH.

24

No cenário de carga pesada do caso base, encontrou-se uma violação de tensão na

barra 261, localizada na Área 40, com situação precária. A inserção da PCH Lajes não

impactou na tensão desta barra, inclusive com a alteração da tensão especificada no

barramento.

Os despachos de potência ativa e reativa da PCH Lajes, para estes cenários

simulados, estão dispostos na Tabela 6.

Tabela 6 - Despacho da PCH Lajes no Estado Normal.

As barras citadas nesta análise estão evidenciadas na Figura 7.

Figura 7 - Barras Citadas na Análise de Tensão em Estado Normal.

Despacho

Carga Leve Carga Média Carga Pesada

Potência Ativa (MW) 17 17 17

Potência Reativa (Mvar) 7 -4 -1

Cenários

259

261

274 1674

25

Análise de Carregamento das Linhas

De acordo com as premissas adotadas anteriormente, avaliou-se o carregamento das

linhas de transmissão e transformadores nas áreas ao redor da PCH Lajes, apontando

aquelas linhas que superaram o limite de operação normal.

Para os cenários de carga leve e média, não houve nenhuma violação do limite

normal de carregamento das linhas, com e sem a presença da nova usina. Para o cenário

de carga pesada, apenas a linha que liga as barras 280 e 1696 apresenta uma violação de

mais de 20%, do limite normal de carregamento, ou seja, sendo o limite normal de 105

MVA, o fluxo encontrado foi de 132,51 MVA já no caso base, ou seja, sem a PCH

Lajes. Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou em nada a situação desta linha, e

também não acrescentou nenhuma violação. Vale ressaltar também que, embora a linha

de transmissão em questão esteja localizada na Área 9, está distante eletricamente da

PCH Lajes, e não está representada na Figura 7.

26

4.1.4.2 Análise de Contingências

Nesta seção serão apresentados os resultados de desempenho da rede quando

aplicadas as contingências da Tabela 3. No Apêndice A, são apresentadas tabelas com o

detalhamento dos valores de tensão e fluxo na região de interesse.

Análise de Tensão

o Perda da UHE Fontes Nova

No cenário de carga leve, notou-se, para o caso sem a PCH Lajes, a existência de 18

violações de tensão, sendo 7 em situação precária e 11 em situação crítica. Elas estão

localizadas tanto na Área 9, da Light, quanto na Área 40, da Light Energia.

Com a inserção da PCH Lajes, a barra de número 1654, Centenário 138 kV, saiu do

estado de violação, enquanto que a barra de número 1673, CSN 138 kV, saiu do estado

de situação crítica para situação precária, aumentando o seu valor em 0,1 p.u.. Alterando

a tensão especificada da barra 3797, da PCH Lajes, não houve nenhuma contribuição

para atenuação das violações. Outras barras PV, como as referentes à UHE Pereira

Passos e UHE Nilo Peçanha tiveram suas tensões especificadas alteradas, de forma a

tentar eliminar as violações. Entretanto, não houve nenhuma melhora significativa. Isto

se explica devido ao fato de grande parte das violações estar em uma região em que não

há usinas geradoras.

No cenário de carga média, não foi encontrada nenhuma violação para o caso sem a

PCH Lajes. Após inserir a nova usina, surgiu 1 violação na barra 261, pois o nível de

tensão desta barra foi aumentado em 0,1 p.u.. Alterando a tensão especificada da barra

250 em 0.2 pu, esta violação foi eliminada.

Já para o caso de carga pesada, 3 violações foram encontradas para o caso sem a

PCH, todas classificadas como situação precária, e todas com tensão 0.94 p.u..

Entretanto, não houve nenhuma alteração após a inserção de Lajes, e nem após a

alteração das tensões especificadas das barras PV próximas a elas.

A Figura 8 evidencia as barras citadas na análise desta contingência.

27

Figura 8 - Barras Enfatizadas no Estudo da Contingência 1.

o Perda da Linha de Transmissão Fontes 138 kV – N. Peçanha 138

kV



localizadas na Área 9, da Light.

Com a inserção da PCH Lajes, as barras de número 274 e 1674 sofreram um

aumento no nível de tensão de 0,1 p.u., sendo que a barra 1674 saiu do estado crítico

para o estado precário. Mesmo após alteração das tensões especificadas nas barras PV

do Complexo de Lajes, não houve nenhuma melhora no perfil de tensão das barras com

violação.

No cenário de carga média, foram encontradas 2 violações, novamente nas barras

259 e 261, ambas em situação precária. Após a inserção da PCH Lajes, não houve

nenhuma alteração no nível de tensão destas barras. Não houve também nenhuma

261

1654

1673

28

alteração nas violações quando alterados os níveis de tensão das barras PV próximas a

essas barras.

Já para o caso de carga pesada, apenas 1 violação foi encontrada, na barra 261.

Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão desta barra. De forma

análoga à contingência anterior, a alteração da tensão na barra 250 em 0,2 p.u. eliminou

esta violação.

As barras citadas nesta contingência podem ser encontradas na Figura 7.

o Perda do Trafo 230/138 kV N. Peçanha



localizadas na Área 9, da Light. Não houve alteração nos níveis de tensão após a

inserção da PCH Lajes.



nenhuma alteração no nível de tensão destas barras.

Já para o caso de carga pesada, apenas 1 violação foi encontrada, na barra 261.

Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão desta barra.

Tanto para o cenário de carga leve quanto para o de carga média, não houve

eliminação das violações após a alteração da tensão nas barras PV ao redor. Entretanto,

no cenário de carga pesada, pôde-se eliminar a violação encontrada através da alteração

da tensão na barra 250 em 0,2 p.u..

As barras citadas nesta contingência podem ser encontradas na Figura 7.

29

o Perda da UHE Pereira Passos



localizadas na Área 9, da Light.

Após a inserção da PCH Lajes, houve melhora no perfil de tensão neste cenário. A

injeção de potência na rede fez com que duas barras tivessem suas violações eliminadas,

a 1674 e 1677. Da mesma forma, fez com que 3 barras aumentassem o nível de tensão

em 0,1 p.u., inclusive fazendo com que uma delas saísse de situação crítica para

situação precária.



nenhuma alteração no nível de tensão destas barras.

Já para o caso de carga pesada, 2 violações foram encontradas, nas barras 1625 e

9634. Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão destas barras.

Neste cenário, mesmo após a alteração das tensões especificadas nas barras PV na

região, não foi possível a eliminação das violações.

Análise de Carregamento das Linhas

De forma semelhante ao estudo anterior, desta vez foram analisados os

carregamentos das linhas após as contingências da Tabela 3. De forma resumida, para

todas as contingências não houve nenhuma extrapolação do limite normal de

carregamento nos cenários de carga mínima e média, com ou sem a presença da PCH

Lajes. Apenas nos cenários de carga pesada houve violação do limite normal de

carregamento, entretanto ainda no limite de emergência, na mesma linha citada na

análise em estado normal, isto é, aquela que liga as barras 280, ABRAN-TAP138 e

1696, A. BRANCA138. Entretanto, em nenhum caso a presença da nova usina

representou mudança significativa na operação da rede.

30

4.2 Estudo de Estabilidade

4.1.1 Critérios Adotados

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) define, por meio dos

Procedimentos de Rede, Módulo 23, Submódulo 23.3, item 8 [12], os critérios

admissíveis para avaliação da estabilidade eletromecânica em tensões até 500 kV, a

saber:

“8.3.3 Para a avaliação da estabilidade eletromecânica devem ser considerados os

seguintes critérios:

(a) a tensão mínima para situação pós-distúrbio no SIN, na primeira oscilação, não

pode ser inferior a 60% da tensão nominal de operação (63% para 500kV) e, nas demais

oscilações, deve ser superior a 80% da tensão nominal de operação (84% para 500kV);

(b) A máxima variação de tensão admitida entre o instante inicial e o final da

simulação dinâmica deve ser de 10% da tensão nominal de operação, ou seja, Vfinal ≥ [

Vinicial – 10% Vnop];

(c) a amplitude máxima de oscilações de tensão eficaz pico a pico deve ser de 2%, em

valor absoluto, 10 (dez) segundos após a eliminação do distúrbio.”

Para a variação da frequência, o PRODIST [5], no Módulo 8, item 8, define para o

sistema de distribuição, com tensões até 138 kV:

“8.1 O sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo

devem, em condições normais de operação e em regime permanente, operar dentro dos

limites de frequência situados entre 59,9 Hz e 60,1 Hz.

8.2 As instalações de geração conectadas ao sistema de distribuição devem garantir

que a frequência retorne para a faixa de 59,5 Hz a 60,5 Hz, no prazo de 30 (trinta)

segundos após sair desta faixa, quando de distúrbios no sistema de distribuição, para

permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração.”

De forma complementar, os Procedimentos de Rede do ONS [9] definem, no

Módulo 23, Submódulo 23.3, os níveis aceitáveis para oscilação de frequência em

regime dinâmico, para tensões até 500 kV, que estão dispostos Tabela 7.

31

Tabela 7 - Níveis aceitáveis para oscilações de frequência em regime dinâmico. Fonte: ONS, 2011.

Usina FREQUÊNCIA (Hz)

Mínimo Máximo

Hidroelétrica 56,5 66

Termoelétrica 57 63

Portanto, estes serão os critérios adotados para o estudo de estabilidade transitória

da PCH Lajes.

O cenário a ser avaliado será o de Carga Pesada do ano de 2014, o mesmo utilizado

para o estudo de regime permanente.

Será avaliado o desempenho da rede diante de 4 contingências, seguindo o critério

N-1, de acordo com a Tabela 8.

Tabela 8 - Contingências a serem analisadas no estudo dinâmico.

Nº da

Contingência Identificação da Contingência

1 Perda da PCH Lajes

2

Curto-circuito monofásico na barra de 138 kV da SE Fontes Nova,

eliminado após 150 ms com abertura da LT 138 kV Fontes Nova /

Seropédica

3

Curto-circuito monofásico na barra de 138 kV da SE Nilo Peçanha,

eliminado após 150 ms com abertura da LT 138 kV Fontes Nova / Nilo

Peçanha

4 Perda da UHE Pereira Passos

4.1.2 Modelo Dinâmico

A modelagem dinâmica da PCH Lajes inclui a representação do gerador e dos

reguladores de tensão e velocidade, conforme descrito nas seções seguintes.

32

4.1.2.1 Gerador

O modelo do gerador da PCH Lajes é de polos salientes com um enrolamento de

campo e dois enrolamentos amortecedores, correspondente ao modelo E do ANATEM.

O diagrama de bloco representativo da equação de oscilação (1) está disposto na Figura

9. Vale ressaltar que H representa a constante de inércia da máquina, e D está

relacionado com a reação dos enrolamentos amortecedores.

( ) (1)

Figura 9 - Diagrama de Blocos para a Equação de Oscilação Eletromecânica.

A Tabela 9 apresenta os parâmetros do gerador da PCH Lajes, obtidos de [12] em

acordo com os diagramas de bloco anteriormente apresentados.

Tabela 9 - Dados do Gerador da PCH Lajes.

Parâmetros Valor

Nº de Unidades 1

Fator de Potência 0,9

Potência Nominal (MVA) 19,5

Tensão Nominal (kV) 13,8

Frequência Nominal (Hz) 60

Aterramento Y aterrado através de TR 63 kVA 4,50%

Reatância Síncrona Eixo Direto (Xd) (%) 107

Reatância Transitória Eixo Direto (X'd) (%) 40

Reatância Subtransitória Eixo Direto (X''d) (%) 33

Reatância Síncrona Eixo Quadratura (Xq) (%) 66

Reatância Subtransitória Eixo Quadratura (X''q) (%) 25

Cte. De Tempo Subtransitório Eixo Direto (T''do) (s) 0,023

Cte. De Tempo Transitório Eixo Direto (T'do) (s) 2,6

Constante de Inércia (H) (MWs / MVA) 1,9

33

4.1.2.2 Regulador de Tensão

O modelo do regulador de tensão e do sistema de excitação da unidade geradora da

PCH Lajes, obtidos de [12] está representado na Figura 10.

Figura 10 - Modelo do Regulador de Tensão e Excitatriz da Unidade Geradora PCH Lajes.

Os parâmetros ajustados do regulador e da excitatriz estão dispostos na Tabela 10.

Tabela 10 - Parâmetros do Regulador de Tensão, de acordo com [12].

Parâmetros Faixa de

Ajuste

Valor

Ajustado

Kc [pu] 1 a 200 12,00

Tc [pu] 0,2 a 15 4,00

Kb [pu] - 1,00

Tb [pu] - 2,78

Ke [pu] - 1,00

Te [pu] 0,2 a 15 2,00

Efdmax [pu] - 3,87

Efdmin [pu] - -3,87

4.1.2.3 Regulador de Velocidade

O modelo do regulador de velocidade da unidade geradora da PCH Lajes está

representado na Figura 6.

34

Figura 11 - Modelo do Regulador de Velocidade e da Turbina Hidráulica da unidade geradora da PCH Lajes.

Os parâmetros ajustados do regulador de velocidade estão dispostos na Tabela 11.

Tabela 11 - Parâmetros do Regulador de Velocidade da PCH Lajes, de acordo com [12].

Parâmetros Faixa de

Ajuste

Valor

Ajustado

R [pu] 0,04 a 0,05 0,05

TG [s] 0,4 a 0,7 0,60

R [pu] [5 a 10] x R 0,50

Tw [s] 2,0 a 8,0 2,00

Tt [s] 7,0 a 12,0 10,00

Amax - 1,20

Amin - 0,00

Pmax - 1,20

Pmin - 0,00

Os modelos dos reguladores foram implementados no software ANATEM,

utilizando blocos CDU (Controladores Definidos pelo Usuário). Os códigos CDU

desenvolvidos estão dispostos no Apêndice B.

35

148,53

149,6

150,68

151,76

152,84

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

PELE 250 10 NPECANHA-6GR

4.1.3 Análise das Contingências

4.1.3.1 Contingência 1: Perda da PCH Lajes

Nesta contingência, simulou-se a perda da unidade geradora da PCH Lajes, e

avaliou-se a resposta transitória das usinas na região de influência da usina acessante.

De acordo com as premissas adotadas, avaliou-se a resposta das máquinas do Complexo

de Lajes no que diz respeito à potência ativa, reativa, tensão e frequência. Os gráficos

estão dispostos nas Figuras 12 a 17.

Figura 12 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1.

Figura 13 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1.

26,79

29,19

31,59

33,99

36,39

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

PELE 253 10 FONTES---3GR

PELE 255 10 P.PASSOS-1GR

36

Figura 14 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1

Figura 15 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1.

12,4

13,29

14,17

15,06

15,94

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

QELE 253 10 FONTES---3GR

QELE 255 10 P.PASSOS-1GR

178,7

178,99

179,29

179,58

179,87

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

QELE 250 10 NPECANHA-6GR

37

Figura 16 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1

Figura 17 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1.

Para este caso, conclui-se que a potência ativa gerada nas usinas do Complexo de

Lajes voltou ao valor em regime permanente após a atuação dos reguladores,

significando que a potência perdida foi assumida pela Usina Ilha Solteira, a barra swing

do sistema. O maior valor de oscilação correspondeu ao da UHE Nilo Peçanha, por ser

também a de maior geração neste caso. A potência reativa teve menos de 5% de

oscilação com essa contingência.

0,986

1,004

1,023

1,041

1,06

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

VOLT 250 NPECANHA-6GR

VOLT 253 FONTES---3GR

VOLT 255 P.PASSOS-1GR

59,894

59,946

59,999

60,051

60,103

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

FMAQ 250 10 NPECANHA-6GR

FMAQ 255 10 P.PASSOS-1GR

FMAQ 253 10 FONTES---3GR

38

Os valores de tensão nas barras avaliadas ficaram de acordo com os critérios citados

anteriormente, não atingindo o valor mínimo de 60% do valor em regime permanente. O

mesmo pode-se dizer da frequência, que manteve-se entre a faixa permitida e

apresentou um amortecimento satisfatório.

4.1.3.2 Contingência 2: Curto-Circuito Monofásico na Barra de 138 kV da SE Fontes

Nova, Eliminado após 150 ms com Abertura da LT 138 kV Fontes Nova / Seropédica

Para o estudo desta contingência, algumas adaptações foram feitas ao se utilizar o

programa ANATEM. Primeiramente, deve-se ressaltar a diferença entre um curto-

circuito trifásico e um curto-circuito monofásico. O primeiro é mais severo e causa mais

danos ao sistema, porém o segundo ocorre com muito mais frequência. Como o

programa ANATEM trabalha como modelagem de sequência positiva, fez-se uma

adaptação do curto-circuito trifásico, adicionando os parâmetros relacionados às

impedâncias de sequência negativa e zero equivalentes do sistema, vistos pela barra em

questão, de forma a obter a corrente de sequência positiva similar à de um defeito

monofásico. Estes valores de impedância foram obtidos de [12], e valem,

respectivamente, 27,9% e 2,47%.

Os gráficos relativos à resposta do sistema diante desta perturbação estão dispostos

nas Figuras 18 a 24.


13,9

20,

26,

32,

38,

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]



PELE 3797 10 PCH-LAJES-1G

39


Figura 20 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.

135,9

142,7

149,6

156,4

163,3

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]


-5,8

5,2

16,2

27,2

38,2

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]



QELE 3797 10 PCH-LAJES-1G

40


Figura 22 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.

136

185

233

281

330

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]


0,763

0,835

0,907

0,98

1,052

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]




VOLT 3797 PCH-LAJES-1G

41


Figura 24 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 2.

Para este caso, nota-se que a influência das perturbações é mais severa em relação à

primeira contingência. Todas as consequências de uma falta como o curto-circuito

monofásico foram observadas, como a oscilação da potência ativa, o afundamento de

tensão e a variação da frequência.

Para o estudo da tensão, notou-se um afundamento da ordem de 20% nas barras

geradoras no momento do defeito. Além disso, a segunda oscilação alcançou a diferença

da ordem de 1% da tensão nominal. Isto faz com que sejam atendidos os requisitos de

[9] com folga de segurança.

59,651

59,821

59,991

60,161

60,331

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]




FMAQ 3797 10 PCH-LAJES-1G

-72,6

-64,7

-56,7

-48,8

-40,8

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]

DELT 250 10 NPECANHA-6GR 501 10 I.SOLTE-12GR

DELT 253 10 FONTES---3GR 501 10 I.SOLTE-12GR

DELT 255 10 P.PASSOS-1GR 501 10 I.SOLTE-12GR

DELT 3797 10 PCH-LAJES-1G 501 10 I.SOLTE-12GR

42

Em relação à frequência, notou-se um amortecimento satisfatório das máquinas,

alcançando o valor de regime permanente em cerca de 3 segundos. Pelos resultados, é

vista claramente a maior oscilação de frequência da PCH Lajes em relação às demais.

Isto se explica devido à menor inércia desta usina.

Notou-se também a oscilação da defasagem angular em todas as usinas, retornando

para o valor inicial em até 10 segundos.

4.1.3.3 Contingência 3: Curto-Circuito Monofásico na Barra de 138 kV da SE Nilo

Peçanha, Eliminado após 150 ms com Abertura da LT 138 kV N. Peçanha / Fontes

Para o estudo desta contingência, as mesmas adaptações mencionadas na

contingência anterior foram feitas, alterando-se apenas os valores das impedâncias

equivalentes de sequência negativa e zero para 33,8% e 2,54%.

Os gráficos relativos à resposta do sistema diante desta perturbação estão dispostos

nas Figura 25 a 31.


15,2

20,5

25,8

31,1

36,5

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]




43

Figura 26 - Potência Ativa da UHE Nilo Peçanha na Contingência 3.


140,3

144,8

149,4

154,

158,6

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]


-4,6

4,

12,5

21,

29,5

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]




44



153

183

214

244

274

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]


0,858

0,904

0,95

0,997

1,043

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]





45



De forma análoga ao caso anterior, pode-se notar a estabilidade do sistema na

ocorrência de um curto-circuito nesta linha de transmissão. O comportamento dinâmico

foi similar à Contingência 2, isto é, os requisitos exigidos pelas premissas adotadas

neste estudo foram cumpridos.

Este fato demonstra que o sistema suporta o impacto de um curto-circuito

monofásico de forma satisfatória, apresentando um bom amortecimento e valor final

muito próximo do valor em regime permanente. A presença da PCH Lajes, portanto,

59,85

59,922

59,994

60,066

60,138

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]





-72,

-65,4

-58,7

-52,

-45,3

0, 3, 6, 9, 12, 15,

Tempo [s]



DELT 255 10 P.PASSOS-1GR 501 10 I.SOLTE-12GR


46

14,9

20,3

25,7

31,1

36,5

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]




não afetou a estabilidade do sistema mediante faltas desse tipo, o que comprova a sua

viabilidade por este aspecto.

4.1.3.3 Contingência 4: Perda da UHE Pereira Passos

Esta contingência, sem dúvida, constitui um caso mais severo, porém menos

provável do que as outras. O objetivo é avaliar a robustez do sistema mediante a perda

de uma usina geradora desse porte. Vale lembrar, da Figura 6, que a UHE Pereira

Passos encontra-se eletricamente próxima da PCH Lajes e, portanto, está em sua área de

influência.

Os resultados estão dispostos nas Figuras 32 a 38.

47



147,89

149,44

150,99

152,53

154,08

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]


-3,9

1,3

6,5

11,7

16,8

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]



48



179,4

180,33

181,26

182,19

183,12

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]


0,984

1,

1,017

1,033

1,05

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]




49



Ao analisar os resultados, comprova-se o maior impacto desta contingência nos

parâmetros avaliados. De forma análoga à Contingência 1, a potência ativa e reativa das

outras usinas apresentou resultados satisfatórios, voltando ao valor inicial em cerca de 2

segundos. Novamente, da análise da geração após a falha, nota-se que a barra swing do

sistema, isto é, a Usina de Ilha Solteira, assumiu a potência perdida.

O afundamento de tensão encontra-se dentro dos limites exigidos, e o

reestabelecimento ao nível encontrado em regime permanente se dá em cerca de 3

59,981

59,989

59,998

60,006

60,014

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]




-72,8

-67,1

-61,4

-55,8

-50,1

0, 4, 8, 12, 16, 20,

Tempo [s]




50

segundos para UHE Fontes e UHE Nilo Peçanha, e em cerca de 8 segundos para a PCH

Lajes.

Em relação à frequência, nota-se que, embora os valores das oscilações estejam

dentro dos limites, o sistema leva um tempo maior para voltar ao valor de 60,0 Hz,

atingindo 59,998 no tempo de 20 segundos. Isto porém não configura uma violação dos

critérios dos Procedimentos de Rede [9], e, portanto, a análise desta contingência

demonstra mais uma vez a viabilidade da PCH Lajes.

51

CAPÍTULO 5

CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS

O conceito de geração distribuída tem ganhado força pelo mundo no que diz

respeito ao planejamento energético. Atraído pelos baixos impactos ambientais e pela

duvidosa aversão ao “aquecimento global”, os grandes projetos de geração de energia

têm encontrado cada vez mais dificuldade de saírem do papel, pressionados por

políticas públicas e movimentos “verdes”.

A injeção de pequenos valores de potência no sistema, no caso do Brasil, pouco

afeta a operação elétrica no nível do Sistema Interligado Nacional. Entretanto, no nível

do sistema de distribuição os efeitos não podem ser ignorados, podendo afetar os níveis

de frequência e, principalmente, de tensão. Tratando-se do setor mais próximo à carga,

isto é, o consumidor, pequenos distúrbios podem se tornar grandes dores de cabeça para

as concessionárias, que estão sob a regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica.

Avaliou-se, neste estudo, o impacto da prática da geração distribuída no sistema de

distribuição 138 kV, levando em consideração todas as diretrizes que regem e

regulamentam esta parte do setor elétrico. Considerou-se uma injeção de potência da

ordem de 17 MW, produzidas por uma pequena central hidrelétrica.

A PCH Lajes, usina estudada, não interferiu de forma significativa na operação

elétrica da rede, nem melhorando as deficiências e nem prejudicando o sistema. De fato,

o principal motivo de sua construção não se baseia na questão elétrica / energética em

si, porém na melhoria da gestão dos recursos hídricos da região, aumentando a

confiabilidade do abastecimento de água potável do Rio de Janeiro. A nova usina

abastecerá a calha da CEDAE, atualmente abastecida por uma unidade geradora da

UHE Fontes Nova, liberando esta máquina para gerar sua potência nominal.

Sob o ponto de vista de regime permanente, a PCH Lajes, de uma forma geral,

trouxe melhoria ao perfil de tensão de certas barras que apresentavam violações de

subtensão, especialmente nos cenários com carga leve e média. O mesmo ocorreu para a

simulação de contingências como a perda de unidades geradoras e de linhas de

transmissão. Entretanto, não se pode concluir que a referida PCH alterou de forma

substancial o ponto de operação, visto que as mudanças de tensão foram da ordem 0,1

52

p.u.. Em relação ao carregamento das linhas, aquelas que apresentavam extrapolação do

limite normal não alteraram em nada sua situação após a inserção da nova usina, para

todos os cenários e contingências. Obviamente houve alteração do fluxo de potência na

região do Complexo de Lajes, porém não houve novas violações e a rede permaneceu

segura, demonstrando a afirmação do início do parágrafo anterior.

Já do ponto de vista da estabilidade transitória, o sistema apresentou resultados

bastante satisfatórios no que diz respeito a oscilações de tensão e de frequência. Os

cenários simulados foram suficientes para afirmar a estabilidade do sistema, mesmo

após a inserção da PCH Lajes. Ressalta-se que nos casos de perdas de unidades

geradoras, o que pode representar uma contingência grave para a rede, o sistema

absorveu bem a perda de potência, devido à grande quantidade de usinas na região que

supriram a perda. Para os casos de curto-circuito monofásico, os mais frequentes, a

resposta transitória foi como esperada, com o afundamento de tensão dentro dos limites

impostos e o reestabelecimento dentro da margem de tempo recomendada.

De acordo com esses estudos, a PCH Lajes mostrou ser viável para instalação no

sistema de 138 kV da Light Energia. Vale ressaltar que, assim como dito anteriormente,

outros estudos devem ser feitos para garantir a viabilidade do projeto, porém não estão

no escopo desse trabalho.

Como sugestão para trabalhos futuros, pode-se citar o estudo de outras

contingências não abordadas neste trabalho, do ponto de vista dinâmico e de regime

permanente, além da simulação de outros cenários específicos estudados pelo ONS, nos

quais o perfil de carga apresenta um comportamento diferenciado. Outro estudo

interessante também seria o ilhamento da PCH Lajes, com a subsequente criação de

uma microrrede isolada do sistema. Esta situação já foi praticada pela concessionária

Light com outra PCH, e representaria um ganho para as manobras possíveis da rede,

melhorando sua confiabilidade.

53

REFERÊNCIAS

[1] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de Informações da Geração.

Disponível em: http://www.aneel.gov.br/ . Acesso em 19/01/2015.

[2] BARBOSA, W.P.F.. “Geração Distribuída: Vantagens e Desvantagens”. In:

anais do II Simpósio de Estudos e Pesquisas em Ciências Ambientais na Amazônia, pp.

126-135. Pará, Nov. 2013.

[3] INEE. INSTITUTO NACIONAL DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA. Notas sobre

geração Distribuída. Disponível em:

http://www.inee.org.br/down_loads/forum/Notas%20sobre%20GD.pdf. Acesso em: 12 jan

2015.

[4] THE ECONOMIST. Distributed Generation: Devolving Power. Disponível em:

http://www.economist.com/. Acesso em 19/01/2015.

[5] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de Distribuição.

Disponível em: http://www.aneel.gov.br/ . Acesso em 12/01/2015.

[6] MARQUES, Frederico A. S., MORAN, Jesus A., ABREU, Lísias et al. Impactos da

expansão da geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia elétrica.. In:

ENCONTRO DE ENERGIA NO MEIO RURAL, 5., 2004, Campinas.

[7] KUNDUR, P.. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc., 1994.

[8] POLIZEL, L. H. Metodologia de prospecção e avaliação de pré-viabilidade expedita de

geração distribuída (GD): caso eólico e hidráulico. 2007. 139p. Dissertação (Mestrado) –

Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas, Escola Politécnica,

Universidade de São Paulo, São Paulo. 2007.

http://www.aneel.gov.br/

http://www.economist.com/

http://www.aneel.gov.br/

54

[9] ELETROBRAS. Centrais Elétricas Brasileiras S.A.. Diretrizes para Estudos e

Projetos de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Disponível em:

http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/LUMIS4AB3DA57PTBRIE.htm . Acesso em

12/01/2015.

[10] CCEE. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Mecanismo de Realocação

de Energia. Disponível em: http://www.ccee.org.br/. Acesso em 19/01/2015.

[11] LIGHT ENERGIA. Pequena Central Hidrelétrica Lajes – Projeto Básico.

[12] ONS. Operador Nacional do Sistema. Procedimentos de Rede. Disponível em:

http://www.ons.org.br/ . Acesso em 12/01/2015.

[13] LIGHT S.A.. LIGHT Serviços de Eletricidade S.A.. Parecer de Acesso para a PCH

Lajes.

http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/LUMIS4AB3DA57PTBRIE.htm

http://www.ccee.org.br/

http://www.ons.org.br/

55

Apêndice A – Lista de Tabelas Do Estudo de Regime Permanente

Tabela 12 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Sem Lajes.

Número Nome da Barra Área Tensão

(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.92

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.93

Tabela 13 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Com Lajes.


(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.94

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.92

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.93

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.93

56

Tabela 14 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Sem Lajes.


(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.07

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07

Tabela 15 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Com Lajes.


(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.07

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07

Tabela 16 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Sem Lajes.


(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06

Tabela 17 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Com Lajes.


(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06

Tabela 18 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado Normal - Sem

Lajes.

De Área Para Área Nº do

Circuito

Fluxo

(MW) Fluxo (%)

ABRAN-TAP138 9 A.BRANCA-138 9 1 116.05 126.20

A.BRANCA-138 9 ABRAN-TAP138 9 1 -115.00 124.20

Tabela 19 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado Normal - Com

Lajes.

De Área Para Área Nº do

Circuito

Fluxo

(MW) Fluxo (%)



57

Tabela 20 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Sem Lajes.


(p.u.)

260 S.CECILI-138 40 0.94

273 SAUDADE--138 9 0.91

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.92

1613 PIRAY-TAP138 40 0.94

1614 THYSE-TAP138 40 0.94

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.91

1621 FONTINELE138 9 0.92

1654 CENTENARI138 9 0.94

1666 DUPON-TAP138 9 0.91

1667 DUPONT---138 9 0.91

1673 CSN------138 9 0.92

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1675 P.PIRAY--138 9 0.94

1676 S.BMANSA-138 9 0.91

1677 THYSSEN--138 9 0.94

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92

Tabela 21 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Com Lajes.


(p.u.)

260 S.CECILI-138 40 0.94

273 SAUDADE--138 9 0.91

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.92

1613 PIRAY-TAP138 40 0.94

1614 THYSE-TAP138 40 0.94

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.91

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.91

1667 DUPONT---138 9 0.91

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1675 P.PIRAY--138 9 0.94

1676 S.BMANSA-138 9 0.91

1677 THYSSEN--138 9 0.94

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92

58

Tabela 22 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 1 - Com Lajes.


(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06

Tabela 23 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Sem Lajes.

Número Nome da Barra Área Tensão (p.u.)

1625 JABOATAO-138 9 0.94

9633 TAP-JABOAT-1 9 0.94

9634 TAP-LAMEIR-1 9 0.94

Tabela 24 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Com Lajes.

Número Nome da Barra Área Tensão (p.u.)

1625 JABOATAO-138 9 0.94

9633 TAP-JABOAT-1 9 0.94

9634 TAP-LAMEIR-1 9 0.94



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.92

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.93

59



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.94

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.92

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.93

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.93

Tabela 27 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 2 - Sem Lajes.


(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.07

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07



(p.u.)

87 RESENDE--500 41 1.08

3021 VIANA2---500 41 1.07

3999 PARACAMBIGER 41 1.06

8902 ARC-1TG06-GR 41 0.92

9601 Z.OESTE--500 41 1.08



(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06



(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06

60



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.92

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92



(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.06

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07

61



(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.06

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07



(p.u.)

87 RESENDE--500 41 1.08

3021 VIANA2---500 41 1.07

8902 ARC-1TG06-GR 41 0.92

9601 Z.OESTE--500 41 1.07



(p.u.)

261 VIGAR-BOM-13 40 1.06



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.91

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.92

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1675 P.PIRAY--138 9 0.94

1676 S.BMANSA-138 9 0.91

1677 THYSSEN--138 9 0.94

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92

62



(p.u.)

273 SAUDADE--138 9 0.92

274 V.REDOND-138 9 0.93

281 RETIRO---138 9 0.93

1619 R.SAUDOSO138 9 0.91

1620 CONCAL---138 9 0.92

1621 FONTINELE138 9 0.92

1666 DUPON-TAP138 9 0.92

1667 DUPONT---138 9 0.92

1673 CSN------138 9 0.93

1674 S.BARBARA138 9 0.92

1676 S.BMANSA-138 9 0.92

1699 CIM.TUPY-138 9 0.92



(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.06

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07



(p.u.)

259 SCECI-BOM-13 40 1.06

261 VIGAR-BOM-13 40 1.07



(p.u.)

1625 JABOATAO-138 9 0.94

9634 TAP-LAMEIR-1 9 0.94



(p.u.)

1625 JABOATAO-138 9 0.94

9634 TAP-LAMEIR-1 9 0.94

63

Tabela 43 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas Contingências 1,2,3 e

4 - Sem Lajes.

De Área Para Área Nº do Circuito Fluxo

(MW)

Fluxo

(%)



Tabela 44 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas Contingências 1,2,3 e

4 - Com Lajes.

De Área Para Área Nº do Circuito Fluxo

(MW)

Fluxo

(%)



64

Apêndice B – Modelos de Reguladores de Tensão e Velocidade da PCH Lajes

Figura 39 - Modelo de Regulador de Velocidade da PCH Lajes.

65

Figura 40 - Modelo do Regulador de Tensão da PCH Lajes.

análise técnica da inserção de uma pequena central ... · figura 11 - modelo do regulador de...

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