cigre 66full (1)

Revista ISSN 1806-1877 nº 66 - Março de 2012

Artigos do Symposium Bologna, do Symposium Recife, XIV ERIAC e do XXI SNPTEE

Linha de 230kV da Copel

Foto: Adriano Aparecido Dellallibera

Para mais informaçõ[email protected] • Tel.: (21) 2556-5929

EletroEvolução - Sistemas de potência

ISSN 1806-1877 - nº 66 - Março de 2012

Conselho editorial:Saulo José Nascimento Cisneiros (PR) - CIGRÉ/ONSJosé Henrique Machado Fernandes - ELETRONORTE

João Guedes de Campos Barros - CEPELJerzy Zbigniew Leopold Lepecki - CIGRÉDourival de Souza Carvalho Junior - EPE

Paulo Gomes - ONSJosé Sidnei Colombo Martini - USP/POLIJosé Wanderley Marangon Lima - UNIFEIHélio Moreira Valgas - ENERGY CHOICE

João Batista Guimarães Ferreira da Silva - DAMP ELECTRICPaulo Cesar Fernandez - CEs A/ELETROBRÁS

José Antonio Jardini - CEs B/USP/POLILuiz Augusto Barroso - CEs C/PSR

Orsino Oliveira Filho - CEs D/CEPELRicardo Cavalcanti Furtado - CONSULTOR

Evanise Neves de Mesquita - CONSULTORA

projeto gráfiCo e edição:Flávia Guimarães

impressão:Rona Editora

tiragem:1.000 exemplares

eletroevolução – sistemas de potênCiaé publicada pelo Comitê Nacional Brasileiro de Produção e

Transmissão de Energia Elétrica (CIGRÉ-Brasil)

diretoria Cigré-brasil:Antônio Varejão de Godoy

Diretor PresidenteJosias Matos de Araújo

Diretor 1º Vice-presidenteSaulo José Nascimento Cisneiros

Diretor 2º Vice-presidenteAntonio Simões Pires

Diretor FinanceiroSérgio do Espírito SantoDiretor Administrativo

endereço:CIGRÉ-Brasil

Praia do Flamengo, 66 – Bloco B – Sala 408 – FlamengoRio de Janeiro – RJ – CEP 22210-903 – Tel: (21) 2556.5929

[email protected]

sum

ário

75 lista dos Comitês de estudoRepresentantes Brasileiros

4 EdItoRIal

4 aRtIGo ConvIdado

9 notíCIas

18 syMPosIUM BoloGnaStrategic Environmental Assessment forPower Developments

23 syMPosIUM BoloGnaBrazilian Experience on Long DistanceTransmission Systems and Future Trends/Challenges

30 syMPosIUM RECIfEPerformance and Risk Assessment ofElectric Power System

37 XIv ERIaCAnálisis de la Influencia del Desequilibrio de la Red y de las Condiciones de Falta en el Cálculo de Huecos de Tensión Utilizando los Métodos de Componentes Simétricas y Componentes de Fase

44 XXI snPtEETécnicas para Avaliação da Vida Útil Residual em Máquinas Tipo Francis como Critério paraModernização da Usina Hidrelétrica

54 XXI snPtEEInclusão de Medições Fasoriais na Estimaçãode Estados com Presevação da Estrutura dosEstimadores Convencionais

62 XXI snPtEEAnálise de Baterias de íon-lítio para Siatemas deGeração Suprindo Pequenas Comunidades Isoladas

69 XXI snPtEEDesafios para o Projeto de uma Subestação de4800 MVA de Potência Instalada e 63 KA de Corrente de Curto-circuito no Setor 230 KV

Março06 a 08 – São Paulo –SPCuRSo PowER SySTEM DyNAMICS – PRoF. PRABhA KuNDuR – C2

26 a 28 – Rio de Janeiro – RJwoRKShoP INTEgRAção E oPERAção DE uSINAS EóLICAS – C2

19 e 20 – Rio de Janeiro – RJPLANEjAMENTo DA EXPANSão DE SISTEMAS CoNSIDERANDo o AuMENTo DE FoNTES RENoVáVEIS E o ATENDIMENTo A gRANDES CENTRoS uRBANoS - NoVAS TECNoLogIAS – C1

Abril24 e 25 – São Paulo – SP1º CMDT – CoLóquIo SoBRE MATERIAIS DIELéTRICoS E TéCNICAS EMERgENTES DE ENSAIoS E DIAgNóSTICo – D1

MaioA definir – Belo Horizonte – MGESTADo DA ARTE EM TECNoLogIAS PARA MoNIToRAMENTo DE LT´S – B2

20 a 23 – Rio de Janeiro – RJXII SEPoPE – SIMPóSIo DE ESPECIALISTAS EM PLANEjAMENTo DA oPERAção E EXPANSão ELéTRICA – CIgRE- BRASIL

27 a 29 São Paulo – SPV SMARS – SEMINáRIo DE MEIo AMBIENTE E RESPoNSABILIDADE SoCIAL Do SEToR ELéTRICo – C3

junho11 – São Paulo – SPwoRKShoP INTERNACIoNAL SoBRE CABoS ISoLADoS (CABoS SuPERCoNDuToRES E MITIgAção DE CAMPoS MAgNéTICoS EM LINhAS SuBTERRâNEAS) – B1

julho16/17 ou 17/18 – A definir (RJ ou SP)III SINREM – SIMPóSIo NACIoNAL DE REguLAção, ECoNoMIA E MERCADoS DE ENERgIA ELéTRICA – C5

Agosto23 a 31 – Paris –França44ª SESSão BIENAL – CIgRE PARIS

outubro21 a 24 – Angra dos Reis – RJ V ENAM – ENCoNTRo NACIoNAL DE MáquINAS RoTATIVAS – A1

Novembro18 a 21 – Florianópolis – SC XI STPC – SEMINáRIo TéCNICo DE PRoTEção E CoNTRoLE – B5

26 a 29 – Brasília – DF XII EDAo – ENCoNTRo PARA DEBATES DE ASSuNToS DA oPERAção – C2

CalEndáRIo dE EvEntos

2012Revista ISSN 1806-1877 nº 66 - Março de 2012

Artigos do Symposium Bologna, do Symposium Recife, XIV ERIAC e do XXI SNPTEE

Linha de 230kV da Copel

Foto: Adriano Aparecido Dellallibera

ELETROEVOLUÇÃO março 2012 54 ELETROEVOLUÇÃO março 2012

aRtIGo ConvIdadoEdItoRIal

Em 2011 o Comitê Nacional Brasileiro do

Cigré (Cigré-Brasil), incansável na busca de

seu objetivo de promover o intercâmbio e o

desenvolvimento tecnológico da engenharia

no Brasil, completou 40 anos, um marco em

sua história!

O País busca hoje consolidar o crescimento

sustentado da sua economia e desenvolver

novas fontes de geração de energia, de

forma limpa e renovável, para garantir o

abastecimento. A estimativa é de que o

crescimento médio anual da demanda total

de eletricidade será de 4,5% ao ano, passando

de 472 mil GWh em 2011 para 736 mil GWh

em 2021. Isso sem falar em outros grandes

desafios como a transmissão em longas

distâncias, implantação das redes inteligentes

de energia e a integração energética com os

países vizinhos.

Neste contexto, o Cigré-Brasil, por meio de

seus Comitês de Estudo, promove a difusão

do conhecimento com a organização de

seminários, fóruns e eventos que possibilitam

a realização de intercâmbios nacionais

e internacionais, na busca incessante do

aprimoramento técnico para aplicação nas

empresas do setor.

É importante salientar que o Cigré-Brasil

possui um patrimônio físico, financeiro e

técnico consolidado, que permite oferecer o

suporte necessário para o desenvolvimento

dos profissionais de engenharia do nosso País.

Dentro deste contexto, no ano de 2011 foram

realizadas por meio do Fundo de Viagens 66

viagens internacionais, correspondendo a uma

realização orçamentária de R$ 377.384,53. Este

valor é representativo, pois representa 29% do

total das despesas realizadas no ano de 2011.

A Diretoria do Cigré-Brasil busca exercer

uma gestão alinhada aos princípios de

excelência da qualidade para que se possa

perenizar a produção e o compartilhamento

contínuo do conhecimento coletivo. Tudo em

prol do desenvolvimento e do fortalecimento

do setor elétrico brasileiro.

Antônio Simões Pires

Diretor Financeiro do Cigré-Brasil

Conhecimento e crescimento

Smart Grid ProgramChallenges for its Deployment in Brazil

Josias M. de araujo - Eletronorte l Ildo Wilson Grudtner - MME l Roberto Caldas - CEPElMarcelo C. de araujo - Eletronorte l Marcos franco Moreira - MME l landulfo alvarenga - CEPEl

Hugo lamin - anEEl l agnes Maria Costa - MME l fabio C. de souza - CEPEl l Paulo Henrique s. lopes - anEEl adrimar v. nascimento - MME l fernando H. oliveira - EPE l Márcio v. P. alcântara - anEEl

thiago Guilherme f. Prado - MME l Geraldo Pimentel - ons l Maria a.B. ferrano - Eletrobras

SUMMARY - The deployment of smart grids is not yet

mature in the world and in Brazil. The first pilot programs

to test the technology are now beginning to emerge. The

smart grids have been adopted in restricted locations such

as neighborhoods or small towns, to put into practice its

concepts and measure the gains that can be achieved. The

lack of regulation for the development of smart grids is

one of the reasons why there are different technologies

in the market today. The diversity of products and services

available to electricity distribution companies may seem

positive as long as it provides competition and accelerates

the development of the sector but it is also seen as a risk by

experts. The Ministry of Mines and Energy of Brazil – MME

has established a Working Group to analyze and identify

the actions needed to support the establishment of public

policies for the deployment of a Brazilian Program to Smart

Grid. This article aims to present an approach to the Smart

Grid Program in Brazil and some issues identified by the

Working Group, that are important for the establishment of a

Brazilian Program of Intelligent Networks.

KEYWORDS - Smart Grids, Policies and deployment.

1. 0 INTRODUCTION

In order to divulge to the concept of smart grids in Brazil,

the first step on the task of identifying the main challenges

to be faced is to identify the driving factors that would justify

its implementation, namely: to seek, like other countries, the

role that grids must play in the country. In the United States,

some of main reasons to modernize the electric grid are:

the need for increased security of the energy supply and

the need to conform to the energy trading format (demand

for energy measurement systems that meet the free choice

of the supplier). In Europe in general, as well as attending

to the structure of the free market, there are concerns with

the reconfiguration of the energy matrix, increasing the

penetration of alternative energy sources.

In Brazil, it is not expected that the dissemination of the

concept of smart grids is driven by the pursuit of a cleaner

energy generation or by the modernization of generation

and transmission, since 90% of the national matrix is

already coming from renewable sources and the Brazilian

interconnected system already incorporates many of the

characteristics expected for a “Smart Grid” in electric power

generation and transmission. In this regard, Brazil has its own

state of art solutions, either in methodologies for electro

energetic optimization or tools for supervision and control, in

real time, of the National Interconnected System.

Regarding the electricity sector, the technologies

within the smart grid (smart metering in particular) allow

the application of different tariffs and create the possibility

of more consumption profile control among consumers. In

this context, it enables more energy efficiency and demand

management, resulting in postponement of investments in

both network and generation expansion, which results in low

tariffs.

In general, the smart grids deployment should be an

initiative of the electricity distribution companies. However,

there are some actions that need to be taken by the National

Electric Energy Agency - ANEEL, in order to coordinate the

employment of new technologies that seek benefits for the

entire power sector.

In order to drive the dealing of these issues nationally,

the Brazilian Government, through the Ministry of Mines

and Energy (MME), established a Working Group to analyze

and identify the basic actions needed to support the

establishment of public policies for the deployment of a

Brazilian Program of Intelligent Electric Grid - “Smart Grid”.

Accordingly, the MME Normative Resolution No. 440 of 15

April 2010 established as topics to be studied: (a) the state

of the art of such “Smart Grid” programs, in Brazil and in other

countries, (b) propositions to adequate regulations and

general standards of public electric energy distribution, (c)

identification of resources for financing and incentives for the

production of equipments in the country, and (d) regulation

of new possibilities to act in the market, which includes the

possibility of users operating both as generators of energy

(distributed generation) and consumers.

The Working Group included the participation of

representatives of institutions like the Ministry of Mines

and Energy - MME (in the overall coordination role), the

Energy Research Company – EPE (Empresa de Pesquisa

Energética), the Research Center of Energy – CEPEL (Centro

de Pesquisas de Energia Elétrica), the National Electric Energy

Agency – ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), the

National Electric System Operator – ONS (Operador Nacional

do Sistema), the Board of Electric Energy Trading – CCEE

(Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), the National

Institute of Metrology, Standardization and Industrial Quality

– INMETRO (Instituto Nacional de Metrologia, Normalização

e Qualidade Indsutrial), the National Telecommunications

Agency - Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações)

and the Brazilian Electric Power Company – ELETROBRAS

(Centrais Elétricas Brasileiras). Experts also were invited

from companies and industry associations, manufacturers,

universities and international government agencies.

This article presents some of the common challenges to

spreading intelligent grids worldwide that must be faced in

Brazil. For better understanding, they were grouped under

the following aspects: technology, markets, funding sources

and regulation.

2. 0 TECHNOLOGY

The technological base that supports the concept of

smart grids is composed of three elements: equipment for

measurement and driving, telecommunications infrastructure

and computer systems that execute the functions of control,

forecasting and information processing.

In the measurement field, the challenge is to replace the

current plant of electromechanical meters, about sixty million

units, with electronic meters, which is essential to meet

the required functions by intelligent grids. This challenge

presents itself both to the industry and for utilities, including

the responsibility of the regulating agent in establishing

the requirements for measurement and the approval of the

equipment by the institute of legal metrology, besides the

need for adequately addressing their impact in electricity

tariff.

Issues related to communication systems pose challenges

such as the choice for using shared resources (services

provided by telecommunications companies) or proprietary

systems (distribution utilities own and manage their Telecom

infrastructure), the coexistence of technologies with different

performances depending on the geographic characteristics

of a particular service area or on the configuration of

distribution networks. In the case of using radio frequencies,

the choice of using frequency spectrum allocation reserved

for private use on intelligent network solutions will require

strong support from the regulator, compared to the existence

of different actors in the telecommunications industry.

The security of the information that will travel by various

systems is another point of fundamental importance. Private

data will be traveling across communication networks, and

their protection must be guaranteed by all agents that have

access to that information and their responsibility should be

clearly defined.

From the viewpoint of computational tools, we can

consider that there are challenges to be addressed in different

horizons. In the short term, we can highlight the concern about

the adequacy of systems for handling large amounts of data.

In the medium and long term, it will be needed to develop

models that adequately represent a system with significant

aRtIGo ConvIdado


aRtIGo ConvIdadoaRtIGo ConvIdado

participation of distributed generation and energy storage

(in batteries for electric cars, for example), involving degrees

of uncertainty higher than those in current systems. On the

other hand, the validation of the developments involved,

through experimental research before their introduction in

the field, will be a fundamental step. Accordingly, appropriate

laboratory infrastructure should be complemented or created

in the country.

Still on the technological aspect, we should consider the

challenges associated with the increased number of small

generators scattered throughout the distribution network as

well as agents that alternate between the role of consumption

and generation: the increasing complexity of operating the

distribution system, which will have a bi-directional flow

of energy, the need for changing the procedures of the

distributors to operate, manage and protect their networks,

increasing of the the complexity to control the level of supply

voltage due to load variations and supply coming from the

consumer; changes in the levels of short-circuiting of the

networks driving the need to revisit protection schemes;

possible increase in harmonic distortion in the network, the

need to review the planning of operation to accommodate

the intermittent generation, inherent to some alternative

energy sources such as solar radiation and wind.

And finally, we should approach the issue of interoperability

between systems and equipments on the distribution

systems level, which poses the challenge of integrating

multiple measurement solutions, telecommunications and

information technology, a challenge not only in Brazil, as

in other countries. Brazilian utilities are already looking for

flexible solutions that enable compatibility with products

from multiple vendors and technologies, such as automation

systems, measurement, corporate systems, etc. It is observed

that this issue is also related to characteristics of the business

models adopted in each country. Experiments are known

in the United States, for example, where local utilities are

deploying solutions based on single suppliers with long-

term contracts, while in several countries in Europe, there are

rules that come to define the standardization of the physical

layer of communication (DLMS / COSEM: “Device Language

Message Specification” / “Companion Specification for Energy

Metering” establishing rules based on existing standards for

data exchange between meters).

As distribution utilities need to work with large volumes

of data, it will be needed to use system architectures that

enable efficient data processing and information security.

Moreover, these models and the communication shall comply

with open standards in an attempt to achieve interoperability

between systems.

As for the substation automation, Brazil lies in a favorable

technological condition for adoption of international

standards such as IEC 61850 (Communication Networks and

Systems for Power Utility Automation), which specifies a data

model that not only facilitates the design of engineering

automation, but also represents an important step towards

interoperability. In other aspects, as a data model for control

center it is recommended to use IEC 61970 (CIM - Common

Information Model) and IEC 61968 (Application Integration

at Electric Utilities - System Interfaces for Distribution

Management) to the distribution level. On the security of

information, a possible recommendation would be the

adoption of the specification IEC 62351 (Communication

Network and System Security). The Models and specifications

defined by the standards cited began to be adopted in Brazil

recently and there are still some hurdles to overcome in order

for these to popularize among dealers and manufacturers of

surveillance systems. In the case of IEC 61850, the savings

in engineering design have been fully justifying its use. The

wide use of other standards would be a consequence of

the requirements for interoperability, which would mean a

gradual implementation as long as systems migration occur.

3.0 MARKET

The current model for selling power to the distribution

segment, should be examined before the introduction of

the figure of the agent consumer – one that is connected to

the distribution network, and either consumes or produces

energy - and before the many mechanisms proposed for

its support (Feed-in Tariff, Quota, Net Metering, Energy

Certificates). Which among them is more appropriate to the

Brazilian reality?

Parallel to the analysis of a market model aimed at

microgeneration, it should be considered, right from the

start, the design of a pricing structure that allows signalling

to consumers served at low voltage, the variations in the

cost of power supply during the day, which will encourage

better management of its consumption. Alternatives should

be considered for different regions, classes and levels of

consumption.

Still under the aspect of regulation we should study new

business opportunities within the distribution area, and if the

opportunities would be given to utilities or new agents for

the electricity sector.

4. 0 FINANCING

The challenge on this issue is to define the responsibilities

of participation in the costs of implementing the features

to be provided by intelligent networks, which should be

carefully assessed. The simple transfer of deployment costs

for the consumer does not seem to be a viable option, given

the existing questions regarding current costs of energy

supply. In addition, investment costs, which are part of the

utility’s obligations and that are already embedded in rates of

energy distribution, could also be included in the transfer to

the consumer under the argument that they are part of the

national deployment of intelligent networks in the country.

In parallel, we should encourage the involvement of

agents of promotion, research and financing, with the goal

of providing viable projects for performance evaluation of

proposed solutions; researches to develop new technologies

and computational tools, and implementation of laboratories

that allow the modeling of new alternatives of generation

and storage, of charges behavior and control of electrical

systems.

5.0 REGULATION

The great challenge regarding regulation is the

dimension of the work to be made. It covers not only the

revision of current legislation of the electricity sector, as well

as the updating of legal instruments pertaining to electrical

systems. It requires the participation of many agents such as

industries, utilities, regulatory bodies and metrology, among

others, as well as the approval of society. It’s a job that requires

coordination and that is time consuming.

In this process of adaptation, there are different paths. In

some cases you may see a simplification of legislation related

to energy trading, and, on the opposite side, an increase

of complexity in the rules for connection and operation of

distribution systems. One example is the ongoing work

to make it viable to sell energy from micro generators. The

changes already identified predict alterations in various

instruments of regulation and standardization: simplifications

in the rules and procedures of trade are being proposed,

and simplifications on the requirements of measurement

systems, but an increase in complexity in the Proceedings

of Distribution is expected, especially regarding the rules of

connecting and operating the system. Another challenge

related to regulation is the regulatory approval of equipment

and procedures that meet the new legislation. It should be

considered that this activity is chronologically later than the

development of new standards or the updating of old ones.

6. 0 The National Electric Energy Agency (ANEEL)

and the Smart Grids

Smart Grid is a wide concept and it involves a variety of

technologies. The ANEEL already regulated some issues and

others are still under analysis. Below are detailed some ANEEL

actions

related to smart grids. For the regulation process,

ANEEL adopts a clear attitude that encourages the society

participation. In this sense, technical meetings, seminars and

mainly public hearings are held.

6.1. geographic Information System (gIS)

In December 2008, when the first version of the Brazilian

Distribution Code (PRODIST) was approved by the Normative

Resolution nº 345/2008, the Agency regulated the deployment

of Geographic Information System - GIS. Subsequently, the

regulation was introduced in the Normative Resolution No.

395/2009. According to the rules, the distributions companies

must use GIS systems to record all the information about

assets and their electrical parameters, which include the

structural topology of all distribution systems.

6.2. Power Line Communications (PLC)

In August 2009, the Normative Resolution nº 375/2009

was issued, which regulates the use of distribution systems

as a way to transport digital and analog signals (the PLC

technology). The resolution states that the distribution

company has only the freedom to make private use of PLC in

the electricity distribution activities, but the company must

follow rules to share the distribution systems with a third

body (commercial service of Internet, video, voice, among

others).

6.3. Micro generation

Regarding micro generation that is also related to smart

grids, the Regulatory Agency currently conducts studies

to reduce the barriers for small power generators. A Public

Consultation was held (CP nº. 015/2010), which is still under

analysis of the contributions sent by the society. For 2011,

there are plans for conducting another public hearing in

order to adopt the final rules.

6.4. Smart metering

Considering the use of smart meters in low voltage

units, ANEEL promoted in 2008 the Smart Metering

International Seminary. Then, the Agency introduced the

Public Consultation No. 015/2009. From October 2010 to

January 2011 the Public Hearing AP nº 043/2010 was held

in order to obtain additional information concerning the

minimum requirements for meters (the definition of the

standard meter).The AP 043/2010 is still under analysis of the

contributions and a resolution must be published in 2011. For

the second half of 2011, there are plans to hold a new public

hearing, which will deal with the replacement plan (timelines

and targets for the companies).

6.5. Differentiated Rates

The possibility of applying time-of-use tariffs for low

voltage consumers is also under consideration. The ANEEL

established the Public Consultation No. 011/2010 and the

Public Hearing No. 120/2010. The objective is to obtain

additional information about the proposal to change the

methodology for setting the pricing structure applied to the

electricity distribution sector in Brazil, which includes the

definition of price signals in low voltage. The AP nº 120/2010

is still analyzing the contributions and a resolution must be

published in 2011.

6.6. Prepayment

The Regulatory Agency is studying the possibility of


notíCIasaRtIGo ConvIdado

setting a Public Hearing to debate the procedures to be

adopted by the distribution companies who choose the

prepayment system for low voltage consumers.

6.7. other topics

There is still need for studies to verify the feasibility of

regulation of other topics, such as the integration of electric

cars to the distribution networks, new services delivered by

the distribution companies, new possibilities of consumers

actions on the market, etc.

7.0 FACING CHALLENGES

It is worth noting that the creation of the MME working

group was a positive action in order to balance the

expectations created in the potential benefits related to

intelligent grids. Many of the challenges presented have direct

connection to the role of government bodies and regulatory

authorities, such as the integration of public policies

(renewable energy x hybrid electric vehicles), analysis of

impacts on different sectors of the economy, enlightenment

of society, among others.

The numerous challenges listed above have shown the

complexity and breadth of the subject, and considering

the different degrees of maturity of solutions to presented

problems, one must consider that the features to be provided

by intelligent networks should be treated in a progressive

fashion, attributing priorities for their introduction, and

that the fullness of capability to be provided by intelligent

networks must be achieved in the long term.

The application of resources from funding agencies

to evaluate the concept of intelligent networks should

be stimulated and guided considering the importance

of pilot projects and the creation of laboratories. The wide

dissemination of results of projects involving intelligent

networks should be encouraged, especially those financed

by public funding agencies, so that benefits are reverted

to society at large. It is necessary to reduce the information

asymmetry between the consumer and the utilities. It is crucial

that awareness campaigns are carried out to consumers so

they can participate intensively from the beginning on the

implementation of a “Smart Grid”, as it is done in other public

services (mobile telephony, cable TV, Internet etc.).

According to the Brazilian legislation (Law nº 9.991/2000),

the utilities companies from the power sector must apply

annually a minimum percentage of their net revenue in

research and development projects (R&D), what is regulated

by ANEEL (Normative Resolution nº 316/2008). On the smart

grids field, there is a specific call for an R&D Strategic Project,

which is the Project nº 11/2010: the Brazilian Smart Grid

Program which is currently developed by several companies

with a planned investment of approximately R$ 9 million.

The Project nº 011/2010 was answered by some power

companies (in particular by the distribution companies), and

they established a group of 37 companies that began the

implementation on January 2011. The project was divided

into six research blocks: Smart Metering; Automation; Micro

generation and Electric Vehicles; IT and Telecom; Public Policy;

and the Consumer Perspective. It is expected that the project

be completed until September 2011. The project goal is the

creation of a national plan for technology migration in the

Brazilian power sector, including:

• Features and requirements, with emphasis on smart

metering;

• Standardized technologies and methodologies;

• Public policies for R&D, manufacturing and finance,

including the development of the equipment and services

chain; and technological lines;

• Needs of appropriate legislation and regulation;

• Development of a Training Program for Manpower to

the power sector in Brazil;

• The role of consumers and the ways of their effective

integration.

The electrical energy companies begin to develop projects

to test the concepts of intelligent networks. Cemig, the utilitie

that operates in the Southeast, has launched a project in the

city of Sete Lagoas, near Belo Horizonte, the capital of Minas

Gerais state, which provides for the installation of more than

90,000 smart meters, substation automation and network

and use of a bidirectional communication system. Another

major project is being implemented by Eletrobras in Parintins,

city of Amazonas state in the North. Approximately 17,000

consumers will receive smart meters.

The final observation is that many actions aimed at

overcoming these challenges are already in progress:

technology solutions and systems are already being

submitted, the review of regulatory instruments is already

being studied and new resolutions are already being

developed by regulatory agencies, the research institutes are

already preparing laboratories, the academic community has

begun to publish articles and theses related to the theme

and pilot projects are mushrooming in different regions,

under the coordination of different utilities.

8.0 BIBLIOGRAPHY

[1] Working Group MME - Smart Grid, Brasil, 2011.

No período de 01 a 02 de setembro de 2011 foi realizado

no auditório da Eletrobrás Eletronorte, em Brasília, o Curso sobre

Linhas de Transmissão em Corrente Contínua – HVDC, que contou

com a presença de 137 participantes. O evento foi promovido

pelo Comitê de Estudos – B2 – Linhas Aéreas do CIGRÉ-Brasil e

contou com o apoio da Eletronorte.

O curso sobre Linhas de Corrente Contínua – HVDC teve

por finalidade introduzir as tecnologias existentes e os mais

recentes avanços aplicados as linhas de transmissão em corrente

contínua, em fase de acentuada expansão em todo o mundo

e, em especial, no Brasil. Segundo o coordenador do Comitê de

Estudo B2, Ruy Menezes, “o curso visou atender uma demanda

do setor elétrico, pois corrente contínua é um tema apaixonante

e desafiador. Este é um assunto que precisa ser debatido

constantemente, principalmente, com o surgimento de inúmeros

empreendimentos”.

No curso foram apresentados os seguintes tópicos:

• Teoria Básica da Transmissão e da Conversão CA/CC e CC/

CA – Histórico – Tipos de LTs de Corrente Contínua;

• Critérios de Projeto para Linhas de Corrente Contínua;

• Sobretensões e Coordenação de Isolamento de LTs de Cor-

rente Contínua;

• Efeitos Elétricos de LTs de Corrente Contínua: Corona, Gra-

dientes, Perdas Corona, RI, RA, Campo Elétrico ao Nível do Solo e

Corrente Iônica;

• Cálculo Mecânico de LTs de Corrente Contínua;

• Torres para LTs de Corrente Contínua;

• Fundações para LTs de Corrente Contínua;

• Aspectos Especiais de Projeto, Locação e Meio Ambiente de

LTs de Corrente Contínua;

• Otimização de LTs de Corrente Contínua – Conversão de

Linhas CA em CC – Comparação Econômica CA e CC;

• Comparação de Alternativas de Cabos Condutores para o

Bipolo 2, ± 600 kV Coletora Porto Velho – Araraquara 2;

• Otimização Global de um Sistema de CC (LT e Conversoras);

• Aterramento de Sistemas de Corrente Contínua – Linha de

Eletrodo;

• Aspectos de Confiabilidade de Sistemas de Corrente Con-

tínua – HVDC;

• Isoladores e Cadeias para LTs de Corrente Continua – Pecu-

liaridades e Ensaios;

• Isoladores Poliméricos para LTs de Corrente Contínua;

• Aspectos Operativos e de Manutenção de LTs de Corrente

Contínua.

Após a realização do curso, foi circulado entre os participantes

o questionário de Avaliação, que foi considerado “Bom / Ótimo”

para 91% dos participantes, o demonstra o sucesso da iniciativa.

Dentre as avaliações destacamos os seguintes depoimentos:

O engenheiro eletricista Sidney Santana Matos disse que “o

encontro foi uma ótima oportunidade para conhecer melhor a

tecnologia. A maioria de nós (engenheiros) trabalha com corrente

alternada e estudar possibilidades de trazer esses avanços para o

nosso meio é muito importante”.

O engenheiro mecânico Milton Diniz afirmou que “todos

os eventos idealizados pelo CIGRÉ possuem um caráter de

atualização de pesquisas, integração dos fabricantes com os

pesquisadores e dados teóricos dos assuntos. Essa mescla de

profissionais é o que torna os cursos mais interessantes”.

Por fim o CE-B2 agradece a Diretoria, a secretaria do CIGRÉ-

Brasil, ao Comitê Organizador do presente curso, composto pelos

engenheiros José Henrique M. Fernandes, João Félix Nolasco e

José Antonio Jardini, bem como a Eletronorte, pelo apoio recebido

durante a organização e realização do Curso Sobre Linhas de

Transmissão em Corrente Contínua – HVDC.

Comitê de Estudo B2 Realiza com Sucesso Curso sobre Linha de Transmissão em Corrente Contínua


bienal paris 2010 notíCIasnotíCIas

O Comitê Israelense do Cigré realizou no período de

23 a 29 de outubro de 2011, em Tel Aviv, Israel, as atividades

anuais do Comitê. Estiveram presentes representantes de 24

paises.

A participação brasileira nestes eventos tem qualificado

o Brasil como um dos países que sempre tem importantes

contribuições nos temas de ambiente. O Cigré-Brasil foi

representado por Arilde Sutil Gabriel (Copel), José Antonio

Bulcão (Eletrobras Furnas) e Mírian Regini Nuti (consultora),

que participaram das reuniões dos grupos de trabalho, da

reunião do Comitê e do Simpósio. Na reunião do Comitê, foi

apresentado um relato das atividades do CE C3 do Brasil e a

organização do V SMARS – Seminário de Meio Ambiente e

Responsabilide Social do Setor Elétrico, que será realizado no período de 27 a 29 de maio de 2012, em São Paulo.

O Simpósio foi realizado no dia 27 na cidade de Tel Aviv, em um auditório no Dan Tel Aviv Hotel, com cerca de 80 participantes.

Dentre os temas tratados ressalta-se a importância dos SUPER GRID, presente em duas palestras do Simpósio (MedGrid e Super Grid),

para a qual o Brasil teria contribuições significativas devido as características dos nosso sistema elétrico. Ressalta-se ainda que os artigos

apresentados no Simpósio se encontram disponíveis no site do Cigré-Brasil (www.cigre.org.br em “Eventos Realizados”)

O Simpósio contou com 3 palestras, 14 apresentações de papers selecionados de 9 diferentes países e 6 sessões posters. O Brasil

foi representado com 2 papers, um de Alquindar Pedroso, da COPPE-UFRJ, e o outro do colega do Cigré-Brasil José Antonio Bulcão, da

Eletrobrás-Furnas.

Ficou clara a importância das interconexões de longa distância de grande complexidade, ministradas por Jean Kowal (MedGrid),

sob o título “The MedGrid Initiative for a Sustainable Development of Mediterranean Countries” e por Giovanni de Santi (JRC Director,

European Comission), sob o título “The European Supergrid and the role of HDVC interconnections”.

Outros pontos de destaque da reunião foram os seguintes: a apresentação feita pelo Dr. Lambrozo, da França, sobre o estado da arte

da questão de campos elétrico e magnéticos; o convite feito pela IAIA (International Association of Impact Assessment) para a realização

de uma mesa redonda no congresso internacional dessa associação a realizar-se em maio de 2012; a realização de um Colóquio sobre

Efeitos de Campos Elétricos e Magnéticos, em 2013, pelo Comitê Japonês do Cigré; cabe destacar que pela terceira vez consecutiva um

membro do Cigré-Brasil será um dos relatores da sessão bienal de Paris em 2012.

A reunião anual em 2011 do SC B4 - Elos de Corrente Contínua e Eletrônica de Potencia ocorreu na Austrália, no período de 15 a 21 de outubro, nas cidades de Melbourne e Brisbane. Como de praxe, junto com a reunião administrativa do SC B4, ocorreram também reuniões de diversos Working Groups, aproveitando-se a oportunidade da presença dos vários membros do SC, além de um Colóquio sobre o tema “Enhancing the Transmission Networks” nos últimos dois dias. Dentre outros eventos, foi também programada uma visita técnica a uma das subestações da interligação em HVDC de Basslink. Houve ainda a realização de um Tutorial de um dia.

Nos últimos anos a coordenação do CE B4 tem envidado esforços para que um maior número de membros possa participar das atividades no exterior, viabilizando a ingresso de membros brasileiros nos WGs. Neste sentido foi formada a maior delegação do CE B4, na

história recente, que participou de reunião de SC em ano impar. Esta delegação, com 6 integrantes, foi composta pelo seu Coordenador e Secretário, respectivamente Sergio do Espirito Santo (Furnas) e Wo Wei Ping (Cepel), além de seus membros: John Graham (ABB), Carlos Gama (Alstom Grid), Marcio Szechtman (Dual) e José Jardini (USP).

As reuniões de WGs se realizaram em salas do Melbourne Convention and Exhibition Centre, na cidade de Melbourne, nos dias 15 e 16/10. Ao todo houve reuniões de 16 WGs, dos quais 11 tiveram participação de delegados brasileiros.

No dia 17/10 foi realizada a reunião administrativa do SC B4 também no Melbourne Convention Centre, que foi conduzida pelo Coordenador do SC B4, Bjarne Andersen, e seu Secretário, Stig Nilsson, com uma audiência de cerca de 80 participantes. Normalmente esta reunião é restrita aos membros regulares do SC B4, de forma que apenas o Sérgio do Espirito Santo teria assento. Por uma gentileza do Coordenador do SC B4, foi permitido que os demais integrantes da delegação brasileira também participassem desta reunião como convidados, permitindo assim o acesso às notícias mais recentes da indústria do HVDC e FACTS.

Os principais temas discutidos referem-se às atividades dos vários WGs, e os projetos na área de HVDC e FACTS em execução pelo mundo. Um tópico debatido, de responsabilidade do CE B4, foi a reunião do SC B4 do ano de 2013, que será realizada no Brasil. O coordenador do CE B4 Sérgio do Espírito Santo fez uma apresentação mostrando o estágio de preparação deste evento, que consistirá em reuniões e seminário em Brasília, além de visita técnica às conversoras HVDC da transmissão do Madeira em Porto Velho.

Em seguida, no dia 18.10, foi realizada a visita técnica à conversora de Loy Yang, um dos extremos da interligação em HVDC de Basslink, localizada a cerca de 170 km de Melbourne. Este elo em corrente contínua conecta o sistema elétrico do estado de Victoria ao da ilha da Tasmânia, através de um cabo submarino de cerca de 300 km. Consiste num monopolo com retorno metálico de 500 MW em 400kV, em operação comercial desde 2005. Atualmente opera na maior parte do tempo alimentando a ilha de Tasmânia, mas foi projetado com capacidade bidirecional.

O seminário “HVDC and Power Electronics – Enhancing the Transmission Networks” foi sediado no Novotel da cidade de Brisbane, nos dias 20 e 21.10, com uma platéia de cerca de 120 participantes. Foram apresentados 33 trabalhos, dos quais 2 foram de autoria do representante

brasileiro Marcio Szechtman, abordando, primeiro no Painel de Abertura, o tema de “Planning of HVDC Projects – Challenges towards a Succesfull Implementation” e “Key Issuses in the Design Review of Madeira HVDC Transmission System”, em co-autoria com a equipe do ONS.

Com base em todas as discussões e apresentações realizadas nas referidas atividades, podem ser destacadas as seguintes conclusões:

• Há um expressivo aumento de projetos de HVDC com o uso de con-versores VSC, principalmente em conexões de fazendas eólicas off-shore, em alimentação de plataformas em alto mar e em interligações de siste-mas de baixa potência de curto;

• Esta tendência também se verifica na área de FACTS com o aumen-to significativo de projetos de STATCOM, se comparado a SVCs;

• Para Nelson River 3 foi identificada a necessidade de elevação de níveis de potência de curto no lado dos inversores, o que indicaria o uso dos tradicionais compensadores síncronos, caso se opte por bipolo do tipo LCC. Por outro lado, a Manitoba Hydro está estudando uma maneira para possibilitar uma solução estática que evite o uso de síncronos, pro-vavelmente um bipolo de VSC;

• A ideia da implementação de HVDC grids, com cabos subterrâneos e uso de conversores VSC, está amadurecendo a passos largos diante da crescente dificuldade de instalação de linhas aéreas, em especial na Eu-ropa;

• No entanto, existe a expectativa de que os HVDC grids se concreti-zem efetivamente em algumas décadas, quando novos desenvolvimen-tos tecnológicos em disjuntores DC (mais rápidos e econômicos), cabos (tensões mais elevadas) e conversores VSC (menores perdas) viabilizarem economicamente estas redes de forma inequívoca;

• O SC B4 tem tido especial atenção em HVDC grids ao criar vários WGs dedicados a diferentes aspectos deste assunto: controle e proteção, filosofias de controle, modelagem para simulação e confiabilidade, entre outros;

• A experiência brasileira no Projeto de Transmissão do Madeira des-pertou alto interesse da plateia, particularmente quanto às questões de múltiplos agentes compartilhando instalações elétricas adjacentes e o gerenciamento de modelos computacionais de distintos provedores de equipamentos, em estudos de tempo real.

1. Agregação ao CE A1 de novos participantes através de

campanha de sensibilização durante eventos como SNPTEE,

ERIAC e ENAM. O Comitê tem 62 participantes oriundos de

28 empresas, representando fabricantes de equipamentos

e sistemas, consultores, produtores de energia, centros de

pesquisa e universidades.

2. Participantes em Grupos de Trabalho nacionais: GT de

monitoramento (14 participantes), GT de modernização e

repotenciação de hidrelétricas (6 participantes) e GT de estudo

de envelhecimento de parafusos (4 participantes).

3. Participação em Grupos de Trabalho Internacionais: 21 membros

participam de 12 dos 20 GTs em funcionamento, sendo que 2

GTs são coordenados por membros do CE A1 do Cigre-Brasil.

4. Participação em congressos nacionais: ERIAC em Maio e SNPTEE

em Outubro, seguidos de reunião do CE A1, a primeira em Foz de

Iguaçu com 25 participantes, a segunda em Florianópolis com 30

participantes. O tema de reunião de Foz foi o aprofundamento

do estudo do acidente da hidrelétrica de Sayano na Rússia,

ocorrido em agosto de 2009, com a apresentação da política de

segurança das empresas geradoras. O tema da reunião de Foz,

sempre ligado à segurança das instalações, abordou o assunto

dos sistemas de proteção contra incêndio, com as opiniões

diversas dos fabricantes e usuários.

5. Participação em reunião internacional do SC A1 em Beijing,

associada a um seminário organizado pelo Comitê Nacional

da China, aonde foi notória a força da engenharia chinesa

pelo numero dos trabalhos apresentados (72% do total) e pela

qualidade dos mesmos. Apesar de ter uma matriz energética

baseada fortemente no carvão, os esforços para sair desta

dependência são notórios, com investimentos pesados em

geração eólica (40 GW instalados) e em tecnologia associada

(geradores de imãs permanentes).

6. Organização do V ENAM em parceria com a Eletronuclear

e com o apoio de todas as empresas do grupo Eletrobrás,

com destaque para a própria Eletrobrás, Furnas e Cepel, a ser

realizado de 21 a 25 de Outubro de 2012.

Simpósio “Long–distance and Cross-border Electric Power System Interconnections: Strategic needs, Sustainability, Environmental and Social Issues” e Reunião Anual do Study Committee C3

Notícias do Comitê de Estudos B4

Participação do CE B4 na reunião anual do SC B4 na AustráliaDestaques do CE A1 em 2011


notíCIasnotíCIas

Revista do CIGRÉ-Brasil de publicação trimestral nos

meses de Março, Junho, Setembro e Dezembro para

profissionais que atuam em Sistemas Elétricos de

Potência. A Revista publica artigos de alta qualidade,

apresentados em eventos nacionais e internacionais

do CIGRÉ e do CIGRÉ-Brasil, artigos escritos por Grupos

de Trabalho e Comitês Técnicos do CIGRÉ-Brasil,

além de artigos convidados. A revista tem circulação

nacional e no âmbito do Mercosul. Tem uma tiragem

de 1.000 exemplares e está disponível para download

pelos associados. Os seus leitores estão espalhados

por cerca de 60 empresas e universidades e mais

de 600 especialistas do setor. A data para envio de

Anúncios é até o primeiro dia do mês anterior ao da

publicação. Os custos para publicação de anúncios

em 4 cores na Revista EletroEvolução são os seguintes:

Página Inteira (220mmx307mm) R$ 4.000,00

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Até o primeiro dia do mês anterior

ao da publicação.

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PuBLICAção DE ANÚNCIoS NA ELETRoEVoLução – Sistemas de Potência

Em Novembro de 2011 foi realizada em Sidnei na Austrália a reunião e o colóquio internacional do comitê de estudo C5 “Mercados de Eletricidade e Regulação”. O Brasil foi representado pelo Secretário do C5, engo João Carlos Mello. O tema do colóquio foi “Drivers for Regulatory and Market Design Changes” e incluiu um workshop abordando “Distúrbios de Mercado”. No colóquio foram realizadas 12 apresentações de diversos mercados cobrindo os seguintes tópicos: “Reliability & Security of Supply”, “Generation & Transmission Investment”, “Impact of new technology”, “Market Design”, “Retail markets” e “Market Design and large scale wind resources”. No workshop de “Distúrbios de Mercado” foram apresentados casos referentes a 6 países – Estados Unidos, Nova Zelândia, Coréia do Sul, Irlanda, Inglaterra e Austrália. A oportunidade de avaliar e conhecer questões em outros mercados internacionais é sempre muito salutar para em especial para os membros do C5 do comitê brasileiro.

Como o evento é organizado nesta edição pelos Comitês de Estudos A1 e D1, o nome passará a ser Encontro Nacional de Máquinas Rotativas, Materiais e Tecnologias Emergentes de Ensaios, conservando sua sigla de ENAM. A coordenação do evento é da ELETRONUCLEAR com a participação da ELETROBRAS, FURNAS e CEPEL. O evento será realizado de 21 a 25 de Outubro 2012 no Hotel Vila Galê em Angra dos Reis.

TEMÁRIO

• Cálculo e projeto: métodos de cálculo de dimensionamento, da maquina ou dos seus componentes, modelagem, ensaios simu-lados;

• Materiais usados na fabricação garantindo a sustentabilidade: escolha e ensaios de materiais, ensaios de tipo, pesquisa de novos materiais;

• Gestão da operação e da manutenção: estudo de casos, apre-sentação de melhorias, estudos dos custos e benefícios;

• Técnicas de ensaios, focando principalmente as emergentes ligadas a aplicação de novas tecnologias;

• Técnicas de monitoramento, envolvendo vibrações, tem-peraturas, oscilações, descargas parciais, cavitação, vazão, visando aplicação a algoritmos de diagnóstico e prognóstico, benefícios apurados na gestão dos ativos; deverão ser consideradas tam-bém tecnologias de sensores, de sistemas de monitoramento e de gestão de dados;

• Divulgação paralela das ações das empresas geradoras com a proteção sócia ambiental, através de exposições e palestras proferi-das junto à sociedade local.

NOTÍCIAS DO CE C5

NOTÍCIAS DO V ENAMORGANIZAÇÃO E COORDENAÇÃO


notíCIasnotíCIas

21ª edição do SNPTEE reafirma importância do evento

A 21ª edição do Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), realizada entre os dias 23 e 26 de outubro de 2011, no Costão do Santinho Resort, em Florianópolis, mostrou, mais uma vez, a importância do evento para o setor elétrico brasileiro. O evento deste ano foi organizado pela Eletrosul.

A cerimônia oficial de abertura do XXI SNPTEE aconteceu na noite de domingo de 23.10, com a presença de várias autoridades, entre elas, o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, representando o ministro Edison Lobão, o diretor de Transmissão da Eletrobras, José Muniz Lopes, representando o diretor presidente, José da Costa Carvalho Neto, o diretor presidente

da Eletrosul, Eurides Mescolotto, o diretor geral do Operador Nacional do Sistema, Hermes Chipp, e o presidente do Cigré-Brasil, Antônio Varejão de Godoy.

“Este é um evento fundamental. O País inteiro deveria estar de olhos voltados para cá, pois estamos construindo aqui o futuro do Brasil. Quero que cada participante se sinta importante por fazer parte deste momento”, afirmou o presidente da Eletrosul, anfitriã do evento, ao dar boas vindas ao grande público presente na abertura. Foi consenso entre as autoridades presentes na abertura do seminário que a produção técnica e científica apresentada nos três dias de evento é de extrema importância para o desenvolvimento do setor elétrico.

ExpoSNPTEE apresenta as mais recentes inovações do setor

Na noite de domingo foi aberta, também, a ExpoSNPTEE, que reuniu mais de 50 expositores, entre concessionárias de geração, transmissão e distribuição, fabricantes de equipamentos, fornecedores de serviços e instituições de pesquisa, apresentando as mais recentes inovações tecnológicas do setor. Um coquetel de boas vindas aos participantes marcou a abertura da feira. A feira atraiu a atenção de todos os congressistas que, nos intervalos das sessões técnicas, aproveitavam para conhecer as novidades do setor e do mercado.

Presidente da Eletrobras abriu trabalhos técnicos

A palestra de abertura do Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), uma das novidades introduzidas na programação, foi um dos pontos altos do evento. Mais de 1,6 mil pessoas lotaram o auditório para acompanhar a apresentação do presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, sobre os Desafios da Geração e da Transmissão no Brasil.

Carvalho Neto mostrou os avanços do sistema elétrico na última década e as perspectivas para os próximos 20 anos, no que diz respeito à confiabilidade elétrica (redução do índice de falhas), universalização do acesso à energia, modicidade tarifária e ampliação das fontes renováveis na matriz energética brasileira. Hoje, o Brasil já tem uma posição privilegiada em relação à média mundial. Quase metade da matriz (45,5%) é de fontes renováveis, enquanto no mundo essa participação é de apenas 13%, aproximadamente.

“As bases para o crescimento sustentável do setor elétrico brasileiro já estão bem consolidadas”, afirmou o executivo. No entanto, ele salientou que há desafios a serem superados. Um deles é dominar a tecnologia de energia solar fotovoltaica, que deverá ser uma das apostas do Brasil como fonte complementar, inclusive, em sistemas de geração distribuída.

Produção técnica de qualidade

Depois da palestra do presidente da Eletrobras, começaram as sessões técnicas de apresentação dos trabalhos selecionados entre cerca de 1,6 mil submetidos, abrangendo as áreas de geração, transmissão, operação, manutenção, equipamentos, comercialização, proteção e controle, planejamento, telecomunicações, eficiência energética, inovação tecnológica e meio ambiente.

Aproximadamente 2 mil profissionais participaram dos três dias de plenárias técnicas, nas quais foram apresentados 493 trabalhos, que se traduzem em importantes contribuições para o setor. Ao final dos debates, cada um dos 15 Grupos de Estudo registrou suas constatações a respeito dos temas que devem entrar na pauta de discussões do dia a dia do setor elétrico e podem nortear o planejamento das empresas. São preocupações como a necessidade de aprimorar a gestão dos ativos de geração; de desenvolver sistemas de proteção e automação para atender a disseminação da geração distribuída; de haver estímulo governamental para o desenvolvimento da geração solar; de investir em fontes renováveis com baixa emissão de carbono como energia complementar, entre outras considerações. Essas e as demais constatações técnicas do XXI SNPTEE, também servirão de subsídio para a definição dos temas do próximo seminário a ser realizado em 2013, em Brasília, tendo como anfitriã a Eletronorte.

Os autores dos três trabalhos eleitos como melhores em cada Grupo de Estudo foram homenageados na solenidade de encerramento do seminário. Os primeiros colocados dos grupos receberam um cristal alusivo ao evento e o direito de participar do sorteio de uma viagem e inscrição na Bienal Paris do Cigré, que será realizada em agosto de 2012.

Painéis Técnicos

Outra inovação de sucesso no XXI SNPTEE foram os Painéis Técnicos, realizados nos 15 Grupos de Estudo, na tarde do último dia do evento, que

reuniram especialistas para debater assuntos atuais, de extrema relevância para o setor, tais como energia eólica e Usina de Belo Monte.

Evento teve momentos de descontração e integração

A organização do XXI SNPTEE proporcionou momentos de descontração e integração aos participantes. Já na abertura do evento, após o cerimonial, o Grupo Engenho apresentou o ritmo musical da Ilha de Santa Catarina. Em seguida, os participantes foram recebidos com um coquetel nos salões da ExpoSNPTEE, onde cada empresa expositora também se encarregou de atrair o público para seus estandes.

Uma das festas mais comentadas, sem dúvida, foi a Mini Oktoberfest. Em pleno mês de outubro, período das mais famosas festas de Santa Catarina, os participantes do SNPTEE puderam experimentar as delícias da comida típica alemã, embalados pelo animado ritmo germânico de uma tradicional banda catarinense. Para encerrar a 21ª edição do SNPTEE com chave de ouro, foi oferecido um jantar em um dos locais mais famosos e bonitos de Florianópolis: o parador de praia P12, em Jurerê Internacional.


bienal paris 2010notíCIas notíCIas


syMPosIUM BoloGnasyMPosIUM BoloGna

Systems; (vi) dissemination of conclusions (Target Groups: Electric Utilities, Authorities, and Regulators).

This paper presents a summary of this work and focuses on SEA studies for generation and transmission planning processes.

2.0 UNDERSTANDING SEA

Over the last few years, the electric utility infrastruc-ture, as with the majority of other infrastructures, has experienced a great deal of difficulty with the authori-zation and social acceptance of projects, essentially de-riving from: (i) reduced public support, due to increased environmental sensitivity; (ii) the problem of identifying – given the restricted territorial spaces – specific layouts that meet quality standards for safeguarding public and environmental health; (iii) the limitations of urban development linked to the buffer belts (visual impact and perceived health threat due to the close proxim-ity) of the power lines; (iv) poor integration of electricity planning and regional/environmental planning; and, (v) increasingly complex planning, public consultation and governmental authorization processes associated with assessing and permitting lines and plants.

Therefore, the problems posed by the development of electricity systems are of a twofold nature: on the one hand, the complex planning and authorization procedures; and, on the other, the need to take into

referring to the environmental assessment of plans drawn up for a geographically established area and (iii) a sector environmental assessment, designed for specific economic activities, such as energy. The latter is a common type, mainly due to the demands of multilateral financing agencies, who have required the use of this type of instrument within certain situations.

Several experts have indicated that SEA studies are able to promote sustainability, emphasising the role of SEA in not only promoting sustainable development but especially its ability in furthering more harmonized and environmentally-sensitive integrated plans and policies [2], [3], [4].

The Working Group - WG C3-06, at CIGRÉ, was created in 2006 to analyse and indicate the Strategic Environmental Assessment (SEA) procedures and methods to be applied to the development of power systems. The scope of work of this WG has included the following tasks: (i) collection and analysis of legislation and technical standards regarding SEA in different countries, with specific reference to Power Systems development; (ii) collection and analysis of practical experiences (literature and/or “case studies”); (iii) synthesis and benchmarking of standards and experiences; (iv) identification of critical issues; (v) definition of criteria and recommendations for the standardisation of methodologies applicable to Power

Strategic Environmental Assessment forPower Developments

SuMMARy - This paper focuses on the SEA studies for generation and transmission planning process as a result of the WG C3-06 report [1]. This Working Group, named Strategic Environmental Assessment, is part of the Cigré SC C3 – System Environmental Performance.

Commonly some misunderstandings between EIA and SEA objectives and main procedures are observed. One possible reason is that SEA shares its original route and common principles with EIA. However, there are some aspects that provide significant differences between these two instruments of environmental planning. The first aspect is related to the decision-making process. While EIA is normally used at the end of the decision making cycle, with a limited number of feasible alternatives, SEA is meant to occur at earlier stages of the decision making cycle, when a broad range of potential alternatives can be considered. The perspective and level of detail is another important aspect. The perspective of SEA focuses on a sustainability agenda rather than focusing on the treatment of specific symptoms of environmental degradation. Unlike EIA, SEA uses a broad perspective with a low level of detail to provide a vision and overall framework. SEA is a tool for identifying and analysing opportunities and alternatives rather than assessing impacts.

Beyond the difference between SEA and EIA, there are also two fundamentally different ways to approach SEA. One is the EIA-based approach. This type involves applying the same kind of assessment procedures as one would do in a traditional EIA, only to a broader scope. The second one is the sustainability-based SEA. In case one it attempts to study the carrying

capacities of the environment and the collective desire of the stakeholders for preferred levels and kinds of development in a region.

There are many guidelines that establish the basic stages of conducting a SEA. These stages are quite similar from one analysis to another and are intended to be valid for all plans and programmes whatever their sector. The following generic stages are usually part of the process of conducting a SEA study: (i) Screening: identification of the need for SEA; (ii) Scoping: targets setting the boundaries for the study; (iii) Identification and assessment of alternatives scenarios; (iv) Report: analysis and report preparation and review; (v) Decision: consultation and decision making; (vi) Monitoring: measure, report, monitoring and follow-up.

As a result, SEA should deliver what is intended, namely an increased likelihood of sustainable development. According to the international experience and the work carried out by the WG C3-06, some guidelines and recommendations for SEA in the power sector are presented in the paper.

KEywoRDS - Strategic Environmental Assessment (SEA); Policy, Plans and Programmes (PPP); Power development; Generation and transmission planning process; Environmental Impact Assessment (EIA).

1.0 INTRODUCTION

SEA is a comprehensive concept covering many forms of environmental evaluation, such as: (i) environmental assessment for policies, although still very restricted in its range; (ii) regional assessments,

Dr. R. C. FURTADO (Convenor, Brazil) l F. SERRAN (Secretary, Brazil) l S. COCHART (France) l F. CRESPO (Spain)C. DOERNEMANN (Germany) l V. DU FOUR (Belgium) l F. HAVENGA (South Africa) l S. MARTIN (Australia) l J. OGLEVIE (USA)

lF. PARADA (Portugal) l H. SANDERS (Netherlands) l Dr. G. SINGLETON (Canada) l T. SMOLKA (Germany) H. SOIBELZON (Argentina) l M. VAZQUEZ (Spain) l M. CECCARIGLIA (Italy) l W. WANG (China) l J.-L. BESSEDE (France)


syMPosIUM BoloGna syMPosIUM BoloGna

and the SEA report are taken into account when developing the final plan. An official report must follow the plan clarifying the reasons for its selection, how the considerations of the environmental report and public consultation were taken into account and the monitoring measures to be implemented.

When the plan is implemented, monitoring of significant environmental effects must be carried out to ensure that during the course of project development any unanticipated effects are identified and the appropriate measures are taken.

3.2. Measurements used in SEA One of the main steps in developing a SEA

methodology is to develop indicators relevant to the selected objectives. An indicator is a measurable variable (quantitative) or a descriptive variable that permits the criteria to be observed. Underlying data is essential to the selection of an indicator and the required data should be available and of satisfactory quality. The indicators are developed in order for them to be applied to different plan alternatives. Based on the adoption of sustainable development goals, countries and companies are increasingly taking into account indicators of environmental performance evaluations, particularly in their policies, plans and programmes.

Although many studies have used indicators, specific SEAs may expand, reduce or even change them, depending on the specific conditions. Therefore, the list of indicators may present significant variations depending on the country or the type of plan or programme being studied. The selection of aspects and indicators depends on the studied areas, and the list of indicators - such as direct land use, noise level of installations, number of people living under or nearby a HV line, etc., can differ from country to country and may be different for generation and transmission. It is important to highlight that site-specific conditions are important in the selection of indicators.

4.0 CONCLUDING REMARKS

As noted in this paper, several advances have already been made to incorporate SEA methodology in the power sector. Nevertheless, additional efforts are needed to fully incorporate SEA studies and concepts into power sector planning and to ensure that SEA is not regarded simply as an onerous requirement and an administrative hurdle. As a result, SEA should deliver what is intended, namely an increased likelihood of sustainable development.

According to international experience and work carried out by the WG C3-06, the following guidelines

already under development, approved along with the planned ones; e) the identification of sensitivities and enhancement opportunities; f ) the identification of measures to prevent, reduce, mitigate, compensate and, if possible, eliminate negative environmental impacts of the implementation of programmes and plans; g) a summary of the reasons for choosing the alternatives for which environmental evaluations have been carried out.

The environmental report and the draft plan or programme are then made available to the public concerned, as well to the authorities with specific environmental responsibilities, in order to begin the public consultation phase. Once the public consultation ends, the promoter must then take into account these results in the final version of the plan or programme.

The SEA for transmission has been applied to plans and programmes, such as National Development Plans. It has also been applied as the first step of the planning process for regional and international power system interconnections. In these cases, the planning process provides the assessment of a region with the intent to select a “corridor” for the transmission line. A “corridor” is understood as the section of territory where technical, environmental and territorial conditions meet the requirements for routing power transmission lines and related plants.

The SEA report for generation should allow comprehension of the socio-environmental dynamics of the entire region and of the existing and planned generation projects, in a sustainable perspective, as follows [7]: (i) a spatial and temporal evaluation of the integrated effects of generation projects for different scenarios; (ii) general guidelines for the implementation of generation projects, considering the results of the studies developed for each sub-region, the areas of fragilities, the use and occupation of land and regional development; (iii) technical guidelines to be incorporated in future environmental studies of generation projects, aiming to support the environment permitting a process of planned projects within the scope area of the studies; (iv) a database comprising all the information generated or obtained throughout the development of the study.

Consultation is a very important issue in any SEA and has been promoted by all countries conducting such studies. In this way, the draft plan and the SEA report should be presented to the public for consultation. The consultation is published in local and regional newspapers and on local radios, in Orders and Decrees, on the administration homepage and other means of communication. The results of public consultations

must put into action all the legislative instruments and administrative procedures necessary for fulfilling this Directive. On March 21, 2003, during the Convention of Assessment of Environmental Impact, better known as the Kiev Protocol, fellow-members of the United Nations Economic Commission for Europe signed the Protocol of Strategic Environmental Assessment. Only in Spain, Portugal, Italy, Belgium and the Netherlands a SEA is mandatory for grid development planning or other plans in the power sector.

There are some countries, such as Brazil, South Africa, China and Australia, where SEA studies are not regulated by legislation, and, therefore, are not mandatory. Some countries have published guideline documents for undertaking SEA (e.g. South Africa). In other countries, SEA studies are being developed voluntarily or through informal agreements.

3.1. Stages of SEA The following generic stages are usually part of

the process for conducting a SEA study: (i) Screening: identifying the need for SEA; (ii) Scoping: targets setting boundaries for the study; (iii) Identification and assessment of alternative scenarios; (iv) Report: analysis and report preparation and review; (v) Decision: consultation and decision making; (vi) Monitoring: measure, report, monitoring and follow-up.

The first step is to determine if a SEA is actually needed. The entity responsible for developing the plan or programme (promoter) consults the authorities, with specific environmental responsibilities, to confirm if the plan or programme needs a SEA procedure.

This is followed by a scoping process, which consists of identifying the issues to be addressed and the alternatives to be considered. Then, for each alternative under consideration, the expected impacts are predicted and the impact significance is identified. A report is then prepared. The choice of a preferred plan option in decision making then takes into account the findings and suggestions of the SEA report. This process is accompanied by consultations with the authorities and public participation. Once approved, a monitoring process is put in place.

The report normally includes: a) goals and objectives of the plan or programme; b) a description of the environmental characteristics of the affected zones, including an assessment of an alternative for the non-implementation of the plan; c) a description of the major environmental impacts caused by the implementation of the plan or programme, including secondary, cumulative and synergetic impacts in the short, medium and long term; d) a description of short, medium and long-term scenarios for the region, including projects

account the various economic and social needs associated with location processes. These problems are further increased by the difficulty of rendering energy development requirements complementary to and not in conflict with the requests for greater environmental protection. Hence, within this context, SEA is a planning instrument that deals with questions involved in establishing sustainability and the problem of environmental protection.

A number of common misunderstandings have arisen between the objectives and main procedures of EIA and SEA. One possible reason for this is that SEA shares its origins and common principles with EIA. However, there are certain aspects that provide significant differences between these two environmental planning instruments. The fundamental difference between EIA and SEA can be described as follows [5]: whilst EIA focuses on the effect of development on the environment, SEA aims to integrate the concept of sustainability into the formulation of plans and programmes.

Table 1 presents the differences between EIA and SEA in South Africa [6].

As well as the above-mentioned differences between SEA and EIA, there are also two fundamentally different ways to approach SEA. One is the EIA-based approach, which involves applying the same kind of assessment procedures as in a traditional EIA, except on a broader scope. The second is the sustainability-based SEA, in which an attempt is made to study the carrying capacities of the environment and the collective desire of the stakeholders for a preferred level and type of regional development. Development plans are only produced after considering a range of development options that may fit the limits imposed by the environment and the collective will of the stakeholders.

3.0 SEA GENERAL STRUCTURE

The SEA legislation developed in 1969 in the US (with NEPA) stated the necessity to provide analyses of programmes, activities and regulations brought in by federal, state and local governments with reference to the effects these activities may have on the environment and the conservation and use of natural resources.

In Europe, each country, within the EU, has enacted or legislated its own version of the SEA Directive 2001/42/CE. Each country has also created regulations and guidelines as to how the assessment will be administered, and how often it will be revised. Each country has also enacted regulations for its enforcement. The SEA Directive 2001/42/CE determined that State-Members



Brazilian Experience on Long DistanceTransmission Systems and Future Trends/Challenges

SuMMARy - This presentation is basically divided in two parts: the first one shows the Brazilian knowledge and experience on dealing with long distance transmission systems (800 kVAC and ±600 kVDC), describing the historical reasons for that, faced problems/challenges and some aspects of the technical solutions to overcome those problems/challenges, from planning and operating experience points of view. In the second part, it will be given an updated summary of the Brazilian future trends and technical challenges, regarding the potential use/need of UHV transmission system technologies, as for the transmission solution associated to the foreseen planned major hydro powerplants in the Amazon region, that is, the transfer of high amounts of power (between 6,000 and 10,000 MW) across long distances (of about 3,000 km). The consequent impacts on existing network (brazilian national interconnected powergrid) are also considered, by pointing out the needs of: (a) reinforcing the receiving points of the powergrid to cope with the integration of huge amounts of new generation from far away sites in the Amazon region, as well as (b) the need of investigating procedures for limitation of short-circuit current levels exceeding existing equipment withstand ratings. Also, the new challenges may demand IEC standards deep and general review, due to the possible special equipment withstand requirements for higher voltage levels above 800 kV (UHV). Regarding the 800 kV level for AC transmission, which has been used for over 40 years worldwide, the equipment technical specifications were based mainly on equipment withstand requirements using extrapolation from 420 and 550 kV levels. For UHV, the new specifications are pretty much based on modern system analysis techniques, resulting in recommended insulation levels for UHV equipment not far above those for 800 kV. For new long distance transmission systems, some important features and concerns related to equipment withstand requirements should also be deeply investigated as well.

KEywoRDS - UHV long distance transmission, planning, engineering, construction, operating experience, equipment, specification, tests, erection on site, future trends.

1.0 INTRODUCTION

The Brazilian Electric Power System has some particular features that should be highlighted: the bulk supply is typically provided by long EHV transmission lines belonging to the national interconnected powergrid, not only to connect far hydroelectric power plants to the main load centers, but also to interconnect power systems of different regions and from distinct geographical areas. Due to the long distances between main load centers and major generation plants, several transmission lines and substations of 550kV up to 800 kV had to be built in the country, soon after these voltage levels started to be used by utilities in other parts of the world.

Considering such a frame as above described, one of the most important powerplant integrations into the brazilian national interconnected powergrid refers to Itaipu hydroelectric powerplant. It is located on Paraná River, at the border between Brazil and Paraguay and belongs to a company of the same name of the powerplant: Itaipu Binacional. It is a power generation utility, owned by both governments, of Brazil and Paraguay, in equal shares. Itaipu powerplant has now-a-days 20 generating units of 700 MW each, resulting in a 14,000 MW installed rated power capacity enterprise, enable to produce alone around 100 TWh of energy per year, at the present the highest in the world.

Taking into account peculiarities of the brazilian power system at late 70’ and early 80’, it is shown the context in which the Itaipu transmission system was conceived&designed, in order to integrate into the Brazilian interconnected transmission grid the power and energy that were to be generated by the Itaipu powerplant, foreseen to happen in the middle of the 80’.

As in Brazil and Paraguay the nominal power frequencies are different from each other, the rated frequency of half of the generating units (10x700MW), belonging to Brazil, is 60Hz, while the other half (10x700MW), belonging to Paraguay, has a rated frequency of 50Hz. This has been established as a consequence of an international treaty celebrated between both countries. However, Brazil has agreed, by contract, to buy the whole of 50Hz energy, except that consumed by Paraguay, which means that 80% to

J. AMON FILHO furnas l P . C. FERNANDEZ Eletrobras

have been proposed for SEA in the power sector: (i) It is imperative to conduct a SEA for Plans and Programmes; (ii) In all cases, SEAs should be strategic and comprehensive studies; (iii) SEA should be included in national and regional long-term plans both for generation and transmission; (iv) Define specific objectives and the scope of the study on which the assessment will be based and chose an appropriate method of measurement in accordance with the environmental authorities; (v) Identify different alternatives and analyze their effects; (vi) Include analysis of environmental, social and economic aspects; (vii) Identify the stakeholders in the earlier stages of the process; (viii) Take into account the results of public consultation; (ix) SEA studies should result in meaningful deliverables, including proposals for mitigation, compensation and monitoring measures; (x) Make the results of the study and public consultation available in a Final Report; (xi) Conduct a monitoring phase to provide feedback and to identify the value of lessons learned for the next SEA process.

The WG C3-06 has also made the following recommendations: (i) an appropriate communication plan should be established; (ii) modelling tools should be developed to support the analysis of policies and plans, as well as decision making; (iii) geographical Information Systems (GIS) should be used, particularly to analyze the cumulative and synergetic effects of the plan or programme; (iv) build capacity and training on the SEA skills, which should be implemented.

5.0 BIBLIOGRAPHY

[1] Working Group SC C3-06 CIGRÉ. “Strategic Environ-mental Assessment for Power Developments”. CIGRÉ Brochure (forthcoming), Paris, France.

[2] Partidário, M.R. (2007). “Guia de boas práticas para Avaliação Ambiental Estratégica – orientações metodológicas”. Agência Portuguesa do Ambiente. Lisbon, Portugal.

[3] Thérivel, R., P. Caratti, M.R. Partidário, A. H. Theodórs-dóttir and D. Tyldesley (2004). “SEA guidance – Writ-ing strategic environmental assessment guidance”. In: Impact Assessment and Project Appraisal, volume 22, number 4, December 2004, pages 259-270, Guild-ford, Surrey: Beech Tree Publishing, UK.

[4] Sadler, B. (ed.) (2005). ‘Strategic Environmental Assess-ment at the Policy Level: Recent Progress, Current Status and Future Prospects”. Regional Environment Centre for Central and Eastern Europe on behalf of the Czech Ministry of Environment. Prague, Czech Republic.

[5] CSIR (1996). South African approaches on Strategic Environmental Assessment. South Africa.

[6] DEAT (2007). “Strategic Environmental Assessment Guideline”. Integrated Environmental Guideline, In-formation series 4, Department of Environmental Af-fairs and Tourism (DEAT), Pretoria, South Africa.

[7] Furtado, R.C., R.C. Cavalcanti, C.F. Menezes, M.R. Nuti, P.N. Teixeira, E.Breyer and F. Serran (2008). “Methodol-ogy for Integrated Environmental Assessment of Hy-drographic Basins”. Proceedings of 2008 CIGRÉ Ses-sion, pp. C3-210 - C3-222. Paris, France.



The 800 kV AC transmission system interconnects Foz do Iguaçu substation (close to Itaipu power plant) to Tijuco Preto substation in São Paulo area (close to São Paulo metropolitan region), one of the main load centers of the Brazilian electrical network. Foz do Iguaçu substation contains both the UHV 800kVAC switchyard and the ± 600kVDC converter substation (rectifier side). Together they form one of the biggest substations in operation worldwide, in terms of power and size. The three circuits of 800 KVAC, each one of about 895 km long, are able to transmit to the Brazilian interconnected network the generated power from the generating units operating with the nominal frequency of 60 Hz, and also to interchange energy between the southern and southeastern geographic regions of the Brazilian interconnected network as well. Before the existence of the Itaipu transmission system, these two regional transmission grids were weakly interconnected, since they had only few tie-lines using voltage levels of 88kV, 138 kV and 230 kV in the border between the state of São Paulo (south border of southeastern regional grid) and the state of Paraná (north border of southern regional grid).

The electrical requirement for the 800 kVAC equipment has been defined in the late 70s and early 80s. At that time, the Brazilian network consisted of several sub-networks weakly connected to each other. Although each sub-network could be considered as solidly grounded, the network as a whole could not. Besides, the 800 kV Brazilian network would not be a meshed network but a radial one consisting of 3 parallel circuits. Thus, the planning engineers at that time decided to adopt conservative requirements for the equipment of such a new and unknown high voltage level in Brazil, derived from system simulations under severe operation and emergency conditions.

Figure 1: Transmission system for Itaipu powerplant integration into the Brazilian powergrid

In the middle of the 80s the full power of Itaipu power plant corresponded to more than 35% of the whole installed power in the Brazilian power network (now-a-days it corresponds to less than 14%, even

over 90% of the 50Hz produced energy, in average, was imported by Brazil during the powerplant operation period.

The building up of the Brazilian knowledge and experience on dealing with the EHV highest voltage levels transmission systems have started with the initial investigation studies, carried out considering the first engineering alternative for the transmission system associated with Itaipu power plant, which consisted of a 800 kVAC five line-transmission-corridor. After the decision of the government of Paraguay to keep its electrical network nominal frequency in 50 Hertz, instead of accepting the Brazilian offer to convert the whole country electrical network into 60Hz, it became necessary to review those first investigation studies, in order to define a transmission system solution of 3 parallel 800kVAC transmission lines and one HVDC system formed by 2 bipoles of ± 600kVDC. This hybrid-AC/DC transmission system planned, shown in Figure 1, is one of the most important in the occidental world, due to its nominal voltage levels, rated power capacity and importance for the Brazilian electric industry. Its importance is not only due to the usage of some of the highest voltage levels in commercial operation worldwide, but also because of the high capacity of the transmitted power (rated to 12.600 MW) for a long distance (about 1,000 km).

Eletrobras-FURNAS, as a power generation & bulk transmission utility, owned by the Brazilian Federal Government, was responsible for developing the transmission solution in order to integrate Itaipu power plant generation into the Brazilian national transmission network, performing the planning studies, equipment specification, factory and laboratory tests, erection on site, commissioning tests (factory and on-site acceptance tests), amongst other tasks. Eletrobras-FURNAS was created in 1957 and started the operation of the 800kVAC and ± 600kVDC systems in 1982 and 1984, respectively, integrating the Itaipu power plant generation into the ‘Brazilian National Transmission Network’, and then, being the utility detainer of the Brazilian know-how on transmission issues of such voltage levels[1].

In this sense, the 800kV transmission system, was conceived for transporting the power of 6.300 MW in 60 Hz and the +/-600kV HVDC transmission system, was conceived for transporting 6.300 MW in 50 Hz, giving a total figure of 12,600 MW.

2. 0 FIRST PART

2.1. 800 kV AC TRANSMISSIoN SySTEM - REMARKABLE ASPECTS

2.2. 600 kV hVDC TRANSMISSIoN SySTEM - REMARKABLE ASPECTS

The ±600 kV HVDC transmission system is rated to transmit 6.300 MW from the generated power produced by the 10 generating units of 50 Hz owned by the Paraguayan side of the bi-national Itaipu power plant. In order to build up the Brazilian know-how on HVDC transmission, being used for the first time in the country, the following constrains have been established: services, equipment and products should be nationalized; Brazilian enterprises/engineers should take part on the planning studies, designing, building and operation of the HVDC transmission system; technology transfer “on the job training” should be practiced.

The UHV ± 600 kV DC transmission system main characteristics are as follows:

• Two substations (Foz do Iguaçu the rectifier side and Ibiúna, the Inverter side);

• Nominal Power: 6,300 MW;• Nominal Voltage: ± 600 kV(DC);• Nominal Current: 2,625 A(DC);• Two Bipoles (± 600 kV);• Each Bipole composed by two poles;• Each Pole composed by two 300 kV series-con-

nected convertors.

Both AC/DC rectifying and DC/AC inverting processes require great amounts of reactive power and produce harmonic currents that are not allowed to be injected into the related AC network. At Foz do Iguaçu substation AC filters totalizing 1,540 Mvar have been installed. Because of its vicinities to Itaipu power plant, the needed reactive power has been mostly supplied by the power plant itself, performing the filters just the role of not allowing the harmonic currents flow into the AC network. At Ibiúna substation, besides AC filters totalizing 2,480 Mvar have been installed, shunt capacitors, totalizing 590 Mvar and 4 synchronous compensators of 300 Mvar each were defined to supply the needed reactive power and proper short circuit level. It is important to point out that there were no existing IEC Standards [2] at that time for such a huge HVDC transmission system. In this sense, some aspects and faced problems, from planning and operating experience points of view, concerning the UHVAC and UHVDC features and equipment, had to be deeply investigated since the beginning, such as:

a - comparison between ‘equivalent’ solutions of HVAC and HVDC systems and between ‘equivalent’ GIS and AIS equipment, in terms of engineering and economics issues (considering environmental and regulatory issues);

b - characteristics of HVDC system facilities, such as the so-called ‘Dynamic Performance feature’ (concerning

considering the expansion of the Itaipu power plant). In the beginning of the Itaipu power plant operation, during the light load period in the late 80’, the generated power of Itaipu station corresponded to more than 50% of the dispatched power in the Brazilian interconnected network.

Therefore, the Itaipu transmission system, in this context, was of major importance to the Brazilian electric bulk network. It had to be designed considering, on one hand, the use, for the first time in the country, of such high voltage levels, equipment rated power and all the related technological aspects and, on the other hand, it was absolutely necessary to assure that the equipment withstand levels would cope with the system requirements, as reliably as possible.

These system requirements should consider for instance, for equipment designing purposes, the worst conditions regarding switching transients. Also FURNAS did not apply single phase reclosing on its 800 kV lines since they comprise the 800 kV AC transmission system of Itaipu power plant, composed by three parallel radial circuits with four 800 kV substations (one sending end, one receiving end and two intermediate) distant 300 km to each other, approximately. Despite secondary arc extinction is the most important concern on single-phase auto-reclosing, due to its complex behavior characteristics, it is quite often analyzed by extremely generalized criteria or simplified methods, that lead to mistaken conclusions or not optimized solutions for single-phase reclosing implementation.

Following this idea of adopting conservative criteria for defining the equipment withstand requirements (for such a new and unknown high voltage level in Brazil at that time), derived from system simulations under severe operation and emergency conditions, it was also found necessary to define other requirements based on rigid premises, such as the maximum overspeed during total load rejection in the 800 kVAC system as 1.1 of nominal frequency (66 Hz), instead of adopting the standard value of 1.05fn (63 Hz). This rigid overspeed criteria was used to verify the possibilities of self-excitation regarding the Itaipu generators, and also to define the withstand requirements of switching equipment due to overvoltage transients caused by full load rejection. Finally, as other example, the value of 800 kV was defined as the ‘maximum operating voltage’, which means only 1.045pu of the nominal operating voltage (765 kV). In all other Brazilian voltage levels the maximum operating voltage (non-continuous operating voltage limit, for emergency operating conditions) is 1.10 pu of the rated or nominal voltage value (138kV/152kV; 230kV/253kV; 345kV/380kV; 440kV/484kV; 500kV/550kV).



impacts caused to the AC systems connected to the converter substations, both ‘rectifier’ and ‘inverter’ HVDC system sides, in terms of mitigation/elimination of dynamic electromechanical transients/oscillations); HVDC transmission system ‘Forced Isolation protection scheme’ (implemented to give protection against electrical transients derived from partial or total load shedding); ‘High MVAr consumption’ operating mode; ‘automatic fast switching’ from one faulted DC line to another one under unrecoverable short-circuit conditions in the first line;

c - HVDC reliability features specification (ability of the system to transmit the rated power under con-tingency conditions and outages), such as: operation modes (bipolar/monopolar) and related engineering/environmental issues; temporary overloading/overcur-rent capacity; AC System Faults/configurations that may create commutation failures mainly in the inverter sta-tion;

d - importance/advantages of analogue/digital sim-ulation facilities for HVDC/HVAC transmission systems (necessity/usefulness of simulation tools for HVDC trans-mission systems in terms of planning/specification/op-erational optimization and economics);

e - DC switchyard bushing isolation problems and the implemented mitigation solutions;

f - issues related to filtering requirements (short cir-cuit level criteria, filter overloading, “active filters” usage since they are not a sink for harmonics other than their own, which can be decisive in filtering performance, etc);

g - HVAC shunt and series compensation devices (and the related inherent aspects in terms of voltage profile control, overvoltage transients and protection is-sues);

h - importance of equipment withstanding require-ments definition in the planning phase, taking into ac-count the possible/foreseen evolution/expansion of the AC grid/network (up-grading in short-circuit level requirements);

i - enterprise staging definition, i.e., intermediate stages of transmitting power capacity, considering cost constraints, needs of scaling the power transmis-sion, time interval between stages, etc (series connec-tion of converter groups per pole easily allows the staging of 25%, 50%, 75%, and 100% of the total rated power);

j - oil chemistry issues of HVDC converter transformers; k - possibilities of controlled switching usage.

As the IEC standards at that time did not cover the requirements for such a bulk transmission system, many of the equipment requirements had to be considered as special ones in the equipment specifications.

3.0 SECOND PART: FUTURE TRENDS/CHALLENGES REGARDING UHV TRANSMISSION IN BRAZIL

Stepping into the future and trying to foresee possible needs, trends and challenges, regarding the use of UHV transmission in Brazil [3], we have on one hand, around 150 GW corresponding to the remaining Brazilian hydroelectric potential still not used. A high percentage of it (around 55%) is located in the Amazon region (see Figure 2), according to the official estimates. On the other hand, the consumption of energy is spread all over the country according to the following geographical distribution:

• Isolated Systems in Amazon Region (2% of total country’s load consumption). In 2009 a considerable amount of load demand and area covered by isolated systems in the Amazon region were integrated into the national powergrid. And it is foreseen to 2013 the integration of the major part of the load consumption in the remaining isolated systems in Amazon area, by means of a transmission system under construction of almost 2,000km long. Such transmission corridor will use voltage levels of 500kV and 230kV, in double circuit of very tall tower structures, above the Amazon rainforest tree tops (in order to avoid suppression of the vegetation along the OH line right-of-way). After it starts operating, the remaining load consumption in isolated systems in Brazil will be less than 0.5% of the total.

• Interconnected System in North/Northeast (19% of consumption).

• Interconnected System in South/Southeast/Central-West (79% of consumption).

Figure 2: Hydropower potential in Brazil.

In Brazil, in a more or less similar way as it happens in China, the potentials for Power generation to be exploited are distributed in an unbalanced way throughout the Brazilian territory. In the Amazon region, northern and north-western regions of the country, there are the main left hydro potentials (refer to Figure 2), while the main load centres are located along or near the coast.

The necessity of high growth rates for electricity supply is another similarity between Brazil and China. Although the high average grow rate of electricity consumption in Brazil during the last decades, the average per-capta consumption is still very low, e.g., less than half of average per-capta consumption in countries like Portugal, Spain and Italy.

For many reasons, since costs, expertise in design, erection, operation and maintenance, until the international commitments for climate change mitigation, the main supply expansion of power for electricity industry in Brazil for the decade until 2019 will be the hydro potential in the country (mainly the existing one in the Amazon region), keeping roughly the existing shares of today among the main primary sources.

In Brazil, around 2030, due to the still expected high average grow rate of the electricity consumption in the country (sic), it is foreseen to be left no appreciable amount of the hydro potential in all country areas, including the Amazon region. For the time being, and for the next decade, the hydro potential in the Amazon region is the most interesting option to be used to cope with future demand needs (in terms of costs, technology know-how, accessible means for environmental and social mitigation measures, etc). Therefore, after 2030 one feasible alternative of high interest for forthcoming generation expansion is the nuclear option.

It is foreseen that the supply of electricity with hydro primary source will be expanded in more than 60GW for the next decade, while the other primary sources for electricity supply will experience a lower growth increase rate (nuclear included).

The Amazon region has a lot of water resources on a quite plain geographic area, that is, without water falls, and the rivers having huge and sustained water flows. Thus, generation of electricity can be obtained taking advantage of the water flow rather than by using the potential energy (difference in water level provided by dams). In order to minimize environmental and social impacts, preliminary prospective studies of the region suggest, as the more suitable solution, the construction of hydro powerplant dams with very low height and the intensive use of “bulb-type” turbines.

Therefore, in terms of the Brazilian power system growth, it is reasonable to say that it will be necessary to transport huge amounts of energy, produced mainly in the Amazon region, to the main load centers of the country, covering distances of more than 2,000 kilometers.

Considering such a frame, the use of UHV transmission systems (AC overhead lines and/or DC links) seems to be quite competitive and suitable alternatives, in both economic and environmental views/aspects. Such non-

conventional technology for transmission (UHV for AC – higher than 1,000kV or for DC – 800kV or higher) has a significantly higher capacity for transporting bulk energy, covering long distances compared to the conventional transmission technologies available, i.e., up to the 800kV level fo AC or 600kV for DC. The use of UHV technology is interesting under the economic and environmental view points (for instance, the suppression of vegetation along the right-of-way is significantly lower compared to the conventional transmission Technologies, considering the transport of the same big amount of energy and Power. In this case, it is not necessary to change the frequency from the rectifier AC side to the inverter AC side, since it is just a matter of a set of issues such as: stability, loss reduction, compactness, environmental friendlyness and costs to connect the far amazonic future hydro powerplants to the main load centers.

It is possible to consider still the HVDC multi-terminal technology for integrating the Amazon hydro potential into the national powergrid. This multi-terminal HVDC transmission system is considered non-conventional as well, and much more complex from the technological view-point when compared to the point-to-point HVDC conventional technology.

Other transmission Technologies under consideration, with their technological challenges of today and advan-tages/disadvantages of each one, are:

a - Half-wave plus: transmission line in alternate current with about 2,500km point-to-point, which is impossible to obtain using the conventional AC trans-mission Technologies, or even using UHV AC systems;

b - HVDC system using the non-conventional technology VSC (Voltage Source Converter): This tech-nology is already available in the market worldwide, but still has higher costs and higher Joule losses com-pared to the conventional HVDC technology using thyristors;

c - Segmented AC transmission tehcnology: AC lines segmented by Power electronic devices (FACTS - Flexible AC Transmission Systems). The concern with the use of such technology is regarding costs and reli-ability.

The first new large hydropower project in the Amazon region, already under construction, is known as ‘Madeira river project’. It consists of an enterprise complex including two hydroelectric power plants situated on Madeira river: one is ‘Santo Antonio’, near Porto Velho city, the capital of the state of Rondônia and the other one is ‘Jirau’, near the border between Brazil and Bolivia, both enterprises totalizing an installed power of 6,450 MW. The complexity inherent to the project has required a lot of efforts from the federal government in order to obtain the environment licenses needed to start the process



of its installation. According to the Brazilian regulatory rules for the electric sector, the enterprise owners, who are responsible for the construction and operation of the hydroelectric power plants, as well as the ones for the transmission system regarding their integration within the Brazilian electrical network, have been defined by public biddings. These procedures have been announced by the Brazilian Regulatory Agency for the electric sector – ANEEL [4]. Santo Antonio and Jirau power plants will be connected directly and through 3 parallel, 105 km long, 500 kV AC transmission lines, respectively, to the 500 kV AC busbar of Porto Velho converter station (sending end). From Porto Velho converter station will leave two, 2375 km long, ± 600 kV DC transmission lines, consisting of two bipoles, down to Araraquara inverter station (receiving end), in São Paulo state. Figure 3 shows, on the left side, the Brazilian map and the cities of Porto Velho and Araraquara on it and, on the right side, the Madeira River transmission system details.

In the sequence, the next projects in the Amazon region under consideration by the Brazilian federal government are simply known as Belo Monte, Teles Pires, Tapajós, named after the rivers they are situated on, and Brazil-Peru interconnection. They will follow the same Brazilian regulatory rules for the electric sector, so that enterprises responsible for the construction and operation of the hydroelectric power plants, as well as the ones for the corresponding transmission systems, will be defined by international public biddings.

Figure 3: The Madeira River transmission system.

Preliminary planning investigations are resulting in the following long-distance transmission alternatives for integration of the foreseen hydro powerplants in the Amazon region within the Brazilian electrical network [5]:

Belo Monte Project:• Total installed power: 11,230 MW.• Possibility to supply two different regions, northeast,

1,500 km far away with 3,500 MW and southeast, 2,800 km far away with 7,000 MW.

• Alternatives for long-distance transmission:

• North – Notheast: 800 kV AC, 500 kV AC and ± 660 kV DC

• North – Southeast: 1000 kV AC, 800 kV AC, ± 800 kV DC and ± 660 kV DC

Teles Pires Project:• Total installed power: 3,450 MW.• Supply of southeast region, up to 2,500 km far away.• Alternatives for long-distance transmission:• 800 kV AC, 500 kV HSIL AC and ± 660 kV DCTapajós Project:• Total installed power: 13,150 MW.• Supply of southeast region, up to 2,500 km far away.• Alternatives for long-distance transmission:• Direct ± 660 kV DC, 500 kV HSIL AC link 2,000 km

long integration with existing AC 500 kV transmission lines

Brazil-Peru interconnection:• Total available power at Peru for export: 6,300 MW.• 1st. hypothesis: importation of 1,000 MW• Alternatives for long-distance transmission from

Inambari (Peru) to Santo Antonio (Brazil): 500 kV AC and ± 300 kV DC

• 2nd. hypothesis: importation of 3,000 MW• Alternatives for long-distance transmission from

Inambari (Peru) to either Santo Antonio or Jauru (Brazil): 800 kV AC, 500 kV AC and ± 600 kV DC

The long distances to be covered and access difficulties bring huge challenges to new transmission corridors in Amazon region, with concern to equipment size, logistic and transportation. The following topics must be analyzed in detail in order to establish the reference UHV transmission alternatives (DC, AC or hybrid transmission systems) [6] and [7]:

• Line configuration /insulation/ clearances;• Corona and field effects performance of the line;• Level of power to be transmitted;• Weight and size of the equipment for shipping

and transport (mainly the transformers for AC and DC alternatives);

• Power losses;• Spare parts;• Series connection of converter groups per pole (DC

alternative);• Overload/ Stability requirements;• Need of reinforcing the receiving network;• Need of investigating procedures for limitation of

short-circuit current levels exceeding existing equipment withstand ratings.

Despite of the described Brazilian experience on hybrid parallel AC 800 kV and DC ± 600kV systems, due to the big challenges related to the new foreseen Amazon transmission system requirements, and depending on

the outcoming UHV transmission alternative references, that will be defined by the Brazilian federal government, the existing IEC Standards may not cover all the equipment special withstand requirements. This will lead to the necessity of developing new specification standards that might be of the concern of the following IEC Technical Committees:

• TC 7, Overhead electrical conductors;• TC 10, Fluids for electrotechnical applications;• TC 11, Overhead lines;• TC 13, Electrical energy measurement, tariff- and

load-control;• TC 14, Power transformers;• TC 17, Switchgear and controlgear;• TC 20, Electric cables;• SC 22F, Power electronics for electrical transmission

and distribution systems;• TC 51, Magnetic components and ferrite materials;• TC 55, Winding wires;• TC 68, Magnetic alloys and steels;• TC 112, Evaluation and qualification of electrical

insulating materials and systems.

In this sense, regarding the development of new equipment specification/standards, it is worth to mention here that the CIGRÉ has already performed an intense work, for instance, under the SC A3, B3 and C4. Also, in order to face the challenges foreseen, several Brazilian scientific organizations, universities and utilities are preparing themselves by means of studying new technologies and developing know-how.

4.0 CONCLUSIONS

The Brazilian Electric Power System supply is typically provided by long EHV transmission lines. Therefore, the building up of the Brazilian knowledge and experience on dealing with the highest EHV transmission systems voltage levels has started with the initial investigation studies for the integration of Itaipu powerplant within the Brazilian interconnected grid. The Itaipu transmission system, planned, is one of the most important in the occidental world, due to its nominal voltage levels, rated power capacity and importance for the Brazilian electric industry. It is important to point out that there were no existing IEC Standards at that time for such a huge transmission system, mostly regarding the HVDC link. Around 55% of the remaining Brazilian hydroelectric potential still not used is located in the Amazon region, while the consumption of energy is spread all over the country. Thus, it will be necessary to transport huge amounts of energy covering distances of more than 2,000 kilometers. Due to the big challenges related to

the Amazon transmission systems requirements, the existing IEC Standards may not cover all the equipment withstand requirements, leading to the necessity of developing new standards/specification. In order to face the challenges foreseen, several Brazilian scientific organizations, universities and utilities are preparing themselves by means of studying new technologies and developing know-how.

5.0 BIBLIOGRAPHY

[1] “Itaipu Transmission System – Consolidation of FURNAS Experience” - Book published only in portuguese under the coordination of S. S. G. MOTTA and H. A. M. FADINI – ISBN 85-85996-01-3 - Rio de Janeiro – 1995

[2] Standards Library (International Electrotechnical Comission – IEC)

[3] J. AMON F. et allis – “Ultra High Voltage Transmission” - lecture presented at the “Latin America: Achieving its Potential in Electrical, Electronic and Multimedia Technologies” IEC Latin America Regional Centre Seminar 2007 (IEC-LARC) - May 2nd and 3rd, São Paulo - Brazil

[4] ‘Regulatory Acts’ Library of the Brazilian Regulatory Agency for electric energy (ANEEL)

[5] Expansion of the main transmission links in Brazil - IEEE/PES 2010 Transmission & Distribution Conference and Exposition Latin America São Paulo – November 2010 (Brazilian Energetic Reseach Enterprise - EPE - presentation only in Portuguese).

[6] “HVDC Converter transformer performance on Itaipu system” - Gilson Bastos, FURNAS (Brazilian Cigré National Committee Seminar; published only in Portuguese)

[7] “Real-Time Simulations for Long-Term Stability Analysis of FURNAS 750kV HVAC Transmission System”, S. Espírito Santo et allis, XIII SNPTEE-1995, Cigré-Brazil, Florianópolis, Brazil, October 1995 (Brazilian Cigré National Committee Seminar; published only in Portuguese)

[8] Technical requirements for substation equipment exceeding 800kV – Field experience and technical specifications of substation equipment up to 1200kV – CIGRÉ WG A3.22 Technical Brochure no. 362 – December 2008.

[9] “Optimization of HSIL Non-Conventional 500 kV Transmission Line” - Amon F.,J. et alli - XXSNPTEE – 22 a 25/11/2009 – Recife, PE (Brazilian Cigré National Committee Seminar).


Performance and Risk Assessment ofElectric Power System

SuMMARy - This paper describes a formal method to assess the performance of electric power systems using the results of contingency analysis. A model of disturbance propagation is proposed to avail their impact on performance indicators and risk of Power Systems, and the contribution and cross impact from several market agents and actors during outages in the electric grid. The method is based on cascade disturbance propagation through the topology of the electric grid. Besides intrinsic forced and programmed outage rates, protection reliability and dependability, and time to manual or automatic reclosing are also modeled. Their joint contribution determines the final continuity level of each grid node, and the fraction of responsibility of each agent. The model is implemented in a MatLab® program, and a real case study is shown for the risk assessment of a Brazilian transmission station.

KEywoRDS - Risk, Power Quality, Performance.

1.0 INTRODUCTION

Electric power systems are part of the infrastructure that supports the functioning of nations and entire continents. To preserve their physical and functional integrity is a requirement for the quality of life and security of modern societies. Due to their geographic extension, high capacity and complexity, they are subject to internal failures, from technological causes, and external failures, from natural causes or human originated. The consequences usually impact on social, technical and economic areas of cities, states, nations or continents.

The increasing occurrence of large outages or blackouts in these systems has generated questions from society about the security and responsibility of these networks. The introduction of concurrency in electric

energy markets, previously operated in a monopolistic form, besides clear operational rules, demand the setup of effective and auditable processes for performance evaluation, to guide the required planning, design, supervision, operation and maintenance decisions.

The search for performance and risk evaluation methods in electrical power systems have defied planners, investors, managers, operators and designers for several decades. Recently, this subject has attracted a renewed attention from regulating agencies and public opinion, after the deregulation of the world electric industry, with increasing demand for quality and reliability of all utility services.

This paper describes a formal method to assess the performance and risk related to electric power systems and networked installations. The study proposes a model of disturbance propagation and their impact on the expected values of performance indicators and risk of Power Systems, and the contribution and cross impact from several market agents and actors during outages in the electric grid. The method is based on cascade disturbance propagation through the topology of the electric grid, and as such can be used for planning and fault diagnosing in real-time or post operation. Besides intrinsic forced and programmed outage rates of equipment, other factors are considered such as protection reliability and dependability, hidden and breaker failures, and time to manual restoring and automatic reclosing after a disturbance. Their joint contribution determines the final continuity level of each grid node, and the fraction of responsibility of each agent. With minor changes, the method can be applied to many other process industries. A real study-case shows its application to an extra-high voltage electric installation. Figure 1 shows the general architecture of the method and model.

I.P. SIQUEIRA CHEsf l B.A. SOUZA UfCG

syMPosIUM RECIfEsyMPosIUM RECIfE

Figure 1: Performance Evaluation

Section 2 of this paper develops a vector representation of forced and programmed outages of components in a power grid, including protection reliability and dependability, connected loads and outage duration, partitioned among asset owners. A small, multi-company power system is used in the paper, to illustrate the approach. The third section introduces some matrices to model the topology and propagation of outage events on the power system grid. Graph theoretic concepts are used to support these models. The fourth and fifth sections uses these matrices to estimate several indexes related to interruption and duration frequencies of each grid point, partitioned among network players. The sixth section extends this analysis to several probabilistic performance indicators. Contribution of each company to these metrics is evaluated as a measure of their cross impact. The seventh section applies the model to risk assessment and sharing among agents. Section eight presents a real case of risk analysis for a large substation using the model. The

conclusions summarize the features of the model.

2.0 COMPONENT MODELING

Components of a power grid have behaviors that depend on their reliability, planned outages, protection, operation and connected load or generation, independent of the rest of the grid. These aspects can be modeled by vectors and diagonal matrices listing their intrinsic parameters, partitioned by the N connected agents on the grid, as shown on Table I, where n is the number of grid components, diag is a MatLab® function to construct/extract the diagonal from a vector/matrix, respectively. Generations are represented as negative loads in vector l. These are complemented by a topological model of the grid.

3.0 TOPOLOGY MODELING

To model the functional dependency among equipment an adjacency matrix will be defined connecting those items whose forced outages are related. Forced adjacency applies to radially connected items, to items located on the same protection zone, but also to distinct zones tripped by overload, faults, under and over voltages, or remote zones tripped by load or wide area protection systems. A Forced Adjacency Matrix I can be defined by the graph of Fig. 2, shown for a typical power grid, whose item capacities are indicated in parentheses. Generation companies 1 and 2, transmission company 3 and distribution company 4, are shown separated by dotted lines. The graph models all functional dependencies during forced outages of related components, obtained by contingency studies. The analysis is based on a power flow case where all


syMPosIUM RECIfEsyMPosIUM RECIfE

generators (4 pu) are necessary to attend the loads on bus 8, and line 6 (4 pu), will overload line 7 (2 pu) if it trips unexpectedly, but not if planned. Line 5 (3 pu) is operated with no load.

In the same way, the operational dependency among items will relate those whose planned outage will always occur at the same time. It applies, for instance, to transmission lines and transformers with their breakers, components that overload with the outage of other elements, items on the same protection zone, distinct items tripped to avoid overloads, or remote items to avoid operation of load sharing schemes, items on radial systems, etc. A Planned (Outage) Adjacency Matrix P can also be defined by the graph and associated matrix of Fig. 3. The more meshed the grid, the sparser are matrices P and I. Fig. 3 shows this matrix and the graph for the example power grid.

Similarly, the operational dependency among protection systems, breakers and protected components can be described relating those items whose faults are detected by each protection or affected by breaker trips.

It applies, for instance, to items located on the same protection zone, or on adjacent zones at the reach of the protection, when it acts as a backup protection. It is possible to define a Protective Adjacency Matrix T, by the expression and associated graph, shown on Fig. 3.

To cascade the reach of every outage the Forced and Planned Reachability Matrices (A

I e A

P), and the

Protective Vulnerability Matrix (TC) will be introduced

by the following operations (Boolean for AI and A

P, and

algebraic for TC):

where r (the smallest positive integer that satisfies the

above equations) is the maximum extension of (forced or planned) cascading outages originated from any grid item, and U is the unit diagonal matrix. They link all items that must be tripped together, following the outage of one of them. In the third expression, the parcels (T-C

DT)

e (VDT) are stochastic matrices of refusal or wrong trip chances from protection of component i, or breaker, for a

fault in j. They give the probability of tripping of each grid element for a protection or breaker failure in other items, as a function of the Protective Adjacency Matrix T. Figure 4 shows the resultant graphs and reachability matrices for the example.

Figure 5 illustrates the graph and Protective Vulnerability Matrix for the example, with a protection reliability of 90%, and 1% probability of refusal on demand.

Figure 5: Protective Vulnerability Graph and Matrix

With N players interconnected in a power systems,, the elements of matrices A

I, A

P e T

C can be partitioned

by system (or company) Interconnection Reachability Matrices (A

Iij, A

Pij e T

Cij) among players, which avail the

impacts of forced and planned outages, including from protection or breaker failure, originated from player i over player j. Figures 2 to 5 show these partitioning among players 1 to 4, by dividing lines in the matrices. Matrices A

I e A

P, cascade the consequences of each outage on

grid topology. The difference of these matrices, (AI-AP),

defines all items that can be immediately reenergized, without waiting the restoration of the faulted item that originated the outage. If implemented in an energy management system, it could help on the system restoration after a major blackout. Matrix A

P also defines

the items that must wait the restoration of a faulted component, before they can be returned to operation.

4.0 INTERRUPTION FREQUENCIES

It is possible also to avail the vectors and diagonal matrices of Total Forced and Planned Outage Frequencies (F

I and F

P) and Total Outage Frequency from Protection

Failure (FC) of all components, partitioned by N players:

giving the expected frequencies of forced and planned outage of each item, from intrinsic causes, or originated in other grid component or protection/breaker failure. Adding these parcels give the vector and

diagonal matrix of Total Outage Frequency (F) of each item, partitioned by N connected agents:

The cross impact matrixes among grid players are given respectively by:

5.0 INTERRUPTION DURATION

Interruption duration of each grid element results from the combined frequency and duration of forced and planned outages, and restoration times, measured by the vectors of Total Forced Outage Duration (D

AI), Total

Planned Outage Duration (DAP

), Total Time to Restore after a Forced Outage (R

AI), Total Time to Restore after a

Planned Outage (RAP

), and Total Outage Duration due to Protection Failure (D

AC), partitioned by N players:

The Total Outage Duration Vector (DA), results from the

sum of these parcels, with the corresponding cross impact matrixes among grid players given respectively by:

where i,j ≤ N are any two grid players. These expressions allow the evaluation of cross impact matrixes for the Contribution for Outage Duration for Load and Generation, among grid agents, given respectively by:

Figure 4: Graphs of Forced and Planned Reachability Matrices

Figure 3: Graphs of Planned and Protective Adjacency Matrices

Figure 2: Graph and Forced Adjacency Matrix of Typical Electrical Power Grid


syMPosIUM RECIfE syMPosIUM RECIfE

Loss of Load Probability and Expectation (LOLP, LOLE), and Loss of Generation Probability and Expectation (LOGP, LOGE), for each item of all grid players are determined considering that all forced outages are originated from statistically independent events:

Many other indicators can be derived substituting the load demand of each node in vector l, by other variable of interest, such as the number of consumers, habitants, industrial production, income, revenue, social cost, etc., affected by an outage. Using the same expressions of LOLP, LOLE and EENS, it is possible to estimate, for instance, the levels of (not) attainment of consumers, by indexes such as:

• CAIFI – Customer Average Interruption Frequency,• SAIFI – System Average Interruption Frequency

Index,• CAIDI – Customer Average Interruption Duration,• LOCP – Loss of Customer Probability, and their correspondent generation indexes:• GAIFI – Generation Average Interruption Frequency,• GSAIFI – Generation System Average Interruption

Frequency Index,• GAIDI – Generation Average Interruption Duration,• LOGP – Loss of Customer Probability.

As such, they can be used, for example, in contract negotiations, rate studies and loss compensations during outages on connected systems.

7.0 RISK ASSESSMENT

In this paper risk will be assessed by the probability and frequency of occurrences of rare fault events with extreme losses, where all protection fail, including backup relays, during a fault. A vector R

P of the probability

of failure of all protection for each equipment, and the corresponding primary fault frequency R not cleared by any protection can be estimated by:

6.0 PERFORMANCE INDICATORS

Many indicators can be evaluated to identify critical points on the grid from the demand side, such as the expected vectors of Energy Not Supplied from Forced Outages (EENSI), Energy Not Supplied from Planned Outages (EENSP), Energy Not Supplied from Protective Outages (EENSC) and Expected Mean Energy Not Supplied (EENS), for each component in a period, partitioned for N players:

Similar expressions apply for generation agents and the expected vectors of Energy Not Generated from Forced Outages (EENGI), Energy Not Generated from Planned Outages (EENGP), Energy Not Generated from Protective Outages (EENGC) and Expected Mean Energy Not Generated (EENG) for each component in a period, partitioned for N players:

The Expected Energy Not Supplied from Player i due to j are given respectively by:

Similar expressions apply for the vectors of Expected Energy Not Generated from Player i due to j for planned, forced and protective outages:

The identification of major risk areas on the plant can be determined by defining indexes of relative risk contributed by each unit i, through its failure rate, and by each protection system i, through its reliability, expressed respectively by:

These indexes will be illustrated by the following real case study.

8.0 CASE STUDY

Fig. 6 shows a one-line diagram of Recife II power Plant, a large transmission station owned by Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), located on the metropolitan area of Recife, the state capital of Pernambuco, Brazil. It will be used to illustrate the risk assessment approach of this paper.

Figure 6: Recife II Power Plant

Table II shows the figures derived from CHESF historical data, to be applied to Recife II substation.

Figure 7: Hour Distribution of Catastrophic Risk at SE Recife II Substation

Figure 8: Percent Distribution of Catastrophic Risk at SE Recife II Substation


Análisis de la Influencia del Desequilibrio de la Red y de las Condiciones de Falta en el Cálculo de Huecos de Tensión Utilizando los Métodos de Componentes

Simétricas y Componentes de Fase

Resumen - El presente trabajo presenta estudios teóricos y simulaciones numéricas sobre aspectos relevantes para el cálculo de huecos de tensión en sistemas de distribución de energía eléctrica con un elevado índice de desequilibrio. Son analizadas dos condiciones operacionales cuyo desequilibrio de la tensión es 0 y 3,65 % en la barra de la subestación. También se variaron las impedancias de faltas de 0 a 25 Ω.

Se presenta una comparación entre los métodos convencionales de cálculo de faltas: Método de Componentes Simétricas, el Método de Componentes de Fase y simulación usando un programa de transitorios electromagnéticos. Todos los tipos de faltas (FFFT, FFT, FF, FT) son simuladas en un sistema de distribución basado en el modelo IEEE de 13 barras.

Son efectuadas rigurosas simulaciones computacionales para evaluar el desempeño de los algoritmos propuestos. Las simulaciones de faltas son probadas con rutinas en el ambiente MATLAB y luego comparados con los resultados del software ATP/EMTP. El objetivo de dicha comparación es identificar el método de cálculo de corto-circuito que ofrezca la mejor viabilidad en la simplificación en los procedimientos de cálculo, como también en el modelo de los componentes del sistema de distribución de energía eléctrica. Los resultados deben mantener una buena precisión dentro de los límites de tolerancia. Con esta simplificación se puede reducir significativamente, el proceso de análisis y la toma de decisión se torna más ágil y eficiente.

Palabras clave – Calidad de la Energía Eléctrica – Huecos de Tensión – Caracterización de los Huecos de Tensión – Cálculo de Corto-Circuitos – Método de las Componentes Simétricas – Método de las Componentes de Fase.

1.0 INTRODUCCIÓN

El escenario de energía eléctrica ha padecido grandes cambios a lo largo de los últimos años. El perfil de las cargas que existen en el sistema eléctrico de potencia ha cambiado de características. El desarrollo tecnológico que tiene lugar en los últimos años ha traído como consecuencia la existencia de un elevado número de cargas que cada vez son más exigentes con la calidad de la tensión de alimentación [1].

De todos los disturbios relacionados con la calidad de la energía eléctrica, los huecos de tensión son citados como los de mayor manifestación y los que más problemas causan a los consumidores industriales e residenciales debido a la interrupción parcial o total de sus actividades o procesos [2, 3].

Los huecos de tensión son definidos como la reducción del valor eficaz de la tensión de alimentación, en cualquier parte de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), y con una amplitud remanente que varía entre 10 % y 90 % de la tensión nominal en un periodo de corta duración comprendido entre 0,5 ciclo y 1 minuto [4].

Los huecos de tensión pueden ocurrir debido a razones operacionales de los SEP, como el arranque de grandes motores, energización de transformadores, o debido a causas naturales, como la caída de árboles sobre las líneas, fallas de los aisladores, descargas atmosféricas, cortocircuitos en los SEP.

Los cortocircuitos son los mayores causantes de los huecos de tensión. Por este motivo los huecos de tensión, son estudiados a partir de los resultados de los métodos de análisis de cortocircuito, principalmente.

Es bastante común considerar que los SEP operen en condiciones equilibradas, debido a la gran simplicidad que resulta de esta consideración en los cálculos de las corrientes de faltas [5]. Sin embargo,

R. J. CABRAL l R. C. LEBORGNE l A. S. BAZANELLA Universidade federal do Rio Grande do sul

XIv ERIaCsyMPosIUM RECIfE

The graph in Fig. 7 shows the result of assessing the risk for Recife II substation, measured by R, the expected hour distribution of primary faults not cleared by protection systems. Note, in this picture, the high relative risk of synchronous condensers 01K1 and 01K2 and low risk of bus bars and reactors. These agree with the history of complete loss of similar equipment at other CHESF stations. The graph in Fig. 8 shows the relative distribution of this risk RE due to failure rate of primary equipment. This graph confirms again that the synchronous condensers are the most risky areas of this station.

The graph in Fig. 9 shows the relative distribution RP of this risk due to failure rate of protection equipment. It is seen that bus 04B2 and transformer 04T5 are the equipment more sensitive to catastrophic risk due to protection failure. High speed differential protections are planned to these buses, to reduce the catastrophic risk of the substation. All these indexes and figures were calculated using the MatLab program described in reference (9).

9.0 CONCLUSIONS

The following aspects distinguish the proposed method, in evaluating performance indexes and risk sharing, due to cascading disturbances in power systems:

(a) Evaluation of maintenance, operation and protection of power systems;

(b) Simulation of grid topology, with forced and planned functional dependencies;

(c) Graphical representation of functional dependencies by directed graphs;

(d) Modeling of protection reliability and reach;(e) Optional modeling of higher order contingencies;(f ) Inclusion of remote causalities from teleprotections

and from load and generation shedding;

(g) Use of traditionally available data from maintenance and operation;

(h) Evaluation of continuity, technical, economic and social indicators;

(i) Elicitation of the contribution and responsibilities of outages among connected companies; and

(j) Formalization by matrix algebra, with trivial implementation on computers.

10.0 BIBLIOGRAPHY

[1] Siqueira, I. P., “Optimum Reliability-Centered Maintenance Task Frequencies for Power System Equipments”, 8th PMAPS, IEEE, 2004.

[2] Siqueira, I. P., “Measuring the Impact of an RCM Program on Power System Performance”, IEEE PES General Meeting, IEEE, 2005.

[3] Billinton, R., Allan, R. N., “Reliability Evaluation of Engineering Systems”, Pitman, 1983

[4] Endrenyi, J., “Reliability Modeling in Electric Power Systems”, John Wiley & Sons, 1978.

[5] Sullivan, R. L., “Power System Planning”, McGraw-Hill, 1977.

[6] Sage, A. P., “Methodology for Large-Scale Systems”, McGraw-Hill, 1977.

[7] Li, W., “Risk Assessment of Power Systems – Models, Methods, and Applications”, Wiley, 2004

[8] Siqueira, I.P., “Manutenção Centrada na Confiabilidade – Manual de Implementação”, ISBN 85-7303-566-8, Editora QualityMark, Rio de Janeiro, Brazil, 2005.

[9] Siqueira, I. P., “Avaliação de Desempenho e Risco em Sistemas Elétricos de Potência”, PhD Thesis, Universidade Federal de Campina Grande, Campina Grande, Brazil, 2010.

Figure 9: Relative Risk Distribution of Protection at Recife II substation


(8)

3.0 ESTUDIO DE CASO

Para este estudio de caso fue utilizada una alteración en el sistema de 13 barras del modelo IEEE [11], modificando las líneas y/o cargas monofásicas y bifásicas pasando en su totalidad a líneas y/o cargas trifásicas. Este sistema posee dos modelos distintos de líneas trifásicas: aéreas y subterráneas. El modelo de la red de distribución trifásica es ilustrado en la Fig. 1. Se considera, que la potencia base (Sbase) es igual a 100 MVA y la tensión base (Vbase) es de 13,8 kV.

El sistema es inherentemente desequilibrado debido a los alimentadores no transpuestos y variaciones en las conexiones de las cargas trifásicas desequilibradas que provocan el desequilibrio del SEP. Las características de los alimentadores son expuestas en la Tabla I, donde las configuraciones 601 y 606 representan los alimentadores aéreos y subterráneos respectivamente en la Fig. 1 [11]. Las características de las cargas son presentadas en la Tabla II.

Fig. 1. Diagrama unifilar del sistema estudiado de 13 barras IEEE modificado.

De acuerdo con la configuración del sistema (601, 602), conforme a la Tabla I, las matrices de impedancia serie, en Ω / km, de los alimentadores [11], son:

son también distintas entre sí.Es posible modificar la matriz de impedancia

de fase Zs-abc de una línea asimétrica del SEP, idealizándola como la impedancia de una línea transpuesta donde sus impedancias propias son iguales entre sí y las mutuas también son iguales entre sí [14]. En la ecuación (3) zp representa a la impedancia propia, que es definida como el promedio de las impedancias propias, y zm representa a la impedancia mutua, calculada también como el promedio de las impedancias mutuas. La matriz de impedancia promedio en componentes de fase es:

(3)

Cuando la matriz de impedancias de secuencia es calculada a partir de la matriz de impedancias de fase promedio, la matriz resultante es diagonal (4). O sea, los términos fuera de la diagonal son ceros [14].

(4)

2.3 Cálculo de corto circuitoLa estimativa del estado del sistema en falta por

los métodos de MCS y de MCF, es fundamentado en el principio de superposición de fuentes de tensión. Para los resultados del ATP/EMTP se utiliza los valores de tensiones de pre-falta resultantes del flujo de carga trifásico, o sea los valores reales de tensiones de pre-falta del sistema. En el MCS y el MCF, se asume que el sistema es estático (perfil flat de tensiones), o sea, tensión pre-falta es igual a 1< 0° pu en todas las barras. Tanto el MCF como el MCS usan la matriz de impedancia de barras, zbarras, para el cálculo de las corrientes y tensiones durante la falta. La matriz impedancia de barra trifásica debe ser modificada para incluir a la impedancia de falta [7]. Para una falta en la barra k la matriz de impedancia modificada (Z

nueva) es:

(5)

(6)

(7)

magnitud y estarán desfasadas de 120° entre sí. En estas condiciones, la corriente del neutro (In) es cero. En esta situación, las matrices de impedancia de fases de los generadores y transformadores son diagonales y todos los elementos de la diagonal son iguales. La matriz de impedancia de fases de los alimentadores es simétrica y equilibrada, donde las impedancias propias son iguales y las impedancias mutuas son también iguales entre sí.

Los Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica (SDEE) son caracterizados por la no transposición y asimetría de los alimentadores. Donde las impedancias mutuas entre las fases no son iguales y las impedancias propias también pueden ser diferentes [7]. Las cargas son generalmente monofásicas o bifásicas, provocando aumento en el grado de desequilibrio del sistema [11]. Las matrices trifásicas de impedancias de cada elemento de un SDEE, en su representación por componentes de fases, son asimétricas donde los elementos de la diagonal principal no son iguales entre sí y los elementos fuera de la diagonal también diferentes entre sí.

2.2 Componentes SimétricasLa transformación de los fasores de tensiones

y corrientes de Componentes de Fases a, b y c, para componentes de secuencias 0, 1 y 2 es llamada de transformación de coordenadas de Componentes Simétricas [13]. Las matrices trifásicas de impedancias de secuencia de cada elemento de un SDEE, puede ser obtenida a partir de las matrices de impedancias de fase, de acuerdo con (1).

(1)

Donde Zabc es la matriz de impedancia de fases y A es la matriz de transformación de componentes de fase en componentes de secuencia:

(2)

2.2.1 Modelo de los alimentadoresPara un alimentador no transpuesto y con

configuración asimétrica, la matriz de impedancias de fase Zs-abc es asimétrica. Por lo tanto, las impedancias propias son distintas entre sí y las impedancias mutuas

los sistemas de distribución pueden presentar desequilibrios substanciales, principalmente debido a las características constructivas y de operación.

Los métodos más utilizados para cálculo de cortocircuito son el de componentes simétricas [6] y el de componentes de fases [7]. El Método de Componentes Simétricas (MCS) es estudiado por medio de un circuito monofásico y es muy utilizado para sistemas de transmisión o en general para aquellos sistemas que puedan ser o puedan considerarse equilibrados y su descomposición en tres sistemas de secuencias independientes entre sí fornecen resultados adecuados [8]. Por otro lado el Método de Componentes de fases (MCF), posee una implementación matemática más compleja, que con la ayuda de procesadores no presenta restricciones para su utilización. El abordaje utilizando el MCF fue propuesto para considerar el desequilibrio de los sistemas de distribución [9].

Este trabajo presenta un estudio de los efectos del desequilibrio del sistema, considerando los dos métodos de análisis de cortos circuitos mencionados y usa los resultados del programa (ATP/EMTP) [10] como referencia. La comparación es basada en la simulación numérica de faltas en el sistema usando el programa MatLabTM . El estudio de caso utiliza el modelo de IEEE 13 barras [11].

El objetivo de este trabajo es el análisis de un tema relevante relacionado con la calidad de la energía eléctrica: los huecos de tensión. Dicho análisis es realizado a través de la comparación de resultados de diversos estudios de faltas, los que también son mostrados. De esta forma, este trabajo da continuidad a aquellos previamente publicados en [8, 12].

Este trabajo posee la siguiente estructura: en la sección dos se resume la formulación de los métodos de análisis de faltas del MCS y del MCF. En la sección tres un estudio de caso es exhibido. En la sección cuatro son realizados un análisis de los resultados. En la sección cinco se describen las conclusiones de este trabajo.

2.0 MÉTODOS DE CORTO CIRCUITO

2.1 Componentes de FasesEn sistemas con alimentadores simétricos y

con cargas equilibradas, las corrientes y tensiones resultantes también son equilibradas. De esta manera, los fasores de las tensiones y corrientes serán de igual

XIv ERIaC XIv ERIaC


ATP/EMTP. No ocurre el mismo comportamiento para el Caso B, donde el desequilibrio del sistema es de 3,65% (Fig. 3), donde as curvas de los métodos se diferencian significativamente de la curva de referencia. En el caso del MCS es más acentuada la irregularidad en la región comprendida entre V

sag =

0,4 pu y Vsag

= 0,9 pu, y más distante de los valores de referencia.

El número total de huecos de tensión/año, obtenido por cada método, es presentado en la Tabla III.

TABLA III. DESEMPEÑO TOTAL DEL SEP MONITOREADO EN LA BARRA DE LA SUBESTACIÓN.

Fig. 2. Frecuencia relativa acumulada de huecos de tensión para SEP equilibrado.

Fig. 3. Frecuencia relativa acumulada de huecos de

tensión para SEP desequilibrado. En la Fig. 4 se presenta el Error Cuadrático Medio

en función de la resistencia de falta. El error en los valores de magnitud de los huecos de tensión usando el MCS es prácticamente cero para la condición de corto circuito sólido (R

f = 0 Ω). En la medida en que

(16)

Es definida también el vector desempeño del sistema #sags(Bm), sus elementos indican el número de huecos de tensión por año en cada barra. El vector #sags(Bm) es el producto de la matriz de huecos de tensión binaria V

sag_binaria por el vector de frecuencia de

faltas l, y es descrito en la ecuación (17).

(17)

Así, el vector desempeño de cada barra #sags(Bm) posee tantos elementos cuantas barras observadas, y cada elemento indica el número de huecos por año en cada barra, o sea, el desempeño de cada barra.

Otro punto de análisis para el desempeño de los métodos (MCS, MCF), es por medio del análisis de errores de las tensiones, donde fue calculado de acuerdo con las ecuaciones del Error Cuadrático Medio, en pu. Las tensiones obtenidas a través de simulaciones en el programa ATP/EMTP, fueron consideradas como valores de referencia para los cálculos de los errores, conforme a la ecuación (18).

(18)

En (18) v es la tensión en pu, y el sub-índice M corresponde al método usado (MCF o MCS) y vATP es la tensión de referencia.

4.0 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Es realizada un análisis de la influencia del desequilibrio en el SEP en estudios de los huecos de tensión. La comparación de los métodos antes mencionados (MCS y MCF) será por medio de gráficos de frecuencia de ocurrencia relativa de huecos de tensión. También se presentará un análisis de errores para el cálculo de huecos de tensión para evaluar el MCF y el MCS.

Las simulaciones incluyen faltas en todas las barras del SEP y monitoración de huecos de tensión en la barra de la subestación llamado de Punto de Acoplamiento Común (PAC).

Se observa en la Fig. 2, referido al Caso A con desequilibrio nulo, que las curvas de MCS y MCF poseen un comportamiento semejante al programa

13 barras de IEEE modificado. Para el análisis de calidad de la energía eléctrica,

en especial los huecos de tensión, es definida la matriz de huecos de tensión V

sag dada en pu, según

la ecuación (14):

(14)

Donde vij es la tensión en la barra i cuando ocurre

una falta en la barra j.La matriz V

sag es transformada en una matriz

binaria, donde sus elementos serán 0 (cero) si la magnitud del hueco de tensión es mayor que el valor límite escogido (típicamente 0,9 pu) no existiendo huecos de tensión, y los elementos de la matriz serán 1 (uno) si la magnitud del hueco de tensión es menor que el límite escogido existiendo huecos de tensión. La matriz de huecos de tensión binaria V

sag_binaria es

de dimensión [Bm

x fpn]. Donde B

m es el número de

barras observadas y fpn número de puntos de faltas

simuladas.

(15)

El vector l es llamado de vector frecuencia de ocurrencia o frecuencia de faltas, es descrito a seguir:

(9)

(10)

Para el análisis utilizando el MCS las matrices de impedancias serie de secuencias fueron obtenidas aplicando la transformación de coordenadas a Componentes Simétricas en (11) y (12). Las matrices de impedancias serie de secuencias de los alimentadores, en Ω / km, son:

(11)

(12)

Para el caso estudiado se consideraron dos dife¬rentes condiciones operacionales del sistema, donde los desequilibrios de tensiones (V

deseq) son

determinados en la barra de la Subestación. El desequilibrio de tensión es calculado de acuerdo IEEE Standard 1159 (2009) [4].

(13)

En el Caso A, donde Vdeseq

= 0 %, se consideraron cargas equilibradas, y para el Caso B, con desequilibrio de V

deseq = 3,65 % debido a las cargas del SEP, mostradas

en la Tabla II.Con fin de analizar el desempeño de los métodos

(MCS, MCF), fueron simuladas faltas en el sistema de

XIv ERIaCXIv ERIaC


[12] R. G. Ferraz, R. J. Cabral, A. S. Bretas, A. S. Bazanella, R. C. Leborgne. “System unbalance effect on faulted distribution systems: a numerical study”. IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2010, Minneapolis, MN, USA. Proceedings... Piscataway, NJ: IEEE, pp. 1-6, 2010.

[13] P. M. Anderson. Analysis of Faulted Power Systems, Ames: Iowa State University Press, 1973. 513p. ISBN 0-8138-1270-4.

[14] W. H. Kersting. Distribution System Modeling and Analysis. 2nd ed. Boca Raton, Florida USA. CRC Press LLC. 421pág. The Electric Power Engineering Series. 2007. ISBN 0-8493-5806-X.

6.0 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] F. Hernández García, R. J. Cabral, A. S. Bretas, M. F. García, R. C. Leborgne. “Estudio numérico de corto circuito monofásico en presencia de generación distribuida: Métodos de Análisis y Huecos de Tensión”. 6ta Conferencia Científica Eléctrica 2010, Santiago de Cuba, Cuba, Jul. 2010.

[2] M. H. J. Bollen. Understanding Power Quality Problems – Voltage Sags and Interruptions. New York, USA: IEEE Press Series on Power Engineering, 2000.

[3] IEEE Std. 493-2007. “Recommended practice for the design of reliable industrial and commercial power systems” (Gold Book) ANSI/IEEE. IEEE Stdandard 493, New York, USA, 2007.

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[5] W. D. Stevenson JR. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. São Paulo. Brasil. McGraw Hill, 1974.

[6] C. L. Fortescue. “Method of symmetrical co-ordinates applied to the solution of polyphase networks”, The 34th Annual Convention of the AIEE (American Institute of Electrical Engineers) in Atlantic City, N. J. In: AIEE Transaction. v. 37, part II, pp. 1027-1140. USA. Jul. 1918.

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[8] R. J. Cabral, R. G. Ferraz, R. C. Leborgne, A. S. Bazanella, A. S. Bretas. “Análise numérica do efeito dos desequilíbrios em sistemas de distribuição faltosos”. XVIII Congresso Brasileiro de Automática (CBA 2010), Bonito, MS, Brasil, Set. 2010.

[9] S. M. Halpin, L. L. Grigsby, “Fault analysis of multi-phase unbalanced non radial power distribution systems”, IEEE Transactions on Industry Applications. v. 31, n. 3, pp. 528-534, Jul, 1995.

[10] Bonneville Power Administration, Alternative Transient Programs: ATP/EMTP. Feb. 2010.

[11] W. H. Kersting. “Radial distribution test feeders”. IEEE Power Ingineering Society Winter Meeting, 2001, Columbus, OH, 2001. Piscataway, NJ: IEEE, v. 2, pp. 908-912. 2001.

5.0 CONCLUSIONES

Con el estudio de la frecuencia acumulada de huecos de tensión y el análisis de errores se analizaron para cada método estudiado (MCF y MCS) la influencia del desequilibrio del sistema y de las variaciones en los valores de las impedancias de faltas. Los estudios cuantitativos realizados en la barra de la subestación permitieron verificar la influencia de la resistencia de falta y el grado de desequilibrio del SEP para el análisis de los huecos de tensión.

Como conclusión se puede decir que las curvas de distribución de frecuencia de ocurrencia relativa acumulada de huecos de tensión para el MCS y el MCF en la condición de SEP equilibrado (Caso A), no presentan diferencias considerables respecto de la referencia (ATP/EMTP). Por otro lado cuando el sistema es desequilibrado (Caso B) los métodos (MCS y MCF) presentan errores mayores en relación a la curva de referencia. Se nota también que la influencia del grado de desequilibrio es mayor para el MCS.

Los resultados de las simulaciones muestran que, el cálculo de faltas por el MCF presenta valores menores de errores para elevados valores de impedancias de falta. Por otro lado, el comportamiento del error para el MCS aumenta significativamente con el aumento de la impedancia de falta. El MCS también da resultados imprecisos en el caso de sistema desequilibrado y con valores elevados de impedancia de falta. Este error elevado puede ser consecuencia de la consideración hecha de los valores de las tensiones pre falta unitario para ambos métodos de cálculo. El MCS presenta errores mayores en el caso de sistemas desequilibrados, como era de esperar, pues este método fue originalmente desarrollado para el análisis de sistemas equilibrados (sistemas de transmisión donde el desequilibrio del SEP es despreciable).

Los resultados comparativos obtenidos en este trabajo mostraron que la elección del método a ser utilizado depende del grado de precisión de los resultados que se desea alcanzar y de otros factores como: la resistencia de falta y el grado de desequilibrio del SEP. Siendo el MCF la mejor opción para el análisis de faltas en SDEE para elevadas impedancias de faltas, caso contrario, el MCS presenta mejores resultados para bajos valores de impedancias de faltas (Rf

< 5Ω) o faltas sólidas (condición de corto circuito sólido, R

f = 0Ω).

aumenta la resistencia de falta Rf, son incrementados los errores hasta llegar a un valor de 0,053 pu para mantenerse constante en ese valor. Para el MCF en la condición de corto circuito sólido posee un error de 0,031 pu y se incrementa hasta un valor máximo de 0,067 pu para R

f = 5 Ω, la curva disminuye para

elevados valores de resistencia de falta. Para el valor de R

f = 17 Ω se interceptan las curvas, sin embargo

para valores menores de Rf = 17 Ω el MCS presenta

errores menores que el MCF, y para valores superiores de resistencia de falta.

En la Fig. 5 que el error de las tensiones calculado por el MCS con SEP desequilibrado (Caso B) en la condición de corto circuito sólido (R

f = 0 Ω) es de

0,016 pu, siendo menor valor que el MCF que para esta condición es de 0,041 pu. Para los dos métodos los erros se incrementan con el aumento de la Rf hasta llegar a un valor máximo de 0,075 pu para el MCF y de 0,093 pu para el MCS. En ambos casos, es posible observar que con elevados valores de resistencia de falta los errores disminuyen hasta mantenerse constante.

Fig. 4. Error Cuadrático Medio SEP equilibrado monitoreado en la barra de la subestación

Fig. 5. Error Cuadrático Medio SEP desequilibrado monitoreado en la barra de la subestación

XIv ERIaC XIv ERIaC


manutenções e seus planejamentos adequadamente. Claro que todas as estimativas de vida útil remanescente não tem um grau de precisão determinístico ou fatalistico porque estão condicionadas a algumas variaveis mas são suficientes para dar uma estimativa bem adequada sobre o que se espera do desgaste de um componente em uma máquina hidrogeradora, mesmo este componente sendo métalico e tendo sido dimensionado adequadamente. Todo o item (b) e o item (c) podem ser adquiridos pela empresa geradora no mercado. Particularmente recomendamos que unidades mais criticas que tenham sofrido intervenções sucessivas, que tenham tido sua condição operacional alterada em função de determinações do operador nacional do sistema (ONS), realizem tais investigações. Estas tem um cunho de prevenção contra uma indisponibilidade maior que acabe por ser não programada e desabe como um prejuízo a geradora. Diante do conhecimento do estado real de seus componentes a recomendação básica é que sejam programadas ou escolhidas alguns tipos de manutenções, tipos N,A, B, C, que veremos mais adiante, ou que seja programada uma efetiva modernização da unidade geradora com mudança de potência ou rendimento. Para que isto possa ser decidido são necessárias as informações adicionais relacionadas abaixo:

(c) Dados sobre o futuro operacional da unidade.(d) Análise de riscos de indisponibilidade da máquina

(em decorrência da vida útil remanescente).(e) Retorno do investimento ou custo compativel

com eventuais multas e perda de geração.

2.1 Avaliação da vida útil de rotores FrancisQuando se analisa um rotor de uma turbina hidráulica,

sabendo-se que as condições de operação são variáveis, a comparação estática não é suficiente e as análises dinâmicas como modais ou ainda análise de respostas harmônicas, ou ainda as recentes introduzidas análises de sensibilidades dinâmicas de perfis são também essenciais para se evitar qualquer risco de ressonância em uma máquina. Mas também ainda não suficientes para se executar um cálculo de fadiga, a íniciação de trinca ou a propagação de trinca porque temos ainda que dispor dos histórico de carregamento sobre o rotor. Ver Figura 2.

que terão sua vida útil ao longo do tempo consumida. No caso de máquinas Francis podemos executar uma análise bem simplificada de engenharia e olhando-a sob aspecto bem geral vemos que as pás do rotor são vigas bi engastadas que sofrem toda a pressão da água para girar a máquina, e também concluimos que as travessas do pré distribuidor também são vigas bi engastadas , e de outro lado as palhetas são vigas bi apoiadas. A mais simples conclusão nos mostra que os elementos mais sujeitos a terem sua vida util consumida são justamente os apoios ou estes engastamentos destes 3 elementos citados, que culminal com as travessas, o rotor em si, e justamente seus engastamentos em pá cubo e pá coroa e as buchas dos mancais das palhetas. Para a avaliação destas partes mais sujeitas a desgaste e para se decidir inclusive entre uma simples troca, uma simples manutenção preventiva, uma intervenção para inserção de reforços, reparos ou para um planejamento para uma modernização completa com troca e otimização hidráulica por exemplo são inicialmente necessários dados precisos e este é um dos principais recados deste trabalho. Estes dados se classificam em:

(a) Dados operacionais do histórico da máquina. (b) Dados sobre o estado estrutural dos componentes.

(b1) Aquisicão e modelamento geométrico das superfícies hidráulicas.

(b2) Análise fluido dinâmica para diversos pontos operacionais e obtenção das tensões estáticas.

(b3) Estudo dinâmico modal para reconhecimento de possíveis ressonâncias da estrutura.

(b4) Estimativa de carga dinâmica ou medição dinâmica real.

(b5) Estudo dinâmico de resposta da estrutura e ou sensibilidade da geometria a trincas.

(b6) Análise do material ou verificação do material construtivo.

(b7) Cálculo de fadiga a iniciação de falha em material sem a presença de falhas.

(b8) Cálculo de fadiga a propagação de falha conectado ao tipo de critério de E.N.D.

De posse destes dados a empresa geradora terá a estimativa de vida útil dos componentes mais críticos doravante citados e saberá qual a expectativa de vida útil remanescente possibilitando-a a executar

XXI snPtEE XXI snPtEE

Técnicas para Avaliação da Vida Útil Residual em Máquinas Tipo Francis como Critério para

Modernização da Usina Hidrelétrica

RESuMo - A avaliação de vida útil residual de componentes de uma unidade geradora para se decidir quando se deve parar uma máquina para recuperá-la ou modernizá-la é um dilema. Existem vários aspectos que precisam ser considerados para se tomar uma decisão correta sobre quais componentes substituir para se conciliar a melhor relação entre os custos totais e benefícios do retorno do investimento. Pretendemos dar uma contribuição às engenharias de manutenção apresentando opções de avaliação preditivas, combinados a métodos de avaliação de vida útil remanescente de componentes que guiem a tipos de manutenção específicos ou que sirvam para planejar modernizações completas.

PALAVRAS-ChAVE - Modernização, Tensões, Rotores, Geradores, Manutenção.

1.0 INTRODUÇÃO

Segundo dados da ANEEL (março/11) o Brasil tem cerca de 113.720 MW de potência fiscalizada em operação. Desse total, 80.713 MW são oriundos de empreendimentos hidroelétricos, ou seja, 71% da potência total. Desses 80.713 MW, cerca de 19.000 MW estão sendo gerados em 84 unidades geradoras com potência unitária acima de 90 MW que utilizam turbinas do tipo Francis com mais de 30 anos de operação e que até o momento não foram modernizadas. Desse universo, 78 geradores também não foram modernizados até o momento. Isso significa que 16% da potência elétrica instalada no país (mais do que uma Itaipu) depende de hidrogeradores que estão operando a mais de 30 anos. Ver Figura 1.

FIGURA 1 – 16% da potência elétrica instalada no Brasil

dependem de máquinas Francis com mais de 30 anos.

Ainda existem muitas máquinas no Brasil que além de estarem com vida útil consumida não foram projetadas com as técnicas de escoamento hidráulico atual ou ainda tiveram uma modificação na sua condição operacional, o que leva a máquina a sofrer efeitos mais drásticos da cavitação e ou aparecimento de trincas. Acrescentem-se ainda os constantes retrabalhos de recuperação de áreas cavitadas e de trincas (muitas vezes sem técnicas apropriadas e ignorando as causas raízes) ao longo de toda a vida pregressa dessas máquinas que forçará futuramente a indisponibilidade da unidade para uma parada maior. Embora a manutenção de nossos agentes geradores seja responsável e executada com qualidade, mister se torna planejar o futuro dessas unidades geradoras à luz da vida útil residual em dois de seus principais componentes: o rotor da turbina e o estator do gerador. Este trabalho apresenta algumas técnicas que podem ser usadas com esse intuito, lembrando sempre que se iniciarmos hoje tal avaliação a modernização de um conjunto turbina gerador com potência unitária de tal monta (≥ 100 MW) vai requerer de 2 a 4 anos entre a avaliação e o comissionamento da primeira unidade. De outro lado este trabalho também contribui para sugerir ações, ou tipos de manutenções com determinados graus de profundidade, que evitem que máquinas que eventualmente estejam com a vida útil comprometida entrem em uma situação de indisponibilidade e ai sim passam a gerar uma penalização às empresas de geração.

2.0 AVALIAÇÃO DA VIDA ÚTIL DE PARTES DA TURBINA

Os elementos pertencentes a turbina são elementos mecânicos expostos a tensões dinâmicas que são oriundas do escoamento hidráulico que passa pela máquina. Este escoamento é totalmente quase constante para um ponto operacional, que usualmente chamamos de regime permamente, mas este escoamento possui sim cargas dinâmicas. A máquina assim ao percorrer sua extensa faixa que parte da inércia até o ponto de máxima potência é submetida a uma série de carregamentos dinâmicos diferentes, com frequências diferentes. Os elementos em contato com a água são os que responderão a estas excitações e os

Hans Poll l Antonio Canina l Sergio Gomes l Egidio Faria l Marcelo Jacob voItH HydRo

FIGURA 2 – Fenômenos diferentes geram solicitações distintas nos rotores Francis - Visão em abertura crescente


FIGURA 6 – Fase (b5) - Avaliação da sensibilidade da geometria a trincas pela exposição a campos de pressão.

Para se partir para o cálculo efetivo da estimativa de vida útil ainda falta uma variável extremamente importante em se tratando de máquinas que já tem certo tempo de uso e eventualmente sofreram intervenções por soldagem para reparos por cavitação, ou até recuperação de trincas, adição de materiais especiais anti dano de cavitação cujo histórico é longo e nem sempre totalmente documentado. O conhecimento de materiais pode ser muitas vezes confirmado por testes não destrutivos e amostras colhidas no componente. Aqui é sugerido um ensaio de líquidos penetrantes nas pás do rotor, bem como ultrassom, partículas magnéticas se possível e ensaios destrutivos em algumas pequenas amostras retiradas das pás como ensaios de tração, impacto e dobramento. Ligas bi metálicas, de aço carbono fundido recobertas com aço inox podem apresentar indícios de vida útil compromissada e o estado atual do material, bem como as condições de porosidade detectadas na aresta de saída, eventuais indicações lineares serão fundamentais para a avaliação da vida útil e as recomendações possíveis de serem feitas a serem incluídas ou para um determinado tipo de manutenção ou para uma reabilitação mais completa.

A aplicação de materiais mais modernos e com limite superior de fadiga são medidas que garantem e restauram a integridade física de uma unidade voltando à mesma a sua disponibilidade máxima. A aplicação de materiais com valores de impacto superiores a 150 J em regiões de altas tensões como apresentado em [3] mais que dobram a expectativa de vida útil da região.

O cálculo de iniciação de falhas em um material homogêneo pode então ser realizado e passamos a fase (b7.), uma vez que conhecemos o histórico operacional passado da máquina. Para este histórico operacional

se este banco de dados não cobrir uma determinada hidráulica ou estivermos diante de um caso particular para se adquirir o carregamento dinâmico do rotor será necessário se executar medições de campo com strain-gages e ou mini transdutores de pressão como apresentados em [1]. Uma instalaçao típica para a aquisição de dados em tempo real com medições em todas as faixas operacionais do rotor, cobrindo transientes e situações de partida e parada, que são grandes consumidoras de vida útil das máquinas conforme [2] , demandam no máximo 2 semanas de máquina parada entre instalação completa, medição e desinstalação dos equipamentos com volta a operação. ver Figura 5.

FIGURA 5 – Instalação para medição e do carregamento dinâmico sobre o Rotor da Turbina.

A quinta parte do estudo, (b5) é uma analise de resposta da estrutura e uma análise de sensibilidade da geometria a estabilidade dinâmica. O trabalho aqui foca em se usar o carregamento dinâmico conhecido e se obter as tensões dinâmicas do rotor para cada ponto operacional de interesse. Como dito acima este carregamento dinamico , ou seja os campos de pressão, podem ter sido adquiridos para a máquina em foco ou extrapolados. Nesta parte do estudo diversas análises de sensibilidade são executadas, fruto dos resultados das pesquisas feitas no ramo da interação de rotor e estator (RSI), em que estes campos de pressão são aplicados às pás do rotor Francis. Com critérios específicamente desenvolvidos e comprovados com a prática verifica-se se uma geometria apresenta risco ou não ao aparecimento de trincas. O resultado da análise efetivamente sáo os prováveis campos de tensóes dinãmicas e seus máximos aos quais as pás estaráo submetidas que nos dão a constelação da sensibilidade da pá ao aparecimento de trincas. Ver Figura 6.

do fluxo no ponto de separação e d é a espessura do inicio do vórtice no ponto de separação que considera a espessura da pá e também da camada limite. Para estas frequências os modos ressonantes encontrados normalmente são modos em que o cubo e a coroa ficam estáticos e a pá sim entra em um modo natural flexional, torcional ou combinado o que pode dar origem a trincas tanto em regiões de engastamento, quanto as vezes em outros locais na pá. O cálculo da análise modal é então feito considerando-se o fluido dentro do rotor uma vez que o mesmo age como um elemento amortecedor. É importante ressaltar que a água tem um fator de amortecimento diferente para cada modo natural. A presença do fluido em intersticios do rotor, como regiões dentro do cubo, regiões anelares dos aros de desgaste acaba por ser importante. Ver Figura 4.

FIGURA 4 – Modelo para análise modal que considera o elemento fluido em todos os interstícios do Rotor.

A quarta parte do estudo (b4.) é a estimativa da carga dinâmica que atuará sobre o rotor em cada uma dos pontos operacionais de interesse, ou seja a pressurização em si mas não permanente. A Voith Hydro, que aquisitou uma série de pressões e de tensões em rotores em escala de protótipo e pressurizações em escala de modelo reduzido para diversas famílias de rotores de diversas rotações específicas, criou um banco de dados e um método para extrapolar a partir dai o carregamento dinâmico sobre as pás. Entretanto

A primeira parte para se iniciar uma análise de vida útil é se dispor da geometria o rotor. Esta geometria pode estar disponivel por meio de um fabricante ou eventualmente pode ser digitalizada através de uma série de dispositivos, como braços portáteis de digitalização, cameras de escaneamento de superfícies e medidores a base de laser.

A segunda parte é o construção da malha de elementos finitos e o cálculo estático. Mas para isto existe antes a necessidade de se executar uma análise de escoamento completa incluindo as condições de entrada da máquina, travessas e aberturas das palhetas. Para uma análise fiel de fadiga os pontos operacionais de importância devem ser escolhidos, simulados de acordo com a real operação da máquina. Condições de rotação em disparo e rotação em vazio são também sempre aboradadas. Ver Figura 3.

A terceira parte do estudo é a busca de aspectos que garantam ausência de ressonância no rotor. O cálculo precisa focar especificamente ressonâncias em frequências conhecidas, como as de Rheighans, de passagem das palhetas que é a rotação da máquina multiplicada pelo número de palhetas da máquina, seus múltiplos e algumas combinações especiais com o número de pás. Para estas frequências tipicamente os modos mais próximos são aqueles em que temos modos torcionais, flexionais com K=n (n=0...) diametros nodais do rotor todo. Entretanto também há a necessidade de se focar frequências mais altas em que possamos ter efeitos ressonandes ocasionados pelos vórtices de von Karman que sempre estão presentes no escoamento pelo rotor. Para isto é necessário se calcular as frequencias de excitação destes vórtices que são obtidas pela fórmula indicada abaixo:

(1)

onde S é o número de Strouhal = 0.2 – 0.24, f é a frequência de emissão dos vórtices , v é a velocidade

XXI snPtEEXXI snPtEE

FIGURA 3 – Da aquisição da geometria ao calculo de escoamento por CFD para pontos operacionais de interesse se obtém as tensões estáticas e se identificam as regiões críticas em um rotor Francis.


é a condição de instalação destas buchas. Quanto projetamos uma turbina nova as condições de projeto são adequadas para a instalação de buchas autolubrificantes modernas, porém quando substituímos uma bucha de bronze em uma turbina Francis mais antiga é necessário e de fundamental importância redimensionar as novas buchas as condições de contorno existentes nesta turbina antiga. Para substituir as antigas buchas de bronze lubrificadas a graxa existem atualmente dezenas de tipos de buchas autolubrificantes. Cada fabricante de bucha autolubrificante fornece dados técnicos de suas buchas os quais servirão de base para que um fabricante de turbinas dimensionar corretamente sua utilização. Somente como dado histórico as buchas de bronze lubrificadas a graxa eram dimensionadas para uma pressão normal de trabalho entre 15 a 20 MPa. Visto que as novas buchas autolubrificantes podem trabalhar normalmente com pressões de até 25 MPa em uma primeira analise poderia ser feita uma substituição direta da bucha de bronze por outra de material autolubrificante com as mesmas dimensões. Porém existe um risco muito grande em fazer uma simples substituição sem avaliar os componentes originais da turbina Francis como as palhetas e a tampa da turbina. Se a deflexão na tampa for incompatível com a pressão específica de canto máxima a qual uma bucha autolubrificante a base de grafite está dimensionada a bucha autolubrificante não pode ser usada para substituir uma bucha de bronze e sim temos que partir para buchas a base de materiais termoplásticos ou simplesmente considerar na intervenção de modernização a troca da tampa por uma mais rigida compatível com as pressões específicas máximas. As buchas de bronze lubrificadas a graxa se acomodam por desgaste e com isto suportam pressões especificas de canto altas. As buchas autolubificantes a base de grafite ou insertos poliméricos se desgastam nestas situações com facilidade e com rapidez. Assim

Sendo a formação dos vórtices muito sensível à forma da aresta de saída da travessa, pequenas diferenças de desenho podem levar a diferentes frequências de vibrações induzidas que podem enfim coincidir facilmente com um dos modos naturais das travessas.

Do outro lado quando avaliamos um pré-distribuidor antigo é muito comum observarmos que existem perfis que não são otimizados hidraulicamente. A modernização da unidade geradora é uma oportunidade que deve ser aproveitada para redesenhar as travessas com as ferramentas de cálculo atuais e que pode gerar um ganho de rendimento que pode ser importante para a geração futura de energia. Para a otimização das travessas de um pré-distribuidor existente deve-se analisar o escoamento em todo o distribuidor, ao mesmo tempo. Isto deve-se ao fato de as travessas estarem intimamente ligadas às palhetas diretrizes. Este tipo de análise com experiência acumulada e com as ferramentas de cálculo de escoamento em CFD torna possível a otimização conjunta de travessas e palhetas, perfazendo um aumento de eficiência em toda a faixa de operação. Ver Figura 8.

2.3 Avaliação de buchas de mancais As buchas dos mancais do distribuidor merecem

atenção durante a vida útil da unidade geradora tipo Francis visto que são elementos que sofrem desgaste com o uso. Nas aplicações antigas eram largamente empregadas buchas de bronze com lubrificação externa por graxa ou óleo. Para buchas de bronze lubrificadas a graxa espera-se uma vida útil de cerca de 30 anos desde que o projeto original tenha sido bem feito e as condições de lubrificação e carga de trabalho tenham se mantido adequadas ao longo da operação da turbina. Hoje em dia já temos buchas autolubrificantes trabalhando seguramente a mais de 20 anos. O que devemos avaliar

selecionáveis e estão ligados a um tipo de falha real, como um poro circular, uma abertura linear na ponta de uma aresta de saida, uma indicação linear fechada, com certo tamanho estabelecido. Estes modelos então podem ser facilmente associados aos critérios dos ensaios não destrutivos na Cahier dês Charges de Reception dês Pieces em Acie Moule pour Machines Hydrauliques CCH, revisão atual de numero três datada de junho de 1996. Através disto podemos prever em quanto tempo um defeito de certo tamanho se propagaria para um tamanho crítico e assim selecionar o critério correto de ensaio não destrutivo para a determinada área do rotor.

2.2 Avaliação de Travessas do Pré distribuidorO método de avaliação de travessas em pré

distribuidores praticamente segue a mesma sequência do método utlizado para a avaliação de rotores. Entretanto aqui o foco principal é dado ao itens (b1) até (b4), e (b6) uma vez que o ponto principal é o de se evitar ressonância nas travessas do pré distribuidor. Muitas unidades no Brasil apresentaram problemas de ressonância em suas travessas de pré distribuidores como reportadas em [4] justamente porque as condições operacionais são modificadas e os projetos antigos não foram otimizados a tais condições. Muitas usinas hidrelétricas são projetadas para operar com vazões entre 40% e 110% da vazão nominal e a variação na vazão implica em uma variação na freqüência de emissão dos vórtices uma vez que esta frequência esta diretamente relacionada a vazão da máquina.

é importante a relação de partidas e paradas e a submissão da máquina aos transientes relativos a ”trips” de desligamento ou eventualmente rejeições. Note que todos os programas e teorias de fadiga se baseiam na soma cumulativa de danos provocados por condições operacionais diversas. Estes dados cumulativos consomem a vida útil de um material. Esta vida útil é estabelecida através de ensaios tipo Push-pull em corpos de prova especiais onde para cada conjunto de corpos de prova é fixada uma tensão média e uma amplitude de tensão de teste. Como exemplo se uma região estiver submetida a uma tensão estática de 300 MPa, mas com uma tensão dinâmica de 60 MPa em 5 Hz em um material tipo GX5 CrNi.13.4 QT1, teremos uma nucleação em 1 ano, ao mesmo tempo que se a amplitude da tensão dinâmica baixar para 40MPa a vida útil para uma iniciação de trinca também aumento para mais que 100 anos. Ver figura 7.

Por final a última fase do estudo da técnica completa (b8) para avaliação de vida útil é a ligação dos aspectos teóricos alcançados até o presente momento com o estado real do rotor. Nós já sabemos quanto tempo o material do rotor aguentaria na região crítica considerando-se todo o histórico operacional e também quanto as regiões não criticas podem no máximo aguentar. Mas admitimos que o material está perfeito e já dispomos do resultado dos ensaios não destrutivos do rotor. Assim sendo podemos ainda executar um cálculo de propagação de falha para uma determinada região escolhendo-se um modelo de falha e calculando-se sua propagação matematicamente. Estes modelos de falha são


FIGURA 7 – Cálculo de iniciação de falha complexa considerando o universo de tensões x diagrama de Haigh

FIGURA 8 – Otimização geométrica de travessas e palhetas para aumento de rendimento relativo.


em áreas visíveis da máquina. Danos mecânicos em superfícies, resíduos de movimentação relativa entre partes do componente, erosão elétrica das superfícies energizadas com alta tensão e descoloração de corantes causada por desgaste térmico são alguns dos sinais que podem ser encontrados por uma inspeção visual minuciosa. Certas ocorrências de descargas parciais nos sistemas de proteção de corona fora da ranhura são um exemplo clássico dessa condição.

Os testes de diagnósticos representam um vasto arsenal de técnicas de medição capazes de fornecer informações sobre a condição dos componentes [9] e, eventualmente, elucidar possíveis mecanismos de degradação existentes. Não há, portanto, uma lista consensual de testes que garantam uma avaliação infalível, porém a maior parte dos programas de avaliação da condição do gerador incluem os testes apresentados na tabela 1:

Tabela 1 - Testes de diagnóstico para avaliação de vida útil de enrolamentos de geradores

4.0 CONCLUSÃO

Como conclusão do trabalho deixamos uma sugestão de critérios para a tomada de decisão das empresas geradoras. Diante do exposto neste trabalho sugerimos 5 tipos de intervenções imagináveis nas unidades geradoras a saber:

O conhecimento do tipo construtivo original do equipamento pode auxiliar na determinação de quais podem ser os mecanismos de degradação mais prováveis e até mesmo na interpretação de resultados de testes. Especificamente em relação à isolação principal de barras ou bobinas do estator é útil ter informações sobre a tecnologia e materiais utilizados na construção original. Classicamente, os mecanismos de falha presentes em isolação com tecnologia epóxi são em geral, diferentes daqueles que podem se manifestar em tecnologias baseadas em poliéster ou, em máquinas mais antigas, em resinas naturais (“shellac”). O conhecimento do tipo construtivo permite ainda entender possíveis mecanismos de degradação não elétricos como aqueles provenientes da vibração excessiva do núcleo estatórico. Ainda que o conhecimento de detalhes e construção original do equipamento contribua na elaboração de hipóteses relevantes à interpretação de observações e medições de diagnóstico, nem sempre é possível associar o tipo construtivo original com o comportamento observado em casos particulares. Nesse sentido, é de grande utilidade a possibilidade de se comparar geradores “irmãos” (mesmo fabricante e condição de operação semelhante) em uma frota de máquinas. Com essa comparação é muitas vezes possível se determinar valores padrão para os resultados de medições de diagnóstico e, portanto, detectar o que se pode considerar uma condição anômala para determinada tecnologia.

A inspeção visual, quando realizada por profissional experiente na área pode ser a mais valiosa ferramenta de diagnóstico. Isso acontece porque muitos dos mecanismos conhecidos de degradação de geradores deixam - ao longo dos anos - traços de sua existência

se mostrar a mais eficiente ferramenta de diagnóstico e avaliação da condição da máquina. Quando esta é ainda complementada pelo estudo do histórico de registros de operação e ocorrências de manutenções anteriores nos equipamentos, então essa avaliação “sem teste” atinge sua máxima eficácia. Em outras filosofias de avaliação, a realização de uma extensiva bateria de testes quantitativos é considerada a parte mais importante de uma metodologia de avaliação. Seja qual for o enfoque utilizado (subjetivo, quantitativo, comparativo, etc), a condição do gerador dependerá essencialmente da condição do enrolamento estatórico, do pacote do estator e da condição do rotor. Mais especificamente, dependerá da condição dos elementos isolantes desses componentes, que é onde reside a maior parte do potencial de falhas e mecanismos de degradação conhecidos. Por isso a grande maioria dos testes de diagnóstico para a avaliação do gerador incide sobre meios de se avaliar a condição das interfaces isolantes da máquina. Nesse contexto, a Voith Hydro considera a seguinte sequência de estudos e avaliações como uma referência satisfatória à qualquer operador interessado em um diagnóstico de seus equipamentos:

(a) Domínio do histórico de operação da máquina assim como apresentado para avaliação do rotor da turbina.

(b) Estudo da tipo construtivo original e avaliação comparativa entre geradores.

(c) Inspeção visual.(d) Testes de diagnóstico.Por histórico do gerador se entende o acesso e

conhecimento de detalhes da condição de operação e eventos de manutenção realizados ao longe da vida da máquina. A importância dessa parte da avaliação reside no fato de diferentes mecanismos de degradação se desenvolverem em dependência do tipo de regime de operação. Máquinas que operam apenas em momentos de pico de carga ou motores-geradores, possuem um regime de operação tal, que as submete a sucessivos ciclos de expansão e contração termomecânica que, eventualmente, as torna mais susceptíveis a mecanismos de degradação associados a esforços mecânicos do enrolamento estatórico e suas amarrações. Por outro lado, máquinas que operam em regime quase contínuo, porém, em elevadas temperaturas, seja por operação em condição de sobrecarga ou por deficiência nos sistemas de ventilação, são por sua vez mais susceptíveis ao desenvolvimento de mecanismos de degradação associados ao envelhecimento térmico dos componentes orgânicos do gerador.

sendo uma análise conjunta de tampa e buchas deve ser executada focando-se deflexões e pressão específica. Ver Figura 9.

FIGURA 9 – Avaliação da vida útil de buchas requer análise conjunta com tampa.

3.0 AVALIAÇÃO DA VIDA ÚTIL DE PARTES DO GERADOR

Desde meados dos anos 80, vários métodos supostamente capazes de determinar a vida útil residual de grandes geradores vem sendo apresentados [5]. A experiência, no entanto, demonstrou que cada um dos métodos propostos falha quando avaliado sistematicamente [6]. Diante, portanto, da impossibilidade prática de se prever com precisão a vida remanescente do gerador e em específico do enrolamento estatórico, a capacidade de se avaliar criticamente a condição atual do gerador assume importância vital como ferramenta no auxílio do planejamento de interrupções programadas, re-potenciações e seqüência de modernizações em uma frota de máquinas. Em adição ao benefício de auxiliar em tal planejamento a capacidade de se avaliar, mesmo que comparativamente, a condição de um gerador, pode permitir o diagnóstico precoce de mecanismos de falhas existentes, que quando combatidos eficazmente, permitem o prolongamento da vida útil do equipamento. Assim sendo comparativamente ao apresentado a turbina, um método determinístico e uma precisão absoluta aqui é inclusive mais difícil de se alcançar em razão da grande variedade de possíveis mecanismos de degradação que podem se desenvolver nos geradores. Normalmente um conjunto de métodos envolvendo medições elétricas de diagnóstico tais como descargas parciais, resistência de isolamento, tangente delta, “loop test”, etc, faz parte de qualquer programa de testes que objetive uma avaliação da condição do gerador. Há, porém, grande dispersão no modo em que diferentes operadores verificam a condição de seus equipamentos ao longo da vida em operação. Em muitos casos, a inspeção visual do gerador realizada por profissionais de larga experiência pode



ENAM, Curitiba , Brasil, 18 a 22 de setembro, 2010.(4) KURIHARA, F., POLL, H.G., DIAS, D., GISSONI, H.C.,

“Diagnostico de Máquinas para a Eliminação da Origem de Trincas em Pré-distribuidores: A Otimização da UHE Capivara” , XIX SNPTEE, Rio de Janeiro, Brazil, 2007.

(5) TSUKUI, T., TAKAMURA, M., KAKO, Y., “Correlations Between Nondestructive and Destructive Tests on HV Coil Insulation”, IEEE Transaction on Electrical Insulation, Vol. EI-16, Issue 2 (1981).

(6) STONE, G. C., SEDDING, H, LLOYD, B., GUPTA, B., “The ability of Diagnostic Test to Estimate the Remaining Life of Stator Insulation”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 3, Issue 4 (1988).

contratuais, até uma reabilitação completa com aumento de potencia e rendimento, desde que sempre tenhamos um retorno de investimento balanceado por riscos de termos uma indisponibilidade repentina e ausência de geração. Acreditamos assim que tal sugestão, método e técnica venha a ser útil as empresas geradoras e sirva de inspiração a desenvolver ou aprimorar também seus métodos próprios abrindo discussões e entendendo-se a divisão tênue entre manutenção, modernização e modernização - reabilitação com aumento de potência e ou rendimento de uma maneira mais abrangente e sistematica.

5.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

(1) POLL, H.G., ZANUTTO, J.C., PONGE-FERREIRA, “Hydraulic Power Plant Machine Diagnosis”, Shock & Vibration, Volume 13 , numbers 4,5 special edition Diname, 2006 , IOS Press, ISSN 1070-9622.

(2) POLL, H.G., LOPES, R., “Certificação de Máquinas Hidrogeradoras para Operação“, XIX SNPTEE, Rio de Janeiro, Brasil, 2007, GGH06.

(3) POLL, H.G., HASHIZUME,C.,ANSELMENT,R., “Desen-volvimento de aços inox de alta tenacidade para aumento de vida útil de Turbinas Hidráulicas”, IV

• Modernização com aumento de potência e ou rendimento - Reabilitação: Comtempla Modernização completa da unidade abrangendo fase 0 a 3 com o objetivo de mudança de projeto, aumento de rendimento, potência, revitalização completa da unidade e restituição de vida útil a condição de máquina nova.

Diante da complexidade do assunto e das inúmeras variáveis que temos desenvolvemos tabelas abaixo que podem ser estudadas para que sejam verificados e combinados problemas detectados para se tomar a decisão mais razoável ao tipo de ação a se executar sobre uma usina hidrelétrica. As tabelas 2, 3 mostram condições que podem existir na UHE sob o ponto de vista estrutural, hidráulico, elétrico, sintetizadas no grupo 1, e de comprometimento operacional e econômico, sintetizadas respectivamente nos grupos 2 e 3.

Siglas utilizadas no preenchimento da tabela de análise: (NA) Nao aplicavel, (n) Condição pode ser necessária, (o) Condição deve ser obrigatória, (x) Condição deve ser inexistente, (i) Condição pode ser indiferente. A tabela 4 mostra finalmente os critérios para tomadas de decisão, análise de riscos e recomendações executivas para se discernir sobre que opção tomar diante de que caso considerando-se a idade da UHE e considerando-se o tipo de problema analisado.

Logo com este método de avaliação dos principais componentes da turbina e do gerador, aliado ao tipo de análise da unidade geradora completa de forma sistemática, podemos classificar intervenções em tipos diferentes que passam por simples manutenções de caráter preventivo, tipo N, onde somente se faz uma verificação hidráulica, de estados de material e de dados

• Manutenção Tipo N: Manutenção conforme especificação do fabricante (recomenda-se manutenção hidráulica e E.N.D., ensaios não destrutivos aplicando-se liquidos penetrantes conforme critéiros Voith Hydro).

• Manutenção Tipo A: Reposição de material para eventual dano de cavitação e manutenção hidráulica completa bem como ensaios não destrutivos aplicados na manutenção do tipo N.

• Manutenção Tipo B: Manutenção do tipo A adicionada a reforço e substituição da região critica das pás por material de aço inoxidável de alta resistência com eventual tratamento especial da região por shot peening. Eventual modificação do perfil hidráulico do pré distribuidor. Troca do enrolamento e ou nucleo estatórico por um novo. Eventual troca das buchas do mancal das palhetas. Este tipo de manutenção já se aproxima de uma modernização pois estamos falando de um tempo de parada maior de maquina.

• Manutenção Tipo C: (Mod) Modernização sem aumento de potência ou rendimento. Contempla a substituição parcial da aresta de saída das pás por aresta de saída nova dotada de reforços mas de material martensitico eventualmente protegida especialmente e adicionalmente com cobertura anti erosão ou anti cavitação . Comtempla modificação eventual conjunta do perfil hidráulico do pré distribuidor . Substituição das de buchas e ou tampa. Troca evental do enrolamento e nucleo estatórico. Este tipo de manutenção, como é mais prolongada, é tratada como uma modernização entretanto sem as vantagens de uma mudança de rendimento ou potência. Logo é uma modernização que visa apenas manter a máquina e volta-la ao estado original.




Inclusão de Medições Fasoriais na Estimaçãode Estados com Presevação da Estrutura dos

Estimadores Convencionais

RESuMo - Esse informe técnico propõe duas estratégias para inclusão de medidas fasoriais na Estimação de Estados em Sistemas de Potência, cuja principal característica é a preservação da estrutura dos estimadores convencionais, baseados nas medidas dos sistemas SCADA. Um dos métodos baseia-se no processamento dos estados obtidos dos estimadores convencionais sob a forma de informações a priori, enquanto que o outro propõe a aplicação de técnicas de fusão de estimativas para combinar estados estimados com medidas dos sistemas SCADA e de MFS. Simulações exaustivas realizadas com dois sistemas-teste são utilizadas para demonstrar as vantagens das estratégias propostas.

PALAVRAS-ChAVE - Estimação de Estados, Medição Fasorial, Fusão de Estimativas, Sistemas SCADA.

1.0 INTRODUÇÃO

O desempenho dos aplicativos de suporte à operação em tempo real de um Sistema de Elétrico de Potência depende, em grande parte, do conhecimento da condição atual de operação desse sistema. Essa informação pode indicar se o sistema está operando em um estado normal, de emergência ou restaurativo [1], e pode definir eventuais estratégias de correção. A ferramenta responsável por fornecer esta “fotografia instantânea” do sistema é a Estimação de Estados. Um Estimador de Estados (EE) processa telemedidas fornecidas pelos sistemas de aquisição de dados e estima valores para o ângulo e módulo da tensão em todas as barras, com os quais é possível calcular qualquer outra grandeza de interesse. Até os últimos anos, as medidas analógicas processadas pelos EE eram fornecidas apenas pelos sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Tradicionalmente, são realizadas medidas de módulo de tensão, injeção e fluxo de potência ativa e reativa e, em alguns casos, módulos de corrente nos ramos. Com o desenvolvimento da tecnologia de Medição Fasorial Sincronizada (MFS), além destas

medidas, passaram a estar disponíveis também medidas dos fasores sincronizados de tensão e corrente. Para aproveitar o grande potencial dessas medidas, iniciou-se a busca por uma metodologia que permitisse integrar essas novas medidas ao monitoramento em tempo real dos sistemas elétricos. Devido à sua capacidade de processar um grande número de medidas, inclusive de diferentes fontes e naturezas, a estimação de estados se apresenta como solução apropriada para fazer essa integração. É importante ressaltar que os aspectos abordados neste trabalho dizem respeito apenas às condições do sistema em regime permanente, ou seja, refere-se na verdade à estimação estática de estados em sistemas de potência.

No contexto apresentado no parágrafo anterior, este trabalho tem por objetivo apresentar duas propostas de estimação de estados capazes de combinar as informações dos sistemas SCADA e de medição fasorial, fornecendo uma estimativa final para os estados. Essas duas estratégias possuem uma característica muito relevante do ponto de vista de aplicações práticas. Uma vez que são concebidas sob uma estrutura modular, sua implementação não requer alteração nos estimadores de estados baseados nos sistemas SCADA, preservando a estrutura já existente atualmente.

Na Seção 2 deste informe técnico será feita uma breve revisão do problema de estimação de estados, seguida na Seção 3 pela apresentação de algumas características básicas dos sistemas de medição fasorial. Nas Seções 4 e 5 serão enunciadas as propostas deste trabalho para a inclusão das medidas fasoriais na estimação de estados, enquanto a Seção 6 tece considerações quanto a seus efeitos sobre a observabilidade. Simulações e resultados obtidos com essas estratégias são mostrados na Seção 7, seguida de conclusões e considerações finais.

2.0 ESTIMAÇÃO DE ESTADOS EM SISTEMAS DE POTÊNCIA

A estimação de estados desempenha o importante papel de processar telemedidas, pseudo-medidas e

A. Simões Costa l A. Albuquerque UfsC / laBsPot

outras informações em tempo real relevantes sobre as condições de operação da rede elétrica a fim de fornecer uma estimativa confiável dos estados, que em um Sistema Elétrico de Potência, são definidos pelo módulo e ângulo das tensões em todas as barras do sistema. Com esses valores, é possível calcular qualquer grandeza de interesse, como injeções nodais, correntes e fluxos nos ramos do sistema.

Considere-se um sistema com N barras e m medidas. Sendo o número de estados n = 2 N - 1, a equação que define a relação entre os estados e as medidas é dada por:

(1)

onde Z é o vetor de medidas, h é o vetor de funções não lineares que relacionam os estados e as grandezas medidas, e h é o vetores dos erros de medição, todos de dimensão m x 1. A matriz de covariância dos erros de medição h é dada por

(2)

onde s é a variância associada à medida i. A estimação de estados em sistemas de potência é formulada de acordo com o seguinte problema de mínimos quadrados ponderados:

(3)

onde é o vetor de estados estimados, e a função objetivo a ser minimizada é a soma ponderada dos quadrados dos resíduos de estimação .

2.1 Solução via Método de gauss-NewtonA solução do problema (3) via método de Gauss-

Newton resulta em um processo iterativo, no qual, a cada iteração k é resolvida a seguinte equação linear, conhecida como Equação Normal de Gauss [1,2]:

(4)

onde h é a matriz Jacobiana de h(x) e Δzk = z−h(xk ) . Resolvendo a Equação (4) para, o vetor de estados atualizados é obtido segundo a equação

(5)

O processo iterativo segue até que Δx seja menor do que uma tolerância predefinida.

2.2 Consideração de informações a priori na EESP

Em algumas situações práticas, estão também disponíveis para a Estimação de Estados além da telemedidas, outras informações confiáveis sobre o sistema. Estas informações podem ser: estados estimados previamente a partir de outro conjunto de medidas, valores médios obtidos de alguma observação estatística, ou ainda algum outro tipo de informação relacionada aos estados. Informações dessa natureza, disponíveis antes da execução do aplicativo de Estimação de Estados, são chamadas informações a priori, e contribuem para estimação de estados de modo similar ao das medidas.

Considere-se um conjunto de n informações a priori, armazenadas no vetor x , cuja matriz de covariâncias é dada por P. Esta matriz traduz o grau de incerteza quanto às informações em x . A inclusão das informações a priori na EESP pode ser feita através de uma generalização da função-objetivo (3), de forma que passe a minimizar também o desvio quadrático dos estados estimados em relação aos valores de x . Assim, a nova função objetivo é dada por:

(6)

sendo que a cada iteração do método de Gauss-Newton, passa a ser resolvida a seguinte equação linear [1,2,3]:

(7)

onde Δxk = x − xk( ) . O problema de estimação de estados representado pelas Equações (6) e (7) será referenciado nas próximas seções como Estimação de Estados com Informação A Priori, ou, EEAP. A contribuição das informações a priori no resultado da estimação de estados é definida pela matriz P−1 , que atribui pesos aos valores de x . Assim, as situações onde não há informações a priori podem ser representadas fazendo

P→∞ , ou seja, supõe-se completo desconhecimento sobre os valores de x . Neste caso, as Equações (6) e (7) se reduzem às equações originais (3) e (4), respectivamente.

3.0 MEDIDAS FASORIAIS SINCRONIZADAS

Na década de 80, com o aperfeiçoamento do Sistema de Posicionamento Global (GPS) e das técnicas de sincronização, tornou-se possível a realização de



medições sincronizadas e com a mesma referência de tempo em pontos geograficamente distantes. Dentre outras vantagens, isso possibilitou o desenvolvimento dos chamados sistemas de Medição Fasorial Sincronizada, através dos quais, é possível reproduzir em tempo real os fasores de uma rede elétrica [4]. Os sistemas de Medição Fasorial Sincronizada (MFS) passam a compor os aplicativos de monitoramento dos sistemas elétricos de potência, aumentando o número e a qualidade das medidas disponíveis. Fornecendo medidas confiáveis de módulo e ângulo das grandezas monitoradas a uma taxa de amostragem elevada, as medidas fasoriais sincronizadas podem ser utilizadas em diversas aplicações, como análise de estabilidade, estimação de estados e utilização com dispositivos de proteção.

De forma geral, um sistema de MFS é formado por um sistema de sincronização, uma Unidade de Medição Fasorial (PMU, da sigla em inglês para Phasor Measurement Unit) e o Concentrador de Dados (PDC, da sigla em inglês para Phasor Data Concentrator), conforme mostrado na Figura 1.

Figura 1 - Sistema de Medição Fasorial Sincronizada

A idéia básica do sistema de medição fasorial é que o sistema de GPS envie um pulso ao receptor (interno ou externo) das PMUs. Esse pulso, emitido uma vez por segundo, sincroniza a amostragem dos sinais nas PMUs, realizada com intervalos de 1µs . Os dados coletados são processados utilizando algoritmos baseados na Transformada Discreta de Fourier (DFT), e transmitidos ao PDC, onde as informações de todas as PMUs são reunidas e poderão ser acessadas por outros aplicativos.

3.1 Inclusão de Medidas Fasoriais Sincronizadas na Estimação de Estados

Com a crescente disponibilidade de medidas diretas dos estados dos sistemas elétricos (módulo e ângulo da tensão nodal nas barras), e dado o fato de que sistemas de MFS fornecem medidas de maior exatidão, é natural que haja questionamento sobre a necessidade da utilização dos estimadores de estados. Entretanto, é

importante ressaltar que os estimadores são dotados de funcionalidades adicionais à estimação de estados propriamente dita, como o processamento de medidas redundantes e a detecção e tratamento de medidas espúrias e erros de topologia. Tais funcionalidades contribuem para a robustez e confiabilidade do processo de estimação e não podem ser simplesmente descartadas. Por outro lado, poderia se cogitar da utilização de apenas medidas fasoriais na estimação de estados, sem recorrer às tradicionais medidas do sistema SCADA. Esta opção também não é recomendável, pois recentes estudos têm mostrado que o sistema de MFS é igualmente suscetível a erros associados ao cálculo dos fasores e à infraestrutura de medição. Além disso, a estrutura existente associada aos sistemas SCADA é complexa e confiável, não sendo realístico pensar em simplesmente descartá-la.

Portanto, a solução que tem se mostrado mais adequada baseia-se na utilização conjunta de medidas oriundas tanto do sistema SCADA quanto do sistema de MFS com o objetivo de sintetizar um modelo confiável da rede elétrica em tempo real. Para isso, é necessário conceber um estimador de estados que seja capaz de processar essas medidas, conciliando suas naturezas distintas. Algumas propostas nesse sentido encontradas na literatura baseiam-se em uma abordagem centralizada [5,6], segundo a qual apenas um estimador processa os dois conjuntos de medidas simultaneamente, gerando um único vetor de estados, conforme ilustrado na Figura 1-a. Neste caso, supondo que já exista um estimador baseado apenas em medidas do sistema SCADA, o mesmo deveria ser estendido para processar medidas fasoriais, ou então ser substituído por outro estimador com essa característica. Em ambos os casos, seriam necessárias grandes modificações e, eventualmente, o comprometimento da estrutura de software em tempo real já existente. Além disso, o aumento no volume de informações enviadas ao estimador centralizado ocasionado pela inclusão das medidas fasoriais exigiria canais de comunicação de grande capacidade, gerando um custo ainda maior na adaptação das instalações.

Figura 2 - Estimador Centralizado utilizando medidas dos sistemas SCADA e de medição fasorial

Para contornar esses problemas, este trabalho propõe a utilização de uma estrutura diferente da mostrada na Figura 2, gerando assim uma arquitetura distribuída. Tendo por base essa arquitetura, este informe técnico investiga duas estratégias distintas. A primeira utiliza a capacidade processamento de informações a priori de uma classe de estimadores denominados estimadores ortogonais, enquanto a outra traz para a EESP alguns conceitos bem fundamentados da área de Fusão de Dados com Múltiplos Sensores, através dos quais é possível promover a fusão de estimativas produzidas por estimadores distintos. Essas estratégias, que serão detalhadas nas seções 4 e 5, buscam solucionar simultaneamente os problemas relacionados ao requisito de alta capacidade de comunicação e da necessidade de alteração e eventual substituição dos estimadores de estados existentes.

4.0 INCLUSÃO DE MEDIDAS FASORIAIS NA EESP UTILIZANDO O CONCEITO DE INFORMAÇÕES A PRIORI

Conforme citado na Seção 2.2, em algumas situações práticas estão disponíveis informações prévias sobre os estados. Essas informações a priori são então incorporadas na estimação de estados de forma a melhorar a qualidade dos resultados obtidos. Nessa seção esse conceito é utilizado para propor uma estratégia de inclusão das medidas fasoriais na EESP.

Considere-se um ambiente onde já exista uma plataforma para estimação de estados baseada em medidas do sistema SCADA, que será referida como EEMS, e deseja-se adicionalmente processar um conjunto de medidas oriundas de um sistema de MFS. A estrutura proposta nesta seção, mostrada na Figura 3 (a), consiste na utilização dos estados estimados pelo estimador EEMS sob a forma de informações a priori por um segundo estimador, chamado de EEMF, que processará apenas as medidas fasoriais.

(a)

(b)

Figura 3 – Inclusão de medidas fasoriais na EESP com preservação da estrutura dos estimadores convencionais.

(a) Processamento dos estados do estimador EEMS como informações a priori, e (b) fusão de estimativas independentes

Esta estratégia possui a característica de que o processamento das medidas é feita de forma distribuída, ou seja, existem dois estimadores responsáveis, cada um, por processar apenas um tipo de medida (SCADA ou MFS). A integração ocorre quando os estados estimados pelo estimador EEMS são enviados ao estimador EEMF e processados como informações a priori. Esse tipo de arquitetura preserva o estimador EEMS, considerado já instalado nos centros de operação atuais, uma vez que não exige que o mesmo sofra qualquer modificação. Adicionalmente, nenhum conhecimento sobre o algoritmo utilizado pelo estimador EEMS é requerido.

4.1 Implementação e Informações Comple-mentares

Um requisito da abordagem apresentada nesta seção é que o estimador EEMF tenha a capacidade de processar informações a priori. Para atender esta necessidade, este trabalho propõe a utilização de um método ortogonal de estimação de estados baseado na versão das Rotações de Givens com três multiplicadores (3-M) proposta em [7]. Já foi mostrado em [8] que essa versão das rotações de Givens pode ser adaptada para acomodar o processamento de informações a priori sem acréscimo de custo computacional.

Transportando a abordagem adotada em [8] para o contexto deste trabalho, o resultado do estimador EEMS é utilizado como vetor de informações informação a priori a serem processadas pelo estimador ortogonal proposto. Além disso, estas informações devem ser



ponderadas pelo inverso das respectivas variâncias. Seguindo a nomenclatura das variáveis adotada em [8] deve-se, portanto, definir:

c = xS di =1 Pii (8)

onde c e di são variáveis internas da versão 3-M das rotações de Givens

xS , é o vetor de estados estimados utilizando as medidas do sistema SCADA e Pii é o elemento diagonal da matriz de covariâncias

dos erros de estimação do estimador EEMS. Utilizando o subscrito “S” para denotar quantidades associadas ao estimador SCADA, esta matriz de covariância é dada por PS = HS

TRS−1HS( )

−1, conforme mostrado em [3].

5.0 FUSÃO DE ESTIMATIVAS APLICADA À EESP

Na área de Processamento Digital de Sinais, é muito comum que um determinado processo seja monitorado por vários sensores. Muitas vezes, esses sensores processam localmente seus dados e os enviam a um centro de processamento, onde os mesmos são manipulados de acordo com as características de cada sistema. Em muitos casos, essas informações coletadas pelos diversos sensores são combinadas de forma a obter um único conjunto de dados que descreva o estado do objeto monitorado. Esse procedimento é chamado de Fusão de Dados de Múltiplos Sensores (FDMS), e envolve aplicações utilizando diferentes metodologias, definidas de acordo com a característica de cada sistema. Para este trabalho, é de particular interesse o método conhecido como fusão de estimativas. Nessa abordagem, os diversos sensores são, na verdade, dispositivos inteligentes que atuam como estimadores dos estados do processo monitorado. Dessa forma, tem-se várias estimativas independentes do mesmo vetor de estados, que são então combinadas de forma a obter um única estimativa ótima.

O problema de EESP na presença de medidas dos sistemas SCADA e de medição fasorial pode ser visto sob a mesma ótica descrita no parágrafo anterior. Se forem considerados dois estimadores de estados, cada um processando o seu conjunto de medidas (SCADA ou fasoriais), a integração dos resultados individuais pode ser obtida através da fusão das duas estimativas. Como pode ser visto na Figura 3 (b) essa estratégia possui, a exemplo daquela mostrada na Seção 4, uma estrutura distribuída que proporciona, quando comparada à estrutura centralizada, as mesmas vantagens já comentadas na seção anterior.

Esta seção não aborda o desenvolvimento de métodos de estimação de estados para processar as medidas fasoriais. Ao contrário, parte do princípio que já existam duas estimativas independentes, cada uma delas obtidas mediante o processamento de (i) medidas SCADA e (ii) medidas fasoriais, sendo as últimas processadas de acordo com algum método já existente na literatura [6,9]. Assim, o foco do restante dessa seção é apresentar os princípios e as particularidades de técnicas sintetizadas na área de FDMS para combinar duas estimativas. Os algoritmos de fusão são implementados em estruturas chamadas de Centros de Fusão, conforme indicado na Figura 3 (b).

5.1 Formulação Matemática da Fusão de EstimativasA formulação que será apresentada inicialmente

contempla o problema de integração das estimativas obtidas de um conjunto de N sensores distintos sendo, na seqüência, mostrado o caso particular de dois sensores. Considere-se um conjunto de N estimativas independentes

x1,…, xN de um dado vetor de estados x . A fusão ótima dessas estimativas para obter um vetor ótimo de estados estimados x* é calculada [10,11] através da seguinte combinação linear:

x*=W1 x1 +…+WN

xN (9)

onde são matrizes de ponderação, obtidas da solução do seguinte problema de otimização:

minW

E x*−x( ) x*−x( )T⎡

⎣⎢⎤⎦⎥

s.a. Wii=1

N

∑ = I,

(10)

sendo a matriz identidade e x o valor real dos estados. Assim, o problema de fusão de estimativas passa a ser o de encontrar, através da solução do problema (10), as matrizes W1 +…+WN que definem a ponderação dada a cada estimativa

x1,…, xN .

5.2 Fusão de estimativas baseadas nos sistemas SCADA e de medição fasorial

Neste trabalho o interesse concentra-se no caso particular de dois sensores, ou seja, N = 2 , relativo à fusão das estimativas

xS e xF , associadas

aos sistemas SCADA e de medição fasorial, respectivamente, considerando ainda que as mesmas

são independentes. Neste contexto, pode ser provado [11] que a solução para o problema (10) é dada pela fórmula de Bar-Shalom e Campo para fusão de duas estimativas independentes [10]:

x*= PF PS +PF( )−1 xS +PS PS +PF( )

−1 xF (11)

sendo PS e PF as matrizes de covariância de dos erros de estimação associadas a

xS e xF , respectivamente,

obtidas do inverso das respectivas matrizes de ganho, ou seja:

PS = HSTRS

−1HS( )−1

PF = HFTRF

−1HF( )−1

(12)

A combinação linear das estimativas, representada na Equação (12), revela uma característica importante do processo de fusão. Nota-se que os vetores de estados estimados

xS e xF são ponderados pelos

termos PF PS +PF( )−1

e, PS PS +PF( )−1

respectivamente. Sendo a matriz inversa comum aos dois termos, a diferença nas ponderações está no fato de que os estados estimados pelo estimador EEMS são ponderados pela matriz de covariâncias dos estados do estimador EEMF, e vice-versa. Uma vez que as matrizes de covariância refletem o grau de precisão do respectivo vetor de estados (maior precisão implica em menores valores dos elementos de P ), vê-se da Equação (11) que quanto maior a precisão de uma estimativa, maior será a contribuição desse vetor na estimativa ótima final

x* .

6.0 CONSIDERAÇÕES SOBRE A OBSERVABILIDADE DA REDE ELÉTRICA

As estratégias apresentadas nas Seções 4 e 5 possuem em comum o fato de que os estimadores baseados nas medidas fasoriais processam apenas este tipo de medida. Esse fato, entretanto, não implica em que o plano de medição baseado apenas em medidas fasoriais deva ser completamente observável. Na estratégia proposta na Seção 4, os estados estimados apenas com as medidas do sistema SCADA, que são processados como informações a priori, já garantem a observabilidade, mesmo na presença de um número

limitado de medidas fasoriais. A estratégia de fusão de estimativas da Seção 5 não possui explicitamente essa vantagem. Entretanto, pode-se usar o artifício de atribuir valores ao vetor de informações a priori x para o estimador EEMF, tendo por base informações heurísticas sobre o sistema, de modo a garantir a observabilidade da rede elétrica. O maior nível de incerteza associada a essas informações é considerado através da definição de maiores valores de variância para as mesmas. Assegurada a observabilidade para a estimação baseada nas medidas fasoriais, a etapa final de fusão encarrega-se de filtrar o efeito das pseudomedidas aproximadas.

7.0 SIMULAÇÕES E RESULTADOS

O desempenho das estratégias propostas foi avaliado mediante um grande número de simulações. Nesta seção serão mostrados alguns resultados obtidos com os sistemas-teste IEEE 14-barras e IEEE 118-barras. Como é de interesse que essas simulações reproduzam situações práticas, a elaboração dos planos de medição levou em conta a o pequeno número de medidas fasoriais disponíveis atualmente, o que implica na não-observabilidade da rede apenas com essas medidas. Com isso, o artifício de processar informações heurísticas a priori na estratégia de fusão de estimativas, apresentado na Seção 6, torna-se indispensável. Para tanto, foi utilizado o valor de tensão nodal de 1∠0o , tendo sido atribuída a esta informação um valor de variância várias ordens de grandeza superior à variância das medidas.

Para avaliar a performance das estratégias propostas, serão utilizados três indicadores de desempenho: a métrica de tensão [12]

Maccv = Verro

2= Vj

verd − Vjest 2

j∑⎛

⎝⎜⎜

⎞

⎠⎟⎟

12

, (13)

e ainda a média e o desvio padrão do valor absoluto dos erros de estimação Vj

verd − Vjest , onde Vj

verd e Vjest são,

respectivamente, os fasores de tensão “verdadeiros” e estimados na j -ésima barra. Para cada caso apresentado, foram realizadas 150 simulações repetidas. Cada uma delas considera uma semente diferente para a geração



dos números aleatórios utilizados na simulação dos erros de medição em todas as medidas.

7.1 Sistema IEEE 14-barrasAs medidas consideradas nas simulações com o

sistema IEEE 14-barras são indicadas na Tabela 1, sendo que as associadas ao sistema SCADA garantem, por si só, a observabilidade da rede. No entanto, um exame aprofundado indica a existência de duas medidas críticas: injeção de potência reativa na barra 4 (Q4) e tensão na barra 7 (V4 ). Serão analisados dois casos para esse sistema: A) caso base, com medidas livres de erros grosseiros, e B) caso com a medida crítica V4 contaminada com erro grosseiro de magnitude igual a 10 desvios-padrão.

Os indicadores de desempenho para o caso base são mostrados na Figura 1. Comparando a métrica do estimador EEMS à obtida com o processamento das medidas fasoriais nota-se que, em ambas as estratégias, a inclusão dessas medidas melhora significativamente o desempenho da estimação de estados. Essa melhoria tem sido apresentada amplamente na literatura e é, de certa forma esperada, devido à alta qualidade das medidas fasoriais. Entretanto deve ser ressaltado que no presente informe técnico esses resultados foram obtidos considerando um número limitado de medidas fasoriais, além da total preservação da estrutura do estimador EEMS. Um resultado ainda mais significativo é ilustrado na Figura 2, que corresponde às simulações para o caso B. Percebe-se a degradação do desempenho do estimador EEMS, o que já era esperado devido à simulação de erro grosseiro em uma das medidas (é importante ressaltar que não foi considerado nessas simulações o tratamento de medidas espúrias). A questão que fica evidente neste caso é a capacidade das estratégias propostas filtrarem a informação errônea, evitando que a mesma afete o resultado final. Isso se deve à substituição da medida contaminada pelo erro grosseiro por uma medida de exatidão superior, obtida do sistema de medição fasorial.

Figura 1 – Indicadores de desempenho para o sistema IEEE 14-barras, caso A

Figura 2 – Indicadores de desempenho para o sistema IEEE 14-barras, caso B

7.2 Sistema IEEE 118-barrasTambém foi utilizado nos testes das estratégias

propostas o sistema IEEE 118-barras. Devido ao elevado número de medidas utilizadas, o plano de medição não será detalhado neste informe técnico, sendo, porém, indicado na Tabela 2 o número de medidas utilizadas. As medidas de injeção de potência nas barras e fluxo de potência nos ramos foram realizadas aos pares, de forma que na tabela os números referem-se a pares de medidas.

O desempenho das estratégias propostas registrado para o sistema IEEE 118-barras é mostrado na Figura 3. A exemplo do que mostra a Figura 1, a inclusão de medidas fasoriais melhora significativamente a qualidade dos resultados obtidos com a Estimação de Estados. Novamente o estimador de estados baseado na Fusão de Estimativas apresentou melhor desempenho quando comparado ao estimador EEMS e também em relação à alternativa de processamento dos resultados do estimador EEMS como informações a priori.

Embora uma comparação quantitativa com o caso do sistema de 14 barras não pareça razoável em função dos diferentes níveis de redundância dos planos de medição e, conseqüentemente de qualidade dos resultados, é interessante perceber que a relação entre os desempenhos dos três estimadores indicados na Figura 3 é muito semelhante à indicada na Figura 1.

Figura 3 - Indicadores de desempenho para o sistema IEEE 118-barra

8.0 CONCLUSÕES

Foram propostas neste informe técnico duas estratégias para inclusão de medidas fasoriais na estimação de estados. Os dois métodos consideram que os sistemas atuais já são providos de uma plataforma de estimação de estados baseada nos sistemas SCADA, e que é de grande interesse mantê-la inalterada ao incorporar as medidas fasoriais.

Os resultados das simulações reforçam o ganho de qualidade na estimação de estados ao considerar também as medidas fasoriais. Um importante resultado ilustrado pelas simulações é que, utilizando qualquer uma das estratégias propostas, não é necessário que as medidas fasoriais garantam a observabilidade do sistema para que sejam aproveitadas vantajosamente na estimação de estados. No estimador proposto na Seção 4, isso é garantido por uma característica intrínseca do método utilizado, uma vez que, processando os estados do estimador EEMS sob a forma de informações a priori, garante-se que haja pelo menos uma informação sobre cada estado. Já no estimador apresentado na Seção 5, essa característica é simulada inserindo informações a priori baseadas em conhecimento heurístico sobre os estados. Em conclusão, as estratégias propostas conseguem aliar a preservação da estrutura dos estimadores SCADA existentes com a melhoria da qualidade da estimação de estados propiciada pela inclusão das medidas fasoriais.

9.0 BIBLIOGRAFIA

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• Durabilidade em ciclagem: > 3000 ciclos a 80% de profundidade de descarga e > 5000 ciclos a 70% de profundidade de descarga;

• Peso médio de cada célula por Ah ≈ 35 g/Ah (varia um pouco dependendo da capacidade em Ah da célula);

• Preço médio de cada célula por Ah ≈ US$ 1,25/Ah (para células na faixa de 160Ah-200Ah; na origem - China;).

Na terminologia empregada acima para as taxas de carga e descarga - genericamente C

n - o índice n é

a capacidade em Ah dividida pela corrente utilizada na carga ou descarga, em Amperes. Nota-se que as taxas permissíveis de carga e descarga das baterias de íon-Li são muito superiores às taxas normalmente associadas às baterias utilizadas em sistemas estacionários (como os fotovoltaicos), que variam entre C

10 e C

20, e até mesmo

C100

. Isto é devido às baterias de íon-Li serem projetadas para atender às demandas de uso em carros elétricos.

As células de íon-Li TS-LFP são normalmente comercializadas individualmente. Para formar um bloco de tensão nominal de 12 V, é necessário associá-las em série num bloco de 4 (quatro) células. Sendo assim, todas as tensões reportadas acima para as células unitárias ficam multiplicadas por quatro. As baterias de íon-Li são mais leves e menores do que as baterias de chumbo-ácido normalmente utilizadas nos sistemas fotovoltaicos no Brasil. Por exemplo, uma bateria de íon-Li de 160 Ah/12 V pesa 23 kg e ocupa um volume de 16 L, enquanto uma bateria de chumbo ácido convencional (comum) de 150 Ah/12 V pesa 45 kg e ocupa um volume de 22 L.

Com relação à segurança da operação das baterias de Li-íon, a literatura sugere um grau de complexidade maior que no caso das baterias chumbo-ácido convencionais. Um dos pontos de segurança é o emprego do chamado BMS - Battery Management System. Trata-se de um equipamento eletrônico que tem a função de monitorar a temperatura, a tensão de cada célula individualmente e, dependendo do BMS específico utilizado, equalizar ou balancear estas tensões. O BMS não é um produto normalmente vendido pelo fabricante das baterias, devendo ser adquirido à parte, e a sua real necessidade não é clara a priori. Há fornecedores de blocos integrados com células TS-LFP/WB-LYP que informam prescindir de BMS nos seus blocos [4]. Para maior garantia, foi adquirido um BMS sugerido pelo próprio fabricante das baterias, com todas as funções descritas anteriormente, salvo a de equalização, que foi considerada dispensável pelo fabricante.

3.0 ENSAIOS ELÉTRICOS DE CARACTERIZAÇÃO

Foram efetuados ensaios de carga e descarga com taxas entre C

2 e C

20 em um banco de 8 (oito) células de

160 Ah em série (24 V) e em um banco de 4 (quatro) células de 200 Ah em série (12 V). A montagem é ilustrada na Figura 1. Nos ensaios de carregamento utilizou-se um carregador Xantrex SW4024 para o banco de 24 V e uma fonte CC Agilen N8737A (60V/55A/3300W) para o banco de 12 V. Nos ensaios de descarga foi utilizada uma carga eletrônica de corrente contínua programável NHR modelo 4700 (6kW). Em acordo com informações do fabricante, as baterias são fornecidas com meia carga e devem ter sua carga completada antes de qualquer outro procedimento. Esta instrução foi seguida para cada bateria, sendo a mesma posteriormente descarregada até 2,5 V por célula antes de se levantar as curvas completas de carga e descarga.

A Figura 2 apresenta as curvas de carga e descarga em taxa C

10 (20 A) para a bateria de 200 Ah/12 V. Nesta bateria

foram também realizados ensaios de carga e descarga em taxa C

4 (50 A), sendo que as curvas obtidas (não

mostradas) são similares às da Figura 2. No carregamento observam-se quatro fases: i) subida inicial relativamente rápida da tensão para 13 V; ii) subida lenta na faixa de 13 V a 13,6 V, correspondendo à maior parte do carregamento; iii) subida rápida de 13,6 V até o limite de 16 V ajustado na fonte, que corresponde a uma média de 4,0 V por célula; iv) manutenção no patamar de 16 V, com queda simultânea da corrente. O carregamento era interrompido quando a corrente caía a 1/10 do valor original ou antes, se uma das células atingisse a tensão de 4,25 V. Este patamar dos 16 V é tão curto que mal se percebe no gráfico da Figura 2. A descarga apresenta três fases, sendo que a mais longa corresponde à lenta descida na faixa de 13,3 V a 12,5 V. A descarga era finalizada quando a tensão caía a 10 V ou antes, se uma das células atingisse a tensão de 2,5 V.

A capacidade medida da bateria de 200 Ah/12 V foi de 267 Ah em C

10 e 266 Ah em C4, correspondendo a

3580 Wh e 3609 Wh, respectivamente. Estes resultados foram obtidos integrando-se o produto da corrente pelo tempo (e pela tensão, no caso da energia em Wh) na descarga. A eficiência da bateria foi obtida dividindo-se a capacidade medida pela quantidade de Ah ou de Wh injetada no carregamento. Na taxa C

10 a eficiência

energética (relação de Wh) foi de 95,9% e a eficiência coulômbica (relação de Ah) foi de 99,1%. Na taxa C

4 os

valores respectivos foram de 93,7% e 99,0%. Um ensaio de carga e descarga na taxa C

2 foi realizado

com a bateria de 160 Ah/24 V, obtendo-se a capacidade de 186 Ah. Nesta bateria foi também efetuado um ensaio na taxa C

20, mas sem carregamento total, uma vez que

a tensão na carga foi limitada a 3,4 V/célula em média. Este carregamento parcial foi de 179 Ah, obtendo-se em seguida 167 Ah na descarga. As eficiências energética e coulômbica deste carregamento parcial foram de 91,1% e 93,6%, respectivamente.

Análise de Baterias de íon-lítio para Siatemas deGeração Suprindo Pequenas Comunidades Isoladas

RESuMo - As características de carga e descarga de baterias de íon-lítio do tipo Li-Fe-PO

4 foram levantadas em

ensaios laboratoriais, visando sua utilização em sistemas fotovoltaicos para comunidades isoladas. Analisou-se a adequação destas baterias aos controladores de carga e inversores disponíveis no mercado, projetados para baterias convencionais de chumbo-ácido. Uma análise econômica considerando os preços vigentes indicou o grau de competitividade das baterias de íon-lítio em relação às baterias convencionais. Analisou-se, ainda, o maior proveito que se pode extrair destas baterias quando utilizadas em sistemas de geração não estocásticos, como é o caso dos sistemas constituídos de geradores acoplados a bancos de baterias.

PALAVRAS-ChAVE - Baterias de lítio, sistemas fotovoltaicos, sistemas híbridos, eletrificação rural, comunidades isoladas.

1.0 INTRODUÇÃO

Atualmente existe uma geração de baterias ditas avançadas como opções destinadas à substituição de baterias convencionais em diversas aplicações. A bateria de íon-lítio (íon-Li) é considerada por muitos como a mais promissora e já se tornou, há alguns anos, o tipo padrão adotado em equipamentos eletrônicos portáteis (notebooks, celulares, iPods, etc) e em veículos elétricos. Esta última aplicação, aliás, é o motor para o desenvolvimento atual de vários tipos de baterias. O objetivo do presente trabalho é investigar as possibilidades e implicações da utilização das baterias de íon-Li como alternativa às baterias de chumbo-ácido em sistemas de geração de pequeno porte para a eletrificação de comunidades isoladas, tais como sistemas fotovoltaicos e sistemas mistos envolvendo geradores e baterias. Trata-se de uma aplicação que poderá crescer muito no país a curto/médio prazo na eletrificação rural da Região Norte. As características das baterias de íon-Li que as tornam atrativas para esta aplicação são o seu baixo peso específico por capacidade, o que facilita o transporte para locais de

difícil acesso, e sua alta durabilidade em número de ciclos de carga/descarga.

2.0 CARACTERÍSTICAS DAS BATERIAS DE ÍON-LI AVALIADAS

As baterias de íon-Li constituem, na verdade, uma grande família composta por inúmeros tipos de baterias, tanto primárias quanto secundárias, com diferentes formulações químicas, correspondendo a diferentes características elétricas, densidade energética, segurança na operação, durabilidade e preço. A referência [1] apresenta uma lista e dados dos principais tipos e fornecedores. Presentemente, as baterias do tipo LFP (LiFePO

4 - fosfato de lítio-ferro) supridas pela

firma Thunder Sky1 estão entre as mais difundidas por considerações de compromisso entre preço e propriedades, e por isto elas foram escolhidas para a avaliação neste trabalho. As características das baterias íon-Li avaliadas, conforme documentação do fabricante [2,3], são listadas abaixo.

• Denominação = TS-LFP ou TS-LYP ou WB-LYP (é o mesmo produto com diferentes denominações);

• Tensão nominal das células = 3,2 - 3,3 V; • Tensão máxima permitida para carregamento = 4,25 V

• Tensão recomendada para carregamento = 4,0 V• Tensão mínima permitida em descarga = 2,5 V;• Tensão mínima recomendada de descarga em operação normal = 2,8 V

• Temperatura de operação entre -45°C e 85°C• Taxa de auto-descarga de 3%/mês;• Capacidades nominais das células comercializadas

= de 40Ah a 7000Ah (referentes a taxas de descarga por volta de C

1)

• Capacidades das células adquiridas para testes = 160Ah e 200Ah (modelos TS-LFP160AHA e TS-LFP200AHA)

• Taxa máxima de carga = C1/3

• Taxa máxima de descarga: em regime contínuo = C

1/3; em pulso de corrente = C

1/20

• Taxa padrão de carga e descarga = C2;

Guilherme Fleury W. Soares l Leonardo dos Santos R. Vieira l Marco Antonio E. Galdino l Francisco da Costa Lopes ElEtRoBRás CEPEl - CEntRo dE PEsQUIsas dE EnERGIa ElÉtRICa

1 Denominação atual (janeiro 2012) Winston Global Energy Holdings Limited, http://en.winston-battery.com/



Os resultados acima mostram capacidades reais de 16% a 33% acima da capacidade nominal da bateria, que é referida à taxa C

1. Entende-se que esta

discrepância para mais não pode ser justificada pelo conhecido efeito de aumento de capacidade com a diminuição da taxa de carregamento. Provavelmente, trata-se de uma tolerância de fabricação ou de uma compensação prévia de uma possível degradação do desempenho da bateria ao longo do tempo. Os valores de eficiência encontrados confirmam resultados da literatura, que mostram uma maior eficiência das baterias de íon-lítio em relação às de chumbo-ácido. A referência [5] apresenta faixas típicas de eficiência energética de 0,74 a 0,84 e de 0,85 a 0,95 para as baterias de chumbo ácido e de íon-lítio, respectivamente. Em cada faixa, o valor é função das condições de carregamento e do estado de carga inicial da bateria. Vê-se que a eficiência energética obtida nos ensaios do presente trabalho está significativamente acima do valor máximo típico para eficiência energética das baterias de chumbo-ácido.

FIGURA 1 - Ensaios de 2 blocos de baterias de íon-lítio de 160 Ah 12 V ligadas em série (24 V).

As baterias são mostradas na parte inferior do centro da imagem.

Nos diversos ensaios realizados, a temperatura das células não ultrapassou 6oC acima da temperatura ambiente. A diferença tipicamente observada entre as tensões das células dos blocos encontrava-se na faixa de 0,0 a 0,2 V, conforme monitorado pelo BMS. No entanto, no patamar de 16 V para o bloco de 12 V (ou de 32 V para o de 24 V), esta diferença alcançou 0,6 V. Isto ainda está abaixo da diferença máxima aceitável de 1 V, de acordo com o fabricante. Por outro lado, neste patamar a tensão de algumas células individuais pode alcançar 4,25 V, o que torna aconselhável utilizar o BMS para maior segurança quando se pretende carregar a bateria até a sua tensão máxima recomendável.

FIGURA 2 - Descarga do banco de baterias de 4 células de 200 Ah à taxa C10 (I = 20 A)

3.1 Compatibilidade com componentes fotovoltaicos usuais

Os controladores de carga de sistemas fotovoltaicos de 12 V carregam as baterias com tensões abaixo de 14,4 V (com raras excursões a 15 V para equalização das baterias chumbo-ácido). Este valor é inferior a tensão de 16 V recomendada para a carga das baterias de íon-Li de 12 V nominais. Contudo, isto não constitui incompatibilidade, pois ao atingir 14,4 V no carregamento, a bateria de íon-Li já estaria com pelo menos 98% da sua capacidade real. Restaria verificar se há algum efeito deletério, ao longo do tempo, decorrente do fato da bateria nunca ser carregada a 100%. Na descarga, controladores e inversores de 12 V desconectam o sistema quando a tensão cai abaixo de 11,4 V, que é um pouco superior à tensão mínima de 11,2 V recomendada para desconexão das baterias de íon-Li de 12 V. Isto também está adequado para as baterias de íon-Li, pois em 11,4 V seu estado de carga é apenas cerca de 0,5% superior ao estado de carga em 11,2 V. Portanto, os controladores e inversores usualmente empregados com baterias de chumbo-ácido nos sistemas fotovoltaicos podem ser, em princípio, também utilizados com baterias de íon-Li.

4.0 APLICAÇÃO DAS BATERIAS EM SISTEMAS FOTOVOLTAICOS E MISTOS (GERADORES + BATERIAS)

A quase totalidade das instalações fotovoltaicas no Brasil para atendimento energético de casas em pequenas comunidades isoladas utiliza baterias chumbo-ácido seladas, livres de manutenção, de eletrólito líquido, às vezes também chamadas de automotivas modificadas. No presente trabalho elas serão chamadas de baterias comuns, para abreviação. Estas baterias têm apresentado uma vida média por volta de 3 anos nas instalações

fotovoltaicas, e sua reposição, no caso das instalações na Amazônia, representa custos de até 50% dos custos anuais de manutenção dos sistemas [6]. Estes custos de reposição englobam a aquisição das baterias e os custos de mão de obra e de transporte para levar as baterias novas à comunidade e retornar com as baterias usadas para descarte na cidade.

Uma possibilidade que vem sendo cogitada para diminuir os custos associados às baterias nestes sistemas é a utilização de baterias chumbo-ácido de descarga profunda, mais caras e de maior durabilidade, em especial as baterias do tipo OPzS. Trata-se de baterias com placas positivas tubulares, de eletrólito livre (na forma líquida) e que demandam reposição periódica de água destilada. Estas baterias são utilizadas em sistemas de no-break, mas é pouca ou quase inexistente a experiência com as mesmas em sistemas fotovoltaicos no Brasil.

Nos itens seguintes, faz-se uma avaliação comparativa das expectativas de custos de utilização das baterias comuns, de íon-Li e chumbo-ácido de descarga profunda em sistemas fotovoltaicos rurais na Amazônia. Faz-se, também, a mesma comparação para o caso de sistemas de geração consistindo de geradores diesel acoplados a bancos de baterias. Estes últimos sistemas, na verdade, não são empregados na eletrificação rural, mas podem ser economicamente vantajosos em relação aos sistemas fotovoltaicos individuais ou centrais, dependendo do tamanho da comunidade e da demanda energética por casa [7].

A Figura 3 apresenta as curvas de ciclagem de baterias chumbo-ácido comuns, chumbo-ácido de descarga profunda, ventilada, com reposição de água destilada, e de baterias de íon-Li TS-LFP. O catálogo técnico destas últimas baterias só fornecem os pontos de 70% e 80% de profundidade de descarga. A extrapolação para menores profundidades foi feita dentro das seguintes condições de contorno usuais para baterias: i) o número de ciclos cresce de maneira exponencial com a diminuição da profundidade de descarga; ii) assume-se que o produto do número de ciclos pela profundidade de descarga se mantém constante. O produto adotado foi um valor intermediário entre os correspondentes às profundidades de descarga de 70% e 80%. A curva obtida desta forma mostra um número de ciclos para 30% de profundidade de descarga compatível com o reportado na referência [5] para baterias de íon-Li na mesma profundidade de descarga (7000 a 10000 ciclos).

FIGURA 3 - Curva de ciclagem para baterias de chumbo ácido comuns (Pb- Ác comum), de descarga profunda (Pb-Ác desc. prof.) e íon-Li. Fontes - Pb-Ác comum: Catálogo das baterias Tudor; Pb-Ác desc. prof.: Catálogo de baterias OPzS Solar, da Saturnia; íon-Li: catálogos das baterias de íon-Li TS-LFP ou WB-LYP da Thunder Sky.

4.1 Sistemas fotovoltaicosO dimensionamento simplificado do banco de

baterias segue, em linhas gerais, o procedimento descrito na referência [8]. Neste procedimento, assume-se que toda a demanda ocorre à noite, de modo que toda a energia a ser suprida é primeiramente armazenada no banco de baterias. O dimensionamento será aplicado ao exemplo da classe de atendimento SIGFI13 da Resolução Aneel 083/2004 [9], que prevê o fornecimento de 13 kWh/mês ou 0,435 Wh/dia por casa. Os resultados para sistemas individuais ou centrais com maior demanda podem ser obtidos por correção linear direta com a demanda a partir dos resultados do SIGFI13. A capacidade do banco de baterias e sua profundidade diária de descarga em um sistema fotovoltaico são estimadas pelas relações abaixo:

Dc = D/(ef

inv x ef

bat) (Eq. 1)

C = [(Dc x n)/p)] x K (Eq. 2)

dd = D

c/C (Eq. 3)

onde,

D = demanda diária do consumidor (kWh). No caso de sistemas SIGFI13, D = 0,435 kWh;

Dc = demanda diária corrigida pela eficiência

energética do inversor e da bateria;ef

inv e ef

bat = eficiência média do inversor e da bateria,

respectivamente. A eficiência média considerada para o inversor é 0,8. A eficiência considerada para as baterias de íon-Li é 0,90 e para as de chumbo-ácido é 0,85;

p = profundidade máxima de descarga (decimal). No caso de baterias de chumbo-ácido comuns, considera-


bienal paris 2010 bienal paris 2010XXI snPtEEXXI snPtEE

se p = 0,5. No caso das baterias de ciclagem profunda, p = 0,8;

K = fator de folga ou de segurança. Nos sistemas fotovoltaicos rurais instalados na Região Norte do Brasil, com baterias comuns, costuma-se usar um valor de K próximo a 1,4 [6]. O uso deste fator é geralmente atribuído à segurança relacionado à disponibilidade de atendimento pelo sistema de manutenção da Concessionária, visto que se trata de uma região chuvosa e, também, para evitar que as baterias trabalhem por longos períodos em baixo estado de carga;

n = número de dias de autonomia = 2 (para o SIGFI13);

C = capacidade do banco de baterias, em kWh. A conversão da capacidade em Ah para kWh é feita tomando-se a tensão nominal do banco como referência. Por exemplo, para um banco de baterias com tensão nominal de 12 V e capacidade de 300 Ah, C = 12 x 300/1000 = 3,6 kWh.

dd = profundidade diária de descarga (decimal).

A Tabela 1 apresenta os resultados relevantes das relações acima para os três tipos de baterias considerados, juntamente com dados coletados relacionados a preços (em jan-mar/2011) e pesos das baterias e dos bancos formados. O preço das baterias de íon-Li foi considerado tomando-se o preço na origem (em US$) e adicionando-se 100% para frete e impostos diversos. O câmbio utilizado foi de R$ 1,7 = US$ 1,0.

O custo de uso das baterias durante sua vida útil (em anos) pode ser estimado de forma simplificada pela relação abaixo, que não leva em conta a aplicação de taxas de juros.

Pan

= (Paq

+ Pserv

)/vida útil, (Eq. 4)

onde,P

an = custo anual de uso das baterias, em R$/ano;

Paq

= preço de aquisição das baterias, em R$;P

serv = custo de serviços e transporte para a instalação e

a retirada das baterias no fim da sua vida útil, retornando-as ao município para descarte apropriado, em R$;

Paq

= [preço/kWh de capacidade]x capacidade do banco, em R$. (Eq. 5)

O custo de serviços de instalação e transporte de baterias pode ser bastante elevado para lugares de difícil acesso, incluindo trechos de transporte fluvial e a pé. Em um caso específico de instalações SIGFI13 no Acre [6], estimou-se que o custo de uma campanha de troca de baterias poderia ser aproximado por:

Pserv

= (4,3 R$/kg) x pesodo banco de baterias (kg). (Eq. 6)Este valor é calculado comos dados da Tabela 1.

Para efeito de estimativa prévia de custos, a vida útil do banco de baterias é o menor valor entre a vida em ciclagem e a “vida esperada”, sendo esta última baseada em histórico de condições similares de serviço, quando disponível. A vida em ciclagem é estimada a partir da curva de ciclagem e da profundidade operacional de descarga da bateria, de acordo com o procedimento adotado em [10,11], considerando-se 365 ciclos/ano.

Vida em ciclagem, Vf (em anos)=

(Dc x 365) /(d

i x n

i x C) (Eq. 7)

onde,d

i = profundidade de descarga (decimal);

ni = número de ciclos para a profundidade de

descarga di, conforme curva de ciclagem da bateria.

O produto di x ni pode variar com di. Por isto, adota-se o produto médio na faixa mais frequente de profundidade de descarga do banco de baterias, que é de d

i = d

d a d

i =

2 x dd. Empregando-se este procedimento, obtêm-se as

seguintes vidas em ciclagem para os três tipos de bateria considerados:

• Baterias comuns Vf = 6,2 anos;

• Baterias OPzS Vf = 12,1 anos;

• Baterias de íon-Li Vf = 34,0 anos.

Com relação à vida esperada, convém apresentar algumas considerações para fornecer uma ordem de grandeza da discrepância que pode aparecer entre esta vida e a informação disponibilizada pelos fabricantes. Além da curva de ciclagem, os fabricantes de baterias estimam uma “vida em flutuação”, que é a vida alcançada

pela bateria quando operando a 25oC, sob uma tensão moderada (apenas para evitar sua auto-descarga), e com raros ciclos de carga/descarga. No entanto, em sistemas fotovoltaicos as baterias trabalham geralmente em condições diferentes destas e também diferentes das condições adotadas para o levantamento das curvas de ciclagem. A vida em flutuação das baterias comuns, de acordo com dados dos fabricantes, é por volta de 5 anos. Contudo, a experiência prática com estas baterias em sistemas fotovoltaicos na Amazônia permite estimar sua vida esperada em 3 anos, com razoável grau de confiança, mesmo quando dimensionadas para uma vida em ciclagem de 4 a 6 anos [6,12]. Portanto, será adotado o valor de 3 anos para a vida esperada destas baterias no presente trabalho. A vida em flutuação das baterias chumbo-ácido de descarga profunda, como a OPzS e similares, é declarada pelos fabricantes como sendo de 10 anos ou maior. Levantamentos da vida destas baterias em sistemas fotovoltaicos em diversos lugares do mundo são indicados nas referências [11,13]. Os valores apresentam grande dispersão porque há diferenças entre as respectivas condições operacionais, mas as descrições sugerem que uma faixa de 6 a 8 anos seria plausível para as condições consideradas no presente trabalho. Para estar do lado mais seguro, adota-se o valor de 6 anos para a vida esperada destas baterias nos cálculos de custos. Quanto às baterias de íon-Li LFP/LYP, de que trata o presente trabalho, não foi possível obter sua vida em flutuação diretamente do fabricante, embora que a referência [14] mencione uma vida de 10 anos ou mais para as mesmas. Na falta de melhores dados, faz-se uma analogia com as baterias de chumbo-ácido de descarga profunda e adota-se também uma vida esperada de 6 anos para as baterias de íon-Li.

De acordo com os dados acima, tem-se as seguintes estimativas de custos anuais de uso dos três tipos de bateria, P

an:

• Baterias comuns P

an = (P

aq + P

serv)/vida útil = (R$ 1432 + R$ 400)/3 anos = R$ 610/ano

• Baterias OPzSP

an = (P

aq + P


• Baterias íon-LiP

an = (P

aq + P


Observa-se que, dentro das premissas adotadas, as baterias OPzS e de íon-Li mostram possibilidade de redução de custos de utilização da ordem de 15% em relação às baterias comuns.

4.2 Sistemas mistos (gerador diesel + banco de baterias)

Na seção anterior, nota-se que a natureza estocástica da radiação solar obriga à formação de bancos de baterias com folga relativamente grande

em relação à descarga diária prevista. Isto leva a uma sub-utilização da capacidade de ciclagem das baterias, o que é particularmente pronunciado no caso das baterias íon-Li, onde a vida em ciclagem é várias vezes superior à vida útil. A situação é diferente no caso de emprego de sistemas mistos “diesel + baterias”. Na referência [7] faz-se uma descrição destes sistemas. Trata-se de uma central com um gerador diesel operando na potência máxima de uso contínuo, com a folga apropriada para maior durabilidade, durante um intervalo fixo do dia, por exemplo, 6h ou 12h. Ao longo do tempo de funcionamento, o gerador supre energia diretamente para as cargas e, adicionalmente, carrega um banco de baterias, o qual suprirá a demanda no restante do dia quando o gerador estiver desligado. Este sistema pode apresentar vantagens econômicas em relação aos sistemas fotovoltaicos e aos sistemas constituídos apenas por geradores diesel no suprimento 24h/dia a uma comunidade. Neste último caso, a vantagem decorre do uso otimizado do gerador, com menor consumo específico de combustível, e da economia pela redução dos custos com operadores.

O dimensionamento do banco de baterias para este sistema difere do caso do fotovoltaico, a começar pelo fato do gerador poder suprir energia diretamente às casas no período de maior demanda, permitindo uma redução substancial da capacidade do banco de baterias. Contudo, para maior facilidade de ilustração da questão de “sub-utilização” das baterias, torna-se a considerar que toda a demanda ocorre fora do período de funcionamento do gerador. Utiliza-se novamente, como unidade de cálculo, a demanda prevista para o sistema SIGFI13 (13 kWh/mês/casa).

O dimensionamento é feito por uma equação semelhante à Eq. 2, mas com o número de dias de autonomia n = 1 e sem o fator K. Além disto, a profundidade máxima de descarga, p, que neste caso será igual à profundidade diária de descarga, dd, deve ser escolhida de forma que a vida em ciclagem seja menor que a vida esperada, mas tão próxima quanto possível da mesma, e ainda atendendo aos limites de p em função do tipo de bateria.

Por inspeção das curvas de ciclagem na Figura 3, tem-se os seguintes valores de p e de C para cada tipo de bateria:

• Baterias comuns p = 31%; C = 2,06 kWh• Baterias OPzS p = 61%; C = 1,05 kWh• Baterias íon-Li p = 80%; C = 0,76 kWh

Utilizando-se novamente as Eqs. 4 a 6 e os dados da Tabela 1, obtém-se os seguintes custos anuais de uso das baterias:

• Baterias comunsP

an = (P

aq + P



(3) Site da firma Current EV Tech, LLC - http://currentevtech.com/Lithium-Batteries-c10/ - para fichas técnicas das células da Thunder Sky com denominação TS-LFP (mar/2011).

(4) Site da firma GWL/Power - http://www.ev-power.eu/ (mar/2011).

(5) RYDH, C. J., SANDER, B. A. Energy analysis of batteries in photovoltaic systems. Part I: Performance and energy requirements. Energy Conversion and Management 46 (2005) 1957–1979.

(6) SOARES, G. F. W., VIEIRA, L. S. R., GALDINO, M. A. E., OLIVIERI, M. M. A., BORGES, E. L. P., CARVALHO, C. M. Comparação de custos entre sistemas fotovoltaicos individuais e minicentrais fotovoltaicas para eletrificação rural. III Congresso Brasileiro de Energia Solar (III CBENS) - Belém, 21-24 de setembro de 2010.

(7) SOARES, G. F. W., VIEIRA, L. S. R., LOPES, F. C. Sistemas mistos constituídos de geradores diesel e baterias para a eletrificação de pequenas comunidades rurais isoladas. XX SNPTEE, Recife-PE, 22-25/11/2009.

(8) CEPEL/CRESESB. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos; Grupo de Trabalho de Energia Solar - GTES; Rio de Janeiro, 1999.

(9) Resolução Normativa ANEEL No 83 de 20/09/2004 - estabelece os procedimentos e as condições de fornecimento por intermédio de Sistemas Individuais de Geração de Energia Elétrica com Fontes Intermitentes – SIGFI.

(10) NREL. Programa computacional Homer©, desenvolvido pelo Laboratório Nacional de Energias Renováveis do Departamento de Energia dos EUA (NREL/DoE) para o dimensionamento, simulação de operação e otimização de sistemas de geração distribuída. O programa Homer© é disponível no site http://www.homerenergy.com/

(11) SPIERS, D. J.; RASINKOSKI, A. A. Limits to battery lifetime in photovoltaic applications. Solar Energy, vol. 58, No. 4-6, pp. 147-154, 1996.

(12) SOARES, G. F. W., GONÇALVES, A. A., SILVA, V. F. P., JACOB, I. P. D. Limitações no uso de energias renováveis para a eletrificação rural do Amazonas. XIX SNPTEE, Rio de Janeiro, 14-17/10/2007.

(13) NICKOLETATOS, J., TSELEPIS, S. Evaluation of literature search and results of survey about lifetime expectancy of components, in particular the energy storage systems in existing RES applications. In: Development of test procedures for benchmarking components in RES applications, in particular energy storage systems. The European Commission - Programme JOULE III - ENK6-CT2001-80576. April, 2003.

(14) Site com informações da firma GWL/Power - http://gwl-power.tumblr.com/page/15 (mar/2011).

• Baterias OPzSP

an = (P

aq + P


• Baterias íon-LiP

an = (P

aq + P


No caso dos sistemas mistos diesel + baterias, as perspectivas de redução de custos de utilização das baterias OPzS e íon-Li em relação às baterias comuns são da ordem de 30% e 47%, respectivamente, o que é bem mais substancial do que no caso dos sistemas fotovoltaicos. Naturalmente, há uma série de incertezas com relação até mesmo às baterias OPzS, mas esta abordagem preliminar mostra que as baterias de íon-Li de grande capacidade estão em vias de se tornarem competitivas com as baterias mais convencionais na geração de pequeno porte.

5.0 CONCLUSÃO

Foram feitas avaliações preliminares de natureza elétrica e econômica de baterias de íon-Li de grande capacidade (160 Ah e 200 Ah), visando sua utilização em sistemas de geração fotovoltaica e sistemas mistos, constituídos de gerador diesel + baterias, para comunidades isoladas. Os ensaios elétricos de carga e descarga mostraram uma eficiência maior que as baterias de chumbo-ácido comuns, como esperado. Mostraram também que, em princípio, as baterias de íon-Li podem ser adequadamente carregadas e descarregadas com os controladores usuais de sistemas fotovoltaicos, podendo também trabalhar com os inversores utilizados nestes sistemas. Faz-se a ressalva de que os ensaios realizados até o momento foram de natureza limitada, e devem ser confirmados por exames mais detalhados. As avaliações econômicas levando em conta os preços atuais e as perspectivas de durabilidade mostram que as baterias de íon-Li já começam a ser competitivas com as baterias chumbo-ácido comuns e de descarga profunda em sistemas fotovoltaicos. Para isto, colabora o baixo peso destas baterias, que facilita o seu transporte para comunidades isoladas. As perspectivas de vantagens das baterias de íon-Li são mais acentuadas em sistemas de gerador + baterias, devido a estes sistemas permitirem o melhor aproveitamento da grande capacidade de ciclagem destas baterias.


(1) Site da firma Elithion Electronics for Lithium Ion - http://liionbms.com/php/cells.php (mar/2011).

(2) Site da firma Thunder Sky - http://www.thunder-sky.com/ - para fichas técnicas das células com denominação WB-LYP (mar/2011).


Desafios para o Projeto de uma Subestação de4800 MVA de Potência Instalada e 63 KA de Corrente

de Curto-circuito no Setor 230 KV

RESuMo - O presente trabalho apresentará os desafios e dificuldades do desenvolvimento de um projeto para a implantação da subestação de 500/230 kV de Camaçari IV com previsão de 4800 MVA de potência instalada e com um nível de curto circuito de 63 kA no setor de 230 kV. A definição dos barramentos e arranjo físico a serem utilizados no setor 230 kV da subestação impõe a necessidade de estudos especiais para viabilizar técnica e economicamente a implantação da instalação. Estas características associadas às dificuldades e análises necessárias, em um ambiente extremamente competitivo, mostram os grandes desafios para o projeto e construção de grandes instalações no sistema interligado nacional.

PALAVRAS-ChAVE - Subestações, Projeto Básico, Dimensionamento de Barramentos, Curto-circuito, Fluxo de Carga.

1.0 INTRODUÇÃO

A Subestação de Camaçari IV será implantada na região do pólo industrial de Camaçari no estado da Bahia e seus desafios de projeto já se apresentam desde o momento inicial, uma vez que o empreendimento é fruto de uma disputa através de um processo de leilão promovido pela ANEEL. O nível de curto-circuito de 63 kA para o setor de 230 kV e a previsão de 4800 MVA de potência instalada torna o projeto do setor de 230 kV um projeto complexo e com grau de dificuldade elevado para implantação.

Estes níveis de potencia instalada e curto-circuito são resultado da grande quantidade de geração térmica já prevista para a região, resultante dos Leilões de Energia Nova – LEN A-3 e A-5 de 2008 totalizando mais de 1100 MVA. Tais circunstâncias posicionam esta subestação como a maior instalação do Nordeste e uma das maiores do Brasil em 230 kV, com a particularidade de ser a única com estas características.

2.0 ARRANJO FÍSICO DO PÁTIO DE 230 KV

O arranjo de barramento do setor 230 kV da Subestação de Camaçari IV será do tipo barra dupla, com esquema de manobra empregando disjuntor simples e quatro chaves por célula, com exceção da célula de interligação de barras que emprega disjuntor simples e

duas chaves. Apresenta os seguintes eventos:• 1 (uma) célula de interligação de barras, para

implantação imediata;• 2 (duas) células de conexão de banco de

autotransformador de 1200 MVA, 500-230-13,8 kV, sendo 6 unidades monofásicas de 400 MVA + 1 unidade reserva de 400 MVA, para implantação imediata;

• 2 (duas) células de conexão de banco de autotransformador de 1200 MVA, 500-230-13,8 kV, sendo 6 unidades monofásicas de 400 MVA + 1 unidade reserva de 400 MVA, para implantação futura;

• 12 (doze) células de entradas de linhas 230 kV, para implantação futura.

O nível de curto-circuito de 63 kA para o setor de 230 kV requer que os principais equipamentos do circuito de corrente (disjuntores, chaves secionadoras e transformadores de corrente) sejam equipamentos especiais, pois os fabricantes não possuem equipamentos na classe de tensão 245 kV com este nível de corrente de curto-circuito. Assim, se faz necessário adotar equipamentos da classe de tensão 365 kV que apresentam dimensional bastante diferente, conforme apresentado na Figura 1. Por conta destes fatores, não é possível seguir nenhum padrão já definido no sistema Chesf para instalações com setor de 230 kV.

Figura 1 - Disjuntores 230 kV

A partir do padrão Chesf foram realizadas algumas modificações no arranjo eletromecânico e acomodado os novos equipamentos e desenvolvido um arranjo utilizado cabo de alumínio e outro arranjo utilizando barramento rígido (tubo de alumínio). A Figura 2 mostra um trecho de um corte com o arranjo padrão com condutor flexível e o mesmo trecho com os novos equipamentos.

Fabio Nepomuceno Fraga l Walter José Rodrigues l Helon D. M. Braz l Gustavo H. S. Vieira de Melo CHEsf



A definição dos barramentos e arranjo físico a serem utilizados no setor 230 kV da subestação impõe a necessidade de estudos especiais para viabilizar técnica e economicamente a implantação da instalação. Inicialmente, os valores de corrente nominal (superiores a 4500 A) e esforços nas estruturas dos barramentos (superiores a 8000 kgf/fase), obrigaram a desenvolvermos uma estratégia não convencional para o dimensionamento da instalação e determinação do arranjo.

3.0 ESTUDOS DE FLUXO DE CARGA

Os estudos de fluxo de carga em barramento têm por objetivo identificar as maiores solicitações submetidas aos barramentos das subestações, verificando, para barramentos já existentes, se há esgotamento dos mesmos por sobrecarga ou avaliando sua adequabilidade. Para novos empreendimentos estes estudos visam subsidiar o dimensionamento dos cabos que comporão o futuro barramento, informando a expectativa de carregamento máximo do mesmo.

3.1 CoNSIDERAçÕES INICIAISO conjunto de 12 usinas térmicas, vencedoras dos

LEN A-3 e A-5 de 2008, inicialmente previstas para se conectarem em diversas subestações dos estados da Bahia e de Sergipe formarão um cluster na região de Aratu-BA, onde uma das alternativas de conexão

definitiva prevê 10 usinas conectadas ao barramento de 230 kV da futura SE Camaçari IV e 2 usinas conectadas ao barramento de 230 kV da SE Catu.

3.2 DESEMPENho Do BARRAMENToAo considerar 10 usinas termoelétricas conectadas ao

barramento de 230 kV da futura SE Camaçari IV, utilizando sua configuração de referência, foram observadas correntes superiores a 4500 A, causando a superação do barramento por corrente nominal. A Figura 3 apresenta os fluxos de potência calculados para o barramento da SE Camaçari durante a pior contingência no que se refere às solicitações de corrente ao barramento. Ressalta-se que o referido barramento, nesta configuração, encontra-se superado já em condição normal de operação.

Figura 3 - Distribuição de corrente, em Ampére, Emergência LT Catu - Gov. Mangabeira, configuração referência

3.3 REALoCAção DAS ENTRADAS DE LINhA EM CAMAçARI IV

De modo a viabilizar a conexão das referidas usinas ao barramento 230 kV, sugerem-se realocar as entradas de linha das usinas térmicas oriundas de Aratu de forma a promover redução das correntes no barramento. Dentre as alternativas de realocação estudadas a que se mostrou mais eficiente no sentido de diminuir as solicitações de corrente ao longo do barramento de 230 kV da SE Camaçari IV, consiste em permutar as entradas de linha de Cotegipe e Pituaçu pelas entradas de linha Aratu 1 e Aratu 2, conforme sugerido pela Figura 4. Com essa medida a corrente máxima no barramento, em condição normal, passou de 4.500 A para 1.790 A.

A Figura 5 apresenta o fluxo de potência no barramento de Camaçari IV para a condição mais severa do ponto de vista de carregamento no barramento, que nesta nova configuração é a contingência do autotransformador AT#1. Note que a máxima corrente esperada nesta configuração é 2.719 A, valor inferior à capacidade nominal do condutor considerado.

Figura 4 - Realocação sugerida: permuta entre as ELs da Aratu 1 e Aratu 2 pelas ELs de Cotegipe e Pituaçu

Figura 5 - Distribuição de corrente, em Ampére, Emergência AT#1, configuração proposta

3.3 ANáLISE DA CoNDIção LIMITE Do BARRAMENTo NA NoVA CoNFIguRAção

Nesta análise considerou-se o acréscimo de geração em blocos de 176 MW de modo que o barramento atinja, no máximo, carregamento nominal em regime permanente. Utilizou-se ainda o caso de carga leve referente ao ano 2015 da EPE. Para esta condição limite ao barramento, apresentam-se, nas Figuras 6 e 7, os fluxos de potência em condição normal e contingências.

Figura 6 - Distribuição de corrente, em Ampére, condição normal

Figura 7 - Distribuição de corrente, em Ampére, pior emergência

As Figuras 6 e 7 apresentam o fluxo de potência no barramento de Camaçari IV para a condição normal e mais severa do ponto de vista de carregamento no barramento Neste Casso a máxima corrente esperada nesta configuração é de 3965, valor inferior à capacidade nominal do condutor considerado.

4.0 ESTUDOS DE CURTO-CIRCUITO

Complementando as análises de fluxo de carga, foi realizada uma modelagem detalhada de todo o setor de 230 kV da subestação a fim de executar estudos de curto-circuito internos aos barramentos da instalação. Tais estudos foram levados a efeito com o objetivo de determinar com exatidão as maiores correntes admissíveis em cada trecho do barramento, assumindo a subestação em sua condição limite com relação ao nível de curto-circuito.

Foi considerada a configuração final prevista para a subestação, com quatro autotransformadores 500-230-13.8 kV e todas as usinas previstas para a região representadas, bem como, as linhas de transmissão indicadas no PDEE 2019. O barramento de 230 kV foi representado por meio de dez trechos, numerados de 0 até 9 e alocados conforme indicações do projeto da subestação. Esse arranjo implica em nove segmentos de barramento, como ilustrado na Figura 8.

Figura 2 – Corte Arranjo Padrão / Padrão Camaçari IV



Figura 8 - Distribuição de corrente, em Ampére, pior emergência

No sentido de elevar o nível de curto-circuito total no setor de 230 kV ao limite estabelecido no edital do empreendimento, foi incluída uma geração adicional. Porém, como não se sabe o local desse eventual incremento de geração, considerou-se sua conexão em cada uma das entradas de linha disponíveis, resultando em dez configurações limite candidatas. Todas com curto-circuito total no nível de 230 kV de 63 kA para 1,05 pu de tensão.

Para cada uma das configurações limite levantadas, foram simulados curtos-circuitos trifásico e monofásico franco ocorrendo nas entradas de linha de 0 até 9. Desse modo, foi possível obter a máxima corrente admissível por segmento de barramento para cada uma das configurações limite estudadas. Apresentam-se na Tabela 1 os resultados obtidos nestas simulações, destacando na última linha o maior valor observado por segmento ao considerar todas as configurações.

Além da configuração final prevista para a subestação, algumas configurações alternativas foram simuladas, em que supõe-se um autotransformador ou uma linha de transmissão ausente. Dentre estas simulações, destaca-se a configuração em que o 4° autotransformador estaria fora de operação.

O procedimento adotado para simular a configuração com três autotransformadores foi o mesmo utilizado anteriormente, sendo as correntes máximas em cada segmento de barramento apresentadas na Tabela 2. Ocorre um acréscimo na corrente máxima admissível dos segmentos 3 --- 4, 4 --- 5, 5 --- 6 e 6 --- 7, com um correspondente alívio nas correntes máximas nos demais segmentos.

As correntes efetivamente adotadas para o dimensionamento do barramento do setor de 230 kV foram então obtidas considerando o pior caso verificado nas condições simuladas. Isto é, mesmo com um curto-circuito total no nível de 230 kV da subestação da ordem de 63 kA, as simulações apontaram uma corrente máxima no barramento da ordem de 56 kA.

5.0 DIMENSIONAMENTO DO BARRAMENTO DO SETOR DE 230 KV

Os estudos de fluxo de carga com o reposicionamento de entradas de linhas (maior equilibrio geração/carga) e os estudos de curto-circuito detalhados em cada trecho do barramento apresentados nos itens anteriores determinaram duas opções como factíveis: uma com barramento rígido e outra com barramento flexível.

5.1 Dimensionamento Elétrico (ampacidade)O estudo de fluxo de carga subsidiou o

dimensionamento dos condutores dos barramentos principais e transversais da instalação, tendo sido estudadas opções com barramentos rígidos (tubos) e com barramentos flexíveis (cabos de alumínio e cabos de alumínio termorresistentes). Os estudos apresentaram uma máxima corrente (durante contingência) no valor de 4500 A. Com esta corrente máxima e com os 63 kA de corrente de curto-circuito as seguintes opções de condutores foram determinadas:

Os estudos apontaram que a opção com três cabos CA apresenta-se economicamente inviável e com grande complexidade técnica de execução. Sendo assim, a opção com cabos de alumínio termorresistentes (T-CA) foi determinada como a melhor opção técnico/econômica no caso de cabo flexível.

5.2 Dimensionamento MecânicoPara elaboração dos estudos mecânicos foram

seguidos os procedimentos descritos conforme IEC 60865-1 (3) para determinação dos esforços nas estruturas dos barramentos rígidos e flexíveis durante um curto-circuito. Inicialmente foram realizados estudos envolvendo o tubo de alumínio 160x8 mm, entretanto os valores de esforços determinados nos isoladores de pedestal tornaram o projeto com tubos muito complexo uma vez que esforços da ordem de 40 kN em vários trechos dos barramentos obrigava o desenvolvimento de isoladores de pedestais especiais ou utilização de três ou mais isoladores combinados em cada ponto de apoio dos tubos. O desenvolvimento de isoladores de pedestais especiais ou a utilização de três ou mais isoladores convencionais mostrava-se também economicamente inviável.

Com a utilização de tubos técnica e economicamente inviável foram calculados os esforços utilizados os cabos T-CA 2250 MCM (T- SAGEBRUSCH) para verificação dos esforços nas estruturas e pórticos do setor de 230 kV da subestação. Utilizando os valores de corrente conforme a estratégia determinada no item 4 foram determinados os esforços dinâmicos nas estruturas conforme apresentado na Figura 9.

Figura 9 – Esforços Dinâmicos – Barramento 230 kV de Camaçari IV

74 ELETROEVOLUÇÃO março 2012 ELETROEVOLUÇÃO março 2012 75

CoMItÊsXXI snPtEE

GRUPO A – EQUIPAMENTOS

CE-A1 Máquinas RotativasCoordenador: JACQUES PHILIPPE MARCEL SANZEmpresa: EletronorteEndereço: Av. Arthur Bernardes, s/nº - Centro de Tecnologia da Eletronorte Cep: 66.115-000 - Belém - PA Tel: (91) 3257-1966 ramal 8240 - Fax:(91) 3257-4376E-mail: [email protected]

Projeto e construção de turbogeradores, hidrogeradores, máquinas não-convencionais e grandes motores. Aspectos econômicos, testes, comportamentos e materiais.

CE-A2 TransformadoresCoordenador: MIGUEL CARLOS MEDINA PENAEmpresa: Chesf – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco.Endereço: Rua Delmiro Gouveia, 333 – Bongi 50760-901 – Recife – PETelefone: (81) 3229-2778 / 2167 - Fax: (81) 3229-3242E-mail: [email protected] /[email protected]

Projeto, construção, fabricação e operação de todos os tipos de transformadores, incluindo transformadores conversores, de uso industrial e os chamados “phase-shifters”, além de todos os tipos de reatores e componen-tes de transformadores (buchas, comutadores, etc).

CE-A3 Equipamentos de Alta TensãoCoordenador: PAULO CESAR FERNANDEZEmpresa: EletrobrásEndereço: Av. Presidente Vargas 409, 15º, Ed Herm Stoltz Centro - Rio de Janeiro - RJ - CEP: 20071-003Telefone: (21) 2514-5763 - Fax: (21) 212514-4896E-mail: [email protected] [email protected]

Teoria, projeto, construção e operação para todos os dispositivos de manobra, interruptores e limitadores de corrente, pára-raios, capacitores, seccionadores isoladores de equipamentos e de barramentos e transforma-dores de instrumento.

GRUPO B – SUBSISTEMAS

CE-B1 Cabos IsoladosCoordenador: JÚLIO CÉSAR RAMOS LOPESEmpresa: Inovatec Consultoria e Engenharia LtdaEndereço: Rua São Benedito, 2.650 – cj. 102A - 04735-005 – São Paulo - SPTelefone: (11) 5548-8201 - Fax: (11) 5548-8201E-mail: [email protected]

Base teórica, projeto, processos produtivos, instalação, serviços, manutenção e técnicas de diagnóstico para cabos isolados CA e CC e para aplicações terrestres e submarinas.

CE-B2 Linhas Aéreas Coordenador: RUY CARLOS RAMOS DE MENEZESEmpresa: UFRGS - Universidade Federal do Rio Grande do SulEndereço: Rua Osvaldo Aranha, 99 - 3º andarTelefone: +51 3308 3592 - Fax:+51 3308 3999E-mail: [email protected]

Projeto, desempenho elétrico e mecânico, construção, vida útil, manutenção e reforma de linhas aéreas e de seus componentes: condutores, cabos pára-raios, isoladores, torres, fundações e sistemas de aterramento.

lista dos Comitês de estudoRepresentantes Brasileirosacesse o coordenador da área de seu interesse para participar de nossa Entidade:Os esforços apresentados, mesmo após todas as

estratégias desenvolvidas, apresentavam-se, em alguns trechos do barramento, três vezes superiores aos valores normalmente utilizados nos projetos estruturais para instalações 230 kV. Com os esforços determinados foi necessário o desenvolvimento de um novo padrão estrutural, em concreto, para construção dos barramentos de 230 kV da subestação de Camaçari IV. A Figura 10 mostra o padrão estrutural da Chesf e o novo padrão desenvolvido para as colunas dos pórticos da subestação.

Figura 10 - Colunas dos Pórticos da Subestação

6.0 CONCLUSÃO

Conforme apresentado durante o desenvolvimento do trabalho, grandes instalações demandam estudos especiais e soluções não convencionais. A grande potência instalada e o elevado nível de curto-circuito imposto a instalação da subestação de Camaçari IV foram características críticas para o desenvolvimento do projeto. Todos estes fatores e dificuldades apresentados e as diversas análises necessárias, em um ambiente extremamente competitivo como se apresentam os leilões de transmissão da ANEEL, mostram os grandes desafios para o projeto e construção de grandes instalações no sistema interligado nacional.


(1) Fraga, F. N.; Nascimento, B. A.; Veloso, R.L.S. “Cabos Termorresistentes: Uma Alternativa para Otimização e Modernização de Barramentos de Subestações”, XX SNPTEE, Recife, PE, 2009;

(2) Fraga, F. N.; Nascimento, B. A.; Veloso, R.L.S.; Melo, R.O.; Godoy, A.V. “Thermal-resistant aluminium-alloy conductor: an alternative for bus uprating of substations”, CIGRE Session 43, Paris, França, 2010;

(3) International Electrotechnical Commission. IEC 60865-1: Short-circuit currents - Calculation of effects - Part 1 - Definitions and calculation methods, 1993;

(4) International Electrotechnical Commission. IEC 60865-1: Short-circuit currents - Calculation of effects - Part 2 - Examples of calculation, 1994.


CoMItÊs CoMItÊs

CE-B3 SubestaçõesCoordenador: RICARDO DE OLIVEIRA MELOEmpresa: CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São FranciscoEndereço: Rua Delmiro Gouveia, 333 – Bongi - 50760-901 – Recife – PETelefone: (81) 3229-2420 / 2421 - Fax: (81) 3229-2687E-mail: [email protected]

Projeto, construção e manutenção de subestações e instalações elétricas de usinas, excluindo os geradores.

CE-B4 Elos de Corrente Contínua e Eletrônica de PotênciaCoordenador: SÉRGIO DO ESPÍRITO SANTOEmpresa: FURNAS Centrais Elétricas S.A.Endereço: Rua Real Grandeza 219 - Sala 110 - Bloco E - Botafogo 22283-900 Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 2528-2545 - Fax: (21) 2528-5528E-mail: [email protected]

CCAT: as pec tos eco nô mi cos, apli ca çõ es, as pec tos de pla ne ja men to, pro je to, de sem pe nho, con tro le, pro te ção, con tro le e tes te de es ta çõ es con ver so ras. Ele trô ni ca de po tên cia para trans mis são CA, sis te mas de dis tri bu i ção e me lho ria de qua li da de de ener gia: as pec tos eco nô mi cos, apli ca çõ es, pla ne ja men to, pro je to, de sem pe nho, con tro le, pro te ção, cons tru ção e tes te. Ele trô ni ca de po tên cia ele va da: de sen vol vi men to de no vas tec no lo gias em con ver so res in clu in do con tro les, no vos se mi con du to res, apli ca çõ es des tas tec no lo gias em CCAT, FACTS e qua li da de de ener gia.

CE-B5 Proteção e AutomaçãoCoordenador: RAUL BALBI SOLLEROEmpresa: CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia ElétricaEndereço: Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária - 21941-911 Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2598-6386 - Fax: (21) 2598-6386E-mail: [email protected]

Princípios, projeto, aspectos econômicos, aplicação, coordenação, desempenho operacional e manutenção de sistemas de proteção, controle e automação de subestações, sistemas e equipamentos de controle remoto, sistemas e equipamentos de medição.

GRUPO C – SISTEMAS

CE-C1 Desenvolvimento de Sistemas Elétricos e EconomiaCoordenador: MARIA ALZIRA NOLI SILVEIRAEmpresa: EPE - Empresa de Pesquisa EnergéticaEndereço: Avenida Rio Branco, nº 1 - 11º andar - Centro - 20090-003 – Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 3512-3165 - Fax: (21) 3512-3199E-mail: [email protected]

Métodos de análise para o desenvolvimento dos sistemas elétricos de potência e economia, métodos e ferra-mentas para análise estática e dinâmica, aspectos e métodos de planejamento nos vários contextos, estraté-gias de gerenciamento de ativos.

CE-C2 Operação e Controle de SistemasCoordenador: PAULO GOMESEmpresa: ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICOEndereço: Rua da Quitanda, 196 – 11º andar – Centro - 20091-005 – Rio de Janeiro – RJTelefones: (21) 2203-9822E-mail: [email protected]

Estudos e análises das condições técnicas, logísticas e institucionais requeridas para operação segura e econômica de sistemas de potência, contemplando os seguintes aspectos: controle de sistemas e de equipa-mentos; controle geração-carga; planejamento da operação; avaliação de desempenho; centros de controle; treinamento de operadores; requisitos de segurança contra colapso de sistemas, danos em equipamentos e falhas humanas.

CE-C3 Desempenho Ambiental de SistemasCoordenador: EVANISE NEVES DE MESQUITAEmpresa: ConsultoraEndereço: Rua Mariz e Barros, 54 apto 1401 - Icaraí - Niterói - RJ CEP 24220-121Telefone: (21) 3701-1448E-mail: [email protected]

Identificação e avaliação dos impactos ambientais de equipamentos e dos sistemas elétricos e os métodos usados para gerenciá-los.

CE-C4 Desempenho de Sistemas ElétricosCoordenador: DALTON DE OLIVEIRA CAMPONÊS DO BRASILEmpresa: ONS - Operador Nacional do Sistema ElétricoEndereço: Rua da Quitanda, 196 - 21º andar - Centro Cep: 20091-005 - Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2203-9695 - (21) 2539-3659E-mail: [email protected]

Estudos, desenvolvimentos e recomendações de métodos e instrumentos para análises e medições do desem-penho de sistemas elétricos relacionado com a Qualidade da Energia Elétrica, Compatibilidade Eletromagné-tica, Descargas Atmosféricas e Coordenação de Isolamentos.

CE-C5 Mercados de Eletricidade e RegulaçãoCoordenador: LUIZ AUGUSTO N. BARROSOEmpresa: PSREndereço: Praia de Botafogo 228/1701 parte CEP: 22250-906 - Rio de Janeiro - RJTelefone: (21) 3229-4145E-mail: [email protected]

Estrutura e organização, regulação e estrutura de “funding” e econômico-financeira. Em termos do escopo ofi-cial, esses três aspectos fundamentais estão descritos como: “análise das diferentes abordagens na organiza-ção da Indústria de Suprimento de Energia Elétrica – as diferentes estruturas de mercado e produtos, técnicas e instrumentos associados, aspectos da regulação”.

CE-C6 Sistemas de Distribuição e Geração DistribuídaCoordenador: Aílton Ricaldoni Lobo Empresa: Clamper Industria e Comercio S.AEndereço: Rodovia LMG 800 - Km 1, Nº 128 - Dist. Indust.Genesco A. de Oliveira 33400-000 - Lagoa Santa - MG Telefone: (31) 3689-9500 - Fax: (31) 3689-9501E-mail: [email protected] Avaliação do impacto técnico de novas características de distribuição sobre a estrutura e operação do sistema: desenvolvimento da geração distribuída, dispositivos para armazenamento de energia, gerencia-mento pelo lado da demanda e eletrificação rural.

GRUPO D – TECNOLOGIAS DE APOIO

CE-D1 Materiais e Tecnologias EmergentesCoordenador: ORSINO OLIVEIRA FILHO Empresa: CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia ElétricaEndereço: Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária - Ilha do Fundão 21941-911 - Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 2598-6020 - Fax: (21) 2598-6087E-mail: [email protected]

Acompanhamento e caracterização de materiais novos e já existentes para a tecnologia de energia elétrica, diagnóstico, acervo técnico e conhecimentos correlatos, novas tecnologias com impacto esperado sobre os sistemas a médio e longo prazo.


CoMItÊs

CE-D2 Sistemas de Informação e Telecomunicação para Sistemas ElétricosCoordenador: ELTON BERNARDO BANDEIRA DE MELOEmpresa: CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São FranciscoEndereço: Rua Delmiro Gouveia, 333, Sala 114, Anexo II, Bongi, Recife - PE - CEP: 50761-901Telefone: (81) 3229 4095E-mail: [email protected] ou [email protected]

Princípios, investigações e estudos, especificações de projeto, engenharia, desempenho durante o comissionamento e aspectos de operação e manutenção nas áreas de telecomunicações e de serviços de informação para o setor elétrico, sistemas de informação para atividades operacionais e de negócios envolvendo serviços, meios de comunicação e redes.

PARTICIPAÇÃO NO CIGRÉ INTERNACIONAL

Treasurer and Steering CommitteeTesoureiro: PAULO CESAR VAZ ESMERALDOEmpresa: EPE – Empresa de Pesquisa EnergéticaEndereço: Avenida Rio Branco, nº 1 – 11º andar – Centro 20090-003 – Rio de Janeiro – RJTelefone: (21) 3512-3133Fax: (21) 3512-3199E-mail: [email protected]

Administrative CouncilMembro: JOSÉ HENRIQUE MACHADO FERNANDESEmpresa: Eletronorte - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/AEndereço: SCN, Q.06 - Conj. “A” - Edif. Venâncio 3000 70718-900 - Brasília - DFTelefone: (61) 3429-5303/5301Fax: (61) 3328-1552E-mail: [email protected]

Administrative Council - Membro PermanenteMembro : JERZY ZBIGNIEW LEOPOLD LEPECKIEmpresa: ex-presidente do CIGRÉ-Brasil e CIGRÉ Internacional e Sócio Honorário do CIGRÉEndereço: Rua Timóteo da Costa, 304 apto. 801, Leblon, Rio de Janeiro, RJ, CEP 22450-130Telefone: (21)-22741002E-mail: [email protected]

SC-A1 Rotating Electrical MachinesCoordenador: ERLI FERREIRA FIGUEIREDOEmpresa: Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJEndereço: Rua São Francisco Xavier, nº 524 – 5º andar – sala 5.029 – Bloco A Cep: 20.559-900 – Maracanã – Rio de Janeiro – RJ Telefone: (21) 2205-0569 Fax: (21) 2569-9067E-mail: [email protected]

SC-B5 Protection and Automation Secretário: IONY PATRIOTA DE SIQUEIRA Empresa: Chesf - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco Endereço: Rua 15 de março, 50 sala B 314 Bongi - Recife - PE - 50761-070Telefone: (81) 3229-4145Fax: (81) 3229-4145E-mail: [email protected]

Critérios para Seleção e Divulgação dos ArtigosTécnicos da Revista EletroEvolução – Sistemas de Potência

1. Qualquer artigo poderá se candidatar à publicação na revista EletroEvolução, o qual deverá

ser encaminhado pelo seu autor ao Presidente do Conselho Editorial, para o e-mail:

[email protected] ou para o endereço do CIGRÉ-Brasil: Praia do Flamengo, 66, Bloco

B, sala 408, Flamengo, Rio de Janeiro, CEP 22.210-903.

1.1. Os artigos previamente selecionados e apresentados em eventos de responsabilidade do

CIGRÉ-Brasil terão prioridade nesta publicação.

1.2. Os artigos deverão obedecer à formatação e limites de tamanho estabelecidos para os

eventos do CIGRÉ-Brasil, cabendo à revista EletroEvolução a sua diagramação e formatação

final de impressão, incluindo a revisão final de sua redação para efeito de publicação.

1.3. Esses artigos serão encaminhados, para efeito de revisão e comentários, a uma comissão

composta por um mínimo de dois revisores, a serem designados pelo Coordenador do Comitê

de Estudo responsável pelo respectivo assunto e/ou pelo Presidente do Conselho Editorial

da Revista EletroEvolução. Cada revisor terá o prazo máximo de 40 dias para apresentar seu

comentário e parecer sobre o artigo.

1.3. O Presidente do Conselho Editorial da revista será responsável pelo encaminhamento ao

autor do artigo, da decisão do referido Conselho, a qual poderá ser pela sua não publicação,

aceitação mediante incorporação das revisões solicitadas pelos revisores ou aprovação integral.

Tal resposta deverá ocorrer no prazo máximo de 70 dias a partir da data de recebimento do

artigo.

2. Os seguintes artigos são considerados previamente aptos para sua publicação na revista, a

critério do Conselho Editorial, não havendo a necessidade de seu encaminhamento pelos

respectivos autores principais, nem a necessidade de revisão.

2.1. Os artigos brasileiros apresentados nas Sessões Bienais e em Simpósios e Colóquios

internacionais do CIGRÉ.

2.2. Os artigos classificados em 1º, 2º e 3º lugares nos seus respectivos Grupos de Estudos do

SNPTEE e em eventos realizados pelo CIGRÉ-Brasil, tais como SIMPASE, SEPOPE, EDAO e ERIAC.

3. Também estão aptos para publicação na revista os seguintes artigos, a critério do Conselho

Editorial, que deverão ser encaminhados ao Presidente desse Conselho:

3.1. Os artigos com os resultados e constatações finais dos Grupos de Trabalho dos Comitês de

Estudo do CIGRÉ-Brasil.

3.2. Os artigos, de notória proficiência técnica, selecionados e encaminhados pelos membros do

Conselho Editorial da revista e pelos Coordenadores dos Comitês de Estudo do CIGRÉ-Brasil.

4. Também poderão ser publicados outros artigos de interesse da entidade, a critério da Diretoria

do CIGRÉ-Brasil, sob a denominação de “Artigos Convidados”.

Conselho Editorial da Revista EletroEvolução - Sistemas de Potência

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