UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
ANDRÉ LUIZ DE BRITO
AMPLIAÇÃO E MELHORIA NA SUBESTAÇÃO PICI II - CHESF
PELA IMPLANTAÇÃO DO 4º TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA 100 MVA
230 kV / 69 kV
FORTALEZA
2013
ANDRÉ LUIZ DE BRITO
AMPLIAÇÃO E MELHORIA NA SUBESTAÇÃO PICI II - CHESF
PELA IMPLANTAÇÃO DO 4º TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA 100 MVA
230 kV / 69 kV
Trabalho final de curso submetido à
Coordenação do curso de Engenharia Elétrica,
como requisito parcial de obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Dr. José Almeida do
Nascimento
FORTALEZA
2013
Ao Senhor Jesus Cristo.
AGRADECIMENTO
Ao Senhor Jesus Cristo, toda honra e toda glória, pelo dom da vida, pelo dom da
esperança e da perseverança.
Aos meus familiares, Helena (In memory- mãe de criação), Lucimar (mãe),
Zuleide (esposa) e filhos Beatriz e Samuel, que contribuíram para que eu pudesse cumprir
com minhas atividades acadêmicas e agregar valores essenciais à vida.
Ao meu orientador Prof. José Almeida do Nascimento e co-orientador Prof.
Aílson Pereira, por seu trabalho, paciência e conselhos.
Aos professores do Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, por
transmitirem conhecimentos ao longo da graduação.
Aos meus colegas e companheiros operadores, técnicos e engenheiros da CHESF,
que sempre incentivaram meus sonhos e estiveram sempre ao meu lado esclarecendo dúvidas
do dia a dia da engenharia, e em especial aos companheiros operadores da SE Delmiro
Gouveia - CHESF (Iuri, Guilherme, Gilson, Helton, Jaime, Jorge Barbosa, Jorge Alves,
Lamartine, Mauro, Rafaela e Valentim), que muito contribuiu para chegar até aqui.
Enfim, a todas as pessoas que por motivo de esquecimento não foram citadas
aqui, saibam que as suas contribuições foram determinantes para permanecer na graduação e
concluí-la de forma plena.
RESUMO
Este trabalho apresenta um estudo sobre a implantação de um novo transformador de potência
em 230 kV/69 kV a SE PCD (PICI II) pertencente à CHESF, destacando os aspectos
construtivos do transformador, bem como avaliar as conseqüências desta implantação para o
sistema elétrico de potência na região metropolitana da cidade de Fortaleza. O quarto
transformador de potência faz parte do plano de ampliação e reforço do sistema elétrico da
rede básica (RB) visto que há previsão de sobrecarga nos transformadores da SE PCD até o
final do ano 2013. A coordenação do PAR (Plano de Ampliação e Reforço) é de
responsabilidade do ONS. A subestação de Pici II pertencente à Companhia Hidroelétrica do
São Francisco (CHESF) é alimentada por duas linhas em 230 kV e três transformadores
230/69 kV de 100 MVA, com carga atual em torno de 240 MW. A SE PCD está interligada
com a subestação da COELCE Pici I (PCI) que supre os consumidores dos bairros situado na
região oeste da cidade de Fortaleza, Barra do Ceará, Presidente Kennedy, Parangaba, Bom
sucesso, Bom Jardim. Neste estudo destaca-se que foi apresentado um descritivo dos
principais componentes do transformador, estudo de fluxo de potência utilizando a ferramenta
computacional PowerWorld. Para realizar o fluxo de potência, foi considerada a regional de
Fortaleza, Delmiro Gouveia e Pici no período de carga leve, média e pesada, com três
transformadores e com o quarto transformador instalado. Verificou-se com estas simulações
um incremento de 33% na potência instalada desta SE, eliminação de sobrecarga em condição
normal de operação, redução no corte ou transferência de carga, quando de contingência em
uma das três unidades de 100 MVA e viabilizou transferência de cargas entre as subestações
de Pici II, Fortaleza e Delmiro Gouveia durante intervenções programadas ou de emergência
mantendo os níveis de tensão dentro da faixa estabelecida pela ONS e concessionárias de
energia.
Palavras-Chave: Transformador de Potência, Fluxo de Potência e Contingência.
ABSTRACT
This paper presents a study on the implementation of a new power transformer in 230 kV/69
kV SE PWD (PICI II) belonging to CHESF , highlighting the constructive aspects of the
transformer , as well as evaluating the consequences of this deployment for the electric power
system in metropolitan region of Fortaleza . The fourth power transformer, which is expected
to power the 2nd half of 2013, is part of the expansion plan and strengthening the electrical
system of the grid (RB) as there is forecast overload in the SE PCD processors by the end of
the year 2013. The coordination of PAR (Plan Expansion and Enhancement) is the
responsibility of ONS. The Pici II substation belonging to Sao Francisco Hydroelectric
Company (CHESF) is powered by two 230 kV lines and three 230/69 kV 100 MVA
transformers, current load with around 240 MW. The SE PCD is interlinked with the
substation COELCE Pici I (PCI) that supplies customers in the neighborhoods located west of
the city of Fortaleza, Barra Ceará, President Kennedy, Parangaba, Bom Sucesso, Bom Jardim.
This study stands out a description of the main transformer components, power flow study
using a computational tool PowerWorld was presented. To perform the power flow was
considered only regional Fortaleza, Delmiro Gouveia and Pici period in light, medium and
heavy load with three transformers and with four transformer instaladed. Verificy these
simulations with an increase of 33 % in installed power of this SE, eliminating overhead
during normal operation condition, cut or reduction in load transfer when the contingency in
one of three units of 100 MVA and enables transfer of loads between substations II Pici,
Fortaleza and Delmiro Gouveia during interventions scheduled or emergency maintaining
voltage
levels
within
the
range
established
by
ONS
Keywords: Power Transformer, Power Flow and Contingency.
and
power
utilities.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Sistema Interligado Nacional...............................................................................13
Figura 1.2 – Centro Regional de Operação – CHESF............................................................. 15
Figura 1.3 – Distância (Km) entre Geração e SE PCD............................................................ 17
Figura 1.4 – Área de Operação Norte – CHESF......................................................................19
Figura 1.5 – Diagrama Unifilar – SE Pici II – CHESF............................................................21
Figura 1.6 – Carga – Período de 2005 – 2013..........................................................................20
Figura 1.7 – Diagrama Unifilar – Regional Pici – COELCE...................................................23
Figura 2.1 – Ligação e Fasor de Tensão- Transformador Y-∆.................................................24
Figura 2.2 – Níveis de tensão obedecidos nos sistemas elétricos.............................................26
Figura 2.3– Núcleo Magnético................................................................................................. 27
Figura 2.4- Transformador de potência em Y-∆...................................................................... 29
Figura 2.5 – Tanque Principal.................................................................................................. 30
Figura 2.6 – Tanque de Expansão........................................................................................... 31
Figura 2.7 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão...................................................... 31
Figura 2.8 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão - Vista Interna.............................. 32
Figura 2.9 – Tanque de Expansão.......................................................................................32
Figura 2.10 – Sistema de preservação selado por bolsa de borracha........................................33
Figura 2.11 - Núcleo do transformador................................................................................... 34
Figura 2.12 – Bucha de Alta / Baixa tensão............................................................................ 35
Figura 2.13– Descrição da Bucha............................................................................................ 35
Figura 2.14a– Tubulação/Válvulas.......................................................................................... 36
Figura 2.14b – Radiadores/Ventiladores montados................................................................ 37
Figura 2.15 – Ventiladores...................................................................................................... 38
Figura 2.16 - Secador de ar...................................................................................................... 38
Figura 2.17 - Indicador de nível de óleo.................................................................................. 39
Figura 2.18 - Relé de gás........................................................................................................ 40
Figura 2.18a - Indicador de Gás...............................................................................................40
Figura 2.19 – Válvula de Segurança........................................................................................ 40
Figura 2.20 – Descrição do Comutador................................................................................... 42
4Figura 2.21 – Comutador de Derivações em Carga............................................................... 43
Figura 2.22 – Relação Tap x Tensão.........................................................................................44
Figura 3.1 – Fluxo entre Barras K e M.....................................................................................46
Figura 3.2 – Representação barra 1 / 2......................................................................................48
Figura 3.3 – Potência x Defasamento Angular (θ)....................................................................49
Figura 3.4 – Modelo Pi (π)........................................................................................................51
Figura 3.5 – Modelo π generalizado.........................................................................................53
Figura 4.1 – Diagrama de Interligação entre barramentos........................................................55
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 – Interligação do SIN.............................................................................................14
Tabela 1.2 – Regiões e Empresas Eletrobrás............................................................................14
Tabela 2.1 – Característica do transformador ABB................................................................29
Tabela 3.1- Tensões entre fases admissíveis a 60 Hz..............................................................45
Tabela 3.2 - Fator de Potência admissíveis a 60 Hz................................................................45
Tabela 3.3 – Relação X/R.........................................................................................................50
Tabela 4.1 – Parâmetros de Equipamento................................................................................56
Tabela 4.2 – Temperatura admissível ( Óleo / Enrolamento)...................................................57
Tabela 4.3 – Refrigeração x Carregamento............................................................................. 57
Tabela 4.4 – Níveis de Sobrecarga adotado em transformadores da CHESF......................... 58
Tabela 4.5 – Níveis de Sobrecarga conforme Norma Brasileira...............................................58
Tabela 4.6 – Caso 1 - Carregamento inicial............................................................................. 60
Tabela 4.6.1 – Tensão barramento de 230 kV / 69 kV – Condições Normais.. ...................... 60
Tabela 4.7 – Caso 1 - Carregamento Final – Condição de Contingência................................ 61
Tabela 4.7.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais........................... 61
Tabela 4.8 – Caso 2 - Carregamento inicial............................................................................. 63
Tabela 4.8.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais........................... 63
Tabela 4.9 – Caso 2 - Carregamento Final – Condição de Contingência................................ 64
Tabela 4.9.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais........................... 64
Tabela 4.10 – Caso 3 - Carregamento inicial........................................................................... 65
Tabela 4.10.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais......................... 65
Tabela 4.11 – Caso 3 - Carregamento Final – Condição de Contingência.............................. 67
Tabela 4.11.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais......................... 67
Tabela 4.12 – Caso 4 - Carregamento inicial........................................................................... 69
Tabela 4.12.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais..........................70
Tabela 4.13 – Caso 4 - Carregamento Final – Condição de Contingência...............................70
Tabela 4.13.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais..........................70
Tabela 4.14 – Caso 5 - Carregamento inicial........................................................................... 72
Tabela 4.14.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais..........................72
Tabela 4.15 – Caso 5 - Carregamento Final – Condição de Contingência...............................73
Tabela 4.15.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais..........................73
Sumário
Capítulo 1: INTRODUÇÃO ................................................................................................... 12
1.1
Cenário Nacional do Setor Elétrico ................................................................ 12
1.2
Centro de Operação Norte – Chesf ................................................................. 14
1.3
histórico da SE Pici II (PCD) .......................................................................... 19
1.4
Justificativa ..................................................................................................... 23
1.5
Objetivos ......................................................................................................... 23
1.6
Estrutura do trabalho ....................................................................................... 23
Capítulo 2 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA .............................................................. 24
2.3
Transformador de Potência ABB .................................................................... 28
2.3.4 ÓleoBuchas de alta tensão ................................................................................ 34
2.3.5 Radiadores ....................................................................................................... 36
2.3.6 Secador de ar à sílica-gel ................................................................................. 38
2.3.7 Indicador de nível de óleo ................................................................................ 38
2.3.8 Relé de Gás (Buchholz)................................................................................... 39
2.3.9 Válvula de Segurança ...................................................................................... 40
Capítulo 3: ESTUDO EM REGIME PERMANENTE E EMERGÊNCIA.............................. 45
Capítulo 4: ESTUDOS DE CASOS ........................................................................................ 55
4.2 Estudos de Casos – Três Transformadores energizado em paralelo na SE PCD
4.2.2 Caso 2 – Carga Média..................................................................................... 63
4.2.3 Caso 3 – Carga Pesada .................................................................................... 66
4.3
Estudos de Casos – Quatro Transformadores energizados na SE PCD
4.3.1 Caso 4 – Carga Leve (4TR) ............................................................................ 69
4.3.2 Caso 5 – Carga Média..................................................................................... 72
Capítulo 5: CONCLUSÃO ....................................................................................................... 75
12
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
1.1
Cenário Nacional do Setor Elétrico
O consumo de energia elétrica cresce impulsionado pelos incentivos
governamentais através de programas sociais, a ascensão da classe média brasileira, pelo
crescimento do comércio e indústria (EPE, 2013).
O crescimento do consumo de energia elétrica, principalmente nas grandes
metrópoles, exige-se mais investimentos na expansão do sistema de geração, transmissão e
distribuição e, consequentemente, um crescimento no número de subestações, linhas de
transmissão e novos equipamentos.
Neste contexto é que a ampliação e reforço em
instalações da Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF é um compromisso da
empresa em atender com qualidade e dentro do prazo previsto no Plano de Ampliação e
Reforço (PAR) 2010-2012 da ONS. De acordo com os estudos em conjuntos com Ministério
Minas e Energia, Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Operador Nacional do
Sistema Elétrico (ONS), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) há um acréscimo de 2.150km
de linha de transmissão e 24.874 em instalação de transformadores com custo de investimento
da ordem de R$ 4 Bilhões de reais (ONS – PAR 2010-2012)
Neste cenário é que o sistema brasileiro de energia se utiliza dos recursos do
sistema interligado entre as macros regiões do Brasil, exceto parte da região norte, que
representa 2% do mercado e se encontra isolado. A função principal deste intercâmbio é fazer
fluir de forma plena e eficiente o escoamento de energia entre as regiões demográficas do
Brasil.
O Sistema Interligado Nacional (SIN), representado na figura 1.1, é constituído
pela Rede Básica (RB), que são instalações ou equipamentos com níveis de tensão maior ou
igual a 230 kV, e integrantes de concessões de serviço público de energia elétrica. Compõe-se
de um sistema hidrotérmico, com forte predominância de usinas hidrelétricas, geralmente
localizadas longe dos centros de carga, e por uma malha de transmissão, que abrange as
empresas das regiões geoelétricas Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região
Norte, totalizando uma extensão de linhas de aproximadamente 103.361,7km (ONS, 2013). A
CHESF tem aproximadamente 18.644km em extensão de linha de transmissão, conforme
anexo A.
13
Figura 1.1 – Sistema Interligado Nacional
Fonte: ONS, 2013
O SIN propicia a transferência de energia entre as regiões do país, permitindo o
bom uso dos recursos hidrológicos e o despacho ótimo hidrotérmico, ou seja, explorando de
diversas formas os regimes hidrológico das bacias hidrográficas do Brasil. Portanto,
representa um vetor de otimização econômica, pois utiliza os recursos de geração e
transmissão para atender o mercado consumidor com confiabilidade, continuidade e
economia.
A tabela 1.1, apresenta as principais interligações que compõem o Sistema
Interligado Nacional e na tabela 1.2 apresenta as empresas do grupo Eletrobrás predominantes
nas regiões.
14
Tabela 1.1 – Interligação do SIN
Interligação
LT´s de interligação
Tucuruí / Presidente Dutra / Teresina / Sobral (C1/C2)
Norte / Nordeste
Colinas / Ribeiro Gonçalves / São João do Piauí / Sobradinho
Serra da Mesa / Correntina / Bom Jesus da Lapa / Ibicoara / Governador
Centro-Oeste / Sudeste /
Nordeste
Mangabeira
Norte/Sudeste
Imperatriz / Colinas / Miracema / Gurupi / Serra da Mesa
Sul / Sudeste
Bateias /Ibiuna e outras
Fonte: ONS, 2013
Tabela 1.2 – Regiões e Empresas Eletrobrás
Região
Empresas
Norte
Eletronorte
Nordeste
Chesf
Centro-Oeste/Sudeste
Sul
Furnas
Eletrosul
Fonte: ONS, 2013
1.2
Centro de Operação Norte – Chesf
A Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), empresa subsidiária do
grupo ELETROBRAS, é uma empresa cuja missão é produzir, transmitir e comercializar
energia elétrica com qualidade, de forma rentável e sustentável. A CHESF possui um dos
maiores sistemas de transmissão de energia elétrica em alta tensão do Brasil. São mais de 18
mil quilômetros de linhas operando nas tensões de 500 kV, 230 kV, 138 kV e 69 kV. A
CHESF atua em 6(seis) áreas, ou seja, subsistema, a citar: Área Centro, Área Leste, Área
Norte, Área Oeste, Área Sudoeste e Área Sul. Cada área é coordenada pelo os centros
regionais, a citar e conforme figura 1.2:
CROP – Centro Regional de Operação de Paulo Afonso
CROS – Centro Regional de Operação Sul/Sudoeste – Sede : Salvador
CROL – Centro Regional de Operação Leste – Sede: Recife
CRON – Centro Regional de Operação Norte – Sede: Fortaleza
CROO – Centro Regional de Operação Oeste – Sede: Teresina
15
Todos os centros de operação regional são coordenados pelo Centro de Operação
do Sistema (COOS), com sede na cidade do Recife.
Figura 1.2 – Centro Regional de Operação - CHESF
Fonte: Chesf, 2012
O Estado do Ceará está interligado ao SIN através das seguintes interligações:
Norte - Usina de Tucuruí conectando a transmissão em 500 kV/230 kV da SE Presidente
Prudente, Teresina I, Teresina II até Sobral II/Sobral III.
Sul – Usina de Paulo Afonso conectando a transmissão 500 kV até SE Milagres, Quixadá até
Fortaleza II(FZD). No eixo de 230 kV, segue da SE Milagres, Banabuíu até Fortaleza I (FTZ).
Centro – Eixo de 500 kV interligado entre Ribeirão Gonçalves, São João do Piauí chegando
até SE Milagres.
16
A figura 1.3 mostra a distância em quilômetros(km) das fontes de geração
norte, Tucuruí pertencente a ELETRONORTE e fontes de geração sul oriundas das usinas de
Paulo Afonso e Luiz Gonzaga pertencente a CHESF, até a SE PCD.
Figura 1.3 – Distância (Km) entre Geração e SE PCD
Fonte: Próprio Autor
17
A figura 1.4, representa a área Norte que é coordenada pelo CRON, cuja área de
atuação é o estado do Ceará, parte do oeste do Rio Grande do Norte, mais especificamente na
SE Mossoró, e parte oeste da Paraíba, através da Usina e SE Curemas. A área norte é
composta atualmente por 15 barras de 230 kV, 5 barras de 500 kV, 39 linhas de transmissão e
37 transformadores de potência.
No Ceará, o Centro Regional de Operação Norte (CRON) da CHESF opera de
forma coordenada o regional de Fortaleza, compreendendo as subestações de Fortaleza I
(FTZ) 230 kV, Fortaleza II (FZD) 500 kV, Pici II (PCD) e Cauípe (CPE) 230 kV,
responsáveis por cerca de 60% da energia da grande Fortaleza e da SE Delmiro Gouveia
(DMG) 230 kV, responsável pelos outros 40% da energia do regional (CRON, 2012).
Em 2013, a área norte receberá duas novas subestações, a SE Aquiraz II (AQD) e
Pecém II (PED), que fazem parte do Plano de Obras 2013/2022, autorização CC 004/2010.
Com isto, haverá um aumento de potência instalada de 400 MVA da SE AQD e 3600MVA da
SE PED. A SE AQD aliviará o regional de fortaleza, principalmente as subestações de
Delmiro Gouveia e Fortaleza I, em torno de 40% (CRON, 2013). Com relação a SE PED será
a maior subestação da CHESF com capacidade instalada de 3600MVA e projetada para ter 36
linhas de transmissão em 230 kV que atenderá demandas de geração alternativas em que os
fluxos advindos desta geração serão escoados para o Sistema Interligado Nacional (SIN).
A figura 1.4 mostra as subestações que o Centro Regional de Operação Norte
(CRON) supervisiona e as interligações oriundas das fontes de geração da usina de Tucuruí,
do complexo de Paulo Afonso e Sobradinho.
18
Figura 1.4 – Área de Operação Norte – CHESF
Fonte: Chesf , 2013
19
1.3
Histórico da SE Pici II (PCD)
A SE PCD, energizada em maio de 2005, é uma subestação de alta tensão em
230 kV / 69 kV com a seguinte configuração: Duas linhas de transmissão em 230 kV
provenientes do barramento da SE FORTALEZA II (FZD), um barramento do tipo
principal/auxiliar e três transformadores de 230 kV/69 kV - 100 MVA. O barramento de 69
kV é de responsabilidade da COELCE.
Em 2005, a SE foi energizada com dois transformadores de 100 MVA com carga
em torno de 60 a 70 MW, em 2009 o carregamento dos transformadores atingiu em torno de
160 MW e em 2013 a carga máxima é de aproximadamente 240 MW. A figura 1.5 mostra o
gráfico da evolução de carga no período de 2005 a 2013, baseado em coleta de dados do
sistema supervisório da SE PCD, em tempo-real, SAGE.
Neste período é importante ressaltar alguns pontos, tais como: em 2009 a carga
atingia 80% da capacidade instalada da SE, logo neste mesmo ano, foi energizado o terceiro
transformador aumentando a capacidade instalada para 300 MVA. Em 2013, a carga está em
torno de 79% a 80% da capacidade instalada. Portanto, há de considerar a necessidade urgente
da implantação do quarto transformador de potência.
Figura 1.5 – Carga – Período de 2005 - 2013
Carga(MW)
300
200
Carga(MW)
100
0
2005
2009
2013
Fonte: SAGE, 2013
A subestação Pici II (SE PCD), representada pelo diagrama unifilar da figura 1.6,
é uma subestação abaixadora que faz fronteira do sistema de transmissão da CHESF com a
concessionária de energia elétrica do Ceará – COELCE. Os transformadores trifásicos de
potência têm o secundário, em 69 kV, ligado em delta. Transformadores com conexões em
delta operam como um sistema isolado da terra com o fim de filtrar as correntes de
harmônicos produzidas pelas LT´s de 69 kV da barra de 69 kV da SE Pici II (COELCE).
20
Figura 1.6 – Diagrama Unifilar – SE Pici II - CHESF
Fonte: CHESF, 2013
21
A subestação atende aos consumidores da região metropolitana de Fortaleza,
essencialmente os bairros da área oeste, a citar: Barra do Ceará, Presidente Kennedy,
Parangaba, Jurema, Bom Sucesso, Bom Jardim. Além destes, temos o Metrofor e Fábrica
Unitêxtil.
Observando a configuração estabelecida no regional da COELCE, conforme
figura 1.7, as cargas da regional de PCI da COELCE são normalmente abastecidas pela
subestação PCD da CHESF. Porém, há possibilidade de serem abastecidas pela regional de
Fortaleza, especificamente, da SE FTZ da CHESF através das linhas de 69 kV, 02J7 e 02J8,
que interliga à subestação de PARANGABA (PGB), pertencente a COELCE.
Da SE PGB, saem as linhas de 69 kV, 02P1, 02P2 e 02P3 e delas saem derivações
de linhas, a citar:
• Da 02P1 deriva para 02L6 e conecta-se a barra da SE PCI da COELCE;
• Da 02P2 deriva para 02L7 e conecta-se a barra da SE PCI da COELCE;
• Da 02P3 deriva para 02L5 e conecta-se a barra da SE PCI da COELCE;
22
Pici II - CHESF
Figura 1.7 – Diagrama Unifilar – Regional Pici – COELCE
Fonte: COELCE, 2013
23
1.4
Justificativa
A motivação para realizar este estudo foi de conhecer o comportamento dinâmico
das cargas no sistema de interligação de barras entre as regionais de Pici II, Fortaleza e
Delmiro Gouveia, antes e depois da instalação do quarto transformador.
1.5
Objetivos
O objetivo deste trabalho é mostrar as conseqüências da implantação do quarto
transformador de potência de 100 MVAr quanto ao acréscimo da potência instalada, a
possibilidade de transferência de cargas entre as barras da regional de Pici II e Fortaleza, a
descrição das partes construtivas e os níveis de tensão dos barramentos quando ocorre perda
de um dos transformadores da SE Pici II.
1.6
Estrutura do trabalho
A divisão deste trabalho foi feito em cinco capítulos, conforme descrito a seguir:
• Capítulo 2 – Apresentar as características físicas do transformador, destacando
equipamentos auxiliares importantes.
• Capítulo 3 – Estabelecer as equações do fluxo de potência e modelagem para
linhas de transmissão e transformador.
• Capítulo 4 – Apresentar os resultados da simulação de fluxo de cargas,
utilizando o software POWERWORLD, considerando patamares de carga leve,
média e pesada, com três transformadores e quatro transformadores.
• Capítulo 5 – Apresentar a conclusão do trabalho e sugestões para estudos
futuros.
24
CAPÍTULO 2 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA
2.1 Introdução
O transformador é um elemento ativo que garante e dá ao sistema possibilidades
de obter diversos níveis de tensão. Temos no mercado uma variedade de transformadores
como monofásico a dois enrolamentos, monofásico a três enrolamentos, trifásico ou banco de
três trafos monofásicos. O transformador instalado na SE PCD é do tipo trifásico 230 kV/69
kV, ligado em Y-∆ e capaz de fornecer até 100 MVA.
A norma brasileira NBR 5356 diz que, independentemente do tipo de ligação, se
Y-∆ ou ∆-Y, as tensões de linha secundárias ܸሶ ab, ܸሶ bc , ܸሶ ca devem estar atrasadas de 30º em
relação às tensões de linha primárias ܸሶ AB , ܸሶ BC e ܸሶ CA. A Figura 2.1 mostra um transformador
trifásico Y-∆ com relação de transformação monofásica N1 / N2.
Figura 2.1 – Ligação e Fasor de Tensão- Transformador Y-∆
Fonte: Borges Carmem, 2005
25
A seguir, a figura 2.2 mostra um sistema de corrente alternada com vários níveis
de tensão.
Figura 2.2 – Níveis de tensão obedecidos nos sistemas elétricos
Fonte: CEFET-MG, 2010
A flexibilidade de obter vários níveis de tensão ao longo do sistema de potência é
devido aos transformadores, equipamentos estáticos de alta eficiência e grande confiabilidade.
2.2 Princípio de Funcionamento
O transformador é um equipamento estático que transporta energia elétrica, por
indução eletromagnética, do primário (entrada) para o secundário (saída), como representado
esquematicamente na figura 2.3.
O princípio de funcionamento do transformador está baseado na lei de Faraday,
em que a tensão nos terminais de uma bobina é igual e de sinal oposto ao produto do número
de espiras pela variação do fluxo que envolve as espiras (Barthold, 1983).
26
A figura 2.3 mostra o circuito magnético formado por chapas de aço-silício com
duas bobinas enroladas com N números de espiras. Sendo assim, se estabelece os
enrolamentos de alta tensão ou primário (N1) e enrolamentos de baixa tensão ou secundário
(N2).
Figura 2.3– Núcleo Magnético
Fonte: NOGUEIRA, D., & ALVES D., 2009
As principais variáveis que definem o dimensionamento de um transformador são
a bitola dos condutores (corrente) e o material isolante utilizado (tensão). Os enrolamentos de
alta tensão (AT) são constituídos por várias espiras de fio fino, sendo que os enrolamentos de
baixa tensão (BT) possuem um menor número de espiras com bitola maior.
Supondo que o fluxo alternado circule no circuito magnético, desprezando as
resistências, a tensão por espira será constante e segue a relação derivada da Lei de Faraday,
ܸ1 ܰ1
=
=ࢇ
ܸ2 ܰ2
(1)
Desprezando a relutância magnética e as perdas no núcleo, os ampere-espiras dos
dois enrolamentos serão iguais e segue a relação
‫ܫ‬1 ܰ2
=
=ܽ
‫ܫ‬2 ܰ1
(2)
27
Portanto, a razão entre as tensões do primário e do secundário, bem como entre os
respectivos números de espiras dos seus enrolamentos, definem a relação de transformação
(a) de um transformador.
Considere que as potências aparentes na entrada e na saída do transformador são
iguais, ou seja, S1=S2, logo temos:
(3)
ܸ1. ‫ܫ‬1 = ܸ2. ‫ܫ‬2
portanto,
ܸ1 ‫ܫ‬2
=
ܸ2 ‫ܫ‬1
(4)
Assim, fica definida a equação fundamental de transformação
ܸ1 ܰ1 ‫ܫ‬2
=
=
ܸ2 ܰ2 ‫ܫ‬1
(5)
Como conseqüência pode-se acrescentar à equação 5 a relação entre impedância
do primário e secundário. Sabe-se que a tensão no enrolamento primário é dado por
ܸ1 = ܼ1 ∗ ‫ܫ‬1 e a tensão no enrolamento secundário é dado por ܸ2 = ܼ2 ∗ ‫ܫ‬2 , dividindo-se
V1 por V2, temos a equação 6, dada por:
ܸ1 ܼ1 ‫ܫ‬1
=
∗
ܸ2 ܼ2 ‫ܫ‬2
(6)
Portanto, pode-se concluir que a relação entre a impedância e enrolamento é dada
por:
௓ଵ
௓ଶ
=(
ேଵ
ேଶ
)ଶ
(7)
ou seja, a impedância é proporcional ao quadrado do número de espiras no
enrolamento, portanto, relacionando a equação (5) e (7), temos:
ܼ1
ܸ1 ଶ
‫ܫ‬2
=(
) = ( )ଶ
ܼ2
ܸ2
‫ܫ‬1
(8)
A relação entre impedância, tensão e corrente é o que torna dinâmico o controle
de potência em transformadores e o fluxo de potência entre instalações do Sistema Elétrico de
Potência (SEP).
28
2.3
Transformador de Potência ABB
Nas próximas seções desse capítulo serão mostradas as principais características
de um transformador de potência do fabricante ABB (ASEA BROWN BOVER) usado pela
CHESF. A Tabela 2.1 apresenta os dados de placa do equipamento e a Figura 2.4 é
apresentada uma foto do equipamento.
Figura 2.4- Transformador de potência em Y-∆
Fonte: Chesf, 2013
29
Tabela 2.1 - Características do transformador ABB
Transformador trifásico de potência em Y-∆
Fabricante
Tipo
ABB
HC/OP/OPTLR-D
Potência nominal
65MVA/80MVA/100 MVA
Tensão Nominal
230 kV(Y )/ 69 kV(∆)
Frequência
60Hz
Sistema de Resfriamento
12 Ventiladores
Comutador de Carga
21 posições
Volume de Óleo Isolante
48600 litros
Fonte: ABB, 2013
2.3.1 Tanque Principal
Figura 2.5 – Tanque Principal
Fonte: Próprio Autor
A figura 2.5, mostra o tanque principal do transformador. É uma caixa metálica,
de alta resistência mecânica, onde estão inseridos os principais componentes ativos do
transformador (enrolamentos, núcleo, óleo, etc.)
O tanque principal é completamente cheio de óleo mineral isolante que tem dupla
função: melhorar o isolamento da parte ativa e promover a necessária troca de calor
entre a parte ativa e o meio ambiente através dos radiadores.
30
No interior do tanque principal existe outro tanque que serve de abrigo para a
chave do comutador sob carga. O óleo deste tanque não está em contato com o óleo do tanque
principal.
2.3.2 Tanque de Expansão
O transformador está submetido a variações de temperatura e ao ciclo de diário de
carga. Com isto, o óleo aumenta de volume (dilatação) quando a temperatura aumenta e
diminui de volume (contração) quando a temperatura diminui.
Para possibilitar a dinâmica do óleo é montado no tanque principal do
transformador um depósito de metal, ou seja, tanque de expansão, que é isolado da atmosfera
e evita contaminação do óleo por gás ou umidade. A figura 2.6, mostra a localização física,
em destaque, do tanque de expansão.
Figura 2.6 – Tanque de Expansão
Fonte: Chesf, 2011
A interligação entre o tanque principal e tanque de expansão dar-se-á através
de tubulações adequadas e são conectadas através de duas válvulas e o relé de gás, conforme
figura 2.7 e 2.8. O tanque de expansão permite conexões com o secador de ar à sílica-gel, relé
de gás, indicador de nível de óleo e válvulas para enchimento e drenagem de óleo. O tanque
de expansão comunica-se com o tanque principal através do relé de gás. As válvulas
funcionam para isolar o tanque de expansão do tanque principal, quando necessário.
31
Figura 2.7 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão
Relé de Gás
Válvulas
Fonte: Chesf, 2011
Figura 2.8 – Conexão entre Tanque Principal e Expansão - Vista Interna
Fonte: Chesf, 2011
A figura 2.9 mostra que o tanque de expansão é dividido em duas partes: Uma
serve para expansão do óleo do tanque principal (maior volume) e o outro serve para
expansão do óleo do tanque da chave comutadora, ou seja, comutador de tape (menor
volume).
32
Figura 2.9 – Tanque de Expansão
Divisória(solda)
Fonte: Chesf, 2011
Em proporções, 2/3 do tanque de expansão é utilizado para a dilatação do óleo
proveniente do tanque principal e 1/3 do tanque de expansão é utilizado para a dilatação do
óleo proveniente do tanque da chave comutadora. A figura 2.9 mostra uma divisória de chapa
soldada no tanque de expansão.
Em geral, o sistema de preservação está classificado como sistema aberto ou
selado. No caso do transformador de potência instalado na SE PCD é do tipo selado, ou seja,
na parte interna do tanque de expansão têm-se uma bolsa de borracha ou membrana que
separa o líquido isolante da atmosfera livrando-o da umidade e da oxidação. Na figura 2.10
segue descrição de partes do tanque de expansão.
Figura 2.10 – Sistema de preservação selado por bolsa de borracha
Vista Superior
Vista Lateral
Fonte: ABB, 2012
33
Descrição dos componentes:
1 – Corpo
6 – Base
11 – Ajuste de Bóia
2 - Tampa
7 – Válvula 1”
12 - Reforço
3 - Tubulação para relé
4 - Bolsa de Borracha
5 – Suporte
8 – Tubulação do secador
13 – Conexão p/ Bolsa
9 – Conexão p/ INO
10 – Indicador de Nível
2.3.3 Núcleo Magnético
O núcleo magnético de um transformador é fundamental em sua operação, pois é
o elemento que proporciona o caminho para passagem dos fluxos magnéticos gerados pelas
correntes que percorrem os enrolamentos (NOGUEIRA & ALVES, 2009). O núcleo é
formado por chapas de aço-silício, laminadas a frio, cobertas por película isolante. A
laminação a frio seguida de tratamento térmico orienta os domínios magnéticos no sentido da
laminação, permitindo alcançar altas densidades de fluxo com perdas reduzidas e baixas
correntes de magnetização. As chapas são sustentadas por uma estrutura constituída de vigas
metálicas, interligadas por tirantes, e por faixas de fibras de vidro impregnadas por resina
(Irapoan Garrido, 1985).
Os enrolamentos consistem em condutores isolados, enrolados no núcleo do
transformador, sendo que o condutor utilizado é de seção quadrada.
Na Figura 2.11 é possível observar a disposição do núcleo e enrolamentos do
transformador.
Figura 2.11 - Núcleo do transformador
Fonte: ABB, 2012
34
2.3.4 Buchas de alta tensão
O transformador é composto de três buchas do lado de alta tensão(230 kVH1,H2,H3), três buchas do lado de baixa tensão(69 kV - X1,X2,X3) e uma bucha neutro em
230 kV, HO, conforme figura 2.12.
Figura 2.12 - Buchas de Alta/Baixa do transformador
H1
H3
H2
X1
X2
X3
Bucha em 230 kV
Bucha em 69V
Fonte: Chesf, 2012
A bucha é um isolador oco com passagem para cabos condutores, conforme figura
2.13, em perfil.
35
Figura 2.13 – Descrição Partes da Bucha
Condutor
Fonte: Manual ABB, 2011
36
2.3.5 Radiadores / Ventiladores
São equipamentos auxiliares instalados em torno do tanque principal e
interligados ao seu interior através de válvulas superiores e inferiores, cuja finalidade é
aumentar a área de dissipação do calor do óleo contido no interior do transformador,
conforme figura 2.14a e 2.14b.
Figura 2.14a– Tubulação/Válvulas
Tubulação Superior
Válvulas Superiores
Válvulas Inferiores
Tubulação Inferior
Fonte: Chesf, 2013
Quando o transformador estiver em operação, estas válvulas deverão está abertas,
isto é necessário para permitir que o óleo mais quente da parte superior penetre nos
radiadores, sendo distribuído pelos diversos compartimentos, resfriando e retornando ao
tanque principal.
Em conjunto com os radiadores têm-se 12 ventiladores instalados na parte inferior
de cada radiador que auxiliarão no resfriamento do óleo, conforme figura 2.14b. Sem os
ventiladores, o transformador está projetado para fornecer 65MVA de potência nominal
obedecendo aos valores de temperatura estabelecidos pelo fabricante. Para fornecer 80MVA
é necessário entrar com o primeiro grupo de ventiladores composto de 4 ou 8 ventiladores e
para se conseguir fornecer 100 MVA é necessário entrar com o segundo grupo de ventiladores
composto
de
8
ou
4
ventiladores.
Este
transformador
é
classificado
como
ONAN/ONAF/ONAF. Ver anexo B, que indica classificação dos transformadores referente
ao sistema de resfriamento.
37
Figura 2.14b – Radiadores/Ventiladores montados
Fonte: Chesf, 2013
À medida que a temperatura do óleo e do enrolamento aumenta os grupos de
ventiladores vão sendo ligados automaticamente por um sistema de sensores instalados nos
medidores de temperatura. Com isto, faz-se necessário estabelecer inspeções periódicas
durante os turnos operacionais fim verificarmos o pleno funcionamento dos ventiladores. Na
figura 2.15, mostra-se a disposição dos ventiladores acoplados aos radiadores. No anexo C, é
dado um exemplo que indica o quanto de potência do transformador se perde quando de
defeito nos ventiladores.
Figura 2.15 – Ventiladores
Fonte: Chesf, 2013
38
2.3.6 Secador de ar à sílica-gel
O secador de ar tem a função de adsorver a umidade do ar aspirado pelo tanque de
expansão. O dispositivo é composto de um recipiente metálico, no qual está contido o agente
secador (sílica gel). Durante o funcionamento normal do transformador, o óleo aquece e
dilata, expulsando o ar do tanque de expansão através do secador de ar, havendo diminuição
da temperatura do óleo, acompanhada da respectiva redução de volume. Forma-se, então, uma
depressão de ar no tanque de expansão e este ar passa através dos cristais de sílica gel, que
retiram a umidade do ar, e sem umidade, o ar penetra no tanque de expansão. A Figura 2.16
mostra o secador de ar do transformador de potência.
Figura 2.16 - Secador de ar
Tanque Principal
Comutador
Fonte: Chesf (2012).
2.3.7 Indicador de nível de óleo
O óleo isolante se dilata ou se contrai conforme a variação da temperatura
ambiente e do carregamento. Em função disso haverá elevação ou abaixamento do nível do
óleo que será mostrado pelo indicador de nível do óleo. A Figura 2.17 mostra o indicador de
nível do óleo no tanque principal e no comutador.
39
Figura 2.17 - Indicador de nível de óleo
Tanque Principal
Comutador
Fonte: Chesf, 2012
2.3.8 Relé de Gás (Buchholz)
O relé de gás detecta a formação de gás e rápida movimentação de óleo no
transformador, sendo instalado entre o tanque principal e o tanque de expansão do óleo, como
mostra a Figura 2.18.
No relé de gás, internamente encontram-se uma bóia superior e outra inferior. A
bóia superior é forçada a descer quando existe acúmulo de gases na câmera do relé, isso
acontece quando ocorrem faltas internas incipientes. Já no caso de uma falta de grande porte
caracterizado por um curto-circuito interno devido à falha de isolação, provoca-se um rápido
aquecimento do óleo e formação de grandes bolhas de gás. As bolhas de gás juntamente com
óleo sobem e passam no relé de gás, que faz deflexionar a bóia inferior (Kindermann, 2006).
O relé de gás possui um dispositivo indicador de volume de gás, que fica
localizado na parte inferior do transformador, conforme figura 2.18. Ele é utilizado pela
equipe de manutenção para a retirada dos gases do relé de gás para posterior análise.
40
Figura 2.18 - Relé de gás
Figura 2.18a - Indicador de Gás
Fonte: ABB, 2012
2.3.9 Válvula de Segurança
Figura 2.19 – Válvula de Segurança
Fonte: Chesf, 2012
A figura 2.19 mostra a válvula de segurança do transformador. Está localizada na
parte superior do tanque principal e opera quando há uma sobre pressão no tanque decorrente
de um curto circuito entre espiras ou enrolamentos. A atuação da válvula de segurança
consiste no rompimento da tampa, o que faz o óleo escorrer para fora do tanque. Esta atuação
é a última opção de proteção para defeitos internos ao tanque.
2.3.10 Comutador de Tapes em carga ou Comutador de Derivação em Carga - CDC
Os Comutadores de Derivação em Carga – CDC, que são empregados largamente
e praticamente indispensáveis nos grandes sistemas elétricos, começaram a partir de 1925,
41
sendo um equipamento essencial para o controle de tensão e fluxo de potência.
(DMS/CHESF).
A necessidade de fornecer ao consumidor e ao sistema uma tensão que, apesar das
variações de carga, permaneça o mais constante possível e cujo controle seja feito sem
interrupção, fez com que se torne comum o uso de transformadores com comutador de
derivações em carga.
O estágio de desenvolvimento em que este equipamento se encontra, pode-se
considerar de grande confiabilidade, porém é necessário uma atenção especial para este
equipamento, pois seu desempenho pode comprometer o funcionamento do transformador
com conseqüências drásticas para o consumidor/sistema.
A seguir mostra-se de forma separada a operação mecânica e elétrica de
comutação de tape, porém friso que a mecânica e a elétrica atuam de forma conjunta à
operação de comutação de derivação (TAPE) em carga.
O ato de elevar ou reduzir o tape é uma interação somatória ou subtrativa de
fluxos magnéticos gerados no enrolamento principal e enrolamento de regulação.
2.3.10.1 Operação Mecânica do Comutador de Tape
O comutador em carga é instalado no tanque do transformador. O mecanismo de
acionamento, que pode ser feito por motor ou manivela, é acoplado ao tanque do
transformador e conectado ao comutador em carga por meio de eixos de acionamento e
engrenagem cônica, conforme figura 2.20.
O mecanismo de acionamento gira o eixo acionador vertical que transmite para
eixo horizontal e deste atua na chave desviadora para aumentar ou diminuir o tape, ou seja, o
número de espiras. Apesar do comutador está interno ao tanque principal, o óleo que contém a
chave desviadora está separado do óleo do tanque do transformador. É importante ressaltar,
que a comutação de tapes é feita no enrolamento de alta tensão, pois o nível de corrente é
menor, o que garante uma vida útil elevada para este tipo de equipamento.
De acordo com o manual do fabricante ABB, o número de operações executadas
pelo comutador em carga é registrado por um contador, instalado no gabinete do mecanismo
acionado por motor, conforme figura 2.20. O número de operações registradas deve ser
anotado em todas as inspeções e recondicionamentos.
42
Figura 2.20 – CDC – Mecânica
Fonte: Manual ABB
Normalmente, o comutador em carga deve ser recondicionado com regularidade
em intervalos de 300.000 operações. Se as operações do comutador ocorrerem raramente e
passar muito tempo até alcançarem as 300.000 operações, o intervalo entre os
recondicionamentos deverá ser limitado ao tempo indicado na placa de especificações
(normalmente 15 anos).
2.3.10.2 Operação elétrica do Comutador de Tape
Inicialmente é necessário mostra as partes principais do comutador ou comutador
de derivações em carga, conforme vista na figura 2.21.
43
Figura 2.21 – CDC – Elétrica
Fonte: Chesf 2010
Seletor de derivações: Dispositivo destinado a conduzir corrente, porém não a estabelecer ou
interrompê-la, usado em conjunto com uma chave comutadora para selecionar ligações das
derivações.
Chave Comutadora: Dispositivo utilizado em conjunto com um seletor de derivações para
conduzir, estabelecer e interromper corrente em circuitos já selecionados.
Pré-seletor: Dispositivo destinado a conduzir corrente, mas não a estabelecê-la ou
interrompê-la, utilizado em conjunto com um seletor de derivações ou com uma chave
seletora para permitir utilizar os seus contatos e as derivações a eles ligadas, mais de uma vez
no decorrer do deslocamento de uma posição extrema a outra.
A comutação de tape é uma seqüência completa de operação desde o início até a
conclusão da transferência da corrente de uma derivação do enrolamento ao outro adjacente.
O processo acontece através da interação de fluxos magnéticos, ou seja, ao elevar um tape os
44
fluxos se somam e ao reduzir um tape
t
os fluxos se subtraem, considerando
siderando figura 2.22. No
caso específico, o transformador instalado tem 21 posições em que cada uma indica a
quantidade de espiras e a relação com o nível de tensão. A posição 7 (sete) é tida como
posição nominal a qual fornece o nível de tensão em 230 kV no lado primário do
transformador.
A passagem de uma posição para outra é feita através da chave comutadora que
permite um fluxo de corrente nos dois tapes e em seguida estabelece o tape final desejado.
Figura 2.22 – Relação Tap x Tensão
20-22
20-21
20-22
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11A
11
11B
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
20-21
LIGAÇÃO
POSIÇÃO
TENSÃO ( V )
1-30
2-30
3-30
4-30
5-30
6-30
7-30
8-30
9-30
10-30
11-30
12-30
1-30
2-30
3-30
4-30
5-30
6-30
7-30
8-30
9-30
10-30
11-30
257000
252500
248000
243500
239000
234500
230000
225500
221000
216500
212000
207500
203000
198500
194000
189500
185000
180500
176000
171500
167000
Fonte: Manual Técnico da CHESF
Considerando a equação 1, mantendo-se
mantendo se a tensão e o número de espiras de baixa
(N2) constante, para aumentar a tensão de 69 kV para 70kV, temos que diminuir o número de
espiras no enrolamento de alta tensão (N1), ou seja, elevar o tape do transformador.
45
CAPÍTULO 3: ESTUDO EM REGIME PERMANENTE E EMERGÊNCIA
3.1 Estudo de Fluxo de Potência
O estudo de fluxo de potência consiste em verificar o comportamento do sistema
em regime permanente, tanto em condição normal como durante emergências visando avaliar
se os níveis de tensão nos barramentos do sistema e os fluxos de potência nas LT e
transformadores atendem aos critérios estabelecidos no Submódulo 23.3.
Conforme item 5.3.2 do submódulo 23.3 dos procedimentos de rede da ONS, as
faixas de tensão estabelecidas na Tabela 3.1 devem ser utilizadas como referência para as
simulações que serão realizadas no capítulo 4, bem como a faixa de fator de potência,
conforme tabela 3.2
Tabela 3.1 Tensões entre fases admissíveis a 60 Hz
Fonte: ONS
Tabela 3.2 Fator de Potência admissíveis a 60 Hz
Fonte: ONS
46
3.1.2 – Premissas Básicas do Fluxo de Potência
O sistema para este estudo é representado por um conjunto de equações não
lineares que são utilizadas para o cálculo do estado de operação do sistema elétrico através de
métodos computacionais desenvolvidos ao longo de muitos anos. (STEVENSON
STEVENSON, 1986).
As equações de fluxo de potência
pot ncia podem ser aplicadas tanto em sistemas de
grande porte quanto em pequenas instalações.
instala
Através da análise
lise do fluxo de potência
pot
pode-se
conhecer o desempenho de sistemas sob o ponto de vista operacional ou planejamento. Para
isto, uma boa análise do fluxo de potência deve garantir algumas premissas, a citar:
• Segurança: a simulação do fluxo de potência no SEE é eficaz no sentido de se
estimar eventuais violações nos limites de operação.
operação. Por exemplo, para valores de tensão
tensã a
operação de sistema deve adotar variação entre 0.95pu e 1.05pu. Um sistema seguro é aquele
que garanta detectar
tectar problemas futuros que possam causar a perda de transmissão de energia,
perda de estabilidade ou causar o colapso do sistema;
• Planejamento e Operação: a análise do fluxo de potência atua como uma
poderosa ferramenta no processo de avaliação de novas configurações do sistema elétrico para
atender o aumento da demanda dentro dos limites da segurança do sistema elétrico. Assim,
também se procura configurações dos sistemas elétricos com
m as menores perdas de operação;
• Simulação de Sistemas Elétricos operando sob condições anormais decorrentes
da saída de operação de equipamentos como linhas de transmissão, transformadores e
unidades geradoras. A saída de operação desses equipamentos pode se dar pela necessidade
de manutenção preventiva ou corretiva, ou ainda, em se tratando de linhas de transmissão,
pelo desligamento automático após descargas atmosféricas.(UNESP,
atmosféricas.(UNESP, 2007).
3.1.3 - Formulação Básica do Fluxo de Potência
Figura 3.1 – Fluxo entre Barras K e M
Fonte: Próprio Autor
47
Considerando o sistema da figura 3.1, a formulação básica do problema considera
que a cada barra da rede são associadas quatro variáveis, a saber, (STEVENSON, 1986):
Vk - magnitude da tensão nodal na barra k;
θk - Ângulo da tensão nodal na barra k;
Pk - Potência ativa líquida calculada na barra k;
Qk - Potência reativa líquida calculada na barra k.
Um sistema de potência normalmente contém barras de carga e barras de geração.
Ao se resolver as equações de fluxo de potência, normalmente adotam-se uma barra como
referência também conhecida como barra de balanço ou barra infinita. O nome de barra
infinita vem do fato de que a tensão permanece constante independente do valor de corrente
ou potência. O valor da tensão e do defasamento angular da barra de referência são
conhecidos. O mais comum é adotar uma barra de geração como referência.
A seguir, temos os três tipos de barras:
- Barra de referência ou barra Vθ (Swing ou Slack) – Barra tipo 2
São dados Vk e θk;
São calculados Pk e Qk;
- Barra de Geração ou barra PV (Flutuação) – Barra tipo 1
São dados Pk e Vk;
São calculados Qk e θk;
- Barras de Carga ou barra PQ – Barra tipo 0
São dados Pk e Qk;
São calculados Vk e θk;
As injeções de potência ativa e reativa em uma barra obedecem a lei de Kirchhoff,
são iguais a soma dos fluxos que deixam a barra através das linhas de transmissão e
transformadores.
As equações de fluxo de potência quase sempre se resumem em:
[Ynó][Vnó] = [Inó ] = [Snó / Vnó ]
(9)
48
onde: [ ܻሶ nó ] – Matriz de Admitância nodal.
[ ܸሶ nó ] - Vetor de Tensão.
[ nó] - Vetor de Correntes injetadas.
A equação acima pode ter característica
caracter
linear ou nãoo linear, dependendo do
modelo das potências
ncias nas barras ou de hipóteses
hip
simplificadoras.
O exemplo a seguir, demonstra um fluxo de potência simplificado fim esclarecer a
equação 9.. O sistema baseia-se
baseia em duas barras 1 e 2, sendo que a barra 1 é da referência e a
barra 2 pode ser PQ ou PV.
PV Considere a figura 3.2.
Figura 3.2 – Representação barra 1 / 2
Fonte: Própria
Na figura 3.2, a potência S12 flui da barra 1 para barra 2 e pode ser calculado
através da equação 10,, a citar:
S12 = V1[(V1-V2)/Z12 + V1/Z10]*
(10)
Onde, Z12 representa a impedância da barra 1 a barra 2. Supondo um sistema
sem perdas e desprezando as conexões
conex
a terra obtém-se:
S12 = [V12 - V1V2
(θ1- θ2)] / (-jX12] (11)
Separando as parte real e imaginária
imagin
obtém-se:
P12 = [V1V2 sen(θ1- θ2 )] / X12,
(12)
onde P12 representa a potência ativa.
Q12 = [V12 - V1V2 cos(θ1- θ2 )] / X12, (13)
49
onde
Q12 representa a potência reativa.
A equação 12 da potência ativa pode ser simplificada ainda mais nos casos em
que a barra 2 é controlada por reativos. Supondo que a barra 1 e 2 tenham ܸሶ = 1,0 então
obtém-se:
P12 = - B12 sen θ12
(14)
A equação 14, fornece resultados com razoável precisão para sistemas onde o
efeito resistivo é menor do que o efeito reativo. Estas condições se aplicam ao sistema de alta
tensão de grande porte. A figura 3.3, mostra a representação gráfica da equação simplificada
da potência ativa.
Figura 3.3 – Potência x Defasamento Angular (θ)
Fonte: Própria
A relação entre Potência(P) e Defasamento Angular (θ) mostra que a máxima
capacidade de transmissão depende diretamente do seno da defasagem angular
θ e o módulo
das tensões dos barramentos adjacentes e depende inversamente da reatância indutiva por toda
extensão da linha de transmissão. Portanto, a abertura do ângulo limita a capacidade de
transmissão de uma barra para outra.
A relação X/R determina a característica de um sistema. Se este é um sistema
mais indutivo ou resistivo. A tabela 3.1 estabelece a relação entre sistema de transmissão e
distribuição, quanto a relação X/R.
50
Tabela 3.3 – Relação X/R
Setor
Relação X/R
Transmissão
>> 1, X >> R
Distribuição
<< 1, X << R
Os problemas de fluxo de potência não são lineares e geralmente apresentam uma
complexidade que só permite a solução numérica. As restrições de operação de um problema
de fluxo de potência são formadas por:
Limites das tensões nas barras PQ:
Limites de injeções de potência reativa das barras PV:
É importante observar que a inclusão dos controles provoca piora da taxa de
convergência do processo iterativo, podendo ainda provocar sua divergência e facilitar o
aparecimento de soluções múltiplas para o problema original (UNESP, 2007).
3.1.4 – Modelagem de Linhas de transmissão e Transformadores
Estabelecer as equações matemáticas que modelem os principais equipamentos
de um sistema elétrico de potência é essencial. Neste tópico, será definida a modelagem de
linha de transmissão e transformador, visto que a nível sistêmico são equipamentos essenciais
para realizar o escoamento de energia desde a geração até os sistemas de distribuição.
3.1.4.1 – Linhas de Transmissão
Existem basicamente dois(2) modelos para representar uma linha de
transmissão que são: O modelo PI (π) e modelo T, porém o mais utilizado é o modelo PI (π),
por proporcional simplicidade na dedução das equações.
A figura 2.1 apresenta o modelo π equivalente da linha de transmissão,
51
que é definido por três parâmetros: a resistência série rkm; a reatância série xkm,
௦௛
(xkm>0, indutivo); e a susceptância shunt b ௞௠
(bkm >0, capacitivo).
Figura 3.4 – Modelo Pi(π)
Fonte: UNESP/2007
Dados: Impedância série: zkm = rkm +jxkm => ykm =
onde
ଵ
Z௞௠
=gkm + jbkm,
ykm = Admitância série; gkm = Condutância série; bkm = Susceptância série
A corrente de saída da barra k é dada por:
௦௛
Ikm = ykm (Ek – Em) + j b ௞௠
Ek
(15)
௦௛
Ikm = (ykm + j b ௞௠
) Ek - ykm Em
onde Ek =Vk ݁ ௝ఏ௞ e Em =Vm ݁ ௝ఏ௠
A corrente saindo da barra m é dada por:
௦௛
Imk = Ykm (Em – Ek) + j b ௞௠
Em
(16)
௦௛
) Em
Imk = - Ykm Ek + (Ykm + j b ௞௠
O fluxo de potência complexa da barra K para barra M, é:
S*km= Pkm – j Qkm = E*k Ikm
(17)
onde Ikm = Ykm (Ek - Em) + jbkm Ek
Pkm e Qkm são, respectivamente, as partes real e imaginária.
52
então,
S*km = Ek* (Ykm (Ek - Em) + jbkm Ek ) = Ykm V௞ଶ - Ykm E ௞∗ Em + jbkm V௞ଶ
௦௛
) V ௞ଶ - (gkm + jbkm ) Vk Vm (cosߠkm - senߠkm)
= (gkm + jbkm +jbkm + jb ௞௠
(18)
onde ߠkm = θk – θm .
Logo,
Pkm = gkm V ࢑૛ - Vk Vm (gkm cosࣂkm + bkm senࣂkm)
(19)
࢙ࢎ
Qkm = -(bkm + jb ࢑࢓
) V ࢑૛ - Vk Vm (gkm senࣂkm - bkm cosࣂkm)
(20)
O fluxo de potência complexa da barra M para barra K, é:
Pmk = gkm V ࢓૛ - Vk Vm (gkm cosࣂkm - bkm senࣂkm)
(21)
࢙ࢎ
Qmk = - (bkm + jb ࢑࢓
) V ࢓૛ - Vk Vm (gkmsenࣂkm + bkmcosࣂkm)
(22)
Com relação as perdas de potência ativa e reativa nas linhas de transmissão
pode-se obtê-la da seguinte forma:
Pperdas = Pkm + Pmk = gkm (V௞ଶ + V ௠ଶ - 2Vk Vm cosߠkm )
= gm | Ek – Em|2
(23)
௦௛
Qperdas = Qkm + Qmk = - jb ௞௠
(V ௞ଶ + V ௠ଶ ) - bkm (V ௞ଶ + V ௠ଶ - 2Vk Vm
cosߠkm)
࢙ࢎ
= - jb ࢑࢓
(V ࢑૛ + V ࢓૛ ) - bkm | Ek – Em|2
(24)
53
3.1.4.2 – Transformadores
Através da generalização do modelo equivalente de linhas de transmissão,
transformadores em fase e transformadores defasadores, obtém-se o modelo π para fluxo de
potência entre duas barras, conforme representado na Figura 3.5:
Figura 3.5 – Modelo π generalizado
Fonte: UNESP/2007
O modelo apresentado na figura 3.5 , incrementa transformador com relação de
transformação de 1 para tkm (1: tkm ) e a partir desse modelo, as equações gerais para o fluxo
de potência ativa e reativa podem ser expressas da seguinte maneira:
Pkm = (akm Vk )2 gkm – (akm Vk ) Vm [gkm cos(ࣂkm+ ࣐km) + bkm sen(ࣂkm+ ࣐km)]
(24)
࢙ࢎ
Qkm = - (akm Vk )2 ( bkm + jb ࢑࢓
) – (akm Vk ) Vm [gkm cos(ࣂkm+ ࣐km) + ࣂkm+ ࣐km] (25)
Onde:
Vk – Fasor tensão na barra k;
θk - Ângulo da tensão na barra k;
θkm- Diferença entre os ângulos das barras k e m, ou também chamado de abertura
angular entre as barras k e m;
Pkm - Fluxo de potência ativa que sai da barra k em direção à barra m;
Qkm - Fluxo de potência reativa que sai da barra k em direção à barra m;
gkm - Condutância série da linha de transmissão entre as barras k e m;
54
bkm- Susceptância indutiva série da linha de transmissão entre as barras k e m;
௦௛
b ௞௠
- Susceptância capacitiva em derivação da linha de transmissão entre as
barras k e m;
1: tkm - Representa a relação de transformação complexa do transformador ideal,
com t = akm݁ ௝ఝ ;
akm - Relação de transformação de um transformador entre as barras k e m;
φkm - Relação de defasagem angular para transformadores defasadores entre as
barras k e m.
Para modelar as equações acima, considere os seguintes parâmetros:
- Linhas de transmissão, akm = 1 e φkm = 0;
௦௛
- Transformador em fase, b ௞௠
= 0 e φkm = 0;
௦௛
- Transformador defasadores puros, b ௞௠
= 0 e akm = 1;
௦௛
- Transformadores defasados, b ௞௠
= 0.
Logo, utilizando alguns desses parâmetros podemos estabelecer o fluxo de
potência considerando os vários tipos de transformadores.
55
CAPÍTULO 4: ESTUDOS DE CASOS
4.1 Introdução
Este capítulo apresenta os resultados da simulação de perda de um transformador da
SE PCD em duas situações: Situação real com três transformadores energizados em paralelo e
a situação futura com a instalação do quarto transformador. As simulações foram realizadas
com o programa POWERWORLD, para período de carga leve, carga média e pesada e irão
demonstrar os níveis de carregamento e níveis de tensão nos barramentos 230 kV/69 kV das
SE PCD, FZD (sem barramento de 69 kV), FTZ e DMG. Em seguida, foram feitas mais duas
simulações no período de carga leve e média com o quarto transformador instalado. Para
efeito de simulação, considerar o diagrama da figura 4.1
Figura 4.1 – Diagrama de Interligação entre barramentos
SE FZD
SE FZD
500 kV
230 kV
SE PICI II
SE PICI I
230 kV
(COELCE)
SE FTZ
230 kV
SE FTZ - 69 kV
TUCURUÍ
(COELCE)
CE
4BC
1BC
PAULO
AFONSO
SE DMG
230 kV
1BC
Fonte: Próprio Autor
SE PGB
SE DMG
69 kV
4BC
56
A figura 4.1 mostra a interligação radial entre os barramentos da SE FZD com o
barramento de 230 kV da SE Pici II(PCD), SE FTZ e SE DMG. Quanto ao barramento de 69
kV da SE FTZ tem uma interligação em anel com a SE Pici I, via rede de subtransmissão da
COELCE e outra com o barramento de 69 kV da SE DMG da CHESF.
Com relação aos equipamentos de regulação podemos citar: Na SE PCD apenas os
transformadores de potência reguladores, na SE FTZ têm-se um compensador estático (CE) 140/200 MVAR, um banco de capacitores (BC) em 230 kV de 50 MVAr e quatro bancos
capacitores de 69 kV de 25 MVAr e na SE DMG têm-se um banco de capacitores (BC) em
230 kV de 50 MVAr e quatro bancos capacitores de 69 kV de 25 MVAr. Os recursos citados
são utilizados para regulação de tensão e controle de reativos na área de Fortaleza em
condições normais de operação ou em contingência.
Para um melhor entendimento dos resultados, em cada caso são apresentadas quatro
tabelas, a citar:
•
Relatório de dados com potência ativa/reativa,tap,fator de potência e carregamento
dos transformadores da SE PCD, FTZ e DMG;
•
Tensões/ângulos nas barras de 230 kV das SE PCD, SE FZD, SE FTZ, SE DMG,
antes e depois da perda de um transformador na SE PCD;
•
Tensões/ângulos nas barras de 69 kV das SE PCD, SE FTZ e SE DMG, antes e
depois da perda de um transformador na SE PCD.
A tabela 4.1 indica a impedância para os transformadores da SE PCD de acordo com o
submódulo 2.3 do ONS subitem 7.1.5.1 que limita o valor máximo de impedância em 14%.
Tabela 4.1 – Parâmetros de Equipamento
Equipamento
Parâmetros do Equipamento em porcentagem (%)
Resistência
Reatância
Susceptância
04T1
-
13,26
-
04T2
-
13,19
-
04T3
-
13,25
-
04T4
-
13,25
-
Fonte: CHESF
57
4.1.1 Carregamento de Transformadores
Definir os limites de carregamento do transformador é essencial para o bom
desempenho do equipamento, portanto não estabelecer estes limites implica em perda da vida
útil do transformador. Intensas sobrecargas, perda de componentes do sistema de refrigeração,
falta de periodicidade na coleta de óleo (cromatografia ou físico-química) para análise são
fatores que provocam perda na vida útil do transformador.
Com relação a temperatura do óleo e enrolamento, a norma NBR 5416 estabelece
limites de temperatura de acordo com a classe do transformador (55º ou 65º), conforme
tabela 4.2.
Tabela 4.2 – Temperatura admissível ( Óleo / Enrolamento)
Fonte: NBR 5416/1997
Com relação ao sistema de refrigeração, ou seja, radiadores e ventiladores, a norma
estabelece limites de carregamento para parte do sistema de refrigeração em pleno
funcionamento, conforme tabela 4.3.
Tabela 4.3 – Refrigeração x Carregamento
Fonte: NBR 5416/1997
58
Conforme tabela 4.3, para carga permitida produz-se a mesma elevação de temperatura
se tivéssemos com o sistema de refrigeração com a totalidade do sistema em pleno
funcionamento.
Com relação a sobrecarga em transformadores, a norma estabelece limites de
carregamento desejáveis fim evitar um envelhecimento das partes ativas e isolantes(papel) do
transformador, diminuindo a expectativa de vida do equipamento.
Os critérios estabelecidos para a operação em relação à sobrecarga em transformadores
pela concessionária de transmissão CHESF são mostrados na tabela 4.4, conforme submódulo
2.3 e Resolução Normativa 461/2011 da ONS.
Tabela 4.4 – Níveis de Sobrecarga adotado em transformadores da CHESF
Tipo de Carregamento
Normal
Emergência de Curta
Duração
Emergência de Longa
Duração
Sobrecarga(%)
0%
(zero por cento)
Tempo em Sobrecarga
20%
(máximo admitido)
30 minutos
20%
(máximo admitido)
4 horas diária
Fonte: ONS e CHESF
De acordo com NBR 5416/1997, a sobrecarga admissível está estabelecida conforme
tabela 4.5.
Tabela 4.5 – Níveis de Sobrecarga conforme Norma Brasileira
Tipo de Carregamento
Normal
Emergência de Curta
Duração
Emergência de Longa
Duração
Trafo até 100 MVA
150%
(zero por cento)
Trafo > 100 MVA
130%
(zero por cento)
150%
(máximo admitido)
130%
(máximo admitido)
150%
(máximo admitido)
140%
(máximo admitido)
Fonte: NBR 5416/1997
Percebe-se entre a tabela 4.4 e 4.5 que os limites de sobrecargas estabelecidos pela
concessionária de transmissão estão dentro dos padrões estabelecidos pela NBR 5416/1997.
Hoje, de acordo a nota técnica da ANEEL de nº 007/2000 deverá incorrer encargos por
perda adicional de vida útil e riscos de falha, decorrentes de sobrecargas.
59
Além disso, a desenergização de um transformador seja em contingência ou
programada para intervenção provoca uma perda de receita devido a indisponibilidade
temporária do ativo, ou seja, do transformador. (Resolução ANEEL - 270/2007).
4.2 Estudos de Casos – Três Transformadores energizado em paralelo na SE PCD
Para subsidiar os estudos de casos seguintes, foi feito um levantamento de cargas na SE
PCD, considerando o dia 02/10/2013, conforme ANEXO D. Utilizamos, durante os períodos
de carga leve, média ou pesada do sistema, o valor máximo da potência ativa / reativa para o
período definido em cada caso. Os períodos de carga estão definidos de acordo com
estabelecido pelo Operador Nacional de Sistema (ONS), a citar:
•
Carga Leve – 00:00 às 08:00 e 23:00 às 00:00
•
Carga Média – 08:00 às 18:00
•
Carga Pesada – 18:00 às 22:00
Para os casos seguintes considerar como referência os carregamentos dos
transformadores da SE PCD, FTZ e DMG, conforme tabela 4.6, ressaltando que é um perfil
de carga real, atualizado e capturado do Sistema de Aquisição de Gerenciamento de Energia
(SAGE).
60
4.2.1 CASO 1 – CARGA LEVE
No caso 1, considerando a SE PCD com três transformadores, nível de carregamento e
níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.6, 4.6.1.
Tabela 4.6 – Caso 1 - Carregamento inicial
SE
PCD(3TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
143,1/24,2
289,1 / 69,8
181,8 / 19,3
TAPE
8
8
8 (1R)
FP
0,986
0,972
0,994
Carregamento
48%
75%
47%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.6.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
227,2 /20,2º
SE PCD
228,5/21º
SE FZD
228,5 /20,9º
SE FTZ
228,2/ 0,7º
SE DMG
69,1/16,7º
-
69,2/17,5º
69,3/17,5º
Fonte: Próprio Autor
61
Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e
níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.7, 4.7.1.
Tabela 4.7 – Caso 1 - Carregamento Final – Condição de Contingência
SE
PCD(2TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
143,1/24,2
289,1 / 69,8
182,3 / 19,3
TAPE
8
8
8
FP
0,986
0,972
0,994
Carregamento
73%
75%
47%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.7.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
227,2/20,2º
SE PCD
228,5/21º
SE FZD
228,5/20,9º
SE FTZ
68,5 /14,9º
-
Fonte: Próprio Autor
70,8 /15,9º
SE DMG
228,2/ 20,7º
SE DMG
69,3/17,5º
62
Análise dos Resultados:
1. Na condição de carga leve, o desligamento intempestivo do transformador não
provocará perda de carga, porém aumentará em 25 MW o carregamento de cada
transformador remanescente da SE PCD;
2. O nível de tensão nas barras de 230 kV não se alterou já o nível de tensão de
69 kV da SE PCD reduziu em torno de 0,7%, nas demais barras não se alterou;
3. Para manter os níveis de tensão da barra de 69 kV da SE PCD as seguintes ações
podem ser realizadas:
• Elevar o tape do transformador da SE PCD de 8 para 9;
• Ou energizar mais um banco capacitor na SE FTZ ( Não adequado ).
4. Nesta condição de carga e neste período, durante a semana, é possível programar
uma liberação de intervenção nos transformadores ou equipamentos auxiliares da
SE PCD até no máximo 06:00 da manhã;
5. Atualmente, a barra de 69 kV da SE FTZ recebe potência gerada da usina térmica
(UTE) de Maracanaú, em torno de 120 MW. Com isto, diminui o carregamento
dos transformadores da SE FTZ e possibilita uma transferência de carga da SE
PCD para SE FTZ, caso se perda mais um transformador, no período de carga
LEVE.
63
4.2.2 Caso 2 – Carga Média
No caso 2, considerando a SE PCD com três transformadores, nível de carregamento e
níveis de tensão na carga MÉDIA, conforme tabelas 4.8, 4.8.1.
Tabela 4.8 – Caso 2 - Carregamento inicial
SE
PCD(3TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
246/74,9
416 / 130,8
348,1 / 112,4
TAPE
10
10
9
FP
0,957
0,955
0,956
Carregamento
86%
77%
91%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.8.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
227,8/13,3º
SE PCD
231,2/12º
SE FZD
231,2/12,1º
SE FTZ
231/12,5º
SE DMG
69,9/19,9º
-
71,4/17,7º
71,5/19,3º
Fonte: Próprio Autor
64
Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e
níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.9, 4.9.1.
Tabela 4.9 – Caso 2 - Carregamento Final – Condição de Contingência
SE
PCD(2TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
246/74,9
416 / 130,8
348,1 / 112,4
TAPE
10
10
9
FP
0,957
0,954
0,955
Carregamento
134%
77%
91%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.9.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Contingência
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
227,1/13,3º
SE PCD
230,9/12º
SE FZD
230,9/12º
SE FTZ
230,7/12,5º
SE DMG
68,1/22,3º
-
71,3 /17,1º
71,3/19º
Fonte: Próprio Autor
65
Análise dos Resultados:
1. Na condição de carga MÉDIA, com desligamento intempestivo do
transformador haverá um aumento em torno de 54,8% no carregamento de
cada transformador remanescente da SE PCD;
2. A variação do carregamento no período de carga média é maior que em carga
pesada. Isto se justifica, pois a demanda máxima do dia registrada na SE PCD,
normalmente, se dá no período diurno;
3. Percebe-se pequena redução de tensão nos barramentos de 230 kV e
afundamento da tensão de 69 kV, devido a sobrecarga nos trafos
remanescentes;
4. Devido a sobrecarga é necessário transferir de 40 MW a 70 MW da SE PCD
para a SE FTZ. Para isto acontecer, é necessário atuação do operador de
sistema fim possibilitar transferência de cargas mantendo os níveis de tensão
nos barramentos e controle de carregamento dos quatro transformadores nas
SE FTZ e SE DMG, de acordo como fluxo a seguir:
-70 MW da SE PCD
50 MW para SE FTZ
20 MW para DMG
66
4.2.3 Caso 3 – Carga Pesada
No caso 3, considerando a SE PCD com três transformadores, nível de carregamento e
níveis de tensão na carga PESADA, conforme tabelas 4.10, 4.10.1 e 4.10.2.
Tabela 4.10 – Caso 3 - Carregamento inicial
SE
PCD(3TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
239/61,8
381,9 / 99,1
319,3 / 83,4
TAPE
10
9
9
FP
0,968
0,968
0,968
Carregamento
82%
66%
81%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.10.1 - Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
229,6/11,1º
SE PCD
232,5/9,8º
SE FZD
232,6/9,8º
SE FTZ
232,9/4,8º
SE DMG
70,3/12,2º
-
71,2/14,5º
71,2/13,2º
Fonte: Próprio Autor
67
Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e
níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.11, 4.11.1.
Tabela 4.11 – Caso 3 - Carregamento Final – Condição de Contingência
SE
PCD(2TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
239/74,9
381,9 / 99,1
319,3 / 83,4
TAPE
10
9
9
FP
0,954
0,968
0,968
Carregamento
130%
66%
81%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.11.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
229/11º
SE PCD
232,3/9,8º
SE FZD
232,4/9,8º
SE FTZ
232,6/10,2º
SE DMG
69,2 /9,7º
-
71,1 /14,7º
71,1/13,4º
Fonte: Próprio Autor
68
Análise dos Resultados:
1. Na condição de carga PESADA, com desligamento intempestivo do
transformador haverá um aumento em torno de 45% no carregamento de cada
transformador remanescente da SE PCD;
2. Percebe-se pequena redução de tensão nos barramentos de 230 kV e
afundamento da tensão de 69 kV, em torno de 1.6 kV. A redução de tensão de
69 kV é menor que no período de carga média;
3. Observou-se uma sobrecarga acentuada nos trafos remanescentes da SE PCD.
Com isto é necessário transferir cargas do regional de Pici para o regional de
Fortaleza, visto que a SE FTZ tem um baixo carregamento, em torno de 56%,
devido a entrada da UTE Maracanaú, o que garante uma transferência de até
120MW. Portanto, diminui-se o carregamento dos transformadores da SE PCD
para 89% e aumenta-se o carregamento dos trafos da SE FTZ para 88%;
4. Nesta condição de carga, é impossível liberação de um dos transformadores da
SE PCD, visto que acarretaria sobrecarga no trafo remanescente em torno de
145%. É uma situação crítica, que necessitaria um corte de carga em torno de
116MW para regional da SE FTZ e SE DMG. Manter banco de capacitores de
230 kV e 69 kV energizados da SE FTZ/SE DMG e CE de Fortaleza,
fornecendo no mínimo 40,6MVAR de reativos capacitivo, fim manter níveis de
tensão desejáveis e adequados a contingência;
5. Nesta situação orienta-se que manobras de liberação só podem ser executadas
após o horário de ponta e observando os limites de carregamento dos trafos da
SE FTZ e SE DMG.
69
4.3 Estudos de Casos – Quatro Transformadores energizados na SE PCD –
Situação Futura – Previsão de Energização dezembro/2013.
Para os casos seguintes foi considerado o mesmo perfil de carga utilizado nos casos do
subitem 4.2.
4.3.1 Caso 4 – Carga Leve (4TR)
No caso 4, considerando a SE PCD com quatro transformadores, nível de
carregamento e níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.12, 4.12.1.
Tabela 4.12 – Caso 4 - Carregamento inicial
SE
SE
DADOS
PCD(4TR)
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
143,1/24,2
289,1 / 69,8
181,8 / 19,3
TAPE
8
8
8 (1R)
FP
0,986
0,972
0,994
Carregamento
36%
74%
46%
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.12.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
227,3/20,2º
SE PCD
228,5/21º
SE FZD
228,5/20,9º
SE FTZ
228,2/20,7º
SE DMG
68,9/17,5º
-
70,8 /15,9º
69,3/17,5º
Fonte: Próprio Autor
70
Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e
níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.13, 4.13.1.
Tabela 4.13 – Caso 4 - Carregamento Final – Condição de Contingência
SE
PCD(3TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
143,1/24,2
289,1 / 69,8
182,3 / 19,3
TAPE
8
8
8
FP
0,986
0,972
0,994
Carregamento
48%
74%
46%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.13.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
227,2/20,2º
SE PCD
228,5/21º
SE FZD
228,5/20,9º
SE FTZ
228,2/20,7º
SE DMG
68,7/16,6º
-
70,8 /15,9º
69,3/17,5º
Fonte: Próprio Autor
Análise dos Resultados:
1. Na condição de carga leve, o desligamento intempestivo do transformador não
provocará perda de carga, porém haverá um aumento de 32,4% no carregamento
de cada transformador da SE PCD;
2. O nível de tensão nas barras de 230 kV não se altera e o nível de tensão de 69 kV
da SE PCD reduziu em torno de 0,29%, nas demais barras não se alterou. Índice
menor que o verificado no caso 1;
71
3. Nesta situação, devido os níveis de tensão da barra de 69 kV da SE PCD ter baixa
redução e o carregamento não atinge 50% dos transformadores, tem-se a
flexibilidade de operar o sistema de várias formas, a citar:
3.1 Pode-se energizar banco capacitores de 230 kV da SE FTZ, mantendo as
tensões no padrão estabelecido pela ONS e concessionária (COELCE);
3.2 Pode-se elevar o tape dos transformadores remanescentes e energizar o banco
capacitor de 230 kV da SE FTZ, com isso garantimos um nível de tensão um
pouco mais elevado nos barramentos de 230 kV e 69 kV da SE PCD e caso
haja uma perda de mais um transformador na SE PCD os níveis de tensão na
barra de 69 kV não sofra reduções drásticas, ou seja, abaixo de 5%.
4. Nesta nova condição de carga e neste período, durante a semana, é possível
programar uma liberação de intervenção nos transformadores ou equipamentos
auxiliares associados ao transformador (Chaves seccionadoras, TP, TC, Pára-raios)
da SE PCD até no máximo 06:00 da manhã, sem a necessidade de transferir cargas
do regional de Pici II para Fortaleza I.
72
4.3.2 Caso 5 – Carga Média
No caso 5, considerando a SE PCD com quatro transformadores, nível de
carregamento e níveis de tensão na carga LEVE, conforme tabelas 4.14, 4.14.1.
Tabela 4.14 – Caso 5 - Carregamento inicial
SE
PCD(4TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
246/74,9
416 / 130,8
363,8 / 112,4
TAPE
9
10
9
FP
0,956
0,955
0,955
Carregamento
60%
79%
92%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.14.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
233,6/14,8º
SE PCD
235,9/9,2º
SE FZD
236,6/15,9º
SE FTZ
236,6/15,4º
SE DMG
70,9/10,8º
-
70,7/10,2º
70,7/9,3º
Fonte: Próprio Autor
73
Considerando a perda de um transformador na SE PCD o nível de carregamento e
níveis de tensão podem ser vistos conforme tabelas 4.15, 4.15.1.
Tabela 4.15 – Caso 5 - Carregamento Final – Condição de Contingência
SE
PCD(4TR)
SE
FTZ(4TR)
SE
DMG(4TR)
Potência
Ativa/Reativa
246/74,9
416 / 130,8
363,8 / 112,4
TAPE
9
10
9
FP
0,956
0,954
0,955
Carregamento
81%
75%
92%
DADOS
Fonte: Próprio Autor
Tabela 4.15.1 – Tensão barramento de 230 kV/69 kV – Condições Normais
SE PCD
SE FZD
SE FTZ
SE DMG
233,4/14,9
SE PCD
236,5/16
SE FZD
236,5/16º
SE FTZ
236,5/15,5º
SE DMG
70,2/9,6º
-
70,7 /10,3º
70,7/9,4º
Fonte: Próprio Autor
74
Análise dos Resultados:
1. Na condição de carga MÉDIA, com desligamento intempestivo do
transformador haverá um aumento em torno de 33,3% no carregamento de
cada transformador remanescente da SE PCD, permanecendo os três
transformadores com 81% de carregamento;
2. Neste período de carga média, diferentemente, quando a SE PCD tinha 3 (três)
transformadores, pela análise de carregamento pode-se liberar um dos
transformadores para intervenção ou contingência;
3. A liberação de um transformador para intervenção estará condicionado a
necessidade inadiável para intervir no equipamento devido a algum defeito que
limite o pleno funcionamento do transformador.
75
CAPÍTULO 5: CONCLUSÃO
5.1 Conclusão
A partir das simulações de fluxo de potência na subestação de Pici II, com o programa
POWERWORLD, foi possível observar a necessidade de ampliação e reforço com a
instalação do 4º transformador, visto que na condição de carga média e pesada o
carregamento dos transformadores atingiam 82%, e nestas condições, qualquer contingência
levaria os transformadores remanescente à sobrecarga elevada.
Os 3(três) primeiros casos levaram em consideração a atual situação da SE PCD, ou
seja, três transformadores de potência em paralelo. Os 2 (dois) casos subseqüentes foi
considerado a implantação do 4º transformador.
No caso 1, foi simulado a perda de 1 transformador no período de carga leve, não
houve variação de tensão nas subestações de Fortaleza II, Fortaleza I e Delmiro Gouveia,
apenas na SE PCD houve afundamento de tensão na barra de 69 kV em torno de 0,7% .
Houve aumento no carregamento que não comprometeria os limites de corrente.
Nos casos 2 e 3, foi simulado a perda de 1 transformador no período de carga média e
pesada, respectivamente, houve variações de tensão nas subestações de Fortaleza II, Fortaleza
I e Delmiro Gouveia, devido a sobrecarga imposta aos transformadores remanescentes na SE
PCD. Neste caso, o operador de sistema pode aumentar o nível de tensão no barramento da
SE Fortaleza II ou realizar transferência de cargas entre as regionais de Pici e Fortaleza.
No caso 4, considerando o cenário de quatro transformadores na SE PCD com a perda
de um transformador, haverá pequenas variações de tensão no barramento de 69 kV, e com
mesmo perfil de carga do caso 1, o carregamento de cada transformador passar ser de 49% ,
ou seja, com a ampliação foi garantido um incremento de 33% na potência instalada da SE
PCD.
No caso 5, no período de carga média, houve pequena variação na tensão do
barramento de 69 kV e o carregamento dos transformadores permaneceu dentro dos limites de
carga de cada trafo.
Por fim, chega-se a conclusão que com a implantação do quarto transformador na SE
PCD
proporcionou
uma
maior
flexibilidade
para
liberação
de
intervenção
em
76
transformadores, redução em transferências de carga entres as regionais adjacentes e melhor
atendimento as cargas da regional de Pici II, eliminando dessa maneira possível sobrecarga
em condição normal de operação, prevista para o final do ano 2013, nos três transformadores
de 100 MVA atualmente em operação nessa subestação.
5.1 Trabalhos Futuros
Para implantação de um novo transformador em determinada instalação são
necessários diversos estudos, dentre os quais estão:
• Estudo de Previsão de Carga para atender demandas futuras na região metropolitana de
Fortaleza, que englobe as subestações Pici II, Fortaleza II, Delmiro Gouveia, Aquiraz II,
Pecém II e Cauípe.
• Estudo de sobretensão em equipamentos (TP, TC, TPI) associados ao transformador de alta
tensão, devido ao efeito de ferroressonância gerado na energização e desenergizaçao de
transformadores.
• Estudo de supervisório e proteção de transformadores.
• Operação de Paralelismo entre transformadores.
• Análise de Fluxo de Potência da Regional de Fortaleza, decorrente da energização das
subestações de Pecém II e Aquiraz II
77
Referências Bibliográficas
CHESF (2013). Dados de equipamentos, linhas de transmissão e fotos em contato com
Companhia Hidro Elétrica do São Francisco.
CHESF (2013). Instruções técnicas de equipamentos fornecidas pela Companhia Hidro
Elétrica do São Francisco.
COELCE (2013). Dados de Subestações em contato com a Companhia Energética do Ceará.
EPE(2013) Balanço Energético Nacional. Acesso em 15 de Junho de 2013, disponível em
https://ben.epe.gov.br/BENRelatorioSintese2013.aspx
ONS(2013) Sistema Interligado Nacional. Acesso em 12 de Junho de 2013, disponível em
http://www.ons.org.br/conheca_sistema/o_que_e_sin.aspx
ONS(2013) Plano de Ampliação e Reforço. Acesso em 04 de Agosto de 2013, disponível
em http://www.ons.org.br/plano_ampliacao/plano_ampliacao.aspx/par 2010-2012
DEPARTAMENTO
ENGENHARIA
INDUSTRIAL
ELÉTRICA:
CEFET-MG.
Conceituação e Classificação de Subestações Elétricas. CEFET-MG. [S.l.]. 2010.
ABB(ASEA BROW BOVERI) Manual de Manutenção. Acesso em 10 de Outubro de 2013,
disponível em http://www.abb.com.br/Manual
NOGUEIRA, D., & ALVES, D. (2009) Transformadores de potência - teoria e aplicação
tópicos essenciais. Rio de Janeiro: Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ.
ONS (2013) Procedimento de Rede – Submodulo 23.3. Limite de tensão e Fator de Potência
em Linhas e Transformador.
Stevenson William D., Jr. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. Editora McGrawHill Ltda, 2ª edição, São Paulo, 1986
CANOSSA J.H. Um Programa Interativo para Estudo de Fluxo de Potência, UNESP - 2007.
78
NBR 5356/1993 – TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA
NBR 5617/1997 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência – Procedimento
Bartold, L.O. – Análise de Circuitos de Sistemas de Potência. Convênio – Eletrobrás/UFSM
CEPEL. Sistema Aberto de Gerenciamento de Energia – SAGE - Supervisório
79
ANEXO A – EXTENSÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO – CHESF
TRANSMISSÃO
LINHAS
DE 69 kV
LINHAS DE
138 kV
LINHAS DE
230 kV
LINHAS DE
500 kV
EXTENSÃO(Km)
425,5
383,9
12.408,5
5.121,5
QUANTIDADE
DE
ESTRUTURAS
1.984
1697
31.985
10.791
80
ANEXO B – CLASSIFICAÇÃO – SISTEMA DE RESFRIAMENTO
81
ANEXO C – CÁLCULO DE PERDA DE POTÊNCIA POR VENTILADOR
Suponha que um determinado trafo tenha uma potência nominal de 100 MVA
(ONAN/ONAF/ONAF) e 14 ventiladores dos quais 2 estejam indisponíveis. Calcular a nova
potência.
(ONAN/ONAF/ONAF) = (65 MVA/80 MVA/100 MVA)
Passos para sabermos a nova potência nominal deste trafo nestas condições
1. Calcular a perda média por ventilador
P1V =
100 − 65
14 − 2
P1V =
35
12
P1V = 2,91
Então, cada ventilador provoca uma perda de 2,91 MVA da carga nominal.
2. Calcular a perda total para os 2 ventiladores
PtV = 2 ‫ ݔ‬2,91 = 5,83
3. Calcular a potência permitida efetiva.
Potencia nova = 100 − 5,83 = ૢ૝, ૚ૠ ࡹࢂ࡭
82
ANEXO D – LEVANTAMENTO DE CARGAS – SE PCD
DIA: 02.10.2013
TRAFO 1
TRAFO 2
TRAFO 3
HORÁRIO
00:00
A
563,3
MW
MVAR
A
MW
MVAR
A
MW
MVAR
65,9
11,9
565,9
66
13
567,9
66
14
01:00
521,8
60,6
13,9
524,2
60
14,8
526
60,6
15,6
02:00
493
56,6
11,6
496,3
57
12,8
499,1
56,9
13,6
03:00
473,8
54,8
10,9
477
55
12
479
55
13
04:00
465,8
53,9
10,5
468,5
54,1
11,6
470,8
54
12,4
05:00
458,3
53
10
461,4
53,4
11,1
462,8
53,2
11,9
06:00
407,1
47,7
7,2
409,2
47,7
8,1
411,5
47,7
8,9
07:00
452,39
52,7
9,6
453,1
52,7
10,4
453,7
52,7
11,1
08:00
573,2
66,2
17,2
572,5
66,1
17,8
575,2
65,9
18,7
09:00
630
72,2
20,4
629,5
72
21
633,9
72,1
22
10:00
667,1
75,6
22,5
667
75,5
23,3
670,3
75,5
24,3
11:00
677,7
77,2
23,8
680
77,4
24,5
683,2
77,3
25,6
12:00
657,2
75,5
21
656,2
75,6
21,6
660,8
75,6
22,6
13:00
665,5
76,3
21
667,1
76,3
21,6
670,7
76,1
22,6
14:00
722,6
82
24,2
722,9
82
24,8
725,6
82
25,9
15:00
712,6
81
23,7
711,4
81,8
24,3
720,6
81,4
25,5
16:00
704,7
80,9
23,8
704,6
80,7
24,6
708,3
80,7
25,5
17:00
642,7
73,8
19,39
643,3
73,9
20,6
646,9
73,7
21,6
18:00
686,7
79,7
19,8
687
79,8
20,5
690,7
79,5
21,5
18:30
680,5
79,1
19,1
681,4
79,3
19,7
684,9
79,1
21
19:00
679,9
78,7
19,7
677,3
78,6
20,3
680,3
78,5
21,3
19:30
673,5
78,2
20,5
675,2
78,6
21,2
680,2
78,4
22,3
20:00
669,29
78
20,1
669,7
78,1
20,8
672,2
77,6
21,8
20:30
667,9
77,3
17,2
671,1
77,7
18,1
674,5
77,6
19,2
21:00
681,1
78,3
17,3
682
78,5
18,2
684
78
19,2
22:00
661
76,4
15,3
665,2
76,8
16,4
668,8
76,6
17,3
23:00
628,2
73,2
13,6
629,8
73,4
14,6
632,2
73,3
15,6