REDUÇÃO DO NÍVEL DE CURTO EM SISTEMAS DE … · Considerando-se, portanto, as referências de expansão após o horizonte trianual, a Tabela 3 apresenta os cálculos das correntes

REDUÇÃO DO NÍVEL DE CURTO EM SISTEMAS DE SUBTRANSMISSÃO UTILIZANDO REATORES

COM NUCLEO DE AR

Fredner L. Cardoso Luiz C. P. da Silva

CPFL DSE-FEEC-UNICAMP

RESUMO

Este artigo apresenta os resultados de simulações computacionais referentes à instalação

de reatores limitadores das correntes de curto-circuito em subestações de 138 kV, com o

objetivo de adiar ou evitar a substituição de grandes quantidades de disjuntores e demais

equipamentos por motivo de superação de capacidade interruptiva. O sistema em análise

consiste na rede de 138 kV responsável pelo suprimento de energia elétrica à região

metropolitana de Campinas, no interior do estado de São Paulo, terceira maior do Brasil em

termos de produção industrial e com participação de 10% no Produto Interno Bruto (PIB)

nacional. Com a previsão de superação da capacidade interruptiva em diversos módulos de

manobra, as empresas concessionárias que atuam nessa região precisaram elaborar esquemas de

operação de suas instalações de forma radializada, provisoriamente, através da abertura de

linhas e barramentos. As conclusões do trabalho, analisando a viabilidade de instalações de

dispositivos limitadores de curto-circuito em determinados locais do sistema, servirão como

referência para tomada de decisão quanto a proceder ou não com as substituições originalmente

planejadas.

Palavras Chave: Superação de disjuntores, Reator Limitador de Curto Circuito.

ABSTRACT

This paper presents an overview from computer simulations related to the effect

of short circuit current limiting reactors on 138 kV substations, as an alternative to

prevent or avoid the need of replacing a large number of circuit breakers or others

surpassed equipments. Analysis were focused on metropolitan area of Campinas 138 kV

electric grid, in the state of São Paulo, which is Brazil´s third largest region regarding

industrial activity with a 10% share on Gross National Product (GNP). Forecasting the

exceeding of short circuit current capacity in many substations bays, local utilities had

to search for provisional operation schemes by means of circuit and bus bar opening.

Conclusions will serve as a reference for a decision either retrofitting the affected bays

or studying the installation of short circuit current limiting devices in selected places of

the system.

Keywords: Overcoming breakers, Reactor Limiting Short Circuit.

Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014

2853

1. INTRODUÇÃO

A Região Metropolitana de Campinas (RMC), que reúne 19 municípios no interior do

estado de São Paulo com uma população total de 2,5 milhões de habitantes, é a terceira

maior do Brasil em termos de produção industrial e responde por aproximadamente 10% do

Produto Interno Bruto (PIB) nacional.

A Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) é a empresa responsável pela distribuição de

energia elétrica nessa região, cuja demanda máxima, atualmente, é de cerca de 1.600 MW.

As subestações de distribuição da CPFL são atendidas por linhas de 138 kV que se

interligam por subestações de manobra e seccionamento, formando um anel em torno das

principais cidades, como Campinas, Americana e Sumaré.

A exemplo de outras regiões metropolitanas do país, que se caracterizam por apresentar

sistemas de baixa impedância entre pontos de suprimento e centros de carga, o nível de

curto-circuito das instalações de 138 kV da CPFL é elevado. Os maiores valores são

registrados nas subestações de manobra e seccionamento, tais como Nova Aparecida,

Carioba e Tanquinho, e nos setores de 138 kV das subestações de suprimento, pertencentes

às empresas de transmissão, como Santa Bárbara e Sumaré, operados pela Companhia de

Transmissão de Energia Elétrica Paulista (ISA Brasil - CTEEP) e Campinas, por FURNAS

Centrais Elétricas. A Figura 1 apresenta um diagrama unifilar desse sistema.

Figura 1. Sistema de 138 kV da RMC (Configuração antes da SE 500/138kV ITATIBA)

Estudos de curto-circuito apontaram para níveis de curto no barramento de 138 kV da SE Nova

Aparecida, da ordem de 98% da capacidade dos atuais disjuntores de 31,5 KA.


2854

Desta forma foi solicitado a troca dos disjuntores de 31,5 KA da SE Nova Aparecida para

disjuntores de 50 KA e demais obras para adequar a SE para esse nível de curto. O custo

estimado para a substituição de todos os disjuntores de linha da SE Nova Aparecida foi da

ordem de R$ 20.000.000,00 (vinte milhões de reais).

Além da alternativa padrão (troca dos disjuntores e adequação da SE para um nível de curto-

circuito da ordem de 50 kA), foram analisadas outras alternativas com o objetivo de se reduzir o

nível de curto-circuito para valores aceitáveis às atuais condições, ou seja, com a permanência

dos disjuntores de 31,5 kA.

O objetivo deste trabalho, portanto, é apresentar os resultados de simulações referentes à

instalação de um reator limitador de curto-circuito (RLCC) na tensão de 138 kV na SE Nova

Aparecida, que foi a alternativa mais atrativa no ponto de vista “custo-beneficio” visando evitar

e/ou adiar a substituição dos equipamentos considerados superados. Tais reatores já estão em funcionamento em determinados pontos do sistema interligado nacional brasileiro,

especialmente em subestações de usinas de grande porte, como é o caso da UHE Tucuruí. Esta

importante usina hidroelétrica, localizada no Norte do Brasil, possui duas subestações isoladas a

ar, totalizando uma potência de aproximadamente 9 GVA, onde para reduzir o nível curto-

circuito a valores satisfatórios, foi decidido utilizar reatores série entre as SEs de 550 kV. Este

tipo de solução apresenta reduzida utilização em instalações de 138 kV. Para sua utilização,

contudo, sera preciso realizar estudos complementares de fluxo de potência e de tensão de

restabelecimento transitória para validar a solução proposta.

2. DADOS E CRITÉRIOS

De acordo com os Procedimentos de Rede [4] do Operador Nacional do Sistema Elétrico

(ONS), os estudos de curto-circuito avaliam o desempenho de todos os módulos de manobra

instalados nos sistemas de transmissão e distribuição, relacionando-se, para cada um, a corrente

de curto-circuito simétrica com a capacidade de interrupção. As simulações para os cálculos,

normalmente realizados para faltas trifásicas e monofásicas, consideram o sistema em regime

subtransitório, com todas as máquinas e linhas de transmissão em operação. Os resultados

obtidos servem como subsídios para estudos de ajuste e coordenação de proteção, especificação

de equipamentos, estabilidade, dimensionamento de malha de terra, entre outros.

As indicações de superação de equipamentos têm base legal na Resolução Normativa ANEEL

nº 158, de 23 de maio de 2005, revogada em 26 de julho de 2011 pela Resolução nº 443. A

primeira verificação é efetuada pela comparação do nível de curto-circuito na barra, tanto para

curto monofásico quanto para curto trifásico, com o menor valor da capacidade de interrupção

simétrica dentre todos os disjuntores do barramento. Quando esse nível de curto-circuito na

barra atinge 95% dessa capacidade, é realizado um estudo mais detalhado, definido como estudo

de corrente passante, que visa à identificação da máxima corrente que efetivamente passa pelo

disjuntor. Caso essa corrente seja maior ou igual a 100% da capacidade de interrupção do

disjuntor, este será considerado em estado superado por capacidade de interrupção simétrica;

caso essa corrente esteja entre 90 e 100%, o disjuntor será considerado em estado de alerta.

Destaca-se que o disjuntor é o principal equipamento monitorado nos estudos de curto-circuito,

por ser o elemento de atuação em hipóteses de faltas no sistema elétrico. Porém, quando um

determinado disjuntor é considerado como superado ou em estado de "alerta", deve ser

igualmente verificada a suportabilidade dos demais equipamentos do módulo de manobra, como

chaves seccionadoras e transformadores de corrente; em casos críticos de superação de

capacidade, todo o projeto da subestação deve ser revisto para atender aos níveis de curto-

circuito indicados.

Atualmente, a base de dados oficial de curto-circuito que representa o sistema interligado

brasileiro é fornecida anualmente pelo ONS para um horizonte de três anos. Como esse


2855

intervalo de tempo é considerado insuficiente para as análises de planejamento da expansão,

realizadas em ciclos decenais, é preciso incluir nessa base determinados empreendimentos que

terão impacto sobre os níveis de curto-circuito das instalações avaliadas.

3. ANÁLISE DO SISTEMA DE REFERÊNCIA

Como visto na Figura 1, o sistema de distribuição que atende à demanda da CPFL compõe-se de

linhas curtas de 138 kV interligadas a três subestações pertencentes ao sistema interligado

nacional de transmissão, denominado Rede Básica: Santa Bárbara, Sumaré e Campinas. Nessas

subestações estão instalados bancos de autotransformadores monofásicos responsáveis pela

transformação da Extra Alta Tensão (EAT) para o nível de 138 kV. Este sistema, considerando-

se todos os barramentos e linhas, foi concebido para a condição de operação normalmente

fechada, situação admitida neste trabalho.

Tabela 1. Subestações de Suprimento à RMC

Estudos coordenados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indicaram a construção da

quarta subestação de suprimento à RMC, denominada SE Itatiba, com uma transformação

500/138 kV e potência instalada de 800 MVA, dividida em dois bancos de autotransformadores

de 400 MVA. Está indicada também sua ampliação para 1.200 MVA no ano 2016, com a

entrada em serviço da terceira unidade. Segundo a Figura 3, sua conexão ao sistema de 138 kV

será realizada por meio do seccionamento dos dois circuitos entre as subestações Tanquinho e

Viracopos, além da construção de dois outros circuitos para interligação à subestação Paineiras.

Consta ainda no horizonte decenal de planejamento o lançamento do quarto circuito entre as

subestações de Sumaré e Nova Aparecida.

Figura 2. Subestação Nova Aparecida 138 kV (Configuração Atual)


2856

Considerando-se, portanto, as referências de expansão após o horizonte trianual, a Tabela 3

apresenta os cálculos das correntes de curto-circuito nas barras de 138 kV das principais

subestações da RMC. As simulações foram elaboradas utilizando o programa Anafas, do Centro

de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). Os resultados indicam diversas superações já para a

configuração atual, como consequência de um elevado volume de obras que tem caracterizado a

região; no período de 2000 a 2010 houve um acréscimo de 1.050 MVA de capacidade instalada

considerando-se em conjunto as ampliações das três subestações de suprimento: Santa Bárbara,

Sumaré e Campinas.

Tabela 3. Níveis de curto circuito em Subestações de 138 kV da RMC

Figura 3. Sistema de 138 kV da RMC (Configuração Atual)

Como configuração inicial, adotamos a configuração do sistema de 138 kV antes da entrada em

operação dos reforços nas subestações de fronteira, analisando a evolução dos níveis de curto

circuito no SDAT e finalmente o impacto da implantação da nova subestação de fronteira Itatiba

500/138 kV e da instalação do Reator Limitador de Corrente de Curto Circuito.

Como pode ser verificado, os níveis de curto circuito no SDAT 138 kV da CPFL aumentam

gradativamente conforme os reforços nas instalações de fronteira vão sendo implementados, ao


2857

ponto de levar à superação da capacidade interruptiva de vários equipamentos na malha de

atendimento à região de Campinas.

Nas tabelas 4 e 5 a seguir podemos observar melhor a evolução dos níveis de curto circuito

durante as etapas de expansão planejadas para a região.

Tabela 4 – Evolução dos Níveis de Curto Circuito Trifásico (kA)

Tabela 5 – Evolução dos Níveis de Curto Circuito Monofásico (kA)

5. FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE DE TENSÃO

A estabilidade de tensão é um dos fatores determinantes da máxima capacidade de transferência

de energia elétrica em redes de transmissão de alta tensão, com grande importância na operação

e planejamento da expansão dos sistemas de energia elétrica. Atualmente, o fenômeno de

instabilidade de tensão representa uma das principais barreiras à operação estável de sistemas

elétricos de potência. Nas últimas duas décadas, vários projetos de pesquisa procuram

identificar medidas preventivas e corretivas a serem tomadas de forma a evitar ou minimizar os

efeitos danosos que a ocorrência do problema pode acarretar à operação de grandes sistemas

interligados.

A estabilidade de tensão está associada a capacidade do sistema de potência de manter em

níveis aceitáveis as tensões de todos os seus barramentos em condições normais de operação e

após a ocorrência de distúrbios. O sistema se torna instável quando um distúrbio, aumento de

carga ou mudança nas condições de operação, causa uma progressiva e incontrolável queda na

tensão de uma ou mais barras.

Tabela 06 – Carregamento nas SE’s de Fronteira da Região de Campinas

Subestação

Menor Capacidade

de Interrupção Caso Inicial

4° ATR Santa

Bárbara

5° ATR

Campinas

3° ATR

Sumaré

Fechamento

Barras SBO

Conclusão SE

Itatiba

Instalção

Reator

Itatiba 40 - - - 12,53 - 34,08 33,35

Nova Aparecida 31,5 26,48 27,33 27,96 29,58 31,51 35,26 28,74

N. Aparecida B2 31,5 - - - - - - 25,43

Carioba 20 24,02 26,18 26,55 26,87 31,78 33,13 31,76

Tanquinho 40 27,12 27,62 29,58 30,07 30,99 36,24 35,45

Trevo 20 18,18 18,51 18,93 19,45 20,1 24,14 22,38

Viracopos 40 17,26 17,56 17,93 18,4 18,98 23,41 21,78

Paineiras 31,5 15,68 15,88 16,35 16,59 16,94 25,64 24,92

Santa Bárbara D'Oeste 31,4 26,81 30,38 30,75 31,04 40,28 41,75 40,06

Sumaré 40 24,68 25,01 25,33 28,78 29,72 31,34 31,34

Subestação

Menor Capacidade

de Interrupção Caso Inicial

4° ATR Santa

Bárbara

5° ATR

Campinas

3° ATR

Sumaré

Fechamento

Barras SBO

Conclusão SE

Itatiba

Instalção

Reator

Itatiba 40 - - - - - 27,72 27,37

Nova Aparecida 31,5 17,25 17,75 18,01 18,77 19,31 21,02 18,52

N. Aparecida B2 31,5 - - - - - - 18,88

Carioba 20 15,38 17,00 17,14 17,23 18,90 19,32 34,63

Tanquinho 40 27,46 27,85 30,34 30,70 31,35 35,15 13,12

Trevo 20 10,55 10,67 10,82 10,98 11,12 13,62 12,02

Viracopos 40 9,48 9,58 9,70 9,83 9,95 12,44 16,01

Paineiras 31,5 9,39 9,46 9,64 9,71 9,79 16,24 16,15

Santa Bárbara D'Oeste 31,4 19,70 23,99 24,17 24,29 29,34 30,01 29,29

Sumaré 40 18,42 18,75 18,90 21,75 22,10 22,89 22,88

EquipamentoCapacidade

Nominal

Sistema

Radializado

Sistema em

Anel

SE Itatiba e

RLCC

ATR 440/138 kV Sumaré 300 57,56% 59,71% 51,73%

ATR 440/138 kV Santa Bárbara 300 77,26% 81,30% 74,44%

ATR 345/138 kV Campinas 150 95,65% 85,58% 53,09%

ATR 500/138 kV Itatiba 400 - - 70,37%

LT Nova Aparecida - Sumaré c1 191 91,42% 94,75% 96,39%

LT Nova Aparecida - Sumaré c2 191 91,38% 94,71% 56,81%


2858

Podemos observar na Tabela 06 que a SE Itatiba proporciona um alívio significativo no

carregamento das transformações das SE’s Campinas, Sumaré e Santa Bárbara D’Oeste,

contribuindo para um melhor desempenho do sistema de atendimento às cargas da região de

Campinas.

Contigência / Equipamento Fluxo de Potência Ativa no

Reator [MVA]

Caso Base (Sem Reator) – Ano 2016 64

Caso Base (Com Reator) – Ano 2016 25

Contingência 002 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – Viracopos

33

Contingência 003 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – Tanquinho

14

Contingência 004 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – Trevo

34

Contingência 005 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – Sumaré

65

Contingência 006 – Perda Simples LT 138 kV N.Aparecida – Sumaré

58

Contingência 007 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – S.Bárbara

15

Contingência 008 – Perda Dupla LT 138 kV N.Aparecida – Carioba

10

Contingência 009 – Perda de um Trafo 440/138 kV em Sumaré

18

Contingência 010 – Perda de um Trafo 440/138 kV em S. Bárbara

39

Contingência 011– Perda de um Trafo 345/138 kV em Tanquinho

22

Contingência 012 – Perda Simples LT 138 kV Itatiba - Viracopos

14

Contingência 013 – Perda Simples LT 138 kV Itatiba - Tanquinho

25

Contingência 014 – Perda de um Trafo 500/138 kV em Itatiba

13

Contingência 015 – Perda Simples LT 500 kV Itatiba – Itaúna

12

Tabela 08 – Fluxo de Potência nas SE’s de Fronteira da Região de Campinas

6. ALTERNATIVAS DE SOLUÇÃO

Como foi mencionado, a substituição de todos os equipamentos com a capacidade interruptiva

superada se mostrou de difícil execução e com um custo financeiro proibitivo. Desta forma,

soluções alternativas precisaram ser estudadas.

Devido aos custos, facilidade de implantação e disponibilidade no mercado, a solução que se

mostrou mais efetiva para a redução dos níveis de curto circuito ao longo da malha de

atendimento à região de Campinas foi a implantação de um reator limitador de corrente de curto

circuito, entre as barras da SE Nova Aparecida (CPFL).


2859

A SE Nova Aparecida é uma das maiores e mais importantes subestações do SDAT da CPFL e

tem mais de 20 anos de construção e operação. Os equipamentos presentes nesta subestação

possuem um nível de curto circuito de 31,5 kA simétricos. Os estudos de expansão do sistema

elétrico realizados pela Gerência de Planejamento da CPFL indicaram a superação da

capacidade interruptiva de todos os 15 disjuntores presentes nesta subestação, visto que havia

projeções para que o nível de curto circuito se aproximasse de 50 kV simétricos com a entrada

dos reforços de fronteira e da nova SE Itatiba 500/138 kV, se nenhuma providência fosse

adotada. O reator a ser instalado na SE Nova Aparecida seria composto de 3 unidades

monofásicas, idênticas entre si, e obedecendo as características especificadas pela CPFL,

listadas a seguir:

Freqüência nominal: 60 Hz

Indutância: 20 mH

Impedância: 7,54 Ω

Corrente nominal: 500 A

Corrente de curto-circuito suportável por 1 segundo: 10 kA

Valor de pico da corrente de curto-circuito suportável: 25,5 kA

Potência reativa: 1885 kVAr

Nível básico de isolamento entre os terminais: 650 kV (pico)

Nível básico de isolamento dos isoladores suportes: 750 kV (pico)

Tensão suportável de frequência industrial a seco entre terminais (1 minuto): 275 kV

Adicionalmente, cada unidade monofásica do reator limitador devera ter a ela associado,

decorrente de sua inserção no SDAT da CPFL, um capacitor em paralelo, de 5 nF, de modo a

garantir o correto desempenho dos disjuntores existentes na SE Nova Aparecida com respeito às

tensões de restabelecimento transitórias (TRT) e respectivas taxas de crescimento.

7. CONCLUSÕES

Neste trabalho acompanhamos a evolução dos níveis de curto circuito e as alterações de fluxo

no Sistema de Distribuição de Alta Tensão 138 kV da CPFL na malha de atendimento à região

de Campinas com as implantações das ampliações e reforços planejados para o sistema pela

Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Apresentamos alguns dos tipos de solução empregados para mitigar os impactos da elevação

dos níveis de curto circuito e manter a confiabilidade e a flexibilidade operativa do sistema.

Foram apresentadas as vantagens e os impactos da solução permanente adotada com a

instalação do Reator Limitador de Corrente de Curto Circuito e apresentados seus impactos

negativos na operação do sistema, além das manobras adotadas como solução provisória até a

entrada em operação do RLCC.

8. REFERÊNCIAS

[1] d'Ajuz, Ary. Limitação de Curto-Circuito em Sistemas de Potência. Power Engineering

Society - IEEE, Brasilia, 2007.

[2] Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras. Referências de Custos de SEs e LTs de AT e

EAT. Rio de Janeiro, 2006.

[3] Filho, Jorge Amon et alii. Utilização de Reatores Limitadores de Curto-Circuito: a

Experiência Brasileira. Eletricidade Moderna, Janeiro/2008.

[4] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Diretrizes e Critérios para Estudos Elétricos

- Procedimentos de Rede do ONS - Submódulo 23.3 - Revisão 02. www.ons.org.br

[5] Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Termo de Referência para Análise de

Superação de Equipamentos de Alta Tensão. www.ons.org.br


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

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

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