Cap 2 - Livro Equip - Subestações

CAPTULO 2

Subestaes de Alta Tenso

Airton ViolinAry DAjuzMarta Lacorte

Equipamentos de Alta Tenso Prospeco e Hierarquizao de Inovaes Tecnolgicas

P&D Aneel Taesa Brasnorte Finatec UnB

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1.OBJETIVO

O objetivo deste captulo apresentar e comentar as principais configuraes de barra utilizadas em subestaes de alta e extra-alta tenso. Tambm apresentar indicado-res quantitativos de custos e confiabilidade envolvendo estudos para a seleo de confi-guraes de barra. Embora o enfoque seja sobre subestaes convencionais, isoladas em ar (AIS Air Insulated Substation), neste captulo tambm so comentados os aspectos mais relevantes de subestao com tecnologia isolada em gs SF

6 (Gas Insulated Substa-

tion GIS), mdulos hbridos e mdulos compactos isolados em ar, que podem, em deter-minadas situaes, serem alternativas viveis em relao s subestaes convencionais.

Palavras-chave: subestaes, configuraes de barra, arranjos de barras, esque-mas de manobras, confiabilidade.

2.INTRODUO

Pode-se definir uma subestao, de forma genrica, como sendo um conjunto de sistemas especficos e interdependentes concebidos para atender a um objetivo comum: servir ao sistema eltrico da melhor maneira possvel, atendendo aos seus requisitos no limite dos custos.

Conceber, projetar e construir uma subestao uma tarefa complexa e multi-disciplinar. Envolve a atuao de muitos profissionais, boa parte deles altamente espe-cializados, para lidar com a rea civil, eltrica, mecnica, de comunicao, entre outras.

O processo de implantao de uma subestao se desenvolve em vrias etapas. Uma nova subestao surge quando os estudos de planejamento da expanso do sistema eltrico identificam a necessidade de atendimento a uma dada regio, a uma cidade ou a uma planta industrial. Em seguida, com base em estudos especficos definida a con-figurao de barra da futura subestao. Tambm so definidas as principais caracters-ticas dos equipamentos eltricos do ptio de manobras, bem como as caractersticas do sistema de proteo e controle. Estas definies devem estar em conformidade com os requisitos mnimos definidos em documentos do Operador Nacional do Sistema Eltri-co ONS e nos requisitos estabelecidos nos editais de licitao do empreendimento de transmisso elaborados pela Aneel.

Aps as etapas anteriores, chega-se ao projeto da subestao, onde definido o seu arranjo fsico, o sistema de comando, controle e proteo, a malha de terra, os ser-vios auxiliares, as estruturas de alvenaria, instalaes secundrias, infraestrutura geral da subestao etc. Em um dado momento, antes desta etapa, o terreno da futura subes-tao deve ter sido escolhido e adquirido, aps anlises tcnicas de solo, relevo local, ro-tas das linhas, meio ambiente etc.

Com o projeto concludo e os equipamentos adquiridos, inicia-se a fase de cons-truo, onde so montadas as estruturas fsicas e os equipamentos, instalados os sis-temas projetados anteriormente e demais providncias necessrias previstas na etapa de projeto.

Subestaes de Alta Tenso 81

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Na etapa final de comissionamento, so realizados testes gerais, verificando a ope-racionalidade de todos os sistemas instalados, bem como os documentos de operao e manuteno (instrues de operao e manuteno) e, posteriormente, a subestao liberada para iniciar a sua operao comercial.

Uma vez iniciada a sua operao comercial, a subestao poder sofrer amplia-es ao longo do tempo, conectando novas linhas e/ou transformadores, alm de outros equipamentos, realizar centenas de manobras para atender s necessidades do sistema e dela prpria e operar por, no mnimo, 35 anos que a sua vida til econmica estima-da. Neste perodo, haver eventos programados (desligamentos ou no) para a execuo de manutenes, ajustes e inspees, alm de ocorrncias no previstas, como falhas em equipamentos e em sistemas especficos com exigncias de reparos ou substituies.

esperado, idealmente, que uma subestao proporcione: (i) confiabilidade ade-quada para o sistema eltrico, requisito este garantido principalmente por uma escolha bem avaliada de sua configurao de barra; (ii) facilidades e segurana para a sua manu-teno, facilidades para ampliaes, boa visibilidade de seus componentes etc., requi-sitos estes garantidos principalmente por um projeto de arranjo fsico bem elaborado; (iii) equipamentos do ptio de manobras com suportabilidade suficiente para atender s solicitaes do sistema e (iv) sistema de comando e proteo atuando corretamente de forma segura e eficaz.

A figura 1 mostra a configurao de barra de um ptio de manobras em barra dupla com disjuntor e meio. O termo configurao de barra pode ser entendido como sendo a maneira pela qual os equipamentos do ptio de manobras esto conectados, ou seja, a conectividade eltrica da subestao.

Figura 1 Configurao em barra dupla com disjuntor e meio



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A figura 2 mostra uma planta de corte tpico (projeto) do arranjo fsico desta con-figurao. O termo arranjo fsico pode ser entendido como sendo a maneira pela qual os equipamentos do ptio de manobras esto dispostos fisicamente de forma a atender, entre outras coisas, configurao de barra previamente definida. Entretanto, alguns au-tores utilizam o termo arranjo fsico tanto para a conectividade eltrica da subestao como para a disposio fsica dos equipamentos no ptio da subestao.

Figura 2 Corte tpico de arranjo fsico em barra dupla com disjuntor e meio

A figura 3 mostra a configurao de barra de um ptio de manobras em barra du-pla com disjuntor simples a quatro chaves.

Figura 3 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves


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A figura 4 mostra uma planta de corte tpico (projeto) do arranjo fsico desta con-figurao.

Figura 4 Corte tpico de arranjo fsico em barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves

A figura 5 mostra uma viso geral de uma subestao de grande porte, com trs ptios de manobras, em 500/345/138 kV j construda e em operao.

Figura 5 Disposio geral e arranjo fsico dos ptios de manobras da SE Samambaia-DF

A figura 6 mostra uma viso geral de uma subestao de pequeno porte, com dois ptios de manobras, em 500/138 kV j construda e em operao.



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Figura 6 Disposio geral e arranjo fsico dos ptios de manobras da SE Itajub-MG

As subestaes (s vezes tambm chamadas de estaes) podem ser classificadas em funo de suas atribuies no sistema eltrico. Quando ela conecta geradores ao sistema, comum se referir a elas como subestao elevadora / manobra, quando conecta linhas e transformadores ao sistema: subestao de transmisso, quando interliga os sistemas de transmisso com o de subtransmisso: subestao de subtransmisso, quando integra as re-des de distribuio ao sistema de subtransmisso: subestaes / estaes distribuidoras etc.

Quanto ao seu isolamento, podem-se considerar as isoladas em ar (AIS) e aquelas que empregam tecnologia com isolamento em gs SF

6 (Gas Insulated Switchgear GIS).

No prximo item, o termo subestao se refere quelas convencionais, isto , isoladas em ar. Nos itens 5 e 6 deste captulo so feitos comentrios sobre tecnologias empregadas na compactao de subestaes.

O tema envolvendo subestaes amplo e este captulo tratar quase que exclusi-vamente de configuraes de barra de subestaes com nfase nos tipos mais usuais, os cuidados na sua escolha, custos envolvidos e na avaliao de confiabilidade.

3.CONFIGURAES DE BARRA

A seleo criteriosa da configurao de barra da futura subestao um fator es-sencial para o sistema eltrico. Ao longo da vida til da subestao, o sistema no qual ela est inserida sofrer as consequncias desta escolha. Se a configurao de barra estiver aqum das necessidades do sistema, pode-se fragiliz-lo, se estiver alm haver inves-timentos ociosos. Portanto, a deciso sobre qual configurao de barra utilizar em uma dada subestao e a sua evoluo ao longo do tempo uma das tarefas mais importan-tes para a insero de uma nova subestao no sistema eltrico.


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A seguir so apresentados os principais tipos de configurao de barra utilizados em sistema eltricos de mdia, alta e extra-alta tenso. De forma a simplificar os diagra-mas, somente os equipamentos necessrios para diferenciar os tipos de configurao foram includos.

Podem-se dividir as configuraes de barra de subestaes em dois grandes grupos: o primeiro grupo, das configuraes com conectividade concentrada. Neste grupo esto, por exemplo, as configuraes em barra simples e as configuraes do tipo barra dupla disjuntor simples. Uma das principais caractersticas das configuraes deste grupo que as contingncias simples externas a elas, no geral, so menos severas do que as contingn-cias simples internas subestao, onde normalmente ocorre grande perda de circuitos.

O segundo grupo o das configuraes com conectividade distribuda. Neste gru-po esto, por exemplo, as configuraes em anel simples e em barra dupla com disjuntor e meio. Neste grupo, as contingncias simples externas ou internas, normalmente, no provocam grande perda de circuitos, porm as contingncias duplas podem provocar grandes perdas de circuitos, bem como a formao de ilhas eltricas no sistema.

A seguir so apresentadas as configuraes de barras mais usuais utilizadas em sistemas eltricos de potncia.

Barra Simples BS

A figura 7 apresenta a configurao em barra simples. Trata-se de uma das mais simples configurao de barra e pode ser utilizada em subestaes de pequeno porte em mdia e alta tenso, aplicadas em subestaes de distribuio ou subestaes industriais para atendimento a cargas especficas.

Figura 7 Configurao em barra simples



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No caso, o exemplo mostra duas linhas de transmisso alimentando dois trans-formadores. Se o sistema for redundante, apenas falhas ou manutenes programadas envolvendo o barramento e as chaves seccionadoras tornam a subestao indisponvel. Se for necessrio, pode-se lanar mo de recursos de baixo custo de modo a melhorar a flexibilidade operativa, como mostrado na figura 8.

Figura 8 Opes de melhorias para a configurao em barra simples

Pode-se, por exemplo, introduzir um seccionamento de barra com a instalao da chave seccionadora 1. Para falhas na barra, parte da subestao recuperada, melhorando a sua disponibilidade. Ou pode-se instalar chaves de bypass nos disjuntores, como a chave seccionadora 2, que permite manutenes e reparos no disjuntor sem desligar elementos da transmisso. Neste caso, a proteo da linha LT-1, neste local, passa a ser feita pelos dis-juntores remanescentes, expondo a subestao a um desligamento temporrio. H tam-bm a possibilidade da instalao de chave transversal, entre os transformadores, chave 3, de tal forma que um disjuntor possa proteger dois transformadores temporariamente, para liberar um dos disjuntores. Neste caso, os equipamentos dos bays (tambm chama-dos de vos ou terminais) devem ter capacidade nominal compatvel com a necessidade.

Barra Principal e Transferncia BP+T

A figura 9 apresenta a configurao em barra principal e transferncia utilizada em subestaes de mdia e alta tenso. Em algumas subestaes de extra-alta tenso no Brasil, possvel tambm encontrar este tipo de configurao de barra. Aqui, a liberao de um disjuntor realizada com auxlio das chaves de bypass, da barra e do bay de trans-ferncia, mantendo-se a proteo individual de cada circuito. As manobras so realiza-das sem que haja desligamentos e somente pode ser liberado um disjuntor de cada vez.


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Figura 9 Configurao em barra principal + barra de transferncia

No processo (sequncia de manobras para o bypass do disjuntor), ocorre a trans-ferncia da linha de trip do disjuntor do bay para o disjuntor de transferncia de for-ma automtica, realizada pelas unidades de controle que monitoram os estados de cha-ves e disjuntores e comutam automaticamente a proteo. Uma vez que o sistema est sincronizado nesta barra, a tenso e frequncia praticamente a mesma para todos os seguimentos da barra. Assim, fecham-se as chaves do bay de transferncia, em seguida energiza-se a barra auxiliar, fechando-se o disjuntor. Em seguida, fecha-se a chave de bypass do bay desejado, abre-se o disjuntor do bay e, em seguida, as suas chaves. O dis-juntor estar ento liberado para manuteno ou reparos, e o circuito passou a ser pro-tegido pelo disjuntor de transferncia.

Embora esta configurao possua flexibilidade para a manuteno e reparos em disjuntores, a sua flexibilidade operativa limitada, pois opera somente um barramen-to que limita a sua disponibilidade para ocorrncias de falhas na barra e seccionadoras. Tambm impe desligamentos para a sua expanso. Outro aspecto que importante mencionar: tanto a barra quanto o bay de transferncia permanecem ociosos durante grande parte do tempo (mais de 95% do tempo), dado que s operam em emergncias. Na realidade, em operao normal (sem falhas ou manutenes) a configurao simi-lar barra simples e, em emergncias, similar s configuraes do tipo barra dupla com disjuntor simples. O ideal seria que no projeto fosse prevista a sua evoluo para confi-gurao do tipo barra dupla com disjuntor simples.



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Barra Principal Seccionada e Transferncia BPS+T

Para subestaes que foram projetadas sem esta perspectiva de evoluo e tive-ram aumento considervel do nmero de circuitos conectados, aumentando com isto o seu grau de importncia no sistema, pode-se inserir (se houver espao) um bay de sec-cionamento na barra principal, como mostrado na figura 10. Embora o seccionamento no elimine por completo o risco de perda total da subestao devido ocorrncia de falhas, a sua probabilidade substancialmente reduzida, pois somente uma falha no dis-juntor de seccionamento que provocar este evento severo. A flexibilidade para a ma-nuteno das seces de barras tem uma sensvel melhora, mantendo-se a subestao parcialmente em operao.

Figura 10 Configurao em barra principal seccionada e transferncia

Barra Dupla com Disjuntor Simples a Trs Chaves BD-Ds-3 ch

A figura 11 apresenta a configurao em barra dupla com disjuntor simples a trs chaves. Nesta configurao, cada circuito do sistema pode ser conectado em qualquer das duas barras mediante o uso das chaves seletoras de barras. As duas barras operam normalmente e a presena de um conjunto de transformadores de corrente instalados no bay de interligao de barras permite a separao de zonas de proteo das barras, melhorando a disponibilidade da subestao para falhas em barras.

Devido inexistncia de chaves de bypass, a manuteno ou reparos em disjun-tores retira de operao um circuito do sistema. Para sistema marcadamente malhados e redundantes, este fato pode no ser relevante. Alm disso, no ocorre a perda da confi-gurao normal, minimizando, com isto, os riscos para o sistema. Na maioria dos casos em que se utiliza de chaves de bypass, a configurao normal perdida e, nesta condi-o, o sistema fragilizado.


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Figura 11 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a trs chaves

Barra Dupla com Disjuntor Simples a Quatro Chaves BD-Ds-4 ch

A figura 12 apresenta a configurao em barra dupla com disjuntor simples a qua-tro chaves. Nesta configurao, acrescenta-se uma chave de bypass em cada bay, de forma que todo disjuntor possa ser liberado para manuteno e reparos sem que seja necessrio desligar o circuito correspondente. Assim, aproveita-se a vantagem da operao normal em barra dupla e, em emergncias para disjuntores, uma das barras, previamente defini-da, utilizada como barra de transferncia, permanecendo temporariamente dedicada a um bay. Somente possvel liberar (transferir) um disjuntor de cada vez.

A sequncia de manobras : remanejar os circuitos para a barra exclusiva de ope-rao (B1), exceto o do bay a ser transferido que deve ser conectado barra B2/BT; fechar a chave de bypass do referido bay, abrir o disjuntor a ser liberado e abrir as suas chaves de isolamento.



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Figura 12 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves

Esta configurao, muito utilizada no Brasil, principalmente em 138 e 230 kV, oti-miza os investimentos, de forma que apenas duas chaves por bay operam normalmente abertas, sendo que o disjuntor de interligao de barras tambm faz a funo de trans-ferncia para liberao de disjuntores. Para subestaes de pequeno e mdio porte, em grande parte do tempo (da ordem de 95% do tempo), a subestao operar na configu-rao de operao normal. Durante aproximadamente 5% do tempo, a subestao po-der estar operando em configuraes de emergncia, onde somente uma barra poder estar em operao, podendo com isto aumentar o risco para o sistema.

Esta configurao possui boa flexibilidade operativa, facilidades para a expanso, pois se pode liberar temporariamente uma barra sem que se provoquem desligamentos de circuitos do sistema. Tambm o seu arranjo fsico de fcil visualizao, minimizan-do os riscos de acidentes.

Barra Dupla com Disjuntor Simples a Cinco Chaves BD-Ds-5 ch

A configurao em barra dupla com disjuntor simples a cinco chaves, apresentada na figura 13, tambm muito utilizada no Brasil, principalmente nas tenses de 138 e 230 kV e em algumas subestaes de 345 kV. Difere da soluo anterior por possuir uma chave a mais por bay.


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Figura 13 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a cinco chaves

Aparentemente, o ligeiro aumento na flexibilidade operativa, j que no h uma barra previamente definida para operar como barra de transferncia, no se traduz ne-cessariamente em vantagens quando se faz uma anlise global. Uma chave a menos por bay da configurao anterior significa um menor nmero de intertravamentos entre os equipamentos de manobras, uma menor probabilidade de falha na subestao (uma chave energizada a menos) e um custo final menor, j que o nmero de equipamentos e a rea energizada so menores.

Em subestaes que tiveram a sua implantao com configuraes a cinco cha-ves, conveniente manter a sua evoluo na mesma configurao para efeito de padro-nizao do projeto, das normas operativas, minimizando-se com isto acidentes devido a manobras indevidas. O mesmo comentrio vale para um subsistema com vrias subesta-es de um determinado tipo, operadas por um mesmo grupo de tcnicos. A introduo de um novo tipo de configurao, para um mesmo nvel de tenso, deve ser previamente discutida com as equipes de operao e manuteno.

Barra Dupla com Disjuntor Simples a Trs e Quatro chaves BD-Ds-3 e 4 ch

s vezes, para atender a uma subestao especfica, uma configurao mista pode ser a soluo. A figura 14 apresenta uma configurao de barras onde os bays que co-nectam mquinas so do tipo a trs chaves, e os bays de linhas do tipo a quatro chaves.



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Figura 14 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a trs e quatro chaves

A premissa que, de maneira geral, em usinas hidreltricas o fator de capacidade mdio da ordem de 50%. Isto significa que em parte do tempo h geradores desligados e que, ao entrarem em manuteno programada, se pode incluir os equipamentos do bay para a manuteno no mesmo perodo, reduzindo a necessidade de instalao de chaves de bypass. Para os bays de linhas, como mostrado, so mantidas as chaves de bypass, pois a inteno que as duas linhas estejam sempre em operao. Para usinas com reduzido nmero de geradores, potncia unitria elevada e alto fator de capacidade, esta soluo pode no ser a melhor opo.

Barra Dupla e Transferncia com Disjuntor Simples a Trs e Quatro Chaves BD+T

Para usinas hidreltricas de grande porte e elevado nmero de mquinas, porm com mdia potncia unitria, pode ser conveniente (ou necessrio) se evitar configuraes que em emergncias aumentem os riscos para o sistema. A figura 15 apresenta a configu-rao em barra dupla e barra de transferncia com disjuntor simples a trs e quatro chaves.


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Figura 15 Configurao em barra dupla e barra de transferncia

importante observar que a utilizao de chaves de bypass nos bays de linhas junta-mente com uma barra auxiliar (terceira barra) proporciona alta flexibilidade operativa, redu-zido nmero de manobras sem a alterao na configurao normal de operao da subes-tao para o caso de liberao de disjuntores de linhas para manutenes e reparos. Como indicado, a barra auxiliar pode ter comprimento reduzido, suficiente para alcanar os bays de linhas. H usinas hidreltricas de grande porte no Brasil que se utilizam de configuraes similares apresentada. Embora seja um tipo de configurao de barra em desuso devido necessidade de se adotar uma terceira barra, para determinadas situaes especficas esta soluo pode se mostrar vivel e competitiva com outros tipos de configurao de barra.

Barra Dupla Seccionadas com Disjuntor Simples a Quatro Chaves BDS-Ds-4 ch

Para subestaes de transmisso, onde os cenrios de longo prazo so de difceis previses, importante que durante a fase de planejamento e projeto da subestao se-jam previstas facilidades para que no futuro a subestao possa ter seu desempenho me-lhorado. Por exemplo, pode ocorrer de, na fase de implantao, a subestao s possuir trs ou quatro bays e assim permanecer por vrios anos. Porm, uma deciso macroeco-nmica pode introduzir um cenrio que faz com que a subestao alcance, por exemplo, 10 bays, aumentando a conectividade do sistema nesta barra. Se nenhuma previso foi feita, poder haver dificuldades para melhorar o seu desempenho e atender s necessi-dades do sistema eltrico neste novo cenrio.



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A figura 16 apresenta uma configurao de subestao em barra dupla seccionadas com disjuntor simples a quatro chaves. Esta poderia ser a previso de configurao final de todas as subestaes de transmisso (ou de boa parte delas) em extra-alta tenso em barra dupla e disjuntor simples a quatro ou cinco chaves. Durante a fase de projeto, es-paos deveriam ser reservados para que no futuro, caso necessrio, novos equipamentos pudessem ser instalados, melhorando o desempenho da subestao.

Figura 16 Configurao em barra dupla seccionada disjuntor simples a quatro chaves

As quatro sees de barras interligadas, operando cada uma com sua prpria pro-teo diferencial, em operao normal evitam grande perda de circuitos para falhas em sees de barras. A configurao permite tambm o bypass de um disjuntor mantendo-se os demais circuitos divididos entre trs sees de barras, ou o bypass de dois disjuntores simultaneamente mantendo-se os demais circuitos divididos entre duas sees de barras.

importante comentar que a configurao final, juntamente com uma adequada distribuio de circuitos nas sees de barra da subestao, pode reduzir substancial-mente os riscos para o sistema, mas no possuir o mesmo desempenho de configura-es de barras superiores como, por exemplo, a configurao em barra dupla com dis-juntor e meio e anel, conforme descritas a seguir.

Anel Simples AN

A figura 17 apresenta a configurao em anel simples. Observa-se que os quatro circuitos so conectados por meio de um lao eltrico formado pelos equipamentos do ptio de manobras. Esta configurao, embora econmica e flexvel, tem o inconveniente de expor o sistema eltrico devido a falhas externas ao ptio em segundas contingncias.


CAPTULO 2

Figura 17 Configurao em anel simples

Por exemplo, se um dos disjuntores associados linha LT-2 estiver isolado para re-paros ou manuteno programada e ocorrer uma falha na linha LT-1, haver grande per-da de configurao na subestao. O mesmo pode acontecer se a segunda contingncia for falha em disjuntor e atuao da proteo de retaguarda. So eventos em contingn-cia dupla, portanto de menores probabilidades. Assim, para esse tipo de configurao e, tambm, para a configurao em barra dupla com disjuntor e meio, que ser apresen-tado mais adiante, sempre que um circuito for desligado por um perodo de tempo ele-vado, a configurao da subestao dever ser recomposta, fechando-se os disjuntores dos circuitos que esto fora de servio.

H tambm certas dificuldades de projetos para a sua expanso e, dependendo das rotas das linhas, localizao do ptio de transformadores etc., pode haver necessidades de cruzamentos entre circuitos para as conexes subestao.

Anel Mltiplo ANM

Para barras do sistema eltrico em que necessrio maior segurana e disponibi-lidade, a configurao em anel mltiplo ser mais adequada. A figura 18 apresenta um tipo mais usual desta configurao. Destaca-se que h vrias subestaes em 230, 345 e 500 kV com configuraes similares a esta em operao no sistema eltrico brasileiro.



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Figura 18 Configurao em anel mltiplo

A configurao continua a ser econmica, conectam-se oito circuitos com apenas nove disjuntores. Neste porte, a instalao de um segundo lao eltrico, contguo ao pri-meiro, conduz estabilidade da configurao para os eventos descritos anteriormente. Isto se, sempre que um circuito for desligado, a configurao da subestao for recom-posta, fechando-se os disjuntores dos circuitos que esto fora de servio. As dificuldades relativas expanso da subestao no minorada em relao configurao anterior.

Observa-se que para conectar as chegadas de linhas, ptio de transformadores e ptio de autotransformadores tirando-se o melhor proveito da configurao, como mos-trado na figura anterior, haver necessidade de se utilizar cruzamentos de circuitos. Este recurso pode introduzir certas dificuldades no projeto do arranjo fsico e atrapalhar a vi-sualizao de equipamentos durante aes de manutenes no ptio.

importante tambm mencionar que a configurao no simtrica, isto , h dois terminais na subestao (TR-1 e TR-2) que so protegidos por trs disjuntores, en-quanto que os demais por dois disjuntores. Nestes terminais, o ideal seria evitar a cone-xo de linhas de transmisso, de unidades geradoras e de elementos de compensao de reativos que requeiram manobras frequentes. Na hiptese de se ter contingncias duplas envolvendo estes terminais, haver a separao de circuitos na subestao (for-mao de ilhas eltricas no sistema), com consequncias que podem ser severas para o sistema eltrico.


CAPTULO 2

Barra Dupla com Disjuntor e Meio BD-D1/2

Para determinadas barras do sistema, onde a segurana um fator essencial, pode--se adotar configurao de desempenho superior, como a configurao em barra dupla com disjuntor e meio mostrada na figura 19.

Figura 19 Configurao em barra dupla com disjuntor e meio

Esta configurao se torna estvel (menores perdas de configurao devido s ocorrncias de falhas) com a existncia do segundo lao eltrico, como mostrado. Mes-mo com a sada das duas barras de operao, em situaes envolvendo contingncias du-plas, a perda da configurao leva a separao dos circuitos, isto , perda de sincronismo nesta barra do sistema, porm mantendo-se a continuidade nos circuitos.

Este fato pode ser um evento menos crtico do que a perda total de conectividade na subestao, dependendo das condies operativas do sistema no momento da falha. No h restries preestabelecidas, do ponto de vista da proteo da subestao, ope-rao nestas condies, a no ser eventuais sobrecargas nos prprios circuitos.

Esta configurao, usual nas subestaes acima de 345 kV do sistema eltrico brasi-leiro, possui boa flexibilidade operativa, facilidades para a sua expanso e fcil visualizao dos equipamentos no ptio de manobras devido ao arranjo fsico adotado: equipamentos instalados entre as barras. No entanto, comparativamente com outras configuraes de barra, esta configurao de custo relativamente elevado. Para a conexo de seis circuitos, so necessrios nove disjuntores (um e meio por bay), nove conjuntos de TCs e 24 chaves seccionadoras. Portanto, necessrio realizar um balano entre a real necessidade para o sistema eltrico e os investimentos para a sua implantao e evoluo.



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Barra Dupla com Disjuntor e Meio Modificado BD-D1/2-M

s vezes a soluo para compatibilizar a necessidade de se implantar uma subesta-o com reduo de custos e de se resguardar a segurana do sistema no futuro a adoo da configurao em barra dupla com disjuntor e meio modificado, mostrado na figura 20.

Figura 20 Configurao em barra dupla com disjuntor e meio modificado 6 terminais

Observa-se que esta configurao, neste estgio, nada mais do que um anel sim-ples com seis terminais, semelhante quele apresentado anteriormente na figura 17. A re-duo de custo (na verdade uma postergao por um determinado perodo) significati-va, no havendo questes tcnicas que impeam seu uso. Porm, alguns cuidados devem ser tomados: (i) o sistema de proteo deve permitir a rpida identificao da falha, sepa-rando falha na barra de falha nos autotransformadores conectados diretamente s barras, (ii) no devem ser conectados diretamente s barras linhas de transmisso elementos de compensao de reativos (bancos de capacitores ou de reatores), ou unidades geradoras. No caso de transformadores ou autotransformadores que se utilizam destas conexes, e operem em paralelo, as suas protees de sobrecargas devem abrir somente os disjunto-res do outro ptio de manobras, de modo a se evitar a formao de ilhas eltricas.

Em um estgio posterior, com um limite de at oito terminais na subestao, tam-bm seria possvel a operao. A figura 21 mostra um exemplo. Observe que esta confi-gurao semelhante a aquela em anel mltiplo, apresentada anteriormente na figura 18, onde dois terminais da subestao so protegidos por trs disjuntores.


CAPTULO 2

Para promover esta reduo de custos com a utilizao temporria de configuraes em barra dupla com disjuntor e meio modificado, so necessrios estudos criteriosos, em-basados por avaliaes quantitativas que retratem as consequncias para o sistema eltrico.

Figura 21 Configurao em barra dupla com disjuntor e meio modificado 8 terminais

Barra Dupla com Disjuntor e Um Tero BD-D1/3

Embora no Brasil praticamente no tem sido utilizada, a configurao em barra du-pla com disjuntor e um tero, mostrada na figura 22, pode ser uma soluo de menor custo que a configurao em barra dupla com disjuntor e meio e propiciar tambm um desem-penho superior em relao s demais configuraes apresentadas. A sua utilizao em subestaes com elevados fluxos de potncia, como por exemplo, em subestaes eleva-dora/manobra de usinas hidreltricas, cujo nmero de mquinas seja aproximadamente o dobro do nmero de linha de sada, poderia ser uma soluo tcnico-econmica tima.

Uma avaliao das condies fsicas do local, das rotas de linhas etc., pode indicar vantagens para este tipo de configurao de barra. Esta configurao pode levar vanta-gem em relao configurao em barra dupla com disjuntor e meio na condio de per-da das duas barras, pois a separao de circuitos se d em menor grau, podendo acarretar um ilhamento eltrico menos severo. Ressalta-se que em determinados pases, como o Canad, esta configurao largamente empregada em subestaes de extra-alta tenso.



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Figura 22 Configurao em barra dupla com disjuntor e um tero

Barra Dupla com Disjuntor Duplo BD-Dd

Para subestaes muito especficas, com reduzido nmero de bays e alta capaci-dade de potncia por bay, como por exemplo, em conexes de usinas nucleares, a confi-gurao em barra dupla com disjuntor duplo pode ser uma soluo apropriada. A figura 23 ilustra a situao. importante observar que nesta configurao no h disjuntor de interligao de barras. Embora esta configurao seja de alto desempenho, uma eventual perda das duas barras (baixa probabilidade) provoca a perda total de conectividade na subestao, ficando, sob este aspecto, em desvantagem em relao s configuraes em barra dupla com disjuntor e meio e barra dupla com disjuntor e um tero. Um ptio com esta configurao de barra de custo elevado e s deve ser aplicado quando um estudo quantitativo criterioso embasar a deciso.


CAPTULO 2

Figura 23 Configurao em barra dupla com disjuntor duplo

As configuraes com conectividade distribuda, apresentadas anteriormente, tm sido projetadas no Brasil, de maneira geral, com os equipamentos dispostos entre os seus barramentos, como indicado nos diagramas unifilares. Porm, possvel para a mesma configurao de barra se ter um arranjo fsico diferente, com os equipamentos instala-dos fora das barras, como indicado na figura 24.

Figura 24 Equipamentos instalados fora das barras



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As rotas de chegadas das linhas, bem como as condies fsicas locais podem in-fluir para se optar por uma ou outra soluo de arranjo fsico. Tambm, se for vantajoso ou necessrio, possvel a adoo de mais de um tipo de bay no mesmo ptio de mano-bras. A figura 24 mostra um bay em barra dupla com disjuntor e um tero, um em barra dupla com disjuntor e meio e outro em barra dupla com disjuntor duplo. Por exemplo, a subestao elevadora/manobra da UHE Itaipu 500 kV se utiliza deste tipo de soluo: bays em disjuntor e meio para a conexo de mquinas e em disjuntor duplo para as li-nhas de transmisso. S vale pena este tipo de soluo se ficar comprovada a sua van-tagem sobre a soluo convencional, com apenas um tipo de bay.

4.CLASSIFICAO QUALITATIVA DE CONFIGURAES DE BARRA

Ao longo do item anterior, foram comentados vrios aspectos tcnicos envol-vendo a definio de configuraes de barra de subestaes. Nem todos os atributos de uma dada configurao de barra so quantificveis. Muitos deles so qualitativos com base na experincia acumulada e nas prticas de projeto. Por isto, tem certa dose de subjetividade e a sua graduao pode variar, dependendo do grupo de tcnicos que a definem. Abaixo so definidos os atributos usualmente adotados para classificar as configuraes de barra.

Flexibilidade operativa FOCaracterizada pela capacidade de disponibilizar um componente do ptio de manobras para manuteno ou reparo com um mnimo de manobras, prefe-rencialmente sem perda de continuidade na subestao.

Facilidades para expanso FECaracterizada pela capacidade de realizar conexes de novos bays na subesta-o com o menor nmero de desligamento possvel e com interferncia mni-ma nos bays j instalados.

Simplicidade do sistema de proteo SPCaracterizada pelo reduzido nvel de intertravamento entre os componentes de manobra do ptio e pela ausncia ou reduzida necessidade de transfern-cias da atuao da proteo.

Confiabilidade CFCaracterizada pela mxima disponibilidade de continuidade entre os circuitos da subestao frente s ocorrncias de falhas.

Custos CSCusto total da subestao referente ao ptio de manobras.


CAPTULO 2

Com base nos conceitos acima, a tabela 1 apresenta um resumo com a classifi-cao das principais configuraes de barra apresentadas. Ressalta-se que esta classifi-cao de carter comparativo qualitativo geral e no capta pequenas diferenas entre configuraes de barras prximas. Para a seleo criteriosa de configurao de barra de subestao, so necessrios estudos quantitativos para embasar decises.

Tabela 1 Comparao qualitativa entre as configuraes de barra descritas

ConfiguraoAtributos (1 pior e 4 melhor)

FO FE SP CF CS

BS 1 1 4 1 4

BP+T 2 2 3 1 3

BPS+T 2 1 3 2 3

BD-Ds-3 ch 2 4 3 2 3

BD-Ds-4 ch 3 3 1 3 3

BD-Ds-5 ch 3 3 1 3 3

BD-Ds-3 e 4 ch 3 3 2 3 3

BD+T 4 3 2 4 2

BDS-Ds-4 ch 4 3 2 4 2

AN 3 2 3 2 3

ANM 3 2 2 3 2

BD-D1/2 4 4 3 4 2

BD-D1/2-M 3 3 2 3 2

BD-D1/3 4 4 3 4 2

BD-Dd 4 4 3 4 1

5.SUBESTAES ISOLADAS A GS SF6 GIS

A tendncia de equipamentos para ptios de manobras de subestao caminha no sentido de sua compactao. A necessidade de instalao de subestaes em reas cada vez menores, a custos unitrios cada vez maiores, principalmente no nvel de sub-transmisso, prximo s grandes cidades, estimulam a adoo de solues compactas.

As subestaes isoladas a gs SF6 (GIS) possuem posio de destaque quando ne-

cessria a reduo de rea para implantao de subestaes, envolvendo desde subesta-es de distribuio, passando por subestaes de transmisso em extra-alta tenso, at subestaes de usinas hidreltricas, instaladas no interior de casas de foras.

As vantagens da subestao isolada a gs SF6, alm da compactao, so baixas

indisponibilidades de seus mdulos, quando comparados com equipamentos isolados em ar [1]: baixa necessidade de manuteno e longa vida til.

As unidades de transporte, ou at mesmo bays completos montados, so testadas na fbrica e possibilitam a reduo de tempo e custos de montagem e comissionamento.



104

Equipamentos GIS so, em geral, de construo modular, com invlucro fabricado em alumnio. Todos os componentes, como disjuntores, barramentos, chaves de terra, secionadoras, transformadores de tenso, transformadores de corrente e conexes so montados em invlucros aterrados com gs SF

6 como meio dieltrico.

At a tenso de 170 kV, as trs fases da GIS so montadas em um nico invlucro, sendo que para tenses mais elevadas, os invlucros podem ser monofsicos (fases se-gregadas), trifsicos ou a combinao dos dois.

Embora os tempos mdios de reparos dos mdulos de uma GIS sejam maiores do que os tempos para os equipamentos isolados em ar, as taxas de falhas so menores, re-sultando em menores indisponibilidades dos mdulos blindados. A combinao desta vantagem com um arranjo fsico adequado conduz a subestao GIS melhores indica-dores de confiabilidade.

A figura 25 mostra um corte de uma subestao GIS com configurao em barra dupla com disjuntor simples a trs chaves [2].

O invlucro mostrado em azul, as partes vivas em vermelho e o volume isolado a gs em amarelo. Os dois barramentos esto dispostos em posio elevada na horizon-tal. Em seguida, em compartimento vertical, esto localizadas as duas chaves seletoras de barras, que se conectam ao disjuntor , instalado no piso em posio horizontal. Em seguida o transformador de corrente , sobreposto ao invlucro, a chave seccionadora com chave de terra no lado da linha , o transformador de potencial , chave de terra e, finalmente, a bucha SF

6/Ar .

Figura 25 Corte de uma GIS [2]


CAPTULO 2

6.MDULOS COMPACTOS

Uma soluo intermediria entre subestao convencional, isolada a ar, e subes-tao isolada a gs SF

6 o equipamento compacto hbrido. Neste caso, os equipamentos

so isolados a gs SF6, permitindo sua compactao, porm a conexo feita por barra-

mentos isolados a ar. Estes mdulos hbridos proporcionam reduo de espao e podem proporcionar melhores indicadores de confiabilidade para a subestao, dependendo de sua configurao de barra. So principalmente aplicveis para substituio de equipa-mentos danificados ou superados, mas tambm para novas subestaes, principalmente na distribuio de energia [3], [4] e [5].

A figura 26 mostra exemplos de mdulos hbridos compactos isolados a gs SF6 de

diferentes fabricantes [6] e [7].Os mdulos so compostos de transformadores de corrente de bucha (1), chave

seccionadora e de aterramento (2) e disjuntor (3), as chaves e o disjuntor so instalados no mesmo compartimento com isolamento a gs SF

6, painel de controle (4) e buchas SF6/

Ar. Devido tecnologia utilizada, oriunda de subestaes isoladas a gs (Gas Insulated Switchgear GIS), a indisponibilidade dos mdulos hbridos menor do que o conjunto equivalente de equipamentos isolados em ar, porm as suas chaves no tm a funo de isolamento eltrico para a manuteno ou reparo do disjuntor.

Figura 26 Mdulo compacto em SF6 [6] e [7]

Outra soluo compacta em uso em pases da Europa prev a utilizao de equi-pamentos isolados a ar (AIS), utilizando um disjuntor especial chamado de Disconnec-ting Circuit Breaker (DCB), que acumula as funes de disjuntor e chave seccionadora.



106

Segundo o fabricante [8], trata-se de uma evoluo do disjuntor convencional, onde o aperfeioamento das cmaras de extino e a reduo de seu nmero, eliminan-do tambm os capacitores de equalizao permitiram que o afastamento dos contatos do disjuntor (na posio aberto) garanta as distncias de segurana (isolamento) equi-valente das chaves seccionadoras, podendo ser homologado como tal por normas in-ternacionais (IEC).

O DCB montado em uma estrutura suporte, tpica de disjuntor convencional, na qual uma lmina de terra motorizada instalada. As figuras 27 (a) e (b) apresentam o DCB com a lmina de terra aberta e fechada, respectivamente. Neste caso, como no h chaves seccionadoras na subestao, a execuo de manuteno ou reparo em disjuntor requer, no mnimo, desligamentos temporrios na barra da subestao para a sua desconexo.

(a) Lmina de terra aberta (a) Lmina de terra fechada Figura 27 DCB Disconnecting Circuit Breaker [8]

7.A LEGISLAO E AS SUBESTAES DO SISTEMA ELTRICO BRASILEIRO

Abaixo, de forma resumida, so descritos os principais aspectos envolvendo as configuraes de barra de subestaes do sistema eltrico brasileiro.

Referncias de Configuraes de Barra

O documento Padres de Desempenho da Rede Bsica e Requisitos Mnimos para as suas Instalaes [9], em seu Submdulo 2.3, estabelece que:


CAPTULO 2

Ptios de manobras de subestaes da rede bsica com tenso igual ou supe-rior a 345 kV devem ser concebidos com configurao de barra em barra dupla com disjuntor e meio.

Ptios de manobras de subestaes da rede bsica com tenso igual a 230 kV devem ser concebidos com configurao de barra em barra dupla com disjun-tor simples a quatro chaves.

As configuraes de barra acima so definidas para a fase final. Na fase de im-plantao da subestao podem ser avaliadas configuraes mais simples, de-pendendo da configurao da rede bsica, a serem analisadas pelo ONS. Po-rm, devem permitir a sua evoluo para as configuraes padres definidas, com as reas adquiridas j na fase de implantao.

As configuraes padres so definidas para subestaes convencionais, iso-ladas em ar. Podem ser aceitas para anlise do ONS configuraes com tec-nologias diferentes como, por exemplo, as subestaes isoladas em SF

6 GIS.

As duas configuraes de barra padres foram apresentadas e comentadas no item 2 anterior. Aqui so reapresentadas nas figuras 28 e 29. Neste exemplo especfico, ambas as configuraes possuem quatro entradas para linhas e duas conexes para transformadores.

Com base nos custos do banco de preos da Aneel [10], possvel realizar uma estima-tiva de custos destas subestaes. Ressalta-se que este banco possui custos para as configura-es de barra mais usuais existentes no sistema eltrico brasileiro e representa uma boa esti-mativa, uma vez que tem como base os custos reais praticados em instalaes j construdas.

Figura 28 Configurao em barra dupla com disjuntor e meio 500 kV



108

Figura 29 Configurao em barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves 230 kV

As tabelas 2 e 3 a seguir mostram a estimativa de custos para as duas configura-es com valores discriminados para os mdulos de manobras (que inclui todos os equi-pamentos e estruturas do bay, tambm chamado de vo ou terminal) e mdulo geral da subestao (que inclui toda a infraestrutura geral e dos mdulos de manobras), para a regio Sudeste em subestao implantada em rea rural, que uma das opes do ban-co de preos, escolhida apenas como exemplo.

Tabela 2 Custos de implantao do ptio de manobras da figura 28

Quantidade DescrioCusto unitrio*

(valores em milhes de Reais)

Custo total* (valores em milhes de Reais)

01 Mdulo de Infraestrutura** 13,80 13,80

02 Conexo de Transformador 6,02 12,04

04 Entrada de Linha 6,75 27,00

03 Interligao de Barras 6,43 19,29

Custo total 72,13

** Inclui mdulo geral e mdulos de manobras* US$ 1,00 = R$ 2,00


CAPTULO 2

Tabela 3 Custos de implantao do ptio de manobras da figura 29

Quantidade DescrioCusto unitrio*

(valores em milhes de Reais)

Custo total* (valores em milhes de Reais)

01 Mdulo de Infraestrutura** 6,68 6,68

02 Conexo de Transformador 2,23 4,46

04 Entrada de Linha 3,15 12,60

01 Interligao de Barras 1,94 1,94

Custo Total 25,68

** Inclui mdulo geral e mdulos de manobras* US$ 1,00 = R$ 2,00

Como pode ser observado nas tabelas de custos, implantao de subestaes requer capital intensivo que dever ser remunerado via receita. Um estudo que implique a redu-o de, por exemplo, uma conexo de transformador em 230 kV, proporciona uma redu-o de custo (ou postergao de investimentos) de mais de dois milhes de reais. Ao con-siderarmos a escala do setor eltrico, nos diversos nveis de tenso, esto em jogo vultosos investimentos que devem requerer a mxima eficincia para resultar um mnimo gasto.

Qualidade dos Servios da Transmisso

Com a desregulamentao no setor da transmisso de energia, ocorreu a desver-ticalizao, do setor eltrico brasileiro, com a entrada em cena dos agentes da transmis-so. Ao participarem de leiles, se submetem aos documentos de diretrizes da Aneel e ONS para especificao e construo do empreendimento, segundo edital que define as suas linhas gerais.

Empresas privadas que prestam servios de transmisso disponibilizam ao ONS, para as atividades de coordenao e controle, as instalaes a serem integradas rede bsica, via CPST Contrato de Prestao de Servios de Transmisso, e, em contraparti-da, recebem uma receita (RAP Receita Anual Permitida) previamente definida em leilo.

Para manter a qualidade global do sistema, necessrio que cada segmento ou agente fique submetido a critrios de qualidade de prestao dos servios vinculados receita auferida e fiscalizados pela Aneel.

Assim, as funes de transmisso (FT) so monitoradas ao longo do tempo, sendo colhidos indicadores de continuidade em termos de frequncia e durao dos desliga-mentos (programados ou no). Uma funo de transmisso composta de seu compo-nente principal e dos equipamentos terminais de conexes. Por exemplo, uma FT - li-nha de transmisso composta da linha propriamente e de suas entradas (bays, vos) de linhas nas subestaes.

A aplicao de critrio que calcula uma parcela varivel (PV) devido a estas per-das de continuidade nas Funes de Transmisso pode resultar em multas descontadas da receita da Transmissora, se estiverem alm de determinados limites previamente de-finidos [11].



110

A metodologia ampla e contm vrios dispositivos disciplinadores, e no cabe aqui uma discusso detalhada. O seu esprito no punir ou prejudicar as Empresas Transmissoras, mas disciplinar e induzir a manuteno mnima de padres de qualida-de na prestao dos servios, obtida com investimento em treinamento de pessoal, em melhorias nas tcnicas de manuteno, logstica adequada etc. Para um conhecimento mais profundo sugere-se a leitura de Resolues, Audincias Pblicas e Notas Tcnicas sobre o tema, disponveis na pgina da Aneel e tambm a leitura de artigos tcnicos [12].

8.AVALIAO DE CONFIABILIDADE DE SUBESTAES

Abaixo, so comentadas as limitaes da metodologia clssica para avaliao de confiabilidade em subestaes e apresentado um resumo de uma metodologia que re-presenta iniciativas de desenvolvimento deste tema, tanto em nvel nacional quanto internacional. Em seguida, apresentado um exemplo de aplicao em um sistema teste hipottico.

No mbito da engenharia, a palavra confiabilidade requer uma conotao quanti-tativa, pois preciso se obter indicadores para expressar uma dada confiana. No setor eltrico, no que tange confiabilidade de subestaes, em passado muito recente, no era raro o tema ser tratado de forma qualitativa em reunies tcnicas com base na ex-perincia da empresa ou de seus tcnicos. verdade que isto decorria, e ainda decorre, tanto pela inexistncia de metodologias aprimoradas quanto pela capacidade limitada de metodologias existentes em avaliar situaes mais complexas.

Uma anlise na literatura internacional mostra iniciativas no sentido de se apri-morar a metodologia para avaliao de confiabilidade em subestaes de maior porte, inseridas em sistemas malhados. Porm, h poucas publicaes tratando especifica-mente deste tema [13], [14], [15]. O mtodo tradicional que analisa as subestaes de forma isolada do sistema, com base no critrio de perda total de continuidade [16], s aplicvel em subestaes de pequeno porte inseridas em sistemas radiais. Possui al-cance limitado para avaliar o desempenho de subestaes de mdio e grande portes e, em determinadas situaes, distorce os indicadores.

Para avaliar subestaes de mdio e grande portes, inseridas em sistemas ma-lhados, no basta verificar somente a perda total de continuidade entre os seus termi-nais. Torna-se necessrio verificar os impactos que os diversos estados de falhas que ocorrem na subestao provocam no sistema. Desta interao subestao/sistema, se obtm indicadores que espelham a confiabilidade que a subestao oferece ao sistema eltrico naquela dada barra.

Evoluo da Metodologia

Normalmente, a palavra confiabilidade significa essencialmente adequao, i.e., a avaliao quantitativa se d por parmetros tradicionais, tais como probabilidade de perda de carga, frequncia de falha, expectativa de energia no suprida etc.


CAPTULO 2

Nesta proposio, o conceito de confiabilidade expandido e adotado aquele utilizado pelo NERC (North American Electric Reliability Corporation) que considera dois aspectos complementares:

A segurana, caracterizada pela capacidade do sistema eltrico em resistir aos distrbios sbitos.

A adequao, caracterizada pela capacidade do sistema eltrico em oferecer redundncia razovel no atendimento s cargas.

A avaliao da confiabilidade que uma dada subestao oferece ao sistema repre-sentada por dois indicadores sistmicos expressos em termos de segurana e adequao. O fluxograma da figura 30 mostra as principais etapas do processo, sendo que informa-es complementares podem ser obtidas em [17].

Figura 30 Principais etapas da metodologia



112

Na etapa 1, so definidos os dados de falhas dos equipamentos, o tipo de configu-rao de barra de um dado ptio do sistema e seu modo de operao normal. Tambm definido o cenrio do sistema, fixando o despacho de usinas, patamares de carga etc.

Na etapa 2, so ajustados dois casos bases, um em carga pesada e outro em car-ga mdia. Como usualmente se faz, os casos ajustados devem atender ao critrio N-1.

Na etapa 3, so definidos os arquivos de conectividade da subestao e os modelos markovianos dos equipamentos. Com base nos dados histricos de falhas, so obtidas as pro-babilidades dos estados dos modelos. Informaes detalhadas podem ser obtidas em [17].

Na etapa 4, so realizadas as simulaes de falhas na subestao com base em m-todo analtico-tcnico de espao de estados [18], obtendo-se um espao de estados trun-cado em funo das restries impostas. So obtidas as probabilidades dos estados de falhas de interesse da subestao, considerando-se as ocorrncias de contingncia sim-ples, contingncias simples em elementos da transmisso e disjuntor com polo preso e contingncias duplas. So adotadas restries para as contingncias duplas de modo a se analisar as mais crticas, evitando-se simulaes excessivas no sistema nas etapas 6 e 7.

importante destacar que as probabilidades dos estados de falhas na subestao so obtidas simulando-se a atuao do sistema de proteo (abertura de disjuntores) e a realizao de manobras para eventuais remanejamentos de cargas na subestao e iso-lamento de componentes com falha para o posterior reparo ou, ainda, para a realizao de manutenes programadas. Se houver restries na ao de disjuntores e chaves sec-cionadoras, estas devem ser levadas em conta nestas simulaes, pois afetam os estados de falhas e suas probabilidades.

Tambm, em relao aos dados histricos de falhas (taxas mdias de falhas e tempos mdios e reparos) dos principais componentes do ptio de manobras, deve-se observar que seus desempenhos podem ser afetados pela prtica operativa, pela logstica de ma-nuteno e por uma poltica inadequada para peas sobressalentes destes componentes.

Na etapa 5, os estados de falhas so agrupados em termos de status de terminais desligados na subestao. Estes agrupamentos so feitos respeitando-se as condies de ps-falha (configuraes da subestao imediatamente aps a atuao da proteo) e de ps-manobra (configuraes da subestao aps as manobras e isolamento do com-ponente com defeito).

Na etapa 6, para os estados de falha, na condio de ps-falhas (onde ocorre a al-terao abrupta da topologia da rede devido sada mltipla de circuitos), so realizadas simulaes dinmicas com um programa de transitrio eletromecnico, como por exem-plo o ANATEM [19]. O objetivo verificar o comportamento do sistema na fase transitria do processo, verificando a estabilidade do sistema. Um estado de falha da subestao considerado seguro para o sistema se ele sobreviver na fase transitria, considerando--se a aplicao de um curto-circuito monofsico e a remoo do curto e dos circuitos no tempo requerido pelo sistema de proteo. O caso base ajustado na etapa 2 a ser utiliza-do aquele com carga pesada, onde o sistema est mais carregado e o desequilbrio ele-tromecnico mais severo. Outros cenrios especficos podem ser utilizados.

O critrio adotado para definir se o sistema seguro (estvel frente ocorrncia da falha) tem como base o risco de perda de sincronismo das mquinas do sistema: (i) o ngulo delta das mquinas, em relao ao centro de inrcia do sistema, no deve ultra-


CAPTULO 2

passar 360 graus (limite do ANATEM para indicar perda de sincronismo); (ii) a frequn-cia das mquinas no deve sofrer variaes acima de 5% em relao frequncia nomi-nal do sistema e (iii) a resposta do sistema deve ser amortecida. A ultrapassagem de um destes limites classifica o evento de falha como sistema potencialmente inseguro (SPI). As simulaes so realizadas sem considerar a atuao de esquemas especiais de prote-o ou controle de segurana.

Na etapa 7, para todos os estados de falha da etapa 5, so realizadas simulaes es-tticas com um programa de fluxo de potncia timo, como por exemplo o FLUPOT [20]. O objetivo verificar o comportamento do sistema em regime permanente, verificando as ocorrncias de possveis cortes de cargas no sistema, causados por falhas na subes-tao. O caso base ajustado na etapa 2 a ser utilizado aquele com carga mdia. Outros patamares de carga podem ser tambm utilizados. O processamento para a obteno do montante de corte de carga total no sistema realizado, sem ser considerado o redespa-cho de potncia ativa no sistema e sem a atuao de elementos de controle, on-load tap changers (OLTC) de transformadores e Esquemas Regionais de Alvio de Carga (ERAC).

Na etapa 8, so obtidos os indicadores de confiabilidade da subestao com base nas equaes abaixo. A equao 1 o Indicador de Risco a Segurana do Sistema IRSS. Ele espelha o grau de segurana que a subestao oferece ao sistema, do ponto de vista do comportamento dinmico, na fase transitria, devido s ocorrncias de falhas na su-bestao. Este novo indicador o somatrio das probabilidades de todos os estados de falha da subestao, classificados como potencialmente inseguros para o sistema eltri-co. Quanto maior o seu valor numrico, maior o risco para a segurana do sistema el-trico. Valores acima de um dado valor de referncia podem justificar investimentos em subestaes, de forma a minimizar os riscos.

IRSS = p(i)i (1)

Onde:IRSS Indicador de risco a segurana do sistema. p(i) Probabilidade do estado i potencialmente inseguro. Subconjunto de todos os estados potencialmente inseguros.

A equao 2 a Expectativa de Energia No Suprida (EENS) e espelha o grau de adequao que a subestao oferece ao sistema. O indicador clssico e uma mdia ponderada dos montantes de corte de carga que ocorrem no sistema eltrico para os di-versos estados de falhas da subestao. Quanto maior o seu valor numrico, pior ser o atendimento s cargas do sistema. Um valor elevado deste indicador pode justificar in-vestimentos para equilibrar a relao custo/benefcio econmico.

EENS =8760 p(i)cc(i)i (2)



114

Onde:EENS Expectativa de energia no suprida, em MWh/ano.p(i) Probabilidade do estado i com corte de carga.cc(i) Corte de carga no estado i, em MW. Subconjunto de todos os estados com cortes de cargas.

Exemplo de Aplicao

A figura 31 apresenta o diagrama unifilar de um sistema teste hipottico com 30 barras, com equivalentes em mquinas e transformadores. O sistema possui seis barras de gerao (UHEs Canrio, Tucano e Gavio; UTE Sabi e duas PCHs Coruja e Pardal) e 13 barras de cargas totalizando 1.200,00 MW em carga pesada. O cenrio adotado aque-le onde os fluxos se deslocam da direita para a esquerda, que possuem maior nmero de barras de carga, fluindo cerca de 300 MW nas linhas de 440 kV.

Figura 31 Sistema teste hipottico

A subestao escolhida para teste a da barra 230, SE Pelicano 230 kV em barra du-pla com disjuntor simples a quatro chaves, mostrada na figura 32. O ptio conecta trs li-nhas (T

1, T

2 e T

3) e dois transformadores 230/440 kV (T

4 e T

5), totalizando cinco terminais.


CAPTULO 2

Figura 32 Subestao Pelicano 230 kV Barra 230

No caso em questo, foram definidas duas configuraes normais de operao para anlise, conforme indicado na tabela 4. importante destacar tambm que o sis-tema teve seu caso base ajustado para atender ao critrio N-1, isto , a perda de um ele-mento do sistema no provoca violaes em seus limites operacionais.

Tabela 4 Configuraes de operao da SE Pelicano 230 kV

Configurao Conexes na Barra 1 Conexes na Barra 2

OpN1 T1-T2-T5 T3-T4

OpN2 T1-T3-T5 T2-T4

As simulaes so realizadas de acordo com a sequncia descrita na figura 27 - Principais Etapas da Metodologia. A tabela 5 apresenta os resultados considerando a su-bestao operando na configurao OpN1. Para cada estado de falha relevante, foi ob-tida a sua probabilidade de ocorrncia. Detalhes sobre os modelos dos componentes, bem como a obteno das probabilidades, assim como os dados do sistema podem ser verificados em [17].

Em seguida, com base em simulaes dinmicas foram classificados os seus esta-dos de falhas relativos segurana do sistema eltrico e, com base em simulaes est-ticas, foram obtidos os cortes de cargas no sistema.



116

Tabela 5 Resultados para a SE Pelicano 230 kV Configurao OpN1

Caso Evento Probabilidade [1] SPI [2] CC [MW] [3]

1 Sada de B1 e B2 5,78118410-6 1 63,00

2 Sada da barra B1 2,38417810-5 1 8,21

3 Sada da barra B2 1,67385510-5 0 122,00

4 Sada da barra B1* 6,54487910-8 1 8,21

5 Sada da barra B2* 3,64977010-8 0 122,00

6 B1 fora e sada de B2 e vice-versa 1,05094810-7 1 63,00

7 B1 e B2 fora** 3,07381210-8 63,00

* Devido a disjuntor com polo preso** Componentes isolados em ps-manobra. No se aplica anlise de segurana para este estado de falha[1] Probabilidades dos principais estados de falhas da subestao segundo a metodologia descrita [2] Sistema classificado como Potencialmente Inseguro = 1 e Sistema Seguro = 0, segundo a metodologia descrita [3] Montantes de cortes de cargas no sistema obtidos segundo a metodologia descrita

A tabela 6 apresenta os resultados considerando a subestao operando na con-figurao OpN2.

Tabela 6 Resultados para a SE Pelicano 230 kV Configurao OpN2

Caso Evento Probabilidade [1] SPI [2] CC [MW] [3]

1 Sada de B1 e B2 5,78118410-6 1 63,00

2 Sada da barra B1 2,38417810-5 0 77,34

3 Sada da barra B2 1,67385510-5 0 0,00

4 Sada da barra B1* 6,54487910-8 0 77,34

5 Sada da barra B2* 3,64977010-8 0 0,00

6 B1 fora e sada de B2 e vice-versa 1,05094810-7 1 63,00

7 B1 e B2 fora** 3,07381210-8 63,00

* Devido a disjuntor com polo preso** Componentes isolados em ps-manobra. No se aplica anlise de segurana para este estado de falha[1] Probabilidades dos principais estados de falhas da subestao segundo a metodologia descrita [2] Sistema classificado como Potencialmente Inseguro = 1 e Sistema Seguro = 0, segundo a metodologia descrita [3] Montantes de cortes de cargas no sistema obtidos segundo a metodologia descrita

Com os resultados das tabelas anteriores e com as equaes 1 e 2 j apresentadas, so obtidos os indicadores de confiabilidade da SE Pelicano 230 kV, indicados na tabela 7. Estes indicadores dependem da configurao de barra da subestao, dos dados de falhas dos equipamentos, da posio da subestao na topologia do sistema e do cen-rio do sistema.


CAPTULO 2

Tabela 7 Indicadores de confiabilidade da subestao

Configurao IRSS* EENS** (MWh/ano)

OpN1 2,98E-5 100% 22,92 100%

OpN2 5,89E-6 20% 19,46 85%

*Obtido de acordo com a equao 1** Obtido de acordo com a equao 2

Observa-se que, ao se alterar a configurao de operao da subestao de OpN1 para OpN2, o indicador de adequao (EENS) reduzido de 15% e o indicador de risco para a segurana do sistema (IRSS) reduzido de 80%.

Esta comparao poderia ser feita entre duas configuraes de barra diferentes. Nes-te caso, as simulaes levariam a diferentes estados de falhas com suas respectivas proba-bilidades e consequncias para o sistema, gerando indicadores com valores distintos para as duas configuraes. O mesmo ocorreria se fossem comparados os resultados de indi-cadores de duas subestaes do sistema concebidas com a mesma configurao de barra.

O indicador de adequao (EENS) fala por si, isto , possvel valorar o montante da energia indisponvel ao longo de um dado perodo e avaliar se vale pena ou no rea-lizar investimento na subestao. J o indicador de segurana (IRSS) deve ter um valor de referncia, um risco mximo que se admite para o sistema, j que o que est em jogo no maior ou menor indisponibilidade, mas a possibilidade de ocorrncias de desliga-mentos em cascatas que podem afetar o equilbrio eletromecnico de um determinado sistema eltrico.

A existncia de configuraes de barra de referncia para as subestaes da rede bsica pode ser vista como positiva, como um ponto de partida. A realizao rotineira de estudos de confiabilidade de subestaes teria um aspecto complementar importante para um ajuste fino, delimitando os riscos e otimizando os investimentos.

As configuraes de barra de referncia podem atender s situaes onde no h muitas dvidas da configurao a ser adotada. Mas o setor eltrico brasileiro extrema-mente heterogneo, contemplando subestaes de pequeno, mdio e grande porte asso-ciado a nveis de curtos-circuitos variados. A mdia esconde os extremos. Em determina-das situaes as configuraes de referncias podem estar alm das necessidades em um dado horizonte e, em outras situaes, podem estar aqum das necessidades do sistema.

A seguir, a ttulo de exemplo, discutem-se alguns casos. Por exemplo, hipotetica-mente, um parque elico com capacidade instalada da ordem de 50 MW ser interligado ao sistema com dois trechos de linhas um transformador 69/230 kV como indicado no diagrama da figura 33 a seguir. Uma avaliao quantitativa poderia indicar a configura-o abaixo como suficiente e adequada situao. A no instalao de dois mdulos de conexo de transformadores e de dois mdulos de interligao de barras, alm de tre-chos de barramentos, resultaria em uma reduo de custos da ordem de seis milhes de reais, tomando-se como base o banco de preos da Aneel.

A instalao de maior nmero de equipamentos no necessariamente melhora a confiabilidade, mas somente se a redundncia criada for til, caso contrrio o investi-mento incuo.



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Figura 33 Configurao de barra inicial simplificada

A figura 34 apresenta uma situao hipottica em que uma linha de 500 kV sec-cionada para a instalao de um transformador que alimenta um ptio de menor ten-so (por exemplo, 230 ou 138 kV). Uma avaliao quantitativa poderia indicar a soluo como justificvel at um dado horizonte do sistema considerando os indicadores de se-gurana e de adequao. Neste caso a reduo de custos seria da ordem de dez milhes de reais, tomando-se como base a mesma referncia.

Figura 34 Configurao de barra do tipo anel sob arranjo de disjuntor e meio

Por outro lado, pode-se lidar com situaes no extremo oposto. Por exemplo, hi-poteticamente, uma subestao em 230 kV com elevado nmero de conexes e elevado nvel de curto-circuito pode requerer uma configurao de barra melhor do que a con-figurao de referncia. Uma avaliao quantitativa poderia indicar a necessidade de se adotar configurao de barra que oferecesse melhor confiabilidade para o sistema, em termos de risco a sua segurana e melhor adequao para o atendimento s cargas.

9.CONSTATAES

Conceber e projetar uma subestao so tarefas complexas e de grande responsa-bilidade, pois o sistema, ao longo de dcadas, depender das subestaes para um bom desempenho global. Os estudos de confiabilidade que podem ser desenvolvidos na fase de concepo (seleo da configurao de barra) deveriam merecer, no mnimo, a mes-ma ateno dada aos estudos para a definio dos seus equipamentos, tambm de ex-trema importncia, devido ao seu grande impacto no desempenho do sistema eltrico.

Atender aos vrios requisitos, econmicos e sistmicos, desde a implantao de uma subestao at ao final de sua vida til deve ser um desafio permanente. Para isto,


CAPTULO 2

a evoluo dos equipamentos e novas metodologias de anlises devem ser sempre obje-tos de consideraes por parte do setor eltrico.

Este captulo procurou fazer explanaes neste sentido, porm no esgota o tema, que est sempre em progresso e deve ser um estmulo para atualizaes constantes.

10.REFERNCIAS

[1] M. Runde1, on behalf of CIGR WG A3.062, Summary of Results of the 2004 - 2007 International En-quiry on Reliability of High Voltage Equipment, SC A3, Cigr Technical Colloquium, Austria, 2011.

[2] ABB. Compact and reliable, Decades of benefits: Gas-insulated switchgear from 52 to 1,100 kV. Dis-ponvel em: .

[3] ALTWEGG, J. C. P.; SORAGI, N. F. B.; SOUZA, T. Redues de Custos de Instalao, Operao e Ma-nuteno Obtidas com a Utilizao de Equipamentos de Manobra Hbrido Compactos e um Novo Layout de Subestaes 145 kV, XXI SNPTEE GSE, Florianpolis, SC, 2011.

[4] REHTANZ, C.; STUCKI, F.; WESTERMANN, D.; FINK, H.; HYRENBACH, M. Greater flexibility in substation design, ABB Review, 3/2004.

[5] KLADT, A.; BITTENCOURT, S.; CARVALHO, A.C.; CORDEIRO, M.N.; ZAKHIA, W.S. Evaluation Tool of Different Substation Concepts, VII SEPOPE.

[6] ALSTOM GRID. Grid-Products - L3 Hypact - 71169-2010-11 EN. Disponvel em: .

[7] ABB. PASS Family, Brochure 2GJA708398 Rev. C. Disponvel em: .

[8] ABB. Disconnecting Circuit BreakersBuyers and Application Guide. Disponvel em: .

[9] ONS Operador Nacional do Sistema, Mdulo 2 (submdulo 2.3) dos Procedimentos de RedesPa-dres de Desempenho da Rede Bsica e Requisitos Mnimos para suas Instalaes. Rio de Janeiro, RJ, verso 2.0-2011. Disponvel em: .

[10] ANEEL Banco de Preos de Equipamentos, ref. jun. 2011. Disponvel em .

[11] ANEEL NT-016/2005 e NT 029/2007. Disponvel em: .

[12] OLIVEIRA, G. S. de; NIQUINI, F. M. M.; PEREIRA, S. S. Indicadores de Disponibilidade: uma Nova Abordagem para o Clculo e Utilizao, XXI SNPTEE GOP, Florianpolis, SC, 2011.

[13] PARKER, B .J.; CHOW, R. F.; SABISTON, J. K. M.; LOCKE, P. W. An Analytical Technique to Evaluate Station One-Line Diagrams in a Network Context, IEEE Transactions on Power Delivery, Oct. 1991.

[14] XU, X.; LAM, B. P.; AUSTRIA, R. R.; MA, Z.; ZHU, Z.; ZHU, R.; HU, J. Assessing The Impacto of Subs-tation-Related Outages on The Network Reliability, IEEE Power System Technology, International Conference, Proceedings, v. 2, p. 844-848, 2002.

[15] LI, W.; LU, J. Risk Evaluation of Combinative Transmission Network an Substation Configuration and its Application in Substation Planning, IEEE Transactions on Power Systems, v. 20, n. 2, p. 1144-1150, May 2005.

[16] BILLINTON, R.; ALLAN, R. N. Reliability Evaluation of Power Systems, Ptman Advanced Publishing Program, 1984, (2nd Edition, New York, Plenum Press, 1996).

[17] VIOLIN, A.; SILVA, A. M. L. da; FERREIRA, C.; MACHADO JR., Z. S. Avaliao da Confiabilidade de Subestaes Baseada nos Impactos das Falhas de Equipamentos no Sistema Eltrico, XIX CBA Con-gresso Brasileiro de Automtica Campina Grande, PB, set. 2012.

[18] BILLINTON, R.; ALLAN, R. N. Reliability Evaluation of Engineering Systems, Ptman Advanced Pu-blishing Program, 1983, (2nd Edition, New York, Plenum Press, 1992).

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[20] FLUPOT. Programa de Fluxo de Potncia timo, Manual do Usurio, verso 07.02.00, CEPEL, mar. 2008.

Cap 2 - Livro Equip - Subestações

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