Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica

Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica
em um Sistema de Distribuição em 138 kV
Marcos Cesar Rocha Filho
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de Engenheiro.
Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis, D.Sc
Rio de Janeiro
Janeiro – 2015
Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica
em um Sistema de Distribuição em 138 kV
Marcos Cesar Rocha Filho
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.
Examinada por:
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
Janeiro - 2015
Rocha Filho, Marcos Cesar
Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central
Hidrelétrica em um Sistema de Distribuição em 138 kV / Marcos
Cesar Rocha Filho. Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica,
2015.
XIII, 65 p.: il.; 29,7 cm.
Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis.
Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Curso de
Engenharia Elétrica, 2015.
Referências Bibliográficas: p. 53.
1. Geração Distribuída. 2. Pequena Central Hidrelétrica. 3.
Análise de Regime Permanente. 4. Análise de Estabilidade
Eletromecânica.
I. Assis, Tatiana Mariano Lessa de. II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia
Elétrica. III. Análise Técnica da Inserção de uma Pequena
Central Hidrelétrica em um Sistema de Distribuição em 138
kV.
ii
Aos meus pais e irmãos,
pelo apoio e suporte em todo tempo,
dedico este trabalho.
iii
Agradecimentos
Primeiramente, agradeço a Deus, autor e consumador da minha fé, pelo Seu imenso
amor e fidelidade, e por ter permitido que eu chegasse até aqui.
Agradeço à minha família, por ter me apoiado desde o momento em que optei por esse
curso, e por ter me amparado nos momentos em que parecia impossível prosseguir. Aos
meus pais Marcos e Aparecida agradeço pelo carinho e compreensão. Aos meus irmãos
Thiago e Ludmila agradeço pela parceria e pelas muitas palavras inspiradoras que
certamente me ajudaram nessa caminhada. Agradeço também aos meus cunhados Leandro
e Carol, por me amarem e apoiarem como a um irmão.
Aos meus avós Carlos e Neide, por sempre torcerem pelo meu sucesso. À minha avó
Bernardete, pelo exemplo que é para a minha vida. A todos os meus primos e tias,
agradeço por representar o verdadeiro significado de família, unida e suportando as dores
uns dos outros.
À minha namorada, Daniela, que me deu a motivação que eu precisava neste último
ano de curso, e por fazer os meus dias muito mais felizes depois que a encontrei. Por me
ensinar um lado do amor que eu não conhecia, e por me completar como mais ninguém
poderia.
Aos meus amigos, quase irmãos, Anderson, Thales e Daury, agradeço pelos conselhos,
broncas e desabafos, e pela confiança mútua que existe entre nós.
Agradeço aos meus colegas de curso, em especial à Hannah e Sabrina, pelas inúmeras
vezes que me ajudaram, seja por meio de uma explicação às vésperas de uma prova, ou
uma conversa no intervalo das aulas que descontraía o stress do curso, que não foi pouco.
Agradeço também aos meus colegas da Light por me proporcionarem um ambiente de
muito aprendizado e crescimento profissional, em especial ao meu coach Felipe, por estar
sempre disposto a me ajudar, e ao Diego, cuja ajuda neste projeto foi fundamental para a
conclusão do mesmo.
Por fim, porém não menos importante, agradeço aos meus professores ao longo desse
curso, pelo conhecimento compartilhado e pela troca de experiências. Em especial,
agradeço ao professor Helói, pela inspiração e por me fazer entender o papel de um
engenheiro eletricista, e também à minha orientadora, Tatiana, pela paciência e disposição
para tirar minhas dúvidas, mesmo tão atarefada.
iv
“Porque assim como os céus são mais altos do que a terra,
assim são os meus caminhos mais altos
do que os vossos caminhos,
e os meus pensamentos
mais altos do que os vossos pensamentos.”
Isaías 55:9
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte dos
requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
Análise Técnica da Inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica em um Sistema de
Distribuição em 138 kV
Marcos Cesar Rocha Filho
Janeiro / 2015
Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis
Curso: Engenharia Elétrica
O presente trabalho apresenta estudos elétricos da inserção de uma usina de geração
distribuída no sistema elétrico brasileiro. Alguns conceitos básicos de um sistema
elétrico de potência, ressaltando os setores da geração e da distribuição são descritos.
Características do conceito de geração distribuída são detalhadas, procurando entender a
influência da inserção de unidades geradoras próximas às cargas de destino. Entre as
fontes de geração que fazem parte do conceito de geração distribuída, é dada uma
atenção maior às pequenas centrais hidrelétricas (PCH), que têm aumentado sua
participação na matriz energética brasileira. Em especial, este trabalho apresenta um
estudo do empreendimento conhecido como a PCH Lajes, usina em construção, com
prazo previsto para entrada em operação em 2016. As características principais desse
empreendimento são descritas, bem como os detalhes históricos e operativos do
Complexo de Lajes, conglomerado de usinas hidrelétricas na qual esta nova usina será
implantada. É feito um estudo de regime permanente, avaliando os níveis de tensão nas
barras e os carregamentos nas linhas, em estado normal e com a presença de algumas
contingências, de forma a avaliar o impacto da introdução da PCH Lajes no sistema de
distribuição em 138 kV da Light Energia. É também feito um estudo de estabilidade
transitória mediante a aplicação de curtos-circuitos e de eventos como a perda de
unidades geradoras, de forma a avaliar o comportamento dinâmico do sistema após a
inserção da nova usina.
vi
Abstract of Undergraduate Project presumed to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engineer.
Technical Analysis of a Small Hydro Power Plant in a 138 kV Distribution System
Marcos Cesar Rocha Filho
Advisor: Tatiana Mariano Lessa de Assis
Course: Electrical Engineering
This work presents electrical studies when a distributed generation plant is inserted
in the Brazilian electrical system. Some basics of an electric power system, emphasizing
the sectors of generation and distribution are described. Distributed generation defining
features are detailed, trying to understand the influence of generating units near to target
loads. Among the generation sources that are part of the concept of distributed
generation is given greater attention to small hydroelectric plants, which have increased
their participation in the Brazilian energy matrix. In particular, this work presents a
study of the project known as Small Hydro Power Plant Lajes, a hydroplant with
deadline for entry into operation in 2016. The main features of this project are
described, as well as the historical and operational details of the Complexo de Lajes,
conglomerate of hydroelectric plants in which this new plant will be located. A study of
steady state is made, evaluating the voltage levels on the bars and shipments in the lines,
in normal state and in the presence of certain faults, to assess the impact of the
introduction of the Small Hydro Power Plant Lajes in the 138 kV distribution system of
Light Energia. It’s also made a study of transient stability by applying short circuits and
events such as the loss of generating units in order to evaluate the dynamic behavior of
complex machines after the insertion of this new hydroplant.
vii
SUMÁRIO
CAPÍTULO 1 .................................................................................................................. 1
INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 1
1.1
Apresentação ................................................................................................................... 1
1.2
Objetivo e Motivação ...................................................................................................... 2
1.3
Estrutura do Projeto ....................................................................................................... 3
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................. 4
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA .......................................................................................... 4
2.1
Conceito ............................................................................................................................ 4
2.2
A Geração Distribuída no Cenário Brasileiro .............................................................. 6
2.3
O Impacto da Geração Distribuída no Sistema de Distribuição ................................. 9
2.4
A Pequena Central Hidrelétrica .................................................................................. 10
CAPÍTULO 3 ................................................................................................................ 13
O COMPLEXO DE LAJES E A PCH LAJES .......................................................... 13
3.1
Descrição ........................................................................................................................ 13
3.2
Características Operativas ........................................................................................... 15
3.3
A PCH Lajes .................................................................................................................. 16
CAPÍTULO 4 ................................................................................................................ 19
MODELAGEM E ESTUDOS DE INSERÇÃO DA PCH LAJES ........................... 19
4.1
Estudo de Regime Permanente .................................................................................... 19
4.1.1 Critérios Adotados ...................................................................................................................... 19
4.1.2 Especificações dos Equipamentos da PCH Lajes ..................................................................... 20
viii
4.1.3 Representação da Rede ............................................................................................................... 21
4.1.4 Avaliação do Desempenho da Rede ........................................................................................... 23
4.2
Estudo de Estabilidade.................................................................................................. 30
4.1.1 Critérios Adotados ...................................................................................................................... 30
4.1.2 Modelo Dinâmico ........................................................................................................................ 31
4.1.3 Análise das Contingências .......................................................................................................... 35
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................ 51
CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ........................................................... 51
REFERÊNCIAS ........................................................................................................... 53
APÊNDICE A – LISTA DE TABELAS DO ESTUDO DE REGIME PERMANENTE
55
APÊNDICE B – MODELOS DE REGULADORES DE TENSÃO E VELOCIDADE
DA PCH LAJES ........................................................................................................... 64
ix
Lista de Figuras
Figura 1 - Sistema com Geração Distribuída [4]........................................................................... 5
Figura 2 - Sistema Interligado Nacional. Fonte: ONS, 2015. ....................................................... 7
Figura 3 - Aproveitamento Hidrelétrico do Complexo de Lajes. Fonte: Light ........................... 14
Figura 4 - Configuração do Suprimento de Água para a Calha de CEDAE. Fonte: LIGHT, 2012.17
Figura 5 - Localização da Futura PCH Lajes[13]........................................................................ 18
Figura 6 - Rede de influência do estudo ...................................................................................... 22
Figura 7 - Barras Citadas na Análise de Tensão em Estado Normal........................................... 24
Figura 8 - Barras Enfatizadas no Estudo da Contingência 1. ...................................................... 27
Figura 9 - Diagrama de Blocos para a Equação de Oscilação Eletromecânica. .......................... 32
Figura 10 - Modelo do Regulador de Tensão e Excitatriz da Unidade Geradora PCH Lajes. .... 33
Figura 11 - Modelo do Regulador de Velocidade e da Turbina Hidráulica da unidade geradora da
PCH Lajes. .................................................................................................................................. 34
Figura 12 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1. .................... 35
Figura 13 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1. ....................................... 35
Figura 14 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1 .................. 36
Figura 15 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1. .................................... 36
Figura 16 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1 ................................. 37
Figura 17 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1. .......................... 37
Figura 18 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. .................... 38
Figura 19 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1. ....................................... 39
Figura 20 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. ................. 39
Figura 21 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 2. .................................... 40
Figura 22 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. ................................ 40
Figura 23 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2. .......................... 41
Figura 24 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 2. ........ 41
Figura 25 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3. .................... 42
Figura 26 - Potência Ativa da UHE Nilo Peçanha na Contingência 3. ....................................... 43
Figura 27 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3. ................. 43
Figura 28 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 3. .................................... 44
Figura 29 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3. ................................ 44
Figura 30 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3. .......................... 45
Figura 31 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 3. ........ 45
x
Figura 32 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4. .................... 46
Figura 33 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 4. ....................................... 47
Figura 34 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4. ................. 47
Figura 35 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 4. .................................... 48
Figura 36 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4. ................................ 48
Figura 37 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4. .......................... 49
Figura 38 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 4. ........ 49
Figura 39 - Modelo de Regulador de Velocidade da PCH Lajes. ............................................... 64
Figura 40 - Modelo do Regulador de Tensão da PCH Lajes....................................................... 65
xi
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Classificação de uma Pequena Central Hidrelétrica [9]. ............................................ 11
Tabela 2 - Critérios Adotados para o Estudo de Regime Permanente para 138 kV. ................... 19
Tabela 3 - Contingências a serem analisadas no estudo. ............................................................. 20
Tabela 4 - Especificações do Transformador da PCH Lajes. ...................................................... 21
Tabela 5 - Especificações do Gerador da PCH Lajes. ................................................................. 21
Tabela 6 - Despacho da PCH Lajes no Estado Normal. .............................................................. 24
Tabela 7 - Níveis aceitáveis para oscilações de frequência em regime dinâmico. Fonte: ONS,
2011. ............................................................................................................................................ 31
Tabela 8 - Contingências a serem analisadas no estudo dinâmico. ............................................. 31
Tabela 9 - Dados do Gerador da PCH Lajes. .............................................................................. 32
Tabela 10 - Parâmetros do Regulador de Tensão, de acordo com [12]. ...................................... 33
Tabela 11 - Parâmetros do Regulador de Velocidade da PCH Lajes, de acordo com [12]. ........ 34
Tabela 12 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Sem Lajes. ............ 55
Tabela 13 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Com Lajes. ............ 55
Tabela 14 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Sem Lajes. ............... 56
Tabela 15 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Com Lajes. .............. 56
Tabela 16 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Sem Lajes. .............. 56
Tabela 17 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Com Lajes. ............. 56
Tabela 18 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado
Normal - Sem Lajes. ................................................................................................................... 56
Tabela 19 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado
Normal - Com Lajes. ................................................................................................................... 56
Tabela 20 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Sem Lajes. ............. 57
Tabela 21 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Com Lajes. ............. 57
Tabela 22 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 1 - Com Lajes. ............... 58
Tabela 23 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Sem Lajes. ............... 58
Tabela 24 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Com Lajes. .............. 58
Tabela 25 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Sem Lajes. ............. 58
Tabela 26 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Com Lajes. ............. 59
Tabela 27 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 2 - Sem Lajes. ................ 59
Tabela 28 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Com Lajes. ............. 59
Tabela 29 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 2 - Sem Lajes. ............... 59
Tabela 30 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 2 - Com Lajes. .............. 59
xii
Tabela 31 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 3 - Sem Lajes. ............. 60
Tabela 32 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 3 - Com Lajes. ............. 60
Tabela 33 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 3 - Sem Lajes. ................ 60
Tabela 34 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 3 - Com Lajes. ............... 61
Tabela 35 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 3 - Sem Lajes. ............... 61
Tabela 36 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 3 - Com Lajes. .............. 61
Tabela 37 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 4 - Sem Lajes. ............. 61
Tabela 38 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 4 - Com Lajes. ............. 62
Tabela 39 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 4 - Sem Lajes. ................ 62
Tabela 40 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 4 - Com Lajes. ............... 62
Tabela 41 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 4 - Sem Lajes. ............... 62
Tabela 42 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 4 - Com Lajes. .............. 62
Tabela 43 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas
Contingências 1,2,3 e 4 - Sem Lajes. .......................................................................................... 63
Tabela 44 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas
Contingências 1,2,3 e 4 - Com Lajes. ......................................................................................... 63
xiii
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
1.1 Apresentação
Os recentes avanços tecnológicos têm demandado cada vez mais a evolução no setor
energético, de forma a acompanhar o crescimento econômico dos países. Por outro lado,
torna-se crescente a preocupação com questões ambientais, como preservação e
sustentabilidade.
Embora o aproveitamento da energia hidrelétrica seja um dos menos nocivos ao meio
ambiente, a necessidade de reservatórios de regularização tem sido contestada ao longo
dos anos, devido aos impactos socioambientais que a construção dessas estruturas acarreta.
Desta forma, a implantação de usinas que não possuem tais reservatórios, as chamadas
usinas a fio d’água, é incentivada à medida que a demanda de energia cresce no país.
Outro tipo de exploração da geração de eletricidade a partir da água está na implantação de
Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) que, embora possam ter reservatórios, são usinas
com capacidade de geração reduzida (até 30 MW), que frequentemente têm sido
construídas por pequenas empresas de geração de energia ou empresas essencialmente
distribuidoras, porém com segmentos de geração.
Por mais que tais empreendimentos não representem mudanças significativas no ponto
de operação de grandes sistemas, como o SIN, a injeção adicional de potência em
subsistemas locais pode acarretar problemas no controle de tensão, mudança da
capacidade de curto-circuito, entre outros. Quanto menor o porte do sistema, maiores serão
os impactos dessas situações.
Sendo assim, ao se planejar a construção de uma PCH, é necessário que haja um estudo
de viabilidade, tomando como base a rede e os parâmetros já existentes, e avaliando as
consequências a curto, médio e longo prazo. Entre os aspectos mais importantes encontrase a análise do estado do sistema antes e após a nova injeção de potência, a fim de que seja
possível antever as situações de risco e agir preventivamente.
1
1.2 Objetivo e Motivação
Os incentivos à implantação de Pequenas Centrais Hidrelétricas contribuíram para que
este tipo de empreendimento tivesse sua participação aumentada na matriz energética
brasileira. Segundo dados do Banco de Informações da Geração [1], da Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL) de 2015, estão em operação 472 pequenas centrais
hidrelétricas, além de 130 outorgadas e 40 em construção.
Neste contexto, encontra-se a PCH Lajes, localizada no Complexo de Lajes, no estado
do Rio de Janeiro, cuja entrada em operação está prevista para meados de 2016. Com
potência nominal de 17 MW, essa PCH será composta de uma unidade geradora, e
utilizará a água do Reservatório de Lajes, já existente.
A PCH Lajes é de fundamental importância para o cenário a médio prazo do estado do
Rio de Janeiro, tendo em vista suas contribuições hidrológicas. Sob o ponto de vista
energético, auxiliará a demanda do setor privado fluminense, fornecendo energia para
consumidores de nível médio e de grande porte, alavancando a economia da região do
Vale do Paraíba.
O objetivo deste trabalho é avaliar a inserção da PCH Lajes no sistema de distribuição
de 138 kV da Light Energia, sob o ponto de vista elétrico. Será feito um estudo de regime
permanente, de forma a observar as violações de tensão nas barras e de carregamento nas
linhas, com e sem a participação da nova usina. Da mesma forma, será estudada a
estabilidade do sistema diante de contingências na região de participação da PCH.
Para a realização dos estudos de regime permanente, é utilizado o programa
computacional ANAREDE, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
(CEPEL). Para os estudos de estabilidade, é utilizado o programa ANATEM, também
desenvolvido pelo CEPEL.
Será feita, portanto, uma análise de viabilidade técnica da implantação de uma Pequena
Central Hidrelétrica. Em paralelo com outros estudos, como o estudo de viabilidade
financeira, o estudo hidrológico, entre outros, esta apreciação é um dos fatores críticos
para o sucesso de um projeto de geração de energia.
2
1.3 Estrutura do Projeto
Este trabalho está dividido em 5 capítulos. No Capítulo 2 serão apresentadas algumas
definições e características operacionais de uma Pequena Central Hidrelétrica, bem como
o conceito de geração distribuída e suas perspectivas para o cenário futuro do setor elétrico
brasileiro.
No Capítulo 3 será feita uma descrição do empreendimento em estudo, a PCH Lajes,
apresentando o seu contexto técnico-econômico, bem como os motivos que levaram à
construção dessa usina. Também será feita uma análise operacional do Complexo de
Lajes, local onde será instalada a PCH.
No Capítulo 4 serão apresentados os resultados dos estudos de regime permanente e de
estabilidade na rede após a inclusão da PCH Lajes. Serão dispostos os resultados de forma
comparativa ao estado antes da inclusão, chegando-se ao parecer de viabilidade técnica do
projeto.
Por fim, no Capítulo 5 serão apresentadas as conclusões obtidas com as análises
realizadas, bem como as sugestões para trabalhos futuros.
3
CAPÍTULO 2
GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
2.1 Conceito
O termo “geração distribuída” (GD) tem sido bastante utilizado nos meios de
discussão do setor elétrico, suscitando opiniões também no setor ambiental, visto que
engloba algumas das chamadas fontes renováveis de energia. É apontado como uma
tendência para o futuro, devido às possibilidades que traz para o consumidor e para os
agentes do mercado de energia.
A geração distribuída não é uma nova forma de geração de energia, mas sim um
conceito no qual se procura coordenar as fontes já existentes, de forma a otimizar a
relação geração-carga, diminuindo as perdas na condução da energia. Sendo assim, não
há somente uma forma de geração distribuída, mas sim adaptações do conceito de
acordo com as condições de cada ambiente.
Este conceito pode ser atribuído a qualquer fonte de geração cuja demanda é uma
carga próxima, isto é, não há neste caso uma linha de transmissão para o transporte da
energia. Sendo avaliada desta forma, a geração distribuída tem como consequência a
produção de energia em pequena escala, além da diminuição das perdas associadas à
transmissão, o que configura um benefício para o setor elétrico [2].
A Geração Distribuída caminha no sentido contrário de grandes projetos de geração,
tendo em vista que sua evolução é acompanhada por valores de potência cada vez
menores. Essa tendência é consequência da necessidade da inserção de geradoras em
locais tradicionalmente residenciais ou comerciais. Da mesma forma, as tecnologias
utilizadas permitem o aproveitamento das várias fontes de energia, tornando-se possível
obter maior eficiência energética [3]. A Figura 1 ilustra essa condição.
4
Figura 1 - Sistema com Geração Distribuída [4].
Historicamente, o conceito de GD, embora não com esse nome, foi bastante
utilizado quando da disseminação da energia elétrica para o atendimento de grandes
populações, no início do século XX. Com o avanço das tecnologias de transmissão de
energia, foi possível criar grandes sistemas interligados, que não mais dependiam da
proximidade da geração com a carga. Desta forma, a tendência do setor elétrico foi a
adoção de grandes unidades geradoras, e em especial no Brasil, usinas hidrelétricas de
grande porte.
A partir dos anos 90, através da viabilidade técnica de novas tecnologias de geração
de energia, aliada ao interesse por fontes de energia mais “limpas”, o tema geração
distribuída começou a ser discutido mais intensamente nos EUA e Europa. Atualmente,
já há grandes avanços no que diz respeito à disseminação de fontes como a energia
solar, energia eólica, entre outras.
A geração distribuída oferece uma série de vantagens, como o atendimento mais
rápido ao crescimento da demanda, visto que requer um tempo de implantação inferior
ao de acréscimos à geração centralizada e reforços das respectivas redes de transmissão
e distribuição; em alguns casos pode significar o aumento da confiabilidade do
suprimento ao consumidor, visto que não há probabilidade de falha no sistema de
transmissão, redução dos investimentos de implantação, aumento da eficiência
energética; redução de impactos ambientais da geração e diversificação das
oportunidades de comercialização da energia produzida [2].
5
Entre as desvantagens, pode-se citar a maior complexidade no planejamento e
operação do sistema elétrico, maior complexidade nos procedimentos e na realização de
manutenções, e maior complexidade administrativa, contratual e comercial. Para o caso
de um produtor independente, a interligação à rede reduz a sua autonomia, visto que ele
não mais poderá tomar suas decisões baseando-se apenas no próprio benefício, mas sim
no benefício global de todos os usuários [2].
Vale ressaltar que, a curto e médio prazo, a geração distribuída nunca poderá
suplantar a geração centralizada, mas servirá de suporte à mesma, com potencial
melhora dos níveis de qualidade e confiabilidade da rede, e diminuindo a influência de
grandes empreendimentos de geração no planejamento energético.
2.2 A Geração Distribuída no Cenário Brasileiro
No cenário do setor de energia brasileiro nota-se o predomínio da origem hidráulica
na capacidade total instalada, seja por meio de usinas hidrelétricas, seja por pequenas
centrais hidrelétricas. Estas usinas, obviamente, acompanham as características
hidrológicas favoráveis existentes no país, isto é, a existência de rios caudalosos,
perenes e possíveis de serem armazenados, porém que acabam resultando em grande
parte numa geração distante dos centros de carga, fazendo com que o sistema elétrico
brasileiro seja composto de grandes linhas de transmissão.
De maneira geral, há o Sistema Interligado Nacional, que cobre grande parte do
território nacional, e os Sistemas Isolados, localizados majoritariamente na Região
Norte. A Figura 2 mostra as malhas de transmissão principais do SIN. Nota-se, nesta
figura, a ausência de linhas de transmissão na área amazônica, evidenciando a existência
de sistemas isolados de geração de energia nesta região.
6
Figura 2 - Sistema Interligado Nacional. Fonte: ONS, 2015.
No contexto brasileiro, entende-se como geração distribuída, de acordo o Decreto
5.163, de outubro de 2004, Artigo 14:
“Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção de
energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários,
permissionários ou autorizados, incluindo aqueles tratados pelo art. 8o da Lei no 9.074,
de 1995, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador,
exceto aquela proveniente de empreendimento:
I - hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e
II - termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a
setenta e cinco por cento, conforme regulação da ANEEL, a ser estabelecida até
dezembro de 2004.”
Por esta definição, entende-se portanto que, de forma complementar, a geração
distribuída atua no sistema brasileiro de forma a garantir o suprimento integral, com
fator de segurança, da demanda, nunca suplantando o sistema centralizado, que tem
proporções muito maiores.
O racionamento ocorrido no ano de 2001 alavancou a diversificação das fontes de
energia no Brasil. Algumas medidas tomadas, como a desverticalização do setor
elétrico, permitiram a entrada de novos agentes, culminando em um processo, embora
em menor escala, de descentralização da geração.
Pode-se citar também, entre estas medidas, a criação do Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), no ano de 2002, pelo governo
federal. Este programa visa aumentar a participação de energia elétrica produzida por
fontes como energia eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas, aumentando a
segurança do sistema de abastecimento de energia. Esta medida foi fundamental para a
diversificação da matriz energética brasileira, sendo responsável por mais de 100 novos
empreendimentos de pequeno e médio porte em menos de 10 anos, e acrescentando ao
mercado de energia cerca de 2,6 GW de potência instalada.
As perspectivas futuras para o crescimento da Geração Distribuída no Brasil
esbarram na falta de uma legislação específica que regule a produção em menor escala
de energia, como a micro geração, isto é, centrais com potência instalada inferior a 100
8
kW e a mini geração, centrais com potência instalada superior a 100 kW e inferior a 1
MW. O PRODIST [5], Procedimentos de Distribuição, constitui a regulação da ANEEL
para o setor da distribuição, e por isso engloba as normas para a GD. Entretanto, este
documento não retrata a questão da geração distribuída da forma rigorosa com a qual a
operação desse sistema exige. Portanto, a maior probabilidade de crescimento está na
geração de pequeno porte, isto é, maior que 1 MW e menor que 30 MW, faixa de
valores típica de uma pequena central hidrelétrica.
2.3 O Impacto da Geração Distribuída no Sistema de Distribuição
Como dito anteriormente, na geração distribuída, a geração está próxima aos centros
consumidores, eliminando a necessidade de redes de transmissão e diminuindo as
respectivas perdas nas linhas. Desta forma, pode-se concluir que neste cenário a energia
é inserida no sistema de distribuição, com exceção daquele tipo de micro geração que
está localizado diretamente na casa do consumidor.
Com a facilidade de investimento permitida pela liberalização do mercado de
energia [6], um número considerável de empresas passou a produzir sua própria energia
e a exportar para a rede da concessionária o excedente da mesma, de forma a lucrar com
a venda de energia no mercado atacadista.
Esta inserção no sistema de distribuição deve ser precedida por um estudo, de forma
a identificar os impactos que acarretará na operação do sistema. Primeiramente deve-se
avaliar o impacto em regime permanente, tendo como fator limitante o nível das tensões
nodais e o carregamento das linhas. Deve ser feita também a análise de estabilidade
transitória do sistema, prezando pela manutenção do sincronismo das máquinas na
presença de uma falta nas vizinhanças ou em um ponto distante do parque gerador.
Um dos principais fatores técnicos que pode limitar a quantidade e
consequentemente a potência de geradores síncronos conectados à rede de distribuição é
a elevação do nível das tensões nodais, principalmente em situação de carga leve, na
presença desses geradores. Desta maneira, antes da instalação de um gerador em uma
determinada rede de distribuição, deve-se garantir que o perfil de tensão da rede não
seja adversamente afetado[7].
Na grande maioria dos projetos de geração distribuída utilizam-se geradores
síncronos com um certo padrão em suas características, entre elas: baixa constante de
9
inércia, fraco amortecimento e controlado com reguladores de tensão cujas
características operativas não são tão robustas quando comparadas a grandes projetos de
geração. Como são inseridos na rede de distribuição, as centrais de GD operam com
sistemas de proteção com tempo de atuação maior do que aquele usualmente observado
em redes de transmissão de extra e ultra alta tensão [7].
Sendo assim, a expansão de GD não deve basear-se somente na busca de melhores
custos de produção ou por uma diminuição dos impactos ambientais através da
utilização de fontes renováveis, mas também a partir de estudos que venham a garantir a
confiabilidade, qualidade e estabilidade da operação do sistema [6].
2.4 A Pequena Central Hidrelétrica
Assim como uma usina hidrelétrica de grande porte, uma pequena central
hidrelétrica é um empreendimento de exploração de recursos hídricos para produção de
energia elétrica, no qual são instaladas turbinas hidráulicas acopladas aos geradores,
neste caso, síncronos, que são impulsionadas pelo fluxo d’água resultante de um
desnível provocado por barragem ou um curso d’água [6].
Por terem proporções reduzidas quando comparadas a uma usina de grande porte, as
PCHs costumam ser mais bem aceitas ambientalmente falando, pois causam bem menos
impacto. Além disso, suprem de maneira mais eficaz a necessidade de carga de
consumidores rurais, que requerem uma forma diferenciada de suprimento, no que diz
respeito a níveis de tensão e outras características operativas.
Segundo a resolução nº 394 de 1998 da ANEEL, uma PCH é, por definição, toda
usina hidrelétrica cuja capacidade instalada seja superior a 1 MW e inferior a 30 MW, e
cujo reservatório não ultrapassa 3 km². A Tabela 1 determina a classificação de uma
PCH de acordo com suas características construtivas.
10
Tabela 1 - Classificação de uma Pequena Central Hidrelétrica [9].
CLASSIFICAÇÃO
POTÊNCIA - P
QUEDA DE PROJETO - Hd (m)
DAS CENTRAIS
(kW)
BAIXA
MÉDIA
ALTA
MICRO
P < 100
Hd < 15
15 < Hd < 50
Hd > 50
MINI
100 < P < 1.000
Hd < 20
20 < Hd < 100
Hd > 100
PEQUENAS
1.000 < P < 30.000
Hd < 25
25 < Hd < 130
Hd > 130
Segundo [8], há dois tipos de PCHs:
1 – PCH de acumulação: são empregadas para regularizar as vazões hídricas
necessárias para a produção de energia elétrica. Este tipo é construído quando a vazão
do curso d’água não é suficiente para suprir a descarga necessária do sistema gerador.
Neste caso, a barragem acumula água nas horas de baixo consumo elétrico para utilizar
nos períodos de alta demanda.
2 – PCH a fio d’água: a vazão não é regularizada por meio de acumulação. Tal tipo
é adotado quando a vazão mínima do rio for maior do que a descarga necessária para
atender à demanda de geração elétrica.
Tipicamente, as PCHs operam a fio d’água, permitindo com que toda água passe
continuamente por suas turbinas com capacidade nominal, aproveitando a vazão natural
dos rios, sem que haja a necessidade de estocar grandes quantidades de água.
De acordo com [9], o projeto de uma PCH não deve seguir os mesmos estudos
necessários à implantação de uma central hidrelétrica de grande porte, visto que não
representa simplesmente uma usina em escala reduzida.
Devido à relativamente pequena injeção de potência na rede, muitas vezes esse tipo
de empreendimento é destinado a fins específicos, como o suprimento da demanda de
uma localidade mais afastada dos grandes centros, ou então fins puramente econômicos,
como a comercialização de energia no mercado atacadista. Este é o principal motivo
pelo qual muitas empresas de geração de pequeno porte têm feito investimentos na
construção de PCHs, visando o retorno em médio prazo.
Dificilmente uma pequena central hidrelétrica é ligada ao SIN e/ou faz parte do
MRE (Mecanismo de Realocação de Energia), que, de acordo com [10], constitui “um
11
mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam
os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do
Sistema Interligado Nacional (SIN)”. Na maioria das vezes, é injetada potência em
sistemas de distribuição, cuja tensão nominal tem valores de até 69 kV, alcançando 138
kV em alguns casos. Estes sistemas têm como características o alto nível de
ramificação, além da subsequente complexidade de operação.
Os estudos de viabilidade técnica de uma PCH têm como objetivos analisar as
alterações nos fluxos de potência após a injeção de potência ativa, os novos níveis de
curto-circuito devido à inserção de novos geradores, a estabilidade eletromecânica da
rede, além da definição do novo estado do sistema.
12
CAPÍTULO 3
O COMPLEXO DE LAJES E A PCH LAJES
3.1 Descrição
O Complexo de Lajes, localizado na região do Vale do Paraíba, é composto por um
conjunto de estruturas hidráulicas que aproveitam as vazões naturais do ribeirão das
Lajes e das vazões derivadas da bacia do rio Paraíba do Sul para geração hidrelétrica
[11]. É responsável pela maior parte da energia produzida pela Light Energia, empresa
do Grupo Light S.A. responsável pela geração, transmissão e comercialização de
energia em grande parte do estado do Rio de Janeiro.
Com sua construção iniciada em 1903, através da Usina de Fontes Velha, o
Complexo de Lajes é composto atualmente por 3 usinas hidrelétricas: a UHE Fontes
Nova, UHE Nilo Peçanha e UHE Pereira Passos; e 2 usinas elevatórias: a UEL Santa
Cecília e UEL Vigário e 5 reservatórios: Reservatório de Santa Cecília, Reservatório de
Santana, Reservatório de Vigário, Reservatório de Lajes e Reservatório de Ponte
Coberta.
De maneira simplificada, a UEL Santa Cecília bombeia águas do rio Paraíba do Sul
até o reservatório de Santana, que também recebe os deflúvios do Rio Piraí. A partir do
Reservatório de Santana, a UEL Vigário bombeia a água para o reservatório de Vigário,
que por sua vez alimenta a usina de Nilo Peçanha e, eventualmente, pode ser desviada
para abastecer também as unidades geradoras da usina Fontes Nova. As vazões
turbinadas por essas duas usinas são restituídas ao Ribeirão das Lajes, formando o
reservatório de Ponte Coberta, que abastecerá a UHE Pereira Passos. À jusante desta
usina, há uma confluência com o rio Santana, formando o rio Guandu, que alimenta a
Estação de Tratamento de Água da CEDAE, responsável pelo abastecimento de água da
cidade do Rio de Janeiro e da Baixada Fluminense. A Figura 3 mostra um diagrama
esquemático
do
aproveitamento
hídrico
do
Complexo
de
Lajes.
13
14
Figura 3 - Aproveitamento Hidrelétrico do Complexo de Lajes. Fonte: Light
3.2 Características Operativas
A definição das regras de operação do Complexo de Lajes começou em 1977, pelo
extinto órgão DNAEE, que na ocasião previu a manutenção de uma afluência
regularizada de 250 m³/s em Santa Cecília, sendo 90 m³/s devendo ser descarregados
como mínimo para jusante e 160 m³/s liberados para o bombeamento máximo da
estação elevatória de Santa Cecília. Para o fim da cadeia, isto é, a defluência de Pereira
Passos, a Agência Nacional das Águas definiu o valor mínimo de 120 m³/s, de forma a
atender as necessidades da Estação de Tratamento de Água (ETA) Guandu.
O reservatório de Lajes constitui uma reserva estratégica para o abastecimento de
água potável da região metropolitana do Rio de Janeiro. As adutoras da CEDAE devem
ser abastecidas com uma vazão mínima de 5,5 m³/s, proveniente deste reservatório. Isto
faz com que a UHE Fontes Nova deva turbinar em uma de suas unidades geradoras uma
vazão de 6,5 m³/s, de forma a propiciar a carga necessária para que a água alcance a
calha [11].
O Reservatório de Lajes é composto por água de boa qualidade, não necessitando de
nenhum tratamento específico para o consumo, a não ser a desinfecção com cloro. Além
disso, a calha da CEDAE é suprida com água superficial, isto é, de melhor qualidade.
Apenas em situações excepcionais a calha é suprida com água de fundo, e mesmo
assim, por curtos intervalos de tempo, de alguns dias.
A necessidade de abastecimento da calha da CEDAE pela UHE Fontes Nova não é a
solução mais adequada, visto que impõe algumas limitações à operação normal do
Complexo, fazendo com que haja perdas energéticas significativas, relacionadas às
perdas de carga no circuito hidráulico e à impossibilidade de engolimento máximo da
turbina, devido ao fato de haver a limitação da vazão em 6,5 m³/s, quando poderia ser
turbinada uma vazão maior, e, consequentemente, maior produção de energia
Além disso, a operação hidrelétrica do Complexo de Lajes é fundamental para o
controle das cheias no Rio Piraí, de forma que, em ocorrências de situações adversas,
pode-se alterar diversos parâmetros das usinas elevatórios e hidrelétricas, aumentando
ou diminuindo a vazão e a potência gerada e regularizando os reservatórios, de forma a
minimizar os impactos.
15
3.3 A PCH Lajes
De forma a otimizar o aproveitamento hidrelétrico do Complexo de Lajes,
aumentando também a confiabilidade do abastecimento de água da cidade do Rio de
Janeiro e adequar as unidades geradoras da UHE Fontes Nova à sua capacidade
nominal, foi concebido o projeto de instalação de uma pequena central hidrelétrica, a
PCH Lajes, no espaço da antiga UHE Fontes Velha, completamente desativada em
1989.
Para a produção de energia elétrica, a PCH Lajes irá aproveitar a água proveniente
do Reservatório de Lajes, já existente. Portanto, dispensará a construção de barragem e
de reservatório, fatores que podem dificultar a viabilidade ambiental de um projeto de
geração hidrelétrica. Desta forma, a nova PCH fará com que haja uma diminuição das
perdas hidráulicas no Complexo, visto que o caminho de adução da água será
otimizado, resultando num ganho energético.
A usina terá vazão nominal de 6,5 m³/s, valor compatível com a capacidade das
Adutoras da CEDAE. Como parte da construção da PCH, será construída uma
tubulação que ligará a já existente Casa de Válvulas, que retira a água do Reservatório
de Lajes, até a Casa de Força da futura PCH Lajes. A Figura 4 representa esta operação
a ser implantada. O alimentador 1, que faz a conexão do Reservatório de Lajes com a
Casa de Válvulas, já está construído. A Figura 5 mostra a localização da futura PCH,
dentro do Complexo de Lajes.
16
Figura 4 - Configuração do Suprimento de Água para a Calha de CEDAE. Fonte: LIGHT, 2012.
17
Futura PCH Lajes
Figura 5 - Localização da Futura PCH Lajes[13].
De acordo com os estudos hidroenergéticos, a potência a ser instalada será de
17 MW, de forma a otimizar o arranjo do circuito hidráulico e a permitir o benefício
energético incremental no Complexo de Lajes.
18
CAPÍTULO 4
MODELAGEM E ESTUDOS DE INSERÇÃO DA PCH LAJES
Este capítulo apresenta os resultados dos estudos de regime permanente e
estabilidade eletromecânica, considerando a inserção da PCH Lajes ao Sistema
Interligado Nacional. Os estudos foram realizados com auxílio dos programas
ANAREDE e ANATEM, ambos desenvolvidos pelo CEPEL. Foi adotada a base de
dados oficial do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), com a representação
completa do SIN.
Para as simulações no domínio do tempo, foi necessário implementar os modelos
dos sistemas de controle da PCH Lajes, o que foi feito através da inserção de CDUs
(Controladores Definidos pelo Usuário) no programa ANATEM.
As seções seguintes detalham os critérios adotados, bem como a modelagem e os
resultados obtidos.
4.1 Estudo de Regime Permanente
4.1.1 Critérios Adotados
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) define, por meio dos
Procedimentos de Distribuição, Módulo 8, Anexo 1 [5], as Faixas de Classificação de
Tensões de Regime Permanente, que podem ser vistas na Tabela 2:
Tabela 2 - Critérios Adotados para o Estudo de Regime Permanente para 138 kV.
Tensão de Atendimento
(TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão
de Leitura (TL) em Relação
à Tensão de Referência (TR)
0,95 TR ≤ TL ≤ 1,05 TR
0,93 TR ≤ TL < 0,95 TR ou
1,05 TR ≤ TL ≤ 1,07 TR
TL < 0,93 TR ou TL > 1,07
TR
19
Portanto, estes são os critérios utilizados para avaliação do estado da rede após a
inserção da unidade geradora da PCH Lajes.
Os cenários a serem avaliados são os que compõem os casos de referência das
Diretrizes para a Operação Elétrica Quadrimestral, especificamente os casos do ano de
2014. Serão avaliados os carregamentos dos circuitos e transformadores, de acordo com
os dados do sistema fornecidos pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), para os
patamares de carga leve, média e pesada.
Será também avaliado o desempenho da rede diante de 4 contingências, seguindo o
critério N-1, de acordo com a Tabela 3.
Tabela 3 - Contingências a serem analisadas no estudo.
Nº da
Contingência
Identificação da
Contingência
Barra
De
Barra
Para
Nº do
Circuito
1
Perda da UHE Fontes Nova
253
-
-
2
Perda da Linha de
Transmissão Fontes 138 kV
– N. Peçanha 138 kV
254
251
1
251
252
1
255
-
-
3
4
Perda do Transformador
230/138 kV N. Peçanha
Perda da UHE Pereira
Passos
4.1.2 Especificações dos Equipamentos da PCH Lajes
Os parâmetros dos equipamentos da PCH Lajes a serem representados no estudo
seguem as especificações do Projeto Básico do empreendimento, de forma que a análise
é fiel à realidade do sistema.
Os dados do gerador encontram-se na Tabela 3. Neste estudo serão consideradas
nulas as perdas na resistência do transformador.
20
Tabela 4 - Especificações do Transformador da PCH Lajes.
Tipo do Transformador
Trifásico
Tensão Primária
13,8 kV
Tensão Secundária
138 kV
Reatância Nominal
10%
Tipo de Ligação
Estrela-Delta
Os dados do gerador são dispostos na Tabela 5.
Tabela 5 - Especificações do Gerador da PCH Lajes.
Nº de Unidades
Geradoras
Potência Aparente
19500
kVA
Potência Ativa
17550
kW
Tensão Nominal
13800
V
Número de Polos
16
1
4.1.3 Representação da Rede
A Figura 6 ilustra a vizinhança elétrica do local onde será instalada a PCH Lajes,
representando sua área de influência. A unidade geradora será ligada no barramento de
Fontes 138 kV. Vale a penas ressaltar que os estudos consideram a base de dados
completa do SIN, com um total de 5431 barras. Entretanto, será tratada como área de
influência da PCH Lajes apenas as barras correspondentes às áreas 9, da LIGHT, e 40,
da LIGHT ENERGIA.
Na implementação do ANAREDE, a barra correspondente à geração da PCH Lajes
será a de número 3797. Por ser uma barra de geração, será do tipo PV, isto é, podendose controlar a potência ativa e a tensão. O valor de tensão é fixado em 1,0 p.u., a
potência ativa gerada em 17 MW e os limites de potência reativa como -5 Mvar
(mínimo) e 7 Mvar (máximo).
21
Figura 6 - Rede de influência do estudo
22
4.1.4 Avaliação do Desempenho da Rede
4.1.4.1 Estado Normal
Nesta seção serão apresentados os resultados de desempenho da rede no estado sem
contingências. No Apêndice A, são apresentadas tabelas com o detalhamento dos
valores de tensão e fluxo de potência na região de interesse.

Análise de Tensão
No Estado Normal da Rede, e de acordo com as premissas adotadas anteriormente,
pôde-se avaliar o perfil de tensão das barras das áreas ao redor da PCH Lajes, apontando
aquelas cujo valor da tensão em p.u. ultrapassa a faixa adequada.
No cenário de carga leve do caso base, ou seja, sem a PCH Lajes, notou-se a
existência de 12 violações de tensão na Área 9, correspondente à área de concessão da
LIGHT. Dessas, 4 encontram-se em situação precária e 8 em situação crítica. Tendo em
vista que tais estudos correspondem ao caso base do ONS, não deveria haver violações.
Entretanto, por se tratar de um sistema de distribuição, possivelmente foi delegado o
controle da tensão às concessionárias, visto que as violações não configuram algo grave
a nível do SIN.
Com a inserção da PCH Lajes, sendo a tensão do barramento especificada em 0,993
p.u., 2 barras tiveram o nível de tensão aumentados em 0,1 p.u.. A barra de número 274,
Volta Redonda 138 kV, manteve-se na situação de tensão precária, enquanto que a barra
de número 1674, Santa Bárbara 138 kV, saiu da situação crítica para a situação precária.
Através da alteração da tensão especificada no barramento da PCH Lajes, verificou-se
se tais violações poderiam ser eliminadas ou atenuadas, porém não houve nenhuma
alteração. Ou seja, o impacto foi pouco significativo.
No cenário de carga média do caso base, notou-se a existência de 2 violações, ambas
na Área 40, correspondente à área de concessão da Light Energia, nas barras 259 e 261.
As duas podem ser classificadas como em situação precária. Estas barras são referentes
à alimentação das usinas elevatórias do Complexo de Lajes. Neste caso, a inserção da
PCH Lajes não impactou na tensão de tais barras, mesmo após a alteração do valor de
tensão especificada no barramento da PCH.
23
No cenário de carga pesada do caso base, encontrou-se uma violação de tensão na
barra 261, localizada na Área 40, com situação precária. A inserção da PCH Lajes não
impactou na tensão desta barra, inclusive com a alteração da tensão especificada no
barramento.
Os despachos de potência ativa e reativa da PCH Lajes, para estes cenários
simulados, estão dispostos na Tabela 6.
Tabela 6 - Despacho da PCH Lajes no Estado Normal.
Cenários
Despacho
Carga Leve Carga Média Carga Pesada
Potência Ativa (MW)
Potência Reativa (Mvar)
17
7
17
-4
17
-1
As barras citadas nesta análise estão evidenciadas na Figura 7.
259
261
274
1674
Figura 7 - Barras Citadas na Análise de Tensão em Estado Normal.
24

Análise de Carregamento das Linhas
De acordo com as premissas adotadas anteriormente, avaliou-se o carregamento das
linhas de transmissão e transformadores nas áreas ao redor da PCH Lajes, apontando
aquelas linhas que superaram o limite de operação normal.
Para os cenários de carga leve e média, não houve nenhuma violação do limite
normal de carregamento das linhas, com e sem a presença da nova usina. Para o cenário
de carga pesada, apenas a linha que liga as barras 280 e 1696 apresenta uma violação de
mais de 20%, do limite normal de carregamento, ou seja, sendo o limite normal de 105
MVA, o fluxo encontrado foi de 132,51 MVA já no caso base, ou seja, sem a PCH
Lajes. Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou em nada a situação desta linha, e
também não acrescentou nenhuma violação. Vale ressaltar também que, embora a linha
de transmissão em questão esteja localizada na Área 9, está distante eletricamente da
PCH Lajes, e não está representada na Figura 7.
25
4.1.4.2 Análise de Contingências
Nesta seção serão apresentados os resultados de desempenho da rede quando
aplicadas as contingências da Tabela 3. No Apêndice A, são apresentadas tabelas com o
detalhamento dos valores de tensão e fluxo na região de interesse.

Análise de Tensão
o Perda da UHE Fontes Nova
No cenário de carga leve, notou-se, para o caso sem a PCH Lajes, a existência de 18
violações de tensão, sendo 7 em situação precária e 11 em situação crítica. Elas estão
localizadas tanto na Área 9, da Light, quanto na Área 40, da Light Energia.
Com a inserção da PCH Lajes, a barra de número 1654, Centenário 138 kV, saiu do
estado de violação, enquanto que a barra de número 1673, CSN 138 kV, saiu do estado
de situação crítica para situação precária, aumentando o seu valor em 0,1 p.u.. Alterando
a tensão especificada da barra 3797, da PCH Lajes, não houve nenhuma contribuição
para atenuação das violações. Outras barras PV, como as referentes à UHE Pereira
Passos e UHE Nilo Peçanha tiveram suas tensões especificadas alteradas, de forma a
tentar eliminar as violações. Entretanto, não houve nenhuma melhora significativa. Isto
se explica devido ao fato de grande parte das violações estar em uma região em que não
há usinas geradoras.
No cenário de carga média, não foi encontrada nenhuma violação para o caso sem a
PCH Lajes. Após inserir a nova usina, surgiu 1 violação na barra 261, pois o nível de
tensão desta barra foi aumentado em 0,1 p.u.. Alterando a tensão especificada da barra
250 em 0.2 pu, esta violação foi eliminada.
Já para o caso de carga pesada, 3 violações foram encontradas para o caso sem a
PCH, todas classificadas como situação precária, e todas com tensão 0.94 p.u..
Entretanto, não houve nenhuma alteração após a inserção de Lajes, e nem após a
alteração das tensões especificadas das barras PV próximas a elas.
A Figura 8 evidencia as barras citadas na análise desta contingência.
26
1654
261
1673
Figura 8 - Barras Enfatizadas no Estudo da Contingência 1.
o Perda da Linha de Transmissão Fontes 138 kV – N. Peçanha 138
kV
No cenário de carga leve, notou-se, para o caso sem a PCH Lajes, a existência de 12
violações de tensão, sendo 4 em situação precária e 8 em situação crítica. Elas estão
localizadas na Área 9, da Light.
Com a inserção da PCH Lajes, as barras de número 274 e 1674 sofreram um
aumento no nível de tensão de 0,1 p.u., sendo que a barra 1674 saiu do estado crítico
para o estado precário. Mesmo após alteração das tensões especificadas nas barras PV
do Complexo de Lajes, não houve nenhuma melhora no perfil de tensão das barras com
violação.
No cenário de carga média, foram encontradas 2 violações, novamente nas barras
259 e 261, ambas em situação precária. Após a inserção da PCH Lajes, não houve
nenhuma alteração no nível de tensão destas barras. Não houve também nenhuma
27
alteração nas violações quando alterados os níveis de tensão das barras PV próximas a
essas barras.
Já para o caso de carga pesada, apenas 1 violação foi encontrada, na barra 261.
Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão desta barra. De forma
análoga à contingência anterior, a alteração da tensão na barra 250 em 0,2 p.u. eliminou
esta violação.
As barras citadas nesta contingência podem ser encontradas na Figura 7.
o Perda do Trafo 230/138 kV N. Peçanha
No cenário de carga leve, notou-se, para o caso sem a PCH Lajes, a existência de 12
violações de tensão, sendo 2 em situação precária e 10 em situação crítica. Elas estão
localizadas na Área 9, da Light. Não houve alteração nos níveis de tensão após a
inserção da PCH Lajes.
No cenário de carga média, foram encontradas 2 violações, novamente nas barras
259 e 261, ambas em situação precária. Após a inserção da PCH Lajes, não houve
nenhuma alteração no nível de tensão destas barras.
Já para o caso de carga pesada, apenas 1 violação foi encontrada, na barra 261.
Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão desta barra.
Tanto para o cenário de carga leve quanto para o de carga média, não houve
eliminação das violações após a alteração da tensão nas barras PV ao redor. Entretanto,
no cenário de carga pesada, pôde-se eliminar a violação encontrada através da alteração
da tensão na barra 250 em 0,2 p.u..
As barras citadas nesta contingência podem ser encontradas na Figura 7.
28
o Perda da UHE Pereira Passos
No cenário de carga leve, notou-se, para o caso sem a PCH Lajes, a existência de 14
violações de tensão, sendo 4 em situação precária e 10 em situação crítica. Elas estão
localizadas na Área 9, da Light.
Após a inserção da PCH Lajes, houve melhora no perfil de tensão neste cenário. A
injeção de potência na rede fez com que duas barras tivessem suas violações eliminadas,
a 1674 e 1677. Da mesma forma, fez com que 3 barras aumentassem o nível de tensão
em 0,1 p.u., inclusive fazendo com que uma delas saísse de situação crítica para
situação precária.
No cenário de carga média, foram encontradas 2 violações, novamente nas barras
259 e 261, ambas em situação precária. Após a inserção da PCH Lajes, não houve
nenhuma alteração no nível de tensão destas barras.
Já para o caso de carga pesada, 2 violações foram encontradas, nas barras 1625 e
9634. Entretanto, a inserção da PCH Lajes não alterou o nível de tensão destas barras.
Neste cenário, mesmo após a alteração das tensões especificadas nas barras PV na
região, não foi possível a eliminação das violações.

Análise de Carregamento das Linhas
De forma semelhante ao estudo anterior, desta vez foram analisados os
carregamentos das linhas após as contingências da Tabela 3. De forma resumida, para
todas as contingências não houve nenhuma extrapolação do limite normal de
carregamento nos cenários de carga mínima e média, com ou sem a presença da PCH
Lajes. Apenas nos cenários de carga pesada houve violação do limite normal de
carregamento, entretanto ainda no limite de emergência, na mesma linha citada na
análise em estado normal, isto é, aquela que liga as barras 280, ABRAN-TAP138 e
1696, A. BRANCA138. Entretanto, em nenhum caso a presença da nova usina
representou mudança significativa na operação da rede.
29
4.2 Estudo de Estabilidade
4.1.1 Critérios Adotados
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) define, por meio dos
Procedimentos de Rede, Módulo 23, Submódulo 23.3, item 8 [12], os critérios
admissíveis para avaliação da estabilidade eletromecânica em tensões até 500 kV, a
saber:
“8.3.3 Para a avaliação da estabilidade eletromecânica devem ser considerados os
seguintes critérios:
(a) a tensão mínima para situação pós-distúrbio no SIN, na primeira oscilação, não
pode ser inferior a 60% da tensão nominal de operação (63% para 500kV) e, nas demais
oscilações, deve ser superior a 80% da tensão nominal de operação (84% para 500kV);
(b) A máxima variação de tensão admitida entre o instante inicial e o final da
simulação dinâmica deve ser de 10% da tensão nominal de operação, ou seja, Vfinal ≥ [
Vinicial – 10% Vnop];
(c) a amplitude máxima de oscilações de tensão eficaz pico a pico deve ser de 2%, em
valor absoluto, 10 (dez) segundos após a eliminação do distúrbio.”
Para a variação da frequência, o PRODIST [5], no Módulo 8, item 8, define para o
sistema de distribuição, com tensões até 138 kV:
“8.1 O sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo
devem, em condições normais de operação e em regime permanente, operar dentro dos
limites de frequência situados entre 59,9 Hz e 60,1 Hz.
8.2 As instalações de geração conectadas ao sistema de distribuição devem garantir
que a frequência retorne para a faixa de 59,5 Hz a 60,5 Hz, no prazo de 30 (trinta)
segundos após sair desta faixa, quando de distúrbios no sistema de distribuição, para
permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração.”
De forma complementar, os Procedimentos de Rede do ONS [9] definem, no
Módulo 23, Submódulo 23.3, os níveis aceitáveis para oscilação de frequência em
regime dinâmico, para tensões até 500 kV, que estão dispostos Tabela 7.
30
Tabela 7 - Níveis aceitáveis para oscilações de frequência em regime dinâmico. Fonte: ONS, 2011.
Usina
Hidroelétrica
Termoelétrica
FREQUÊNCIA (Hz)
Mínimo
Máximo
56,5
57
66
63
Portanto, estes serão os critérios adotados para o estudo de estabilidade transitória
da PCH Lajes.
O cenário a ser avaliado será o de Carga Pesada do ano de 2014, o mesmo utilizado
para o estudo de regime permanente.
Será avaliado o desempenho da rede diante de 4 contingências, seguindo o critério
N-1, de acordo com a Tabela 8.
Tabela 8 - Contingências a serem analisadas no estudo dinâmico.
Nº da
Contingência
Identificação da Contingência
1
Perda da PCH Lajes
2
Curto-circuito monofásico na barra de 138 kV da SE Fontes Nova,
eliminado após 150 ms com abertura da LT 138 kV Fontes Nova /
Seropédica
3
Curto-circuito monofásico na barra de 138 kV da SE Nilo Peçanha,
eliminado após 150 ms com abertura da LT 138 kV Fontes Nova / Nilo
Peçanha
4
Perda da UHE Pereira Passos
4.1.2 Modelo Dinâmico
A modelagem dinâmica da PCH Lajes inclui a representação do gerador e dos
reguladores de tensão e velocidade, conforme descrito nas seções seguintes.
31
4.1.2.1 Gerador
O modelo do gerador da PCH Lajes é de polos salientes com um enrolamento de
campo e dois enrolamentos amortecedores, correspondente ao modelo E do ANATEM.
O diagrama de bloco representativo da equação de oscilação (1) está disposto na Figura
9. Vale ressaltar que H representa a constante de inércia da máquina, e D está
relacionado com a reação dos enrolamentos amortecedores.
(
)
(1)
Figura 9 - Diagrama de Blocos para a Equação de Oscilação Eletromecânica.
A Tabela 9 apresenta os parâmetros do gerador da PCH Lajes, obtidos de [12] em
acordo com os diagramas de bloco anteriormente apresentados.
Tabela 9 - Dados do Gerador da PCH Lajes.
Parâmetros
Valor
Nº de Unidades
Fator de Potência
Potência Nominal (MVA)
Tensão Nominal (kV)
Frequência Nominal (Hz)
Aterramento Y aterrado através de TR 63 kVA
Reatância Síncrona Eixo Direto (Xd) (%)
Reatância Transitória Eixo Direto (X'd) (%)
Reatância Subtransitória Eixo Direto (X''d) (%)
Reatância Síncrona Eixo Quadratura (Xq) (%)
Reatância Subtransitória Eixo Quadratura (X''q) (%)
Cte. De Tempo Subtransitório Eixo Direto (T''do) (s)
Cte. De Tempo Transitório Eixo Direto (T'do) (s)
Constante de Inércia (H) (MWs / MVA)
1
0,9
19,5
13,8
60
4,50%
107
40
33
66
25
0,023
2,6
1,9
32
4.1.2.2 Regulador de Tensão
O modelo do regulador de tensão e do sistema de excitação da unidade geradora da
PCH Lajes, obtidos de [12] está representado na Figura 10.
Figura 10 - Modelo do Regulador de Tensão e Excitatriz da Unidade Geradora PCH Lajes.
Os parâmetros ajustados do regulador e da excitatriz estão dispostos na Tabela 10.
Tabela 10 - Parâmetros do Regulador de Tensão, de acordo com [12].
Parâmetros
Kc [pu]
Tc [pu]
Kb [pu]
Tb [pu]
Ke [pu]
Te [pu]
Efdmax [pu]
Efdmin [pu]
Faixa de
Ajuste
1 a 200
0,2 a 15
0,2 a 15
-
Valor
Ajustado
12,00
4,00
1,00
2,78
1,00
2,00
3,87
-3,87
4.1.2.3 Regulador de Velocidade
O modelo do regulador de velocidade da unidade geradora da PCH Lajes está
representado na Figura 6.
33
Figura 11 - Modelo do Regulador de Velocidade e da Turbina Hidráulica da unidade geradora da PCH Lajes.
Os parâmetros ajustados do regulador de velocidade estão dispostos na Tabela 11.
Tabela 11 - Parâmetros do Regulador de Velocidade da PCH Lajes, de acordo com [12].
Parâmetros
R [pu]
TG [s]
R [pu]
Tw [s]
Tt [s]
Amax
Amin
Pmax
Pmin
Faixa de
Ajuste
0,04 a 0,05
0,4 a 0,7
[5 a 10] x R
2,0 a 8,0
7,0 a 12,0
-
Valor
Ajustado
0,05
0,60
0,50
2,00
10,00
1,20
0,00
1,20
0,00
Os modelos dos reguladores foram implementados no software ANATEM,
utilizando blocos CDU (Controladores Definidos pelo Usuário). Os códigos CDU
desenvolvidos estão dispostos no Apêndice B.
34
4.1.3 Análise das Contingências
4.1.3.1 Contingência 1: Perda da PCH Lajes
Nesta contingência, simulou-se a perda da unidade geradora da PCH Lajes, e
avaliou-se a resposta transitória das usinas na região de influência da usina acessante.
De acordo com as premissas adotadas, avaliou-se a resposta das máquinas do Complexo
de Lajes no que diz respeito à potência ativa, reativa, tensão e frequência. Os gráficos
estão dispostos nas Figuras 12 a 17.
36,39
33,99
PELE
253 10 FONTES---3GR
PELE
255 10 P.PASSOS-1GR
31,59
29,19
26,79
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 12 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1.
152,84
151,76
PELE
250 10 NPECANHA-6GR
150,68
149,6
148,53
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 13 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1.
35
15,94
15,06
QELE
253 10 FONTES---3GR
QELE
255 10 P.PASSOS-1GR
14,17
13,29
12,4
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 14 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1
179,87
179,58
QELE
250 10 NPECANHA-6GR
179,29
178,99
178,7
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 15 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1.
36
1,06
1,041
VOLT
250 NPECANHA-6GR
VOLT
253 FONTES---3GR
VOLT
255 P.PASSOS-1GR
1,023
1,004
0,986
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 16 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1
60,103
FMAQ
250 10 NPECANHA-6GR
FMAQ
255 10 P.PASSOS-1GR
FMAQ
253 10 FONTES---3GR
60,051
59,999
59,946
59,894
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 17 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 1.
Para este caso, conclui-se que a potência ativa gerada nas usinas do Complexo de
Lajes voltou ao valor em regime permanente após a atuação dos reguladores,
significando que a potência perdida foi assumida pela Usina Ilha Solteira, a barra swing
do sistema. O maior valor de oscilação correspondeu ao da UHE Nilo Peçanha, por ser
também a de maior geração neste caso. A potência reativa teve menos de 5% de
oscilação com essa contingência.
37
Os valores de tensão nas barras avaliadas ficaram de acordo com os critérios citados
anteriormente, não atingindo o valor mínimo de 60% do valor em regime permanente. O
mesmo pode-se dizer da frequência, que manteve-se entre a faixa permitida e
apresentou um amortecimento satisfatório.
4.1.3.2 Contingência 2: Curto-Circuito Monofásico na Barra de 138 kV da SE Fontes
Nova, Eliminado após 150 ms com Abertura da LT 138 kV Fontes Nova / Seropédica
Para o estudo desta contingência, algumas adaptações foram feitas ao se utilizar o
programa ANATEM. Primeiramente, deve-se ressaltar a diferença entre um curtocircuito trifásico e um curto-circuito monofásico. O primeiro é mais severo e causa mais
danos ao sistema, porém o segundo ocorre com muito mais frequência. Como o
programa ANATEM trabalha como modelagem de sequência positiva, fez-se uma
adaptação do curto-circuito trifásico, adicionando os parâmetros relacionados às
impedâncias de sequência negativa e zero equivalentes do sistema, vistos pela barra em
questão, de forma a obter a corrente de sequência positiva similar à de um defeito
monofásico. Estes valores de impedância foram obtidos de [12], e valem,
respectivamente, 27,9% e 2,47%.
Os gráficos relativos à resposta do sistema diante desta perturbação estão dispostos
nas Figuras 18 a 24.
38,
32,
26,
PELE
253 10 FONTES---3GR
PELE
255 10 P.PASSOS-1GR
PELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
20,
13,9
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 18 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.
38
163,3
PELE
250 10 NPECANHA-6GR
156,4
149,6
142,7
135,9
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 19 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 1.
38,2
QELE
253 10 FONTES---3GR
QELE
255 10 P.PASSOS-1GR
QELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
27,2
16,2
5,2
-5,8
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 20 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.
39
330
281
QELE
250 10 NPECANHA-6GR
233
185
136
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 21 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 2.
1,052
0,98
0,907
VOLT
250 NPECANHA-6GR
VOLT
253 FONTES---3GR
VOLT
255 P.PASSOS-1GR
VOLT
3797 PCH-LAJES-1G
0,835
0,763
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 22 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.
40
60,331
FMAQ
250 10 NPECANHA-6GR
FMAQ
255 10 P.PASSOS-1GR
FMAQ
253 10 FONTES---3GR
FMAQ
3797 10 PCH-LAJES-1G
60,161
59,991
59,821
59,651
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 23 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 2.
-40,8
DELT
250 10 NPECANHA-6GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
253 10 FONTES---3GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
255 10 P.PASSOS-1GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
3797 10 PCH-LAJES-1G 501 10 I.SOLTE-12GR
-48,8
-56,7
-64,7
-72,6
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 24 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 2.
Para este caso, nota-se que a influência das perturbações é mais severa em relação à
primeira contingência. Todas as consequências de uma falta como o curto-circuito
monofásico foram observadas, como a oscilação da potência ativa, o afundamento de
tensão e a variação da frequência.
Para o estudo da tensão, notou-se um afundamento da ordem de 20% nas barras
geradoras no momento do defeito. Além disso, a segunda oscilação alcançou a diferença
da ordem de 1% da tensão nominal. Isto faz com que sejam atendidos os requisitos de
[9] com folga de segurança.
41
Em relação à frequência, notou-se um amortecimento satisfatório das máquinas,
alcançando o valor de regime permanente em cerca de 3 segundos. Pelos resultados, é
vista claramente a maior oscilação de frequência da PCH Lajes em relação às demais.
Isto se explica devido à menor inércia desta usina.
Notou-se também a oscilação da defasagem angular em todas as usinas, retornando
para o valor inicial em até 10 segundos.
4.1.3.3 Contingência 3: Curto-Circuito Monofásico na Barra de 138 kV da SE Nilo
Peçanha, Eliminado após 150 ms com Abertura da LT 138 kV N. Peçanha / Fontes
Para o estudo desta contingência, as mesmas adaptações mencionadas na
contingência anterior foram feitas, alterando-se apenas os valores das impedâncias
equivalentes de sequência negativa e zero para 33,8% e 2,54%.
Os gráficos relativos à resposta do sistema diante desta perturbação estão dispostos
nas Figura 25 a 31.
36,5
31,1
25,8
PELE
253 10 FONTES---3GR
PELE
255 10 P.PASSOS-1GR
PELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
20,5
15,2
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 25 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3.
42
158,6
PELE
250 10 NPECANHA-6GR
154,
149,4
144,8
140,3
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 26 - Potência Ativa da UHE Nilo Peçanha na Contingência 3.
29,5
QELE
253 10 FONTES---3GR
QELE
255 10 P.PASSOS-1GR
QELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
21,
12,5
4,
-4,6
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 27 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3.
43
274
244
QELE
250 10 NPECANHA-6GR
214
183
153
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 28 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 3.
1,043
0,997
0,95
VOLT
250 NPECANHA-6GR
VOLT
253 FONTES---3GR
VOLT
255 P.PASSOS-1GR
VOLT
3797 PCH-LAJES-1G
0,904
0,858
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 29 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3.
44
60,138
60,066
59,994
59,922
FMAQ
250 10 NPECANHA-6GR
FMAQ
255 10 P.PASSOS-1GR
FMAQ
253 10 FONTES---3GR
FMAQ
3797 10 PCH-LAJES-1G
59,85
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 30 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 3.
-45,3
-52,
-58,7
DELT
250 10 NPECANHA-6GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
253 10 FONTES---3GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
255 10 P.PASSOS-1GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
3797 10 PCH-LAJES-1G 501 10 I.SOLTE-12GR
-65,4
-72,
0,
3,
6,
9,
12,
15,
Tempo [s]
Figura 31 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 3.
De forma análoga ao caso anterior, pode-se notar a estabilidade do sistema na
ocorrência de um curto-circuito nesta linha de transmissão. O comportamento dinâmico
foi similar à Contingência 2, isto é, os requisitos exigidos pelas premissas adotadas
neste estudo foram cumpridos.
Este fato demonstra que o sistema suporta o impacto de um curto-circuito
monofásico de forma satisfatória, apresentando um bom amortecimento e valor final
muito próximo do valor em regime permanente. A presença da PCH Lajes, portanto,
45
não afetou a estabilidade do sistema mediante faltas desse tipo, o que comprova a sua
viabilidade por este aspecto.
4.1.3.3 Contingência 4: Perda da UHE Pereira Passos
Esta contingência, sem dúvida, constitui um caso mais severo, porém menos
provável do que as outras. O objetivo é avaliar a robustez do sistema mediante a perda
de uma usina geradora desse porte. Vale lembrar, da Figura 6, que a UHE Pereira
Passos encontra-se eletricamente próxima da PCH Lajes e, portanto, está em sua área de
influência.
Os resultados estão dispostos nas Figuras 32 a 38.
36,5
31,1
PELE
253 10 FONTES---3GR
PELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
25,7
20,3
14,9
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 32 - Potência Ativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4.
46
154,08
152,53
PELE
250 10 NPECANHA-6GR
150,99
149,44
147,89
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 33 - Potência Ativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 4.
16,8
11,7
QELE
253 10 FONTES---3GR
QELE
3797 10 PCH-LAJES-1G
6,5
1,3
-3,9
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 34 - Potência Reativa nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4.
47
183,12
182,19
QELE
250 10 NPECANHA-6GR
181,26
180,33
179,4
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 35 - Potência Reativa na UHE Nilo Peçanha na Contingência 4.
1,05
1,033
VOLT
250 NPECANHA-6GR
VOLT
253 FONTES---3GR
VOLT
3797 PCH-LAJES-1G
1,017
1,
0,984
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 36 - Tensão nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4.
48
60,014
FMAQ
250 10 NPECANHA-6GR
FMAQ
253 10 FONTES---3GR
FMAQ
3797 10 PCH-LAJES-1G
60,006
59,998
59,989
59,981
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 37 - Frequência nas Usinas do Complexo de Lajes na Contingência 4.
-50,1
-55,8
-61,4
DELT
250 10 NPECANHA-6GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
253 10 FONTES---3GR 501 10 I.SOLTE-12GR
DELT
3797 10 PCH-LAJES-1G 501 10 I.SOLTE-12GR
-67,1
-72,8
0,
4,
8,
12,
16,
20,
Tempo [s]
Figura 38 - Defasagem Angular Em Relação à Usina de Ilha Solteira na Contingência 4.
Ao analisar os resultados, comprova-se o maior impacto desta contingência nos
parâmetros avaliados. De forma análoga à Contingência 1, a potência ativa e reativa das
outras usinas apresentou resultados satisfatórios, voltando ao valor inicial em cerca de 2
segundos. Novamente, da análise da geração após a falha, nota-se que a barra swing do
sistema, isto é, a Usina de Ilha Solteira, assumiu a potência perdida.
O afundamento de tensão encontra-se dentro dos limites exigidos, e o
reestabelecimento ao nível encontrado em regime permanente se dá em cerca de 3
49
segundos para UHE Fontes e UHE Nilo Peçanha, e em cerca de 8 segundos para a PCH
Lajes.
Em relação à frequência, nota-se que, embora os valores das oscilações estejam
dentro dos limites, o sistema leva um tempo maior para voltar ao valor de 60,0 Hz,
atingindo 59,998 no tempo de 20 segundos. Isto porém não configura uma violação dos
critérios dos Procedimentos de Rede [9], e, portanto, a análise desta contingência
demonstra mais uma vez a viabilidade da PCH Lajes.
50
CAPÍTULO 5
CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
O conceito de geração distribuída tem ganhado força pelo mundo no que diz
respeito ao planejamento energético. Atraído pelos baixos impactos ambientais e pela
duvidosa aversão ao “aquecimento global”, os grandes projetos de geração de energia
têm encontrado cada vez mais dificuldade de saírem do papel, pressionados por
políticas públicas e movimentos “verdes”.
A injeção de pequenos valores de potência no sistema, no caso do Brasil, pouco
afeta a operação elétrica no nível do Sistema Interligado Nacional. Entretanto, no nível
do sistema de distribuição os efeitos não podem ser ignorados, podendo afetar os níveis
de frequência e, principalmente, de tensão. Tratando-se do setor mais próximo à carga,
isto é, o consumidor, pequenos distúrbios podem se tornar grandes dores de cabeça para
as concessionárias, que estão sob a regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica.
Avaliou-se, neste estudo, o impacto da prática da geração distribuída no sistema de
distribuição 138 kV, levando em consideração todas as diretrizes que regem e
regulamentam esta parte do setor elétrico. Considerou-se uma injeção de potência da
ordem de 17 MW, produzidas por uma pequena central hidrelétrica.
A PCH Lajes, usina estudada, não interferiu de forma significativa na operação
elétrica da rede, nem melhorando as deficiências e nem prejudicando o sistema. De fato,
o principal motivo de sua construção não se baseia na questão elétrica / energética em
si, porém na melhoria da gestão dos recursos hídricos da região, aumentando a
confiabilidade do abastecimento de água potável do Rio de Janeiro. A nova usina
abastecerá a calha da CEDAE, atualmente abastecida por uma unidade geradora da
UHE Fontes Nova, liberando esta máquina para gerar sua potência nominal.
Sob o ponto de vista de regime permanente, a PCH Lajes, de uma forma geral,
trouxe melhoria ao perfil de tensão de certas barras que apresentavam violações de
subtensão, especialmente nos cenários com carga leve e média. O mesmo ocorreu para a
simulação de contingências como a perda de unidades geradoras e de linhas de
transmissão. Entretanto, não se pode concluir que a referida PCH alterou de forma
substancial o ponto de operação, visto que as mudanças de tensão foram da ordem 0,1
51
p.u.. Em relação ao carregamento das linhas, aquelas que apresentavam extrapolação do
limite normal não alteraram em nada sua situação após a inserção da nova usina, para
todos os cenários e contingências. Obviamente houve alteração do fluxo de potência na
região do Complexo de Lajes, porém não houve novas violações e a rede permaneceu
segura, demonstrando a afirmação do início do parágrafo anterior.
Já do ponto de vista da estabilidade transitória, o sistema apresentou resultados
bastante satisfatórios no que diz respeito a oscilações de tensão e de frequência. Os
cenários simulados foram suficientes para afirmar a estabilidade do sistema, mesmo
após a inserção da PCH Lajes. Ressalta-se que nos casos de perdas de unidades
geradoras, o que pode representar uma contingência grave para a rede, o sistema
absorveu bem a perda de potência, devido à grande quantidade de usinas na região que
supriram a perda. Para os casos de curto-circuito monofásico, os mais frequentes, a
resposta transitória foi como esperada, com o afundamento de tensão dentro dos limites
impostos e o reestabelecimento dentro da margem de tempo recomendada.
De acordo com esses estudos, a PCH Lajes mostrou ser viável para instalação no
sistema de 138 kV da Light Energia. Vale ressaltar que, assim como dito anteriormente,
outros estudos devem ser feitos para garantir a viabilidade do projeto, porém não estão
no escopo desse trabalho.
Como sugestão para trabalhos futuros, pode-se citar o estudo de outras
contingências não abordadas neste trabalho, do ponto de vista dinâmico e de regime
permanente, além da simulação de outros cenários específicos estudados pelo ONS, nos
quais o perfil de carga apresenta um comportamento diferenciado. Outro estudo
interessante também seria o ilhamento da PCH Lajes, com a subsequente criação de
uma microrrede isolada do sistema. Esta situação já foi praticada pela concessionária
Light com outra PCH, e representaria um ganho para as manobras possíveis da rede,
melhorando sua confiabilidade.
52
REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Banco de Informações da Geração.
Disponível em: http://www.aneel.gov.br/ . Acesso em 19/01/2015.
[2] BARBOSA, W.P.F.. “Geração Distribuída: Vantagens e Desvantagens”. In:
anais do II Simpósio de Estudos e Pesquisas em Ciências Ambientais na Amazônia, pp.
126-135. Pará, Nov. 2013.
[3] INEE. INSTITUTO NACIONAL DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA. Notas sobre
geração
Distribuída.
Disponível
em:
http://www.inee.org.br/down_loads/forum/Notas%20sobre%20GD.pdf. Acesso em: 12 jan
2015.
[4] THE ECONOMIST. Distributed Generation: Devolving Power. Disponível em:
http://www.economist.com/. Acesso em 19/01/2015.
[5] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de Distribuição.
Disponível em: http://www.aneel.gov.br/ . Acesso em 12/01/2015.
[6] MARQUES, Frederico A. S., MORAN, Jesus A., ABREU, Lísias et al. Impactos da
expansão da geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia elétrica.. In:
ENCONTRO DE ENERGIA NO MEIO RURAL, 5., 2004, Campinas.
[7] KUNDUR, P.. Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc., 1994.
[8] POLIZEL, L. H. Metodologia de prospecção e avaliação de pré-viabilidade expedita de
geração distribuída (GD): caso eólico e hidráulico. 2007. 139p. Dissertação (Mestrado) –
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas, Escola Politécnica,
Universidade de São Paulo, São Paulo. 2007.
53
[9] ELETROBRAS. Centrais Elétricas Brasileiras S.A.. Diretrizes para Estudos e
Projetos
de
Pequenas
Centrais
Hidrelétricas.
Disponível
em:
http://www.eletrobras.com/elb/data/Pages/LUMIS4AB3DA57PTBRIE.htm . Acesso em
12/01/2015.
[10] CCEE. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Mecanismo de Realocação
de Energia. Disponível em: http://www.ccee.org.br/. Acesso em 19/01/2015.
[11] LIGHT ENERGIA. Pequena Central Hidrelétrica Lajes – Projeto Básico.
[12] ONS. Operador Nacional do Sistema. Procedimentos de Rede. Disponível em:
http://www.ons.org.br/ . Acesso em 12/01/2015.
[13] LIGHT S.A.. LIGHT Serviços de Eletricidade S.A.. Parecer de Acesso para a PCH
Lajes.
54
Apêndice A – Lista de Tabelas Do Estudo de Regime Permanente
Tabela 12 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.93
0.93
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.92
0.93
Tabela 13 - Violações de Tensão para Carga Mínima em Estado Normal - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.94
0.93
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.93
0.92
0.93
55
Tabela 14 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.07
1.07
Tabela 15 - Violações de Tensão para Carga Média em Estado Normal - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.07
1.07
Tabela 16 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
Tabela 17 - Violações de Tensão para Carga Pesada em Estado Normal - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
Tabela 18 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado Normal - Sem
Lajes.
De
Área
Para
Área
ABRAN-TAP138
A.BRANCA-138
9
9
A.BRANCA-138
ABRAN-TAP138
9
9
Nº do
Circuito
1
1
Fluxo
(MW)
116.05
-115.00
Fluxo (%)
126.20
124.20
Tabela 19 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado em Carga Pesada em Estado Normal - Com
Lajes.
De
Área
Para
Área
ABRAN-TAP138
A.BRANCA-138
9
9
A.BRANCA-138
ABRAN-TAP138
9
9
Nº do
Circuito
1
1
Fluxo
(MW)
116.05
-115.00
Fluxo (%)
126.20
124.20
56
Tabela 20 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
260
273
274
281
1613
1614
1619
1620
1621
1654
1666
1667
1673
1674
1675
1676
1677
1699
S.CECILI-138
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
PIRAY-TAP138
THYSE-TAP138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
CENTENARI138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
P.PIRAY--138
S.BMANSA-138
THYSSEN--138
CIM.TUPY-138
40
9
9
9
40
40
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.94
0.91
0.93
0.92
0.94
0.94
0.91
0.91
0.92
0.94
0.91
0.91
0.92
0.92
0.94
0.91
0.94
0.92
Tabela 21 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 1 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
260
273
274
281
1613
1614
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1675
1676
1677
1699
S.CECILI-138
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
PIRAY-TAP138
THYSE-TAP138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
P.PIRAY--138
S.BMANSA-138
THYSSEN--138
CIM.TUPY-138
40
9
9
9
40
40
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.94
0.91
0.93
0.92
0.94
0.94
0.91
0.91
0.92
0.91
0.91
0.93
0.92
0.94
0.91
0.94
0.92
57
Tabela 22 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 1 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
Tabela 23 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Sem Lajes.
Número
1625
9633
9634
Nome da Barra Área Tensão (p.u.)
JABOATAO-138 9
0.94
TAP-JABOAT-1
9
0.94
TAP-LAMEIR-1
9
0.94
Tabela 24 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 1 - Com Lajes.
Número
1625
9633
9634
Nome da Barra Área Tensão (p.u.)
JABOATAO-138 9
0.94
TAP-JABOAT-1 9
0.94
TAP-LAMEIR-1 9
0.94
Tabela 25 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.93
0.93
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.92
0.93
58
Tabela 26 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.94
0.93
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.93
0.92
0.93
Tabela 27 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 2 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.07
1.07
Tabela 28 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 2 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
87
3021
3999
8902
9601
RESENDE--500
VIANA2---500
PARACAMBIGER
ARC-1TG06-GR
Z.OESTE--500
41
41
41
41
41
Tensão
(p.u.)
1.08
1.07
1.06
0.92
1.08
Tabela 29 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 2 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
Tabela 30 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 2 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
59
Tabela 31 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 3 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.93
0.92
0.91
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.92
0.92
Tabela 32 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 3 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.93
0.93
0.91
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.92
0.92
Tabela 33 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 3 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.06
1.07
60
Tabela 34 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 3 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.06
1.07
Tabela 35 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 3 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
87
3021
8902
9601
RESENDE--500
VIANA2---500
ARC-1TG06-GR
Z.OESTE--500
41
41
41
41
Tensão
(p.u.)
1.08
1.07
0.92
1.07
Tabela 36 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 3 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
261
VIGAR-BOM-13
40
Tensão
(p.u.)
1.06
Tabela 37 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 4 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1675
1676
1677
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
P.PIRAY--138
S.BMANSA-138
THYSSEN--138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.91
0.93
0.92
0.91
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.94
0.91
0.94
0.92
61
Tabela 38 - Violações de Tensão para Carga Mínima na Contingência 4 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
273
274
281
1619
1620
1621
1666
1667
1673
1674
1676
1699
SAUDADE--138
V.REDOND-138
RETIRO---138
R.SAUDOSO138
CONCAL---138
FONTINELE138
DUPON-TAP138
DUPONT---138
CSN------138
S.BARBARA138
S.BMANSA-138
CIM.TUPY-138
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Tensão
(p.u.)
0.92
0.93
0.93
0.91
0.92
0.92
0.92
0.92
0.93
0.92
0.92
0.92
Tabela 39 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 4 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.06
1.07
Tabela 40 - Violações de Tensão para Carga Média na Contingência 4 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
259
261
SCECI-BOM-13
VIGAR-BOM-13
40
40
Tensão
(p.u.)
1.06
1.07
Tabela 41 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 4 - Sem Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
1625
9634
JABOATAO-138
TAP-LAMEIR-1
9
9
Tensão
(p.u.)
0.94
0.94
Tabela 42 - Violações de Tensão para Carga Pesada na Contingência 4 - Com Lajes.
Número
Nome da Barra
Área
1625
9634
JABOATAO-138
TAP-LAMEIR-1
9
9
Tensão
(p.u.)
0.94
0.94
62
Tabela 43 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas Contingências 1,2,3 e
4 - Sem Lajes.
De
Área
Para
ABRAN-TAP138
A.BRANCA-138
9
9
A.BRANCA-138
ABRAN-TAP138
Área Nº do Circuito
9
9
1
1
Fluxo
(MW)
116.06
-115.00
Fluxo
(%)
126.22
124.20
Tabela 44 - Linhas com Limite Normal de Carregamento Superado para Carga Pesada nas Contingências 1,2,3 e
4 - Com Lajes.
De
Área
Para
ABRAN-TAP138
A.BRANCA-138
9
9
A.BRANCA-138
ABRAN-TAP138
Área Nº do Circuito
9
9
1
1
Fluxo
(MW)
116.06
-115.00
Fluxo
(%)
126.22
124.20
63
Apêndice B – Modelos de Reguladores de Tensão e Velocidade da PCH Lajes
Figura 39 - Modelo de Regulador de Velocidade da PCH Lajes.
64
Figura 40 - Modelo do Regulador de Tensão da PCH Lajes.
65