5.3 Ulykker med masseskader
5.3.3 Storulykke på land
As linhas de são estruturas utilizadas na transmissão e distribuição de energia elétrica. Em sistemas de transmissão e distribuição, existem quatro parâmetros elétricos envolvidos:
resistência, indutância, capacitância e condutância. A resistência e a indutância ao longo de uma linha formam a impedância série da linha. Tais parâmetros são utilizados na definição dos modelos das linhas.
A partir dos parâmetros elétricos dos sistemas de transmissão e distribuição definidos previamente, as linhas podem ser classificadas como curtas, médias e longas, de acordo com sua extensão, e representadas por diferentes modelos elétricos, utilizados no cálculo de tensões, correntes e fluxo de potência. Os modelos das linhas podem ser ainda classificados como sendo de parâmetros concentrados ou distribuídos. Todo sistema real é distribuído, entretanto se as variações espaciais são pequenas, eles podem ser aproximados pelo modelo concentrado, onde as variações espaciais são desprezadas (STEVENSON, 1986; MONTICELLI, GARCIA, 2003).
3.2.1 Modelo de linhas curtas
Este modelo é o mais utilizado para sistemas de distribuição. O valor da capacitância em uma linha pode ser desprezado caso as linhas apresentem comprimento de até 80km, ou se a tensão não ultrapassar 69kV. O modelo de linha curta é obtido pela multiplicação da impedância série da linha,
Zl, pelo seu comprimento, l, conforme equações (3.1) e (3.2),
constituindo um modelo de parâmetro concentrado.
= ( + ) × (3.1)
= ( + ) (3.2)
Nestas equações Z é a impedância série da linha em Ω.m, r é a resistência equivalente da linha em Ω, R é a resistência em Ω.m, ωL é a reatância equivalente em Ω, e X é a reatância equivalente em Ω.m. Na Figura 3.2 é apresentado o modelo simplificado de uma linha curta, por fase.
Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas.
Fonte: Saadat, 1999.
Neste modelo, VS e IS são, respectivamente, a tensão e
corrente na barra transmissora, e VR e IR são, respectivamente,
a tensão e corrente na barra receptora. VS pode ser obtida pela
equação (3.3) e, como não existem ramos de derivação (a capacitância é desprezada), as correntes nas extremidades da linha são iguais, visto na equação (3.4).
= + ( × ) (3.3)
= (3.4)
3.2.2 Modelo de linhas médias
Conforme o comprimento das linhas vai aumentando, a capacitância shunt deve ser considerada no modelo. As linhas médias possuem comprimento maior que 80 km e menor que 250 km, sendo também representadas por um modelo de parâmetro concentrado.
Na Figura 3.3 pode ser visto o modelo equivalente de uma linha média, conhecido também como π-nominal.
Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias.
Fonte: Saadat, 1999.
3.2.3 Modelo de linhas longas
As linhas curtas e médias podem ser representadas por um modelo com parâmetros concentrados. As linhas longas apresentam um comprimento maior que 250km, e devem ser representadas por um modelo de parâmetros distribuídos. É possível estabelecer um modelo π-equivalente, mostrado na Figura 3.4, para as linhas longas.
Figura 3.4- Modelo π-equivalente para linhas longas.
3.2.4 Transformadores trifásicos
Os transformadores trifásicos podem também ser constituídos por um banco trifásico, constituído de três transformadores monofásicos. Cada fase contribui com um terço da potência transferida. Para a definição do modelo do transformador trifásico, é necessário conhecer o valor de sua reatância por fase, o número de enrolamentos no primário e secundário, por fase, sua potência aparente e tensões nos lados primário e secundário, de linha e por fase.
Além dos parâmetros já citados, é preciso informar o tipo de conexão dos transformadores trifásicos. Tanto o primário quanto o secundário podem estar conectados em delta (Δ) ou em estrela (Y). Isto resulta em quatro possibilidades de conexão, Δ-Δ, Δ-Y, Y-Y ou Y-Δ, conforme Figura 3.5.
Figura 3.5 - Conexões de um transformador trifásico.
Fonte: Saadat, 1999.
Conexões Y-Y oferecem a vantagem de menores custos para isolação, e disponibilidade de um neutro para questões de aterramento. Porém devido a problemas relacionados às terceiras harmônicas e operações desequilibradas, este tipo de
conexão quase não é utilizado. As conexões Δ-Δ não possibilitam conexão do neutro. Entretanto esta conexão também possibilita a circulação de harmônicas de corrente devido ao desequilíbrio (SAADAT, 1999). Nos transformadores Y-Y e Δ-Δ não há defasagem entre as tensões de linha equivalentes nos lados primário e secundário.
As formas de conexão mais comuns são Y-Δ ou em Δ- Y, mais estáveis com relação à cargas desequilibradas (SAADAT, 1999). Em transformadores com um desses tipos de conexão, a defasagem existente entre as tensões de linha primárias e secundárias é de 30°. Esta defasagem pode ser observada no diagrama fasorial de sequência positiva, apresentado na Figura 3.6. Se a conexão Y é utilizada no lado de alta tensão, existe uma redução nos custos de isolação. Transformadores Y-Δ são comumente utilizados para abaixar a tensão do primário para um menor valor de tensão no secundário.
Figura 3.6 - Defasagem entre as tensões de linha equivalentes aos lados primário e secundário.
Fonte: Saadat, 1999.
3.2.4.1 Controle de tensão em transformadores
As grandes variações sofridas pelas cargas ao longo do dia são a principal causa das flutuações de tensão na rede. Desta forma devem existir maneiras de regular a tensão para que esta se mantenha dentro dos limites aceitáveis. Alguns
métodos comuns de regular a tensão são: transformadores com comutação automática ou manual de tap, em inglês Load Tap Changer (LTC), na subestação e autotransformadores reguladores de tensão (RT) ao longo dos alimentadores.
Dentre as formas citadas na regulação da tensão, a utilização de transformadores com mecanismos comutadores de tap em um ou mais enrolamentos é a mais utilizada. Esta variação entre o número de enrolamentos dos lados primário e secundário pode ser manual ou automática, através da comutação de uma chave rotatória.
Em alguns casos a tensão é controlada automaticamente em algum outro ponto da rede, ou seja, outro ponto específico é monitorado, sendo utilizados os autotransformadores RT, ou boosters (SAADAT, 1999; KERSTING, 2002). Neste caso, os taps dos autotransformadores também são ajustados através de uma chave rotatória.
A utilização de transformadores com comutação automática de tap e dos reguladores de tensão é descrita a seguir, nas Seções 3.1.4.1 e 3.1.4.2, respectivamente.
3.2.4.1.1 Transformadores com comutação automática de tap
Os transformadores podem possuir um valor de tap variável devido ao fato de a variação ocorrer com o transformador estando energizado. Esta é a forma mais utilizada por poder controlar a tensão de todo o sistema para níveis aceitáveis através de um ajuste automático da tensão na subestação (SAADAT, 1999; KERSTING, 2002; USIDA, 2007).
Cada comutador de tap possui um relé regulador automático de tensão que monitora a tensão no secundário do transformador e comanda as operações de comutação de tap quando necessário. A mudança de tap é automática e operada por motores que respondem aos relés ajustados para manter a tensão em níveis pré-estabelecidos (USIDA, 2007).
Os LTCs geralmente permitem uma variação automática na faixa de tensão de ±10%, com geralmente 32 posições de tap, tendo em vista um valor de tap constante no secundário do transformador e a variação do tap no primário do mesmo (KERSTING, 2009). A comutação ocorre geralmente no lado de mais alta tensão a fim de não chavear um circuito com corrente elevada. Tais comutações podem ser também manuais de acordo com desvios observados pelo operador.
Na Figura 3.7 é mostrado um esquema de um relé regulador automático de tensão, consistindo de um transformador de corrente e um de potencial, para a medição da corrente e da tensão, respectivamente, para serem utilizadas em um relé regulador de tensão, em que é incluso o retardo de tempo para ocorrência de chaveamentos ou comutações.
Figura 3.7 - Esquema de um relé regulador automático de tensão.
Fonte: USIDA, 2007.
Os dispositivos de um LTC para regulação de tensão são definidos basicamente pelas seguintes características (KERSTING, 2002):
Nível de tensão desejado ou tensão de referência: tensão desejada no ponto que se deseja monitorar:
Largura de banda ou de faixa: variação permitida para o nível de tensão desejado. Uma largura de banda de 0,020 pu, por exemplo, para um nível de tensão desejado igual a 1,000 pu, permitirá uma variação de tensão de 0,999 pu a 1,001 pu no ponto monitorado;
Atraso de tempo ou temporização: que é o tempo a se esperar para iniciar uma comutação de tap após a ocorrência da violação do limite de tensão. Com esse atraso, evita-se a atuação da comutação para rápidas variações de tensão.
Na Figura 3.8 a atuação do LTC pode ser observada.
Figura 3.8 - Características do dispositivo LTC para regulação de tensão.
Fonte: USIDA, 2007.
LTCs nas duas extremidades de uma linha são mais efetivos, e podem ser utilizados para compensar a queda de tensão, que é um dos principais problemas encontrados no fornecimento de energia. Um diagrama unifilar para este caso é
apresentado na Figura 3.9, em que tS e tR representam a posição
do tap a ser ajustado, V1’ é a tensão de fase na subestação
referida ao lado de mais alta tensão, e V2’ é a tensão de fase na
Figura 3.9 - Linha com LTC nas duas extremidades.
Fonte: Saadat, 1999.
3.2.4.1.2 Regulador de tensão ou booster
Os RT são autotransformadores utilizados para alterar a tensão em pequenos valores em um ponto específico do sistema, geralmente um ponto em que a tensão não pode ser regulada pela subestação (USIDA, 2007). Ele consiste de um transformador de excitação e de um transformador série, e a tensão é ajustada com a mudança no tap do transformador de
excitação. A tensão no secundário do transformador série ΔVan
é adicionada à tensão de entrada Van obtendo-se a tensão de
saída V’an. Com a mudança na chave, mostrada na Figura 3.10,
da posição 1 para 2, a tensão através do transformador série é invertida e então a tensão de saída passa a ser menor que a tensão de entrada.
Figura 3.10 - Regulador de tensão para controle da magnitude da tensão.
A Figura 3.11 ilustra a presença de TR ao longo dos alimentadores do sistema de distribuição.
Figura 3.11 – Presença de reguladores de tensão no sistema.
Fonte: USIDA, 2007.
3.2.5 Representação das cargas
Os modelos de cargas utilizados dependem do estudo a ser realizado, podendo ser de potência ativa e reativa constantes, corrente constante, impedância constante, ou uma combinação destas, sendo estes os modelos mais comuns. Eles podem ser divididos em duas categorias: modelos de carga estática e modelos de carga dinâmica (KUNDUR, 1994).
Um modelo estático de carga expressa a característica da carga em certo instante de tempo em função da magnitude de tensão e frequência neste instante. No fluxo de potência as cargas podem ser representadas por injeções constantes de potência ativa e reativa, ou por relações que considerem a dependência das cargas pela magnitude de tensão. As características da carga em termos da tensão podem também ser expressas pelos modelos exponenciais mostrados nas equações 3.21 e 3.22.
= (3.21)
= (3.22)
Onde Pk e Qk são os componentes ativos e reativos da
carga quando a magnitude de tensão na barra k é Vk. O
subscrito o representa o valor da respectiva variável na condição de operação inicial. Já a e b são os parâmetros do modelo. Sendo estes parâmetros iguais a 0, 1 ou 2, o modelo representa, respectivamente, potência constante, tensão constante e impedância característica constante.
Um modelo alternativo e muito utilizado para demonstrar a dependência da tensão pelas cargas é o modelo polinomial, visto nas equações 3.23 e 3.24.
= + + (3.21)
= + + (3.22)
Este modelo é conhecido como modelo ZIP, onde parte da carga é representada por impedância constante (Z), parte da carga é representada por corrente constante (I) e parte da carga é representada por potência ativa constante (P). Os parâmetros
do modelo são p1, p2 e p3, que definem o tipo de dependência
que a potência ativa possui com a tensão, e q1, q2 e q3, que
definem o tipo de dependência que a potência reativa possui com a tensão.
3.2.6 Geradores distribuídos
Os geradores são os responsáveis pelo fornecimento de energia ao sistema elétrico, podendo também exercer outras
funções, como manter a tensão terminal constante, como no caso de geradores síncronos com controle da excitatriz, e regulação da tensão. A modelagem de geradores síncronos, muito utilizado em sistemas de distribuição, é apresentada por Kundur, 1886 e Bergen, Vittal, 2000.
A modelagem do gerador distribuído utilizado neste estudo foi efetuada no capítulo 2, através da definição e equacionamento de uma célula fotovoltaica, da definição de módulos e arranjos fotovoltaicos, assim como a obtenção de suas curvas características, se assemelhando aos geradores modelados com potência ativa e tensão constantes.
4 ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS DE POTÊNCIA
Neste capítulo são descritos os principais elementos necessários para efetuar as análises dos sistemas elétricos de potência.
Primeiramente é feita uma introdução ao estudo do fluxo de potência, e são apresentados os dois métodos utilizados para a resolução do fluxo de potência das redes testes deste trabalho.
Em seguida, algumas ferramentas de análise são descritas, com ênfase nas análises QSTS, com o intuito de comparar métodos diferentes que podem ser aplicados a sistemas de potência.
O estudo de alocação de geração distribuída na rede é então apresentado, o que é imprescindível para que não ocorra um aumento das perdas totais do sistema após a interligação da geração distribuída na rede. Tal estudo leva em conta a escolha da barra onde ocorrem as menores perdas elétricas do sistema, após a conexão do sistema fotovoltaico.
Por fim, são definidas as ferramentas de simulação selecionadas para realizar este estudo, sendo apontadas suas principais características e peculiaridades.