IMPLANTAÇÃO DO PROJETO SMSF DO ONS NO SIN

Com o objetivo de melhorar a confiabilidade e a segurança da operação do SIN, o ONS, em conjunto com a UFSC, vem explorando essa tecnologia através do uso de sincrofasores de 25 unidades de medição fasorial PMU, instaladas na baixa tensão em diversas Universidades no Brasil, incluindo o Estado de Roraima - que atualmente opera o seu sistema elétrico não interligado ao SIN. A parceria entre o ONS e a UFSC já permite que os dados da medição sincronizada de fasores sejam utilizados no auxílio da análise de perturbações e avaliação do desempenho dinâmico do sistema, antes da conclusão do projeto SMSF no SIN. Esta parceria resultou em um ganho de escala de conhecimento e desenvolvimento para as equipes de estudos elétricos e de operação do ONS, uma vez que se tornou possível um aprofundamento da tecnologia no dia-a-dia da operação do SIN pelos profissionais técnicos do Operador das áreas de planejamento e de operação.

2.2.1 Projeto Piloto entre o ONS e UFSC

De acordo com a Tabela 2, o projeto piloto entre o ONS e a UFSC se iniciou no ano de 2011 e houve muitos benefícios para o Operador, principalmente em relação a análise de eventos, identificação e localização de perturbações, validação de modelos, identificação de oscilação eletromecânica de baixa frequência, assim como conhecimento pormenorizado sobre a emergente tecnologia sincrofasorial. Na Figura 18, observa-se os pontos de instalação das PMU de baixa tensão (somente medição trifásica de tensão) e o PDC nas instalações da UFSC.

Figura 18 - Localização das PMU de Baixa Tensão no SIN

O sistema é composto por 25 PMU. Essa plataforma é muito importante pois ela fornece uma visão geral do SIN, a cada t = 16,67 ms, por exemplo, através do monitoramento de frequência. Várias análises foram realizadas pelo ONS ao longo dos últimos anos e houve uma contribuição muito significativa, principalmente em relação às análises de eventos e de perturbação.

Em relação à identificação de oscilação eletromecânica no SIN, tem-se as seguintes faixas para a identificação de oscilação eletromecânica entre áreas.

Tabela 3 - Modos de Oscilação Eletromecânica

Modo de Oscilação Frequência (Hz)

Norte - Sul 0,20 - 0,40

Sul - Sudeste 0,60 - 0,80

Norte - Nordeste 0,55 - 0,65

Acre/Rondônia - SIN 0,65 - 0,75

Como há um monitoramento em tempo real das oscilações é possível também analisar o amortecimento dos modos principais de oscilação.

Na Figura 19, verifica-se o gráfico de frequência, realizado no dia 16/10/2018, de todas as 25 PMU indicadas na Figura 18. Nota-se que a frequência da PMU instalada na Universidade Federal de Roraima (UFRR) está "desacoplada" da frequência das outras PMU, uma vez que o sistema de Roraima ainda é o único sistema não interligado ao SIN e, portanto, esse sistema opera de modo assíncrono em relação ao restante do sistema. Verifica-se, através do software de análise offline Medplot [24], para essa PMU, que a regulação de frequência está em torno de 0,06 Hz.

As PMU do projeto piloto estão todas instaladas no nível de baixa tensão (110, 220, 380 ou 440 V) no entanto, o comportamento da grandeza de frequência possui significativa representatividade durante uma perturbação.

Em regime permanente, a frequência é, praticamente, a mesma em todo um sistema interligado. Durante o período transitório de uma perturbação, há um certo desacoplamento da frequência em determinadas áreas e essa justificativa se confirma pelo fato de que, durante esse período transitório, ocorre a aceleração de certas máquinas (torque sincronizante) e, portanto, gera-se energia cinética (EC), a qual é diretamente proporcional ao desvio de frequência entre as áreas, ou mesmo do desvio de frequência de uma máquina em relação a uma determinada referência, e cada área terá um comportamento transitório diferente.

Na Figura 20, verifica-se o comparativo de um gráfico de diferença angular entre PMU de Alta Tensão (PMU de Colinas e PMU de Serra da Mesa) e de Baixa Tensão (PMU da UFPA e PMU da UNB) representativas no monitoramento do CNS.

a) b)

Figura 20 - Dif. Angular entre PMU - a) Alta Tensão, b) Baixa Tensão - Medplot

De um modo geral, em relação ao aspecto qualitativo, as curvas se assemelham muito, ou seja, possuem praticamente a mesma "assinatura" elétrica. Sob o ponto de vista quantitativo, apenas as PMU de Baixa Tensão representam a diferença angular real entre os dois terminais, de Colinas e de Serra da Mesa, representativos do CNS.

Observa-se que o fluxo de potência seguiu o mesmo comportamento observado com as PMU de Alta Tensão e de Baixa Tensão, durante o distúrbio.

Assim, verifica-se que é possível utilizar informações de PMU de Baixa Tensão para ter-se uma informação qualitativa de um determinado distúrbio no SIN, podendo, por exemplo, verificar uma determinada perda de geração ou mesmo perda de carga.

2.2.1.1 Registros de Casos com PMU de Baixa e de Alta Tensão

Como exemplo, são analisados dois casos reais de perturbação no SIN através do comportamento da frequência das PMU, ambos ocorridos no dia 18/10/2018, cujo diagrama elétrico pode ser observado na Figura 21.

A primeira perturbação teve início às 20h54min (horário de Brasília), com o desligamento automático das linhas de transmissão de 500 kV Tucuruí - Xingu, circuitos 1 e 2, da máquina 3 da UHE de Belo Monte e Bloqueio do Bipolo em Xingu, isolando o Sistema Manaus/Macapá do SIN.

O sistema Tramoeste do Pará também foi afetado. As seguintes condições de operação foram observadas na condição de pré-falta do evento:

• Fluxo Tucuruí => Xingu = 1600 MW

• Bipolo Belo Monte Xingu => Estreito = 1400 MW • Fluxo Xingu => Jurupari = 800 MW

Como consequência, houve o desligamento total das áreas Manaus/Macapá e Tramoeste, levando ao corte de 1892 MW de carga, sendo 1481 MW na capital de Manaus no estado do Amazonas, 240 MW na capital de Macapá, no estado do Amapá, e os outros 172 MW na região do Tramoeste, no estado do Pará.

Figura 21 - Diagrama Elétrico das Áreas Envolvidas com o Evento

Figura 22 - Frequência PMU de Baixa Tensão - 18/10/2018 - Medplot

Pela Figura 22, verifica-se que houve um aumento da frequência registrada pelas PMU de Baixa Tensão em todo o SIN. Primeiramente, com a abertura do circuito duplo de Xingu- Tucuruí, houve um "excedente" de geração em Tucuruí que fez com que resultasse em uma injeção de potência para o Nordeste e também para o Sul/Sudeste, respectivamente, como pode ser confirmado pelo registro de frequência e de diferença angular com as PMU de Alta Tensão.

Após, aproximadamente, 34 segundos, houve o desligamento de 4 máquinas de Tucuruí, acarretando em uma queda na frequência, comprovada pela redução da diferença angular entre as PMU de Baixa e de Alta Tensão, de acordo com a Figura 23 e Figura 24, a seguir.

a) b)

Figura 23 - Dif. Angular Regiões - a) Norte-Sul e b) Norte-Nordeste a) b)

Figura 24 - a) Dif. Angular Regiões - a) Norte-Sul e b) Norte-Nordeste

Observa-se, portanto, que o comportamento (aspecto qualitativo) entre as PMU de Baixa e de Alta Tensão é fortemente correlacionado. Nesse mesmo dia, 18/10/2018, às 13h49min, houve a perda dupla do circuito de 765 kV, entre Foz do Iguaçu e Ivaiporã, permanecendo somente o circuito C1 em operação.

Nessa condição, foi acionado o Esquema de Controle de Emergência (ECE) com o desligamento automático de 4 máquinas de Itaipu. Para essa condição operativa, considerando contingência do tipo "N-2", deve-se respeitar um número máximo de 9 máquinas de Itaipu em operação.

Como observado na Figura 25, houve uma queda na frequência em todo o SIN, e a frequência retornou ao seu valor nominal após, aproximadamente, 15 minutos, com o acionamento do Controle Automático de Geração (CAG).

Figura 25 - Frequência em todo o SIN - Evento Itaipu

2.2.2 Implantação do Projeto SMSF no SIN pelo ONS

A implantação do SMSF no SIN é de responsabilidade do ONS que prevê a instalação inicial de PMU em 31 subestações da Rede Básica, estrategicamente identificadas no SIN [21]. Os Centros de Controle, dos principais operadores de sistema elétrico ao redor do mundo, realizam os seus processos com a utilização de um sistema de supervisão, controle e aquisição de dados – SCADA, os quais são integrados, normalmente a um sistema de gerenciamento de energia – EMS (Energy Management System). O sistema SCADA é responsável pela aquisição das medidas das grandezas elétricas relacionadas aos equipamentos do sistema, as quais são enviadas aos Centros de Controle via as unidades RTU (Remote Terminal Unit). Já o sistema EMS é responsável pelo tratamento e aplicação dos dados recebidos pelo sistema SCADA.

Contudo, o principal problema é que as medidas aquisitadas pelo SCADA e enviadas ao EMS não possuem uma mesma referência de tempo. Atualmente, o sistema utilizado pelo ONS em seus Centros de Controle, tanto para a aquisição, quanto para o tratamento dos dados, é o REGER (Rede de Gerenciamento de Energia). Quando as medidas das grandezas elétricas dos equipamentos elétricos chegam ao REGER, as mesmas são referenciadas temporalmente.

O propósito de implantação do SMSF no SIN tem por objetivo melhorar os processos da segurança eletroenergética assim como a evolução e modernização dos recursos dos atuais Centros de Operação.

Os principais objetivos da utilização do SMSF no ONS são:

• Permitir a análise do comportamento dinâmico do SIN, determinando as causas de distúrbios eletromecânicos, obtenção de subsídios para reajustes dos controladores das unidades geradoras, identificando novas medidas operativas, eventual necessidade de implantação de novos Sistemas Especiais de Proteção (SEP) e validação de modelos eletrodinâmicos;

• Disponibilizar ferramentas de apoio à tomada de decisão na operação em tempo real que façam uso da medição sincrofasorial. Isto será realizado através da inclusão de fasores nos sistemas EMS/SCADA, aperfeiçoamento do estimador de estado e desenvolvimento de aplicativos específicos.

Conforme resolução nº 170/2005 da ANEEL, cabe ao ONS a especificação das características técnicas do SMSF. As PMU serão adquiridas, instaladas, operadas e mantidas pelos Agentes proprietários das subestações selecionadas e o desempenho destes equipamentos é crítico para o sucesso do SMSF.

O projeto SMSF prevê, inicialmente, a instalação de PMU para monitoramento de terminais de linhas de transmissão em 31 subestações da Rede Básica, totalizando 181 terminais monitorados. Estas subestações estão identificadas na Figura 26, agrupadas de acordo com a área do SIN à qual pertencem.

Figura 26 - Subestações Definidas para a Instalação Inicial de PMU. Fonte ONS

O projeto SMSF está dimensionado para a aquisição de dados de até 1000 PMU. A escolha das referidas 31 subestações foi determinada com o objetivo de se avaliar o comportamento dinâmico do SIN, na condição inicial do projeto. Ressalta-se a estratégia adotada em se iniciar a operação do SMSF com um número reduzido de PMU, por conta dos desafios a serem enfrentados a cada passo de implantação do projeto. Este será um projeto de referência mundial, aonde importantes e complexos algoritmos serão implementados no PDC do ONS para uso offline e mesmo em tempo real.

Haverá, inicialmente, um total de oito aplicativos em tempo real, sendo: monitoramento da frequência, da corrente e tensão, do ângulo, do fluxo de potência, da estabilidade oscilatória, do suporte à recomposição, da detecção e localização do evento e da determinação do limite de transferência dinâmica em corredores de transmissão. Haverá também monitoramento de alarmes em tempo real, sendo: frequência, variação de frequência, da magnitude e ângulo da tensão, da magnitude e ângulo da corrente, e valores customizados.

Os aplicativos de análise serão: plotagem de valores, análise espectral, análise modal e análise de eventos. Diante de todos estes aplicativos, o sistema ainda deverá validar e gerar as bases de dados com o sistema existente do REGER (modelo CIM/XML) e outras interfaces customizadas. O aplicativo DSA (Dynamic Security Assessment), de tempo real, utilizará o

software Organon como motor de simulação eletromecânica, aquisitando dados decimados a

Através de simulação dinâmica com listas de contingências pré-definidas serão analisadas as regiões de segurança estática e dinâmica e a diferença angular obtida diretamente pelas PMU será comparada com o valor obtido de diferença angular pela simulação.

Considerando um corredor de transmissão, será possível verificar, em tempo real, a capacidade real de transmissão desse corredor, garantindo a máxima disponibilidade e também a confiabilidade na operação diante de contingências críticas previamente definidas.

2.3 IMPLANTAÇÃO E BENEFÍCIOS DA TECNOLOGIA COM PMU

De acordo com [25], até o ano de 2008 havia cerca de 24 fabricantes comerciais de unidade de medição fasorial (PMU) e, padrões industriais desenvolvidos no âmbito do PSRC (Power System Relaying Committee) do IEEE, tornaram possível a interoperabilidade das unidades de diferentes fabricantes.

Até o ano de 2014 havia cerca de 2000 PMU e 226 PDC instalados na América do Norte, sendo que o DoE – Departamento de Energia dos Estados Unidos e a indústria local investiram cerca de 358 milhões de dólares no desenvolvimento e aplicação desta tecnologia desde o ano de 2009, em um projeto denominado ARRA (American Recovery and

Reinvestment Act).

Nos Estados Unidos, até o ano de 2015, o projeto ARRA foi responsável pela instalação de 1380 PMU e 226 PDC que forneceram aos operadores visibilidade dos seus sistemas de transmissão os quais servem, cerca de 88% da carga total dos EUA e cobrem aproximadamente 2/3 do continente norte-americano, contabilizando um total de mais de 1700 PMU na rede elétrica de potência, sendo 166 PMU já existentes e mais 1380 instaladas com financiamento do projeto ARRA e mais 150 PMU adicionais instaladas com financiamento privado de outras utilities.

Na Figura 27 a seguir, verifica-se a massiva penetração de PMU no grid norte- americano, apresentando um crescimento muito significativo entre os anos de 2009 e 2015.

Figura 27 - Evolução PMU nos EUA - Departamento de Energia dos EUA.

De acordo com [25], vários benefícios foram apontados nesse relatório, demonstrando a viabilidade do investimento inicial e da parceria público privada bem sucedida. A ocorrência de grandes blecautes nos sistemas elétricos de potência ao redor do mundo trouxe uma motivação adicional para o desenvolvimento e aplicação em larga escala dos sistemas WAMS com PMU. As medições de grandeza de sequência positiva forneceram um acesso mais direto para o estado atual do sistema de potência em um referido instante de tempo.

Os fabricantes, os centros de pesquisa e as universidades têm se adaptado, aos poucos, a essa nova realidade da medição sincronizada fasorial e os aplicativos vem sendo desenvolvidos e customizados, tendo-se obtidos resultados preliminares muito significativos. Muitas aplicações, em caráter de tempo real e também offline, têm sido discutidas na literatura técnica, em congressos e em fóruns específicos e, sem dúvida, muitas outras aplicações avançadas serão desenvolvidas nos próximos anos.

A implementação dessa tecnologia avançada é uma das maneiras de se enfrentar e superar esse desafio e é uma mudança de paradigma tecnológico para a próxima geração, a qual deverá fornecer uma plataforma para desenvolver e implantar várias aplicações que melhorem as operações do ONS, por exemplo. Considera-se como um dos ganhos qualitativos de se integrar medições sincrofasoriais em um centro de controle a melhoria na precisão do Estimador de Estados (EE) aonde melhores entradas resultam em melhores saídas.

Com a melhoria na precisão dos resultados do EE, melhores níveis de precisão serão obtidos em aplicações avançadas em tempo real, como a determinação online de limites de intercâmbio, avaliação de segurança, identificação de parâmetros de linha de transmissão e detecção de dados potencialmente incorretos [4].

Um outro aspecto muito importante é o monitoramento e detecção preventiva dos desligamentos, sendo que o uso de PMU pode trazer uma vantagem em relação a uma melhor precisão e níveis mais altos para os limites inter-regionais e intra-regionais de transferência de potência. Conhecendo-se com melhor exatidão os níveis de transferência de energia pode-se melhorar a segurança operativa do SIN, principalmente quando considerados os níveis de transferência mais elevados.

Em relação à área de recomposição do sistema elétrico, pode-se ter ganhos considerando-se a possibilidade de se reconhecer a nova condição de topologia e, com isso, o novo ângulo de transmissão entre as devidas áreas, assim como os níveis de tensão das barras, e, com isso, maximizando a potência elétrica entre as duas áreas ou regiões geoelétricas.

Essa nova tecnologia oferece a possibilidade de melhoria em relação aos esquemas especiais de proteção existentes os quais poderiam, caso necessário, operar com uma maior segurança em relação aos limites de transferência de um corredor de transmissão.

Essa nova tecnologia também possibilita aos operadores do sistema de transmissão elétrica a obterem melhores respostas a mudanças na rede elétrica, em tempo real, e significativamente melhorar a observabilidade e a controlabilidade da rede elétrica.

De acordo com [6], foram utilizados os dados operacionais do SIN para calcular potenciais ganhos de se utilizar a tecnologia de medição sincronizada para alívio de transferências de energia inter-regionais.

Mais especificamente, para esse caso de análise, foram utilizados os dados de março de 2006, para o corredor Norte-Nordeste, onde, na primeira metade do ano ocorreram limitações na transferência de energia entre as regiões.

De acordo com esse relatório, a análise dos dados operacionais históricos indicou a possibilidade de um aumento entre 5% e 15% no limite de transferência, com o uso da tecnologia de medição sincronizada.

Este aumento, por exemplo, pode ser traduzido em uma economia de, aproximadamente, US$ 270.000,00 a US$ 833.000,00 durante as três primeiras semanas do mês de março de 2006. Considerando a possibilidade desse método ser aplicado a outros corredores inter-regionais e intra-regionais do SIN em um período de um ano, pode-se estimar que a utilização da tecnologia PMU gere ganhos econômicos anuais da ordem de dezenas de milhões de dólares. Tais cálculos de ganhos econômicos foram baseados na avaliação dos alívios de transmissão de energia em tais corredores.

Esses ganhos podem ser atingidos pela integração de medição mais precisa na determinação dos limites de transferência que, normalmente, podem apresentar restrições na transferência de energia de uma região à outra ou mesmo em uma dada região. Com uma melhora na precisão da obtenção dos modelos do sistema com PMU, espera-se uma diminuição do lado conservador em relação à operação dos limites de transferência de potência e de ângulo nos principais corredores do SIN.

Dessa forma, espera-se a transmissão de uma quantidade maior de potência considerando o mesmo corredor, sem comprometer a segurança operativa, tanto a estática quanto a dinâmica. Como um exemplo, para o cálculo de transferência de potência, o ONS poderia selecionar um gerador em cada região para o cálculo do seu limite, aonde o monitoramento da diferença angular entre dois geradores passa a ser utilizado em relação às contingências pré-selecionadas, como um critério para se determinar os limites de transferência dos principais corredores de linhas de transmissão, expressando estes valores em MW/MVA. Com a implantação do SMSF torna-se possível monitorar diretamente as diferenças angulares de fase ou de sequência positiva, em tempo real, dos geradores selecionados para avaliar as condições do sistema.

O SMSF também permitirá que outras ferramentas sejam usadas para prever o estado atual do sistema e também para calcular a proximidade do ponto de colapso operacional [6]. Tal ferramenta pode ser um complemento e funcionar em paralelo com a ferramenta de avaliação de segurança dinâmica de tempo real.

A natureza complementar vem do fato de que a nova ferramenta passará a utilizar medições de PMU, e no intervalo de tempo antes da próxima execução da ferramenta de avaliação de segurança dinâmica online de um grande corredor de transmissão. Isto poderá levar à uma detecção antecipada de condições em desenvolvimento no sistema, como um princípio de oscilação de baixa frequência, uma separação do sistema ou ilhamento, e assim por diante, permitindo, portanto, que as ações corretivas preditivas e pró-ativas sejam tomadas em tempo real na operação do sistema, a fim de impedir que ocorra separação do sistema ou mesmo um ilhamento entre as regiões.

As novas ferramentas baseadas em tecnologia PMU ajudarão, portanto, ainda mais o ONS a enfrentar seu principal desafio operacional do SIN – utilizar totalmente a capacidade de transferência do sistema, assegurando ao mesmo tempo a mais alta segurança e disponibilidade ao sistema.

O ONS faz uso das instruções de operação para a condição de transferência de energia dos principais corredores do SIN [2, 3]. Esses estudos levam em conta cenários de despacho de energia, contingências, recomposições e outras particularidades. Os mesmos são atualizados quando importantes circuitos e/ou equipamentos são inseridos no sistema elétrico,