Informações sobre o Controle e Operação da Subestação Central

A SE Central foi energizada em 1984 com 2 transformadores (com OLTC) 138-11,95 kV de 30/40/50 MVA (TR1 e TR2) providos de derivações de plena capacidade, de modo a permitir 16 (dezesseis) relações de tensões diferentes da nominal com o mesmo degrau

porcentual de tensão (138 kV + 4 × 1,232%; 138 kV - 12 × 1,232%), composto de dois conjuntos de barramento/transformador de média tensão com 10 alimentadores cada. Assim, cada comutação de tap no lado de alta tensão corresponde a uma variação de 1.700 V, que equivale a uma variação de147,2 V no lado de média tensão.

Quanto a 2 conjuntos de banco de capacitores com 4 estágios de 3,6 Mvar por barramento MT, iniciou-se a operação a partir de 1990 com a utilização do COINTER para correção de tensão em conjunto com OLTC que atendia cerca de 70 mil consumidores. O suprimento desta SE é feito através de uma linha de alta tensão em circuito duplo do sistema de 138 kV da concessionária, que por sua vez é suprido através de uma subestação de transmissão da rede básica. O arranjo geral da subestação é apresentado no diagrama unifilar esquemático da Figura 3.4. No sistema de controle de tensão nas saídas dos alimentadores, a preferência é primeiramente através do chaveamento dos bancos de capacitores e, posteriormente, pela atuação do regulador OLTC nos transformadores, através do sistema COINTER.

Figura 3.4 – Arranjo geral da SE Central.

Para o ajuste de tensão nos barramentos de 11,95 kV utiliza-se o COINTER, cuja filosofia é manter, ao mesmo tempo, a tensão ajustada, operando dentro da faixa de insensibilidade definida com mínimo de fornecimento possível do fluxo da potência reativa proveniente da transmissão, utilizando os bancos de capacitores instalados nas barras da

TR1 50 MVA

138 kV

11,9 kV

4x 3,6 Mvar 10 alim 4x 3,6 Mvar

TR2 50 MVA 11,9 kV

4x 3,6 Mvar 10 alim 4x 3,6 Mvar

Disjuntor NF Disjuntor NA

subestação. Para tanto, o COINTER atua através de dispositivos apropriados para este fim, como banco de capacitores e comutadores de taps de transformadores/OLTC (regulação automática de tensão), através de uma lógica previamente definida, com ênfase na melhoria do fator de potência na subestação. As possibilidades da hierarquia de controle alternativo foram discutidas na subseção 2.3.1 de modo que na presente subseção o foco será dado nas particularidades do sistema COINTER da SE Central.

Para a SE Central, os valores da faixa de insensibilidade da tensão Vmin e Vmax estavam

ajustadospara11,6 kV e 11,9 kV, respectivamente. Os valores de referência da potência reativa (Qmin e Qmax) não tinham sido estipulados, pois o objetivo era manter o máximo de bancos de

capacitores conectados. Neste caso, para melhorar o desempenho foram implementados dois novos valores de tensão intermediárias (11,7 e 11,8 kV) dentro da faixa de insensibilidade de tensão, para definir três faixas adicionais (intermediárias) para ajuste de reativos. O tempo de retardo para que alguma ação seja tomada pelos equipamentos de controle de tensão é de 60 segundos para a faixa de insensibilidade mais larga, enquanto nas faixas intermediárias é de 30 segundos. Outro fator definido era que o limite do tap mínimo do OLTC era 2 para manter uma margem de regulação. Em suma:

• Lógica para Regulação Automática de Tensão  Faixa de tensão ajustada: entre 11,6 a 11,9 kV;  Com máximo de capacitores conectados (padrão);

 Se o limite inferior é excedido, busca-se o próximo equipamento capacitor, caso não encontre, busca-se o próximo equipamento comutador de taps.

 Se o limite superior é excedido, busca-se o próximo equipamento comutador de taps, caso não encontre, busca-se o próximo equipamento capacitor a ser retirado.

 Tempo de retardo é de 60 segundos.

• _{Lógica para Regulação Automática de Reativo}

Com a subdivisão da faixa de tensão em 3 partes iguais (inferior, intermediária e superior), estavam implementadas as seguintes regras de controle:

 Inferior (de 11,6 kV a 11,7 kV): liga o capacitor se existir tap para diminuir.

 Intermediário (de 11,7 kV a 11,8 kV): diminui o tap, se possível, e após 1 segundo conecta-se o capacitor.

 Superior (de 11,8 kV a 11,9 kV): diminui o tap, se possível.  Tempo de retardo 30 segundos.

Assim, de acordo com a lógica do COINTER, o objetivo fundamental era o de que os bancos de capacitores fossem manobrados de forma a manter o fator de potência o mais próximo possível do unitário ou o máximo de estágios dos bancos de capacitores conectados. As zonas de retirada e inserção de tais equipamentos foi implementada conforme indicado na Figura 3.5. Essa modificação (zonas intermediárias) objetivou retirar ou inserir elementos dos bancos mesmo que a tensão estivesse dentro da zona de insensibilidade de tensão, porém se a potência reativa estivesse, respectivamente, abaixo ou acima dos valores que definem a faixa de potência reativa.

3.1.3 Hipótese para a Causa do Problema: Chaveamento Excessivo do Banco de Capacitores

Como nem a inspeção realizada no consumidor e nem as medições de tensão de atendimento em regime permanente indicaram a causa do problema, e os relatos de reclamações de desligamentos dos equipamentos por parte dos clientes persistiam, foi necessário passar para uma nova etapa onde monitoramentos mais detalhados pudessem ajudar na identificação desta. Em função da reclamação do Consumidor A, devido à ocorrência de oito interrupções de energia seguidas em 22/05/2007 após as 16h30, foi realizada uma visita técnica pela concessionária ao reclamante em 25/05/2007 e coincidentemente neste período houve duas interrupções que foram presenciadas no local.

Com o conhecimento do instante preciso de ocorrência das interrupções entre 14h33 e 14h36, os técnicos puderam levantar o registro de medições do sistema supervisório da subestação e verificaram que as interrupções no Consumidor A aconteceram no mesmo instante em que o evento de regulação de tensão controlado pelo COINTER tinha ocorrido na SE Central, resultante do chaveamento de banco de capacitores. Estes eventos eram forte indício que permitia levantar a hipótese de que estivessem de algum modo, inter-relacionados com o esquema de controle de tensão e potência reativa da subestação.

Neste mesmo intervalo de tempo, observa-se na Figura 3.6, a atuação do banco de capacitores conectados na BARRA 2 (média tensão) da SE Central.

Uma vez levantados esses indícios de que a causa dos problemas no Consumidor A estavam, de alguma forma, relacionadas com a atuação do sistema COINTER da SE Central, optou-se por aprimorar o nível de monitoramento com a instalação de dois analisadores de Qualidade de Energia Elétrica (QEE), sendo um no ponto de entrega de energia mais afetado, neste caso o Consumidor A, e o outro na BARRA 2 da SE.

Assim, possibilitaria verificar através de medições mais detalhadas a ocorrência de oscilações ou de possíveis anomalias de tensão no sistema que porventura estivessem causando os problemas relatados, além de permitir confirmar através de mais eventos, que de fato o problema era relacionado ao sistema de controle de tensão e potência reativa. O objetivo principal era, portanto, relacionar os chaveamentos dos bancos de capacitores com as interrupções de energia dos consumidores.

Com o monitoramento realizado pelos analisadores de QEE no período de 26/05/2007 a 02/06/2007, foi novamente constatado que o fornecimento pela distribuidora ao Consumidor A estava dentro dos padrões exigidos pelo órgão regulador. Entretanto, o Consumidor A reportou no dia 12/06/2007 que durante o período de monitoramento ocorreram 2 eventos no dia 01/06/2007, sendo o primeiro às 09h30 e o segundo às 16h10. Com estas informações de interrupção no fornecimento reportadas pelo Consumidor A, verificou-se novamente que ocorria atuação dos bancos de capacitores da SE Central no mesmo instante de tempo. Assim, ficou constatado que as interrupções no consumidor, quando ocorriam, sempre aconteciam com atuações dos bancos de capacitores. Todavia, o processo inverso não se observava, ou seja, nem todas as atuações dos bancos resultavam em interrupções ao Consumidor A. Na Figura 3.7, pode-se verificar diversos eventos de chaveamento dos bancos de capacitores, porém apenas em duas ocasiões houve também interrupção no fornecimento ao Consumidor A. Essas interrupções ocorreram nos intervalos destacados nos detalhes A e B da Figura 3.7.

Na Figura 3.8 é possivel observar em detalhes os intervalos indicados anteriormente, que ocorreram no dia 01/06/2007, quando houve relato de interrupção no Consumidor A. Neste dia estão destacados 4 eventos de chaveamento dos bancos de capacitores, sendo que em dois casos houveram interrupções de fornecimento do Consumidor A, ao passo que nos outros dois não. Observe que, nos chaveamentos que resultavam em desligamentos, a tensão apresenta um rápido afundamento transitório antes de atingir o novo patamar após a comutação do banco.

Figura 3.7 – Medições simultâneas de 7 dias na SE Central e no Consumidor A.

Figura 3.8 – Detalhe dos chaveamentos de capacitores nas medições simultâneas da SE Central e do consumidor A no dia 01/06/2007, com e sem interrupção de fornecimento.

Diante da situação de ter constatado que só em alguns chaveamentos de bancos de capacitores da subestação ocorreram interrupções momentâneas nos clientes, optou-se por

Detalhe A

Detalhe B

SE Central, BARRA 2 - 7 dias

fazer mais um teste do chaveamento de banco de capacitores em 28/06/07, com entrada e saída de 2 estágios seguidos para avaliar os comportamentos. Nos testes aplicados , foi possível confirmar que nestas condições de pelo menos 2 chaveamentos seguidos, houve interrupções momentâneas no Consumidor A, conforme monstrado nos gráficos a seguir:

Figura 3.9 – Detalhe dos chaveamentos de capacitores nas medições simultâneas da SE Central e do Consumidor A no dia 28/06/2007.