GRUPO VII
GRUPO DE ESTUDO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GPL INTEGRAÇÃO DA USINA ELÉTRICA A GÁS DE ARAUCÁRIA INTERAÇÃO DOS ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E OPERAÇÃO
Ambrósio Melek Sérgio M. Cerqueira
COPEL COPEL
RESUMO
A definição da melhor localização de uma usina térmica a gás natural, do porte de 440 MW, numa região passa por uma ampla pesquisa, tais como, proximidade de gasoduto, manancial de água para o resfriamento, agressão ao meio ambiente, citando apenas algumas principais.
Uma vez decidido o local da construção da futura usina, cabe a análise do sistema de escoamento da sua energia, ou seja, do sistema de transmissão que irá prover a usina.
Este é o enfoque do presente artigo, que mostra a evolução do sistema elétrico de transmissão proposto inicialmente pelo planejamento e até a sua concepção final contemplando nova configuração com a consideração dos aspectos operativos.
PALAVRAS-CHAVE
Chaveamento de circuitos. Contingências. Sistemas de proteção. Escoamento de energia. Alternativas de conexão.
1. 0 - HISTÓRICO
Em meados de 1998 foi instituído um consórcio para a construção de uma usina termelétrica a gás. Essa usina disponibilizaria uma potência inicial líquida em seus terminais de saída no montante de 440 MW. As condições logísticas indicaram o município de Araucária, próximo à cidade de Curitiba, como o melhor local para sua instalação: manancial de água para o processo de resfriamento, proximidade de gasoduto e também da proximidade ao sistema de transmissão da região para sua conexão.
Assim, foi estabelecida a Usina Elétrica a Gás de Araucária – UEGA, constituindo-se numa importante fonte de suprimento para a área de Curitiba.
Além disso, a Região Metropolitana de Curitiba é atendida por uma sistema em Extra Alta Tensão e Alta Tensão que estava chegando ao seu limite operacional, indicando a necessidade de reforços. A usina viria a postergar esses reforços e melhorar as condições operacionais.
O consórcio é constituído por várias empresas, dentre as quais a COPEL. Por essa participação, por ser a proprietária do sistema de transmissão e por ter uma equipe de profissionais com conhecimentos em estudos elétricos, projeto, construção, operação e manutenção, o consórcio atribuiu à COPEL a realização dos estudos para definir a conexão da usina através de sua Unidade de Negócios de Transmissão. Esses estudos tiveram a finalidade de indicar a melhor alternativa, buscando a que melhor atendesse questões técnicas e econômicas.
Os estudos iniciaram com uma determinada concepção, evoluindo através do tempo para contemplar aspectos operacionais e construtivos, a própria concepção do projeto da usina, a existência de um acessante à rede de AT da COPEL e até a consideração de rede básica com a criação do Operador Nacional do Sistema - ONS.
2. 0 – CONCEPÇÃO BÁSICA
O porte da usina e a proximidade com a SE Umbará 230 kV, indicaram, após os estudos de planejamentos efetuados, como alternativa inicial a conexão através de dois circuitos em 230 kV entre a usina e essa subestação.
Outras características consideradas, tais como perdas joule (MW), distância ao centro de carga, facilidade de escoamento da energia e mesmo contingências na área de influência elétrica, direcionaram ser esta como a melhor alternativa.
SE UMBARÁ CISA FAFEN UEGA 3x160 MW SE CURITIBA A ser construído Existente Ponto Y SE DIST. IND. S.J. PINHAIS SE CAMPO DO ASSOBIO SE UBERABA Operando 69 kV 4,2 km SE G.AZUL SE CAMPO COMPRIDO
FIGURA 1 – CONCEPÇÃO BÁSICA
Esta concepção inicial seria a de mais fácil implementação, não fossem os problemas operacionais, posteriores, levantados quando do detalhamento das obras na SE Umbará.
3.0 – AS QUESTÕES LEVANTADAS
A SE Umbará possui um barramento duplo interconectado à SE Curitiba, da Eletrosul. Essa subestação, por sua vez, é interligada ao sistema em EAT de 500 kV da Região Sul, tendo dois transformação 525/230 kV de 2 x 672 MVA (seis autotransformadores monofásicos). O porte da carga da Região Metropolitana de Curitiba, da ordem de 1150 MW de ponta em 2000, e com uma taxa de crescimento superior a 6% a.a. exigia já uma nova fonte em EAT, tanto para cobrir contingências quanto para permitir a expansão de linhas em 230 kV.
S IG CSO UBR CCO 2 B P - 1 B P - 2 CCO 1 COPE L COPE L
E LETROSU L JOI 1 E LETROSU L
JOI 2 1x150 M VA 1x150 M VA 1x672 M VA 1x672 M VA S MS
FIGURA 2 – SEs UMBARÁ (COPEL) e CURITIBA (ELETROSUL)
A SE Curitiba e a SE Umbará situam-se numa área que nos últimos anos teve uma alta ocupação
fundiária, restando poucas alternativas de faixas de passagem para linhas de 230 kV e 500 kV.
A ampliação da transformação 525/230 kV criaria uma capacidade firme não condizente, então com a capacidade de retirada de energia dessas subestações.
FIGURA 3 – OCUPAÇÃO FUNDIÁRIA NA ÁREA DA UEGA
O sistema em 230 kV da SE Umbará e a carga atendida por essa subestação em 69 kV faz com que um grande fluxo exista na interconexão em 230 kV com a SE Curitiba.
O porte do fluxo nos dois barramentos de interconexão cria problemas complexos de logística construtiva para permitir a conexão de novos circuitos, alteração da proteção e desligamentos programados para deslocamento de circuitos.
Além disso, ao longo dos anos a subestação de Umbará foi crescendo e exigindo um esquema de proteção com sistema de intertravamento e seleção de circuitos a serem abertos em contingências, cada vez mais sofisticados.
4.0 – UMA NOVA CONCEPÇÃO
As questões das dificuldades construtivas e operativas levantadas quanto à entrada da UEGA na SE Umbará conduziram naturalmente ao questionamento da solução proposta.
Uma nova concepção foi buscada, desde que não houvesse perda de confiabilidade no sistema existente.
As novas alternativas foram:
• Conexão da UEG Araucária num dos circuitos de Campo Comprido e o outro para a SE Campo do Assobio (desvinculação da SE Umbará), esta última através da abertura da linha existente entre as SEs de Umbará e Campo do Assobio;
• Conexão da UEG Araucária no barramento de 230 kV da SE Curitiba, da Eletrosul, entrando um dos circuitos da usina no barramento 1 e o outro circuito no barramento 2. Verificou-se que existiriam alguns benefícios construtivos numa inspeção local.
•
Conexão da usina no barramento de 500 kV da SE Curitiba.4.1 – Novas variáveis a serem consideradas
Nesse meio tempo, dois consumidores de porte nas proximidades da UEGA fizeram consultas quanto à viabilidade de atendimento em 230 kV pelo montante da carga. Um deles confirmou sua intenção, assinando contrato com a COPEL para atendimento num prazo inclusive anterior à entrada em operação da usina. O terreno que estava sendo estudado como opção para a usina térmica foi adquirido pelo consumidor, obrigando o consórcio da térmica a rever o seu local de construção. Fisicamente, houve pequena alteração do traçado das linhas, já que o atendimento a esse consumidor utilizará em primeira etapa parte do sistema concebido para a usina.
O segundo consumidor não confirmou sua carga. Embora isso não tenha acontecido, foram feitas algumas avaliações para determinar seu impacto na concepção da rede. A sua entrada beneficiará a distribuição de fluxos, razão pela qual optou-se pela pior situação, qual seja, a de não considerá-lo nos estudos.
Posteriormente, outro consórcio entrou com um pedido para acesso à rede básica da região, de uma térmica de 600 MW a ser construída também nas proximidades da UEGA e utilizando como combustível material de resíduo asfáltico.
O estudo realizado por aquele outro consórcio indicava a conexão no sistema de transmissão de 230 kV da Eletrosul. O ONS ao verificar o porte das duas térmicas convocou os consórcios para uma reunião na qual se avaliaram os impactos da entrada simultânea das duas usinas no sistema de 230 kV e se haveria algum benefício para o sistema se as conexões fossem em 500 kV.
4.2 – Estudo conjunto das térmicas
O estudo mostrou que o impacto da conexão em 230 kV não existiria e que as usinas poderiam fazer uso dos sistemas de forma independente.
A conexão em 500 kV acarretaria custos altos e, além disso, não traria benefício para alívio dos transformadores 525/230 kV da SE Curitiba.
Por outro lado, a entrada das usinas em 230 kV aliviaria o carregamento dos transformadores
interligadores 525/230 kV, que atendem principalmente a carga da Região Metropolitana de Curitiba.
Após esse estudo conjunto, as questões das duas térmicas foram conduzidas de forma independente pelo ONS.
4.3 – Concepção das alternativas
De grande importância na avaliação e escolha da alternativa de sistema foi a informação da potência líquida disponibilizada pela térmica.
A evolução do projeto da térmica fez evoluir sua capacidade instalada para dois geradores de 161,3 MW, acionados por turbinas a gás, e um gerador de 159,8 MW, acionado por turbina a vapor. A potência total instalada será de 482,4 MW.
No entanto, haverá um consumo interno de 13,4 MW, o que dá uma potência líquida de 469 MW. Essa potência é para uma temperatura ambiente de 18 oC. Na temperatura ambiente de 0 oC a potência líquida sobe para 501 MW.
A capacidade das linhas varia inversamente com a temperatura ambiente, i. e., quanto mais baixa a temperatura, maior é a sua capacidade de transporte. Essa questão foi crucial na análise de contingências, quando a térmica despachava a sua capacidade máxima para o sistema.
No verão, quando a capacidade das linhas é menor a usina tem menor capacidade de gerar ponta. Já no inverno, quando a capacidade das linhas é maior, a usina também pode gerar mais, sem que isso acarrete a necessidade de ampliar o sistema ou restringir seu despacho.
Como entre as SEs Campo Comprido e Umbará existem duas linhas de 230 kV com traçados, cabos, capacidades e distâncias distintas, foi necessário que a área de engenharia fizesse uma avaliação da situação das linhas em questão, considerando inclusive, uma nova subestação de 230 kV prevista na área com previsão de secionar uma das linhas. Na avaliação da alternativa que considera a desconexão do circuito para Campo do Assobio da SE Umbará e sua conexão à uma das linhas da térmica houve também a participação da área de engenharia que analisou fisicamente a sua viabilidade.
Nessa mesma alternativa, para permitir o despacho da térmica na pior condição de temperatura ambiente, em contingências, um trecho de linha existente deverá ser recapacitado. Já as linhas novas em 230 kV deverão ser projetadas para a temperatura de projeto de 90/110 oC.
4.4 – Avaliação das alternativas
Alternativa de Conexão nas SEs 230 kV de Campo Comprido e Campo do Assobio
O escoamento pôde ser feito sem restrição alguma na situação de operação normal.
Em contingência, para o critério N-1, num dos circuitos das SEs UEGA - Campo Comprido ou UEGA – Campo do Assobio, verificou-se que não haverá limitação de geração.
Com o esquema proposto foi possível manter o nível de curto-circuito em torno de 2500 MVA, dentro da capacidade de abertura dos disjuntores.
A análise de curto-circuito monofásico no barramento de 230 kV da SE Umbará, maior fonte atual de abastecimento da área de Curitiba, seguido de bloqueio de disjuntor interligador de barras não conduziu a uma situação de corte de carga por baixos níveis de tensão na RMC.
Esse fato deve-se à desconcentração das fontes de suprimento que abastecem a região Metropolitana de Curitiba, através desse novo esquema de transmissão proposto.
A FIGURA 4 que segue, mostra o comportamento da tensão no sistema de 69 kV da região de Curitiba, quando da ocorrência do curto-circuito num dos barramentos da SE Umbará 230 kV.
FIGURA 4 – SE CENTRO DE CURITIBA 69 kV Essa alternativa teve um custo de US$ (*1000) 17.285,00 (custo da ELETROBRÁS, de dezembro/1997), e é aqui adotado como valor relativo de 100 %.
Alternativa de Conexão na SE Umbará 230 kV Apesar dos aspectos negativos de custos levantados quanto a essa alternativa, verificou-se que:
O escoamento de energia da térmica não sofreria restrições tanto em condição normal de operação quanto em contingências num dos dois circuitos de interligação da usina com a SE Umbará.
Os níveis de curto-circuito são superiores aos da alternativa de separação de circuitos, mas ainda assim da ordem de 5330 MVA, abaixo da capacidade nominal dos disjuntores.
A aplicação de curto-circuito monofásico na barra de 230 kV da SE Umbará seguido de bloqueio de disjuntor, conduz ao isolamento da UEGA, provocando baixos níveis de tensão e conseqüentes cortes de carga na RMC.
A FIGURA 5 que segue, mostra o comportamento da tensão no sistema de 69 kV da região de Curitiba, quando da ocorrência do curto-circuito na SE Umbará 230 kV.
FIGURA 5 – SE BOQUEIRÃO DE CURITIBA 69 kV Verifica-se que níveis de tensão, após a contingência e com a saída simultânea de duas fontes de suprimento na área, da ordem de 66% devem levar a uma situação de corte de carga por subtensão
A avaliação econômica indicou um custo relativo de 121 %.
Alternativa de Conexão na SE Curitiba 230 kV As mesmas questões levantadas na alternativa anterior foram detectadas nesta alternativa, com as seguintes variantes:
O fluxo na interligação em 230 kV da Eletrosul para a COPEL agrava-se. Num horizonte além do estudo, as chaves, disjuntores e barramento poderão ter suas capacidades ultrapassadas. O barramento será o primeiro elemento a ser ultrapassado, tendo um limite de 1818 A (724 MVA).
A SE Curitiba tem mais espaço físico que a SE Umbará para a conexão em 230 kV.
A análise econômica indicou um custo relativo de 113%.
Alternativa de conexão em 500 kV da SE Curitiba O sistema opera adequadamente em condições normais.
Em contingências no circuito de 500 kV, haverá o isolamento total da térmica.
Não se considerou um circuito adicional pelo seu alto custo e tendo em vista a baixa probabilidade de saída de operação de circuitos em 500 kV de pequeno comprimento.
A análise de curto-circuito, seguido de bloqueio de disjuntor, na SE Umbará, leva a cortes de carga na Região Metropolitana de Curitiba, dos mesmos patamares que a alternativa anterior, isto é, conexão diretamente na SE Curitiba 230 kV.
Apesar de ter sido considerado apenas um circuito para conexão da térmica, a avaliação econômica indicou um alto custo relativo: 322 %.
5.0 – CONCLUSÕES
A avaliação completa das alternativas, desde a avaliação inicial, tomou acima de dois anos de estudos, reavaliações, consultas, pesquisas, avaliações em loco.
Esse processo, apesar de longo e desgastante, é o único que permite que todas as situações sejam cobertas e avaliadas, para que não haja falhas na operação de um sistema importante, como o dessa térmica.
Para evolução da alternativa inicial foi possível utilizar-se o traçado de linha inicialmente previsto, numa rota em que já convivem outras linhas e, desse modo, facilitando a construção do circuito adicional.
Os problemas operacionais levantados para a alternativa primitiva foram contornados, evitando-se que houvesse excessiva concentração de circuitos na SE Umbará nessa etapa.
Isto não quer dizer que no futuro, se houver uma mudança do sistema, não coberta pelos estudos atuais, que indiquem a necessidade de conexão na SE Umbará, essa possibilidade estará descartada. A alternativa selecionada permitiu atender o novo consumidor, sem inviabilizar a conexão da térmica. A opção pela alternativa primitiva poderia ter conseqüências danosas e de custos mais elevados, tanto para o sistema quanto para a térmica se as questões operacionais, construtivas, de proteção, não tivessem sido avaliadas à exaustão.
É imprescindível que num processo de tal porte as áreas de estudos de expansão, operação, engenharia, o ONS, área de atendimento a grandes consumidores, empreendedores em geração trabalhem de forma a buscar a solução mais adequada do ponto de vista técnico e econômico.
6.0 - REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
(1) Lima, J.M., Cerqueira S.M.. Alternativas de Integração da Usina Elétrica a Gás de Araucária e da CISA. COPEL. Relatório Técnico SOSEEL 008/00. 01-04-2000.
(2) Silva, R.E.S.. Potência de Curto-circuito na UEG-Araucária 230 kV. COPEL. Relatório Técnico SOSEEL 10/2000. 23-05-2000
(3) Cerqueira S.M.. Sistema de Transmissão de Integração da Usina Térmica de Araucária. COPEL. Relatório Técnico SOSEEL 02/00.
(4) Esumi, N.S., Implantação de uma nova Usina Térmica na Região Metropolitana de Curitiba. COPEL. Relatório Técnico 32/1996. 16-10-96
