Introdução aos Sistemas Elétricos de Potência

A eletricidade representa uma commodity essencial na vida cotidiana das pessoas. As atividades humanas na sociedade contemporânea estão profundamente interligadas com a disponibilidade e confiabilidade desse recurso, cuja escassez pode acarretar impactos significativos na economia nacional e global. Profissionais que atuam no setor elétrico devem priorizar a disponibilidade e confiabilidade como aspectos primordiais. Com base nesse pressuposto, vamos iniciar a análise dos sistemas de energia, visando identificar os conhecimentos essenciais para resolver os principais desafios relacionados ao fornecimento e demanda de energia.

Para situar o estudo desta unidade, imaginemos uma firma de consultoria especializada em sistemas de energia, estabelecida em 2005 após a reestruturação que resultou na implementação de um novo modelo no setor elétrico. Tal empresa conta com uma equipe altamente qualificada composta por profissionais graduados em renomadas instituições de ensino. Em linhas gerais, a empresa desempenha suas atividades nos setores de geração, transmissão, distribuição e consumo de energia, participando em diversos projetos, consultorias e pesquisas em colaboração com os intervenientes do setor elétrico, incluindo produtores independentes, consumidores livres, concessionárias, em estreita colaboração com a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e o Operador Nacional do Sistema (ONS). Nos últimos anos, a empresa tem observado uma nova transformação no setor elétrico, impulsionada pelo aumento da demanda por energia elétrica e pela incorporação de recursos distribuídos e geração distribuída, especialmente nos sistemas de distribuição de energia. Essas mudanças estão alterando os padrões de consumo de energia e comprometendo a previsibilidade da demanda. Além disso, essas alterações estão impactando os sistemas de proteção existentes, uma vez que o aumento da demanda provoca um incremento considerável na corrente elétrica, aproximando a operação das linhas de transmissão e distribuição dos limites térmicos de sua capacidade. Adicionalmente, as informações do nível de distribuição agora precisam estar perfeitamente integradas com a transmissão para evitar o despacho ineficiente da geração. Estamos diante de inúmeros desafios e mudanças aos quais essa empresa de consultoria precisa se adaptar para se manter competitiva no mercado atual.

Quais são os desafios enfrentados nos sistemas de energia atuais? Quais são as perspectivas para esse setor nos próximos 10 anos?

Ao longo das seções desta unidade, exploraremos o contexto do sistema elétrico de energia, seus elementos e equipamentos. Assim, cada seção abordará os seguintes temas: Na Seção 1.1, examinaremos os aspectos gerais dos sistemas de energia, sua constituição e representação, bem como as particularidades dos setores de geração, transmissão e distribuição de energia. Discutiremos os sistemas interligados e a organização do setor elétrico no Brasil. Na Seção 1.2, iniciaremos o estudo dos modelos dos componentes do sistema de energia, em particular, dos equipamentos que, juntamente com as linhas de transmissão e distribuição de energia, compõem o sistema elétrico de energia. Na Seção 1.3, analisaremos as subestações de energia, explorando seus principais tipos, arranjos e equipamentos associados.

O estudo desta unidade é de suma importância para prosseguirmos com análises mais específicas do sistema elétrico de energia, requerendo, portanto, dedicação e empenho. Desejo a todos bons estudos!

Prezado estudante, vamos começar esta seção com uma introdução ao SEP (Sistemas de Energia Elétrica), considerado uma das criações mais complexas já desenvolvidas pela humanidade (MOHAN, 2016). Em seguida, abordaremos a organização do sistema elétrico no Brasil, o papel do sistema interligado nacional e a representação do SEP através de diagramas unifilares. Por fim, exploraremos as perspectivas futuras do SEP em um contexto de redes inteligentes (smart grids).

Agora, vamos supor novamente a existência de uma empresa de consultoria especializada em sistemas de energia, composta por uma equipe altamente qualificada que atua em diversos aspectos relacionados à geração, transmissão, distribuição e consumo de energia. Essa equipe está envolvida em projetos, consultorias e estudos em colaboração com os agentes do setor elétrico. Devido à transformação em curso no setor, com o aumento da demanda por energia elétrica e a integração de recursos distribuídos e geração distribuída, a empresa começa a identificar desafios e mudanças para os quais precisa se preparar.

Imagine que você trabalha nesta empresa de consultoria e que ela, recentemente, tenha firmado um contrato grande com a EPE, a Empresa de Pesquisas Energéticas. Nesse contrato, estão previstos diversos estudos acerca do comportamento de alguns sistemas de transmissão com o aumento da demanda de energia prevista para os próximos anos, assim como o aumento da geração distribuída e dos recursos distribuídos. O objetivo do projeto junto à EPE é fornecer uma consultoria sobre as tecnologias que devem ser empregadas em termos de equipamentos em todos os sistemas que compõem o sistema elétrico de potência. Seu supervisor o alocou para participar de um evento do setor elétrico na Inglaterra de forma a aprender com as experiências do setor nos países da União Europeia. Nesse evento, haverá um espaço para que os países emergentes como o Brasil apresentem os principais desafios encontrados pelo setor no momento atual, e você deve preparar uma apresentação de 15 minutos com as características do sistema elétrico brasileiro e as tendências futuras para o país. Como você realizaria essa tarefa? Que informações são relevantes para que a audiência da sua apresentação consiga entender os desafios de forma a haver uma troca de experiências com os profissionais do setor elétrico em países da Europa?

Nesta seção, elencaremos o conhecimento necessário para que você possa realizar essa apresentação com propriedade, sendo capaz de tirar dúvidas e trocar experiências diversas com os profissionais da área. Bons estudos!

Para iniciar o nosso estudo acerca dos sistemas elétricos de potência (SEPs), precisamos inicialmente defini-los. Um SEP é um sistema que interliga produtores de energia e consumidores de energia para suprimir a demanda de energia dos consumidores transmitindo essa energia por meio das linhas de transmissão e distribuição, elevando e abaixando os níveis de tensão por meio das subestações de energia e transformadores. Assim, a função primeira de um SEP é a de suprir a demanda de energia de consumidores, sejam eles residenciais, comerciais ou industriais. Esse sistema é considerado uma das mais complexas máquinas que foram construídas pelo homem, de forma que a operação, o controle e a manutenção dessa máquina exigem um alto grau de tecnicidade (MOHAN, 2016). Para entender como chegamos à essa máquina complexa, vamos partir da descoberta da eletricidade por Benjamim Franklin, em 1752. Desde esse marco, a utilização desse recurso pelo homem vem passando por diversos aperfeiçoamentos. Um evento importante a ser destacado é o surgimento do motor e do gerador elétrico em 1831. Em 1870, as primeiras lâmpadas a arco começaram a ser utilizadas em um sistema de iluminação pública, e mais posteriormente foi instalada a primeira central elétrica CA, em Godalming, na Inglaterra, acionada por uma roda d’agua, alimentando um sistema de sete lâmpadas de arco voltaico de 250 V e 34 lâmpadas incandescentes de 40 V (PINTO, 2018).

Ainda em 1881, Thomas Alva Edson desenvolveu uma estação de energia elétrica, a Pearl Street Station, em Nova York, nos EUA. Essa estação, que entrou em operação em 1882, contava com 6 geradores de corrente contínua (CC) cujas máquinas primárias eram motores a vapor, e o sistema como um todo fornecia 30 kW em 110 V para 59 consumidores instalados em uma área de 1,5 km de raio. Entretanto, os desenvolvimentos e as demonstrações de George Westinghouse sobre o uso de corrente elétrica alternada (CA) para a transmissão de energia elétrica vieram para suprir a necessidade de transmissão de energia em grandes distâncias, com a possibilidade de se elevar o nível de tensão para a redução de perdas de potência, utilizando os transformadores também inventados em 1881 (PINTO, 2018).

Por um tempo, houve uma grande discussão sobre qual a melhor tecnologia, em CC ou CA, a ser utilizada para se transportar a energia elétrica; foi a chamada “Guerra das Correntes” (UOL, 2018). Com o estabelecimento da corrente alternada para a transmissão de energia elétrica, começaram a surgir as construções de linhas trifásicas de alta tensão, favorecendo o surgimento e o crescimento de empresas de transmissão de energia a partir de 1895. Devido à dificuldade de utilização de equipamentos de fornecedores diferentes, existiu uma necessidade de padronização da frequência da rede elétrica que antes era de valores variados. A frequência de geração de eletricidade foi então padronizada, sendo que, em alguns países, o valor da frequência é de 60 Hz (como no Brasil, por exemplo) e em outros, o valor da frequência é de 50 Hz. Essa padronização favoreceu as interconexões entre equipamentos e, até mesmo, entre diferentes sistemas. Apesar da consolidação da corrente alternada como forma de transmissão da energia elétrica a partir de 1954, com a interligação por meio de um link CC de 20 MW entre a ilha de Gotland e a Suécia, os sistemas de transmissão em corrente contínua começaram a ganhar espaço devido ao desenvolvimento das válvulas de mercúrio. Elas colaboraram economicamente para o uso dos sistemas de transmissão em CC, que também são conhecidos como sistemas HVDC (do inglês, high voltage direct current). Esses sistemas se apresentam mais vantajosos que os convencionais sistemas de corrente alternada quando se tem por objetivo implementar linhas de transmissão de longas distâncias, como, por exemplo, as superiores a 500 km (PINTO, 2018).

No Brasil, a exploração da energia elétrica se inicia no século XIX, com a primeira usina sendo construída em 1901. Nesse momento, a regulação ainda era local e com uma iniciativa privada (nacional e estrangeira). Com a criação do Código de Águas (1934), na era Vargas, e do Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica (CNAEE), o problema da exploração e utilização da energia elétrica por meio de fontes hídricas foi extensivamente estudada e explorada no país. Após a Segunda Guerra Mundial, o sistema elétrico brasileiro ganhou maiores proporções com a hidrelétrica de Paulo Afonso I, com potência instalada de 180 MW. Na década de 1980, veio também a hidrelétrica Itaipu Binacional (Brasil e Paraguai) (PINTO, 2018).

Ao longo dos anos, o setor elétrico brasileiro passou por diversas modificações com criações e renomeações de empresas do setor elétrico. Um conceito importante é o processo de desverticalização do setor elétrico, que foi praticamente implementado em todo mundo. Anteriormente a esse processo, as atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia eram realizadas por uma única empresa. No entanto, pelo modelo proposto após a desverticalização, cada uma dessas atividades deve ser realizada por apenas uma empresa; isso estimularia a competição e geraria uma maior qualidade aos serviços prestados (MONTICELLI, 2011).

No Brasil, com a desverticalização do setor elétrico, uma série de modelos foram estabelecidos para a organização do setor, até que, após o ano de 2004, foi consolidado um novo modelo do setor, conforme mostrado na Figura 1.1

Podemos observar que dentro da estrutura do setor elétrico, estão organizadas diversas entidades de forma hierárquica. O Ministério de Minas e Energia (MME) é um órgão da administração federal direta encarregado de formular, orientar e fiscalizar a execução das medidas governamentais relacionadas à política energética nacional. Esse papel abrange não apenas o setor elétrico, mas também outras áreas, como a gestão de recursos minerais e energéticos, a exploração da energia hidráulica, a indústria de mineração e metalurgia, bem como os segmentos de petróleo, combustíveis e energia nuclear. Além disso, o MME é responsável por supervisionar a realização de projetos de eletrificação e fornecimento de energia para áreas rurais, financiados com recursos do Sistema Elétrico Nacional, e assegurar a coordenação adequada para atender à demanda de energia utilizando os recursos energéticos disponíveis no país (ONS, 2018).

Ainda dentro da esfera da presidência da república, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) desempenha um papel fundamental no aconselhamento e formulação de políticas energéticas para o país. Ele também facilita a utilização dos recursos energéticos disponíveis, revisa a matriz energética e estabelece diretrizes para o setor. Por outro lado, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), criado sob a égide do MME, tem a responsabilidade de garantir a continuidade do abastecimento de energia em todo o território nacional. Nesse contexto, cabe ao CMSE monitorar de perto o desenvolvimento e as condições de abastecimento do sistema elétrico como um todo, conduzir análises integradas de segurança em intervalos regulares, identificar quaisquer problemas na regularidade dos serviços e elaborar propostas, soluções e recomendações de ações preventivas ou corretivas para lidar com quaisquer irregularidades que possam surgir (ONS, 2018).

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) desempenha um papel crucial ao conduzir estudos e pesquisas que contribuem para o planejamento do setor energético e a implementação de medidas para a execução da política energética. Para isso, é fundamental que esta instituição mantenha uma comunicação constante e articulada com as demais entidades envolvidas (ONS, 2018).

O Operador Nacional do Sistema (ONS) assume a coordenação e o controle da operação do sistema elétrico de potência, buscando otimizar os padrões de operação com o menor custo possível, garantindo o acesso equitativo de todos os agentes ao sistema e promovendo a expansão do sistema de forma eficiente. Este órgão está sujeito à regulação e fiscalização da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A ANEEL, além de sua função regulatória e fiscalizadora, também é responsável por promover atividades relacionadas à concessão de serviços de energia elétrica, autorização de empreendimentos, implementação de políticas de expansão energética, estabelecimento de tarifas e mediação de conflitos entre agentes e consumidores.

Por sua vez, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) facilita o ambiente de negociação para compra e venda de energia, além de monitorar e garantir a conformidade das ações dos agentes comerciais com as normativas e legislações pertinentes (ONS, 2018; PINTO, 2018).

Adicionalmente, é importante mencionar a existência de diversas organizações relacionadas aos quatro principais agentes do setor energético: os geradores, as transmissoras, as distribuidoras e as comercializadoras de energia.

Fisicamente, um SEP é composto basicamente por três subsistemas, que são os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia, que serão definidos com mais detalhes no tópico Assimile a seguir.

Na Figura 1.2 temos um diagrama que apresenta como esses subsistemas estão organizados em um sistema elétrico de potência. É importante, contudo, saber que esse sistema tem por principal objetivo atender aos requisitos definidos pela trilogia da operação baseado no atendimento dos requisitos de continuidade, qualidade e custos. Em termos de continuidade espera-se que a demanda por energia elétrica dos clientes seja atendida sem interrupções no fornecimento. Em termos de qualidade, espera-se que os padrões de fornecimento estabelecidos em normas sejam atendidos com o mínimo de variação possível. Já em termos de economia e custos, significa que o atendimento da demanda de energia, de maneira contínua e nos padrões de qualidades exigidos, deve priorizar o menor custo possível (MOHAN, 2016 e MONTICELLI, 2011).

A representação do SEP pode ser feita por meio de diagramas unifilares, conforme apresentado na Figura 1.3. Esses diagramas na verdade representam as interconexões das linhas de transmissão e dos subsistemas de geração, transmissão e distribuição de energia. Apesar de ser em sua grande maioria linhas compostas por sistemas trifásicos, o diagrama unifilar fornecem uma representação simples dos sistemas. Além disso, quando se tratam de sistemas equilibrados (como os sistemas de transmissão de energia), a análise pode ser feita utilizando apenas uma das fases, e o uso do diagrama unifilar favorece essa análise (MOHAN, 2016 e MONTICELLI, 2011).

Depois do surgimento e amadurecimento dos sistemas elétricos de potência, esses sistemas começaram a ser interligados e controlados de forma conjunta. No Brasil, os sistemas cresceram e foram conectados de forma a obter o Sistema Interligado Nacional (SIN) em primeiro de março de 1999. Esse sistema é um dos maiores que podem ser encontrados em todo mundo e possui um sistema de produção e transmissão de energia do tipo hidrotérmico (entretanto, devido a entrada dos grandes parques eólicos, pode-se ainda dizer que se trata de um sistema hidro-termo-eólico). Isso quer dizer que o planejamento do despacho é essencialmente realizado por meio das hidroelétricas (predominantemente) e termoelétricas. O SIN abrange quase a totalidade do suprimento de energia aos consumidores (menos de 2% apenas são representados por sistemas isolados), sendo formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte (MONTICELLI, 2011 e ONS, 2018).

De toda a capacidade do sistema, cerca de 65% está localizado no quadrilátero dos reservatórios situados nos estados de MG, GO e SP, nas bacias dos rios São Francisco, Grande, Tocantins e Paranaíba. Logo, por depender de grandes reservatórios, o planejamento do sistema hidrotérmico é essencialmente determinado pela previsão de chuvas ao longo dos meses, sendo que os fluxos de armazenamento dos reservatórios são responsáveis por atender a demanda de energia elétrica do SIN. A Figura 1.4 mostra os subsistemas do sistema interligado, e no site da ONS pode ser visualizado o mapa dinâmico do sistema interligado indicando as interligações dos quatro subsistemas (ONS, 2018).

É fato que os sistemas elétricos de potência estão atualmente passando por um processo de constantes mudanças cuja dinâmica é crescente. Sendo assim, cabe-nos fazer uma breve análise de qual deve ser o futuro dos sistemas elétricos de potência.

As tendências futuras do setor elétrico brasileiro abrangem uma ampla gama de aspectos relacionados ao avanço tecnológico e à necessidade de atender à crescente demanda de energia, especialmente em um contexto em que a capacidade térmica das linhas está se aproximando de seu limite. Tradicionalmente, o foco do controle operacional do sistema tem sido nas áreas de geração e transmissão. No entanto, observa-se um aumento significativo na penetração de fontes de energia renovável, como eólica e fotovoltaica, em níveis de distribuição e subtransmissão de energia, de modo distribuído por todo o sistema (conhecido como Geração Distribuída). Essas fontes de geração não só atendem às demandas de carga localmente, mas também alteram o fluxo de energia na distribuição, que anteriormente era unidirecional (PINTO, 2018; PWC, 2017). Além disso, elas introduzem uma certa imprevisibilidade na demanda devido à sua natureza estocástica.

Há uma clara tendência para o uso de recursos distribuídos na rede, o que também influencia na imprevisibilidade da carga. Portanto, torna-se cada vez mais necessário o controle, supervisão e operação das redes de baixa tensão no contexto atual.

A transformação no setor elétrico atualmente elenca elementos de ruptura que estão inter-relacionados, dividindo-se basicamente em quatro áreas: oferta de energia descentralizada, Fortalecimento do consumidor, Inovação tecnológica e Tecnologia da informação (PWC, 2017).

A oferta de energia descentralizada é em decorrência da geração distribuída. Uma vez que já é possível que os consumidores gerem a sua própria energia, por exemplo, utilizando painéis fotovoltaicos, a figura do consumidor passa a depender menos das concessionárias, sendo necessário que elas ofereçam um diferencial em seus serviços. Em muitos países, a competitividade entre empresas distribuidoras permite aos consumidores escolher as melhores empresas, com as menores tarifas, para fornecer a energia elétrica em um mercado bem competitivo.

Assim, com a entrada da geração distribuída e dos recursos distribuídos, a mudança no comportamento do consumidor e o aumento do volume de dados devido às novas tecnologias de medição e à inovação tecnológica, existe a necessidade da controlabilidade do sistema como um todo, somente possível com uma integração das informações em todos os níveis por meio da tecnologia da informação. Esse é um caminho sem volta para as chamadas redes inteligentes, ou smart grids (PWC, 2017).

Vamos então retomar a situação em que você trabalha nesta empresa de consultoria, em um projeto junto à EPE sobre as tecnologias que devem ser empregadas em termos de equipamentos em todos os sistemas que compõem o sistema elétrico de potência. Seu supervisor o alocou para iniciar nossa apresentação sobre o sistema elétrico brasileiro, é crucial compreender a amplitude geográfica e a complexidade numérica desse sistema. O Sistema Interligado Nacional (SIN) do Brasil é um dos maiores do mundo, cobrindo vastas extensões territoriais e servindo a uma população de mais de 200 milhões de habitantes. A formação desse sistema remonta a décadas de desenvolvimento e investimentos, culminando em uma estrutura robusta e interligada que abrange todo o país.

O SIN é operado e coordenado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que desempenha um papel crucial na garantia do fornecimento de energia elétrica de forma eficiente e confiável em todo o território nacional. O sistema é composto por uma série de agentes, incluindo geradores, transmissores, distribuidores e comercializadores de energia, todos desempenhando papéis específicos dentro da cadeia de suprimento elétrico.

Uma fonte importante de dados para entender o funcionamento do SIN é o Sistema de Informações de Atendimento do Setor Elétrico (SINDAT), disponível no site da ONS, que fornece informações detalhadas sobre a operação e desempenho do sistema, bem como sobre a matriz energética atual do país.

No entanto, o setor elétrico brasileiro enfrenta uma série de desafios significativos atualmente, muitos dos quais são compartilhados por países da União Europeia. Esses desafios incluem a necessidade de modernização das infraestruturas existentes, a adaptação às mudanças climáticas e a transição para uma matriz energética mais limpa e sustentável.

Em termos de tendências futuras, o setor elétrico brasileiro está passando por uma transformação profunda, impulsionada por quatro áreas-chave: oferta de energia descentralizada, fortalecimento do consumidor, inovação tecnológica e tecnologia da informação.

A oferta descentralizada de energia está ganhando destaque, com a inserção crescente de fontes de energia renovável, como solar e eólica, na matriz energética. A geração distribuída, em particular, está em ascensão, com cada vez mais residências e empresas instalando painéis solares para gerar sua própria energia.

Essa mudança para uma oferta de energia mais distribuída está fortalecendo o papel do consumidor, agora muitas vezes chamado de "prosumidor", pois eles têm a capacidade não apenas de consumir energia, mas também de produzi-la. Isso está mudando a dinâmica do mercado elétrico, dando aos consumidores mais controle sobre sua própria energia e incentivando a eficiência e o uso inteligente dos recursos.

Nesse cenário, as concessionárias de energia que oferecem serviços que facilitam essas decisões e promovem o uso inteligente de energia estão se destacando no mercado. O uso de tecnologia da informação desempenha um papel fundamental nesse processo, fornecendo as ferramentas necessárias para monitorar e gerenciar o consumo de energia de forma mais eficaz.

Essas tendências representam uma oportunidade emocionante para o setor elétrico brasileiro, mas também apresentam desafios significativos. A transição para uma matriz energética mais limpa e descentralizada exigirá investimentos em infraestrutura, regulamentação e capacitação de pessoal. No entanto, se gerenciados com sucesso, esses desafios podem levar a um setor elétrico mais sustentável, resiliente e centrado no consumidor.

Em termos de infraestrutura, o avanço tecnológico dos equipamentos está provocando uma alteração significativa na forma como consumimos energia.

A adoção de veículos elétricos e dispositivos de armazenamento de energia, como as baterias em sistemas fotovoltaicos, está alterando o padrão tradicional de consumo de energia. Anteriormente, com um sistema de distribuição mais passivo, o padrão de consumo era bem definido, facilitando até mesmo a categorização dos consumidores (residencial, comercial e industrial). No entanto, essa nova dinâmica das cargas pode apresentar desafios para as concessionárias na prestação dos serviços de fornecimento de energia.

Apesar da imprevisibilidade resultante dessas mudanças no padrão de consumo, o avanço tecnológico dos equipamentos de medição, como os medidores inteligentes já em implementação para a medição de energia, está gerando uma quantidade significativa de dados disponíveis. Esses dados podem ser aproveitados para o desenvolvimento de novas tecnologias de análise e controle. Nesse contexto, a tecnologia da informação desempenha um papel fundamental, abrangendo conceitos como big data, inteligência artificial, conectividade e redes inteligentes, entre outros.

A coleta e o processamento eficiente de grandes volumes de dados são essenciais e possibilitarão a tomada de decisões de supervisão e controle de forma inteligente e preditiva.

Além disso, um tema de extrema relevância e que impacta diretamente o setor elétrico é a questão da sustentabilidade, impulsionada pela redução dos custos de implementação das fontes de energia renovável, especialmente a energia fotovoltaica. Isso implica que o controle do sistema elétrico deve antecipar não apenas a operação do sistema interligado, mas também o funcionamento das possíveis microrredes. As microrredes representam uma rede de distribuição capaz de operar de forma independente do sistema de distribuição da concessionária, sendo alimentada por fontes de geração distribuída. No entanto, ainda não está claro qual o nível de controle que essas redes devem ter e como devem interagir com as conexões e desconexões da rede elétrica convencional. Portanto, os aspectos econômicos e regulatórios relacionados à implantação dessas redes devem ser cuidadosamente investigados no contexto dos sistemas elétricos de potência.

Estas são apenas algumas das informações que podem ser consideradas em relação às tendências futuras do sistema elétrico brasileiro. No entanto, essas tendências não se limitam a esses aspectos específicos. À medida que avançamos tecnologicamente e nas pesquisas desenvolvidas, é certo que encontraremos ainda mais desafios pelo caminho.

Para as simulações dos sistemas elétricos de potência, é essencial fornecer os dados de entrada da rede, incluindo os parâmetros e as interconexões. O Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) disponibiliza redes de teste para que os programas de simulação desenvolvidos por diferentes centros de pesquisa e empresas do setor possam ser avaliados. O Exemplo 1.1 a seguir mostra um formulário de entrada de dados de uma rede de 14 barras. Como você procederia para esquematizar o diagrama unifilar do sistema com base nessas informações?

A partir do formulário de entrada, é possível extrair as informações da rede como um todo. Para isso, é necessário interpretar o formulário e os dados que ele representa em formato de texto. No início do formulário, encontramos as informações relacionadas à data de implementação (08/19/92), o nome de origem (UW ARCHIVE), a potência base em MVA (100.00), o ano (1962), a estação (W, para inverno) e o nome da rede (IEEE 14 Bus Test Case). Em seguida, temos os dados referentes às barras (DADOS DA BARRA SEGUEM), indicando que a rede possui um total de 14 barras. Os dados das barras seguem um padrão comum nos arquivos de entrada de dados do IEEE, e a descrição de cada campo pode ser consultada acessando o repositório de dados (University of Washington, 2018) e selecionando a opção Formato de Dados Comum IEEE na seção Formato de Dados. Um arquivo de texto será aberto, contendo toda a descrição do arquivo em inglês.

O índice "-999" indica o fim dos dados referentes às barras, e em seguida começam os dados dos ramos da rede. Os dados dos ramos são essenciais para construir o diagrama unifilar do sistema. Para isso, basta verificar a barra de origem (primeiro campo) e a barra de destino (segundo campo) de todas as linhas do sistema, totalizando 20 linhas. Por exemplo, o trecho da primeira linha indicada no Exemplo 1.1, abaixo do trecho "DADOS DO RAMO SEGUINTE", indica uma linha conectando as barras 1 e 2. Para esse sistema específico, o diagrama unifilar é apresentado na Figura 1.5.

Como já abordado em nossas aulas anteriores, exploramos detalhes introdutórios do Sistema Elétrico de Potência (SEP), incluindo a composição dos subsistemas e as instituições que compõem o modelo do setor elétrico brasileiro. Adicionalmente, discutimos aspectos teóricos desde os primórdios da formação do sistema elétrico até os dias atuais. Durante esse estudo, compreendemos que o SEP é uma entidade extremamente complexa, exigindo habilidades de modelagem adequadas para os sistemas de estudo, utilizando os modelos dos equipamentos utilizados no sistema.

Nesta seção, daremos continuidade aos estudos do SEP, aprofundando alguns aspectos relativos aos equipamentos presentes no sistema. Abordaremos a forma de obtenção dos parâmetros das linhas e transformadores, essenciais para uma descrição precisa de um sistema elétrico que será posteriormente analisado. Além disso, exploraremos aspectos relevantes sobre a proteção dos sistemas elétricos de potência.

Para contextualizar nosso estudo, retomemos a situação em que você está empregado em uma empresa de consultoria em sistemas de energia, que recentemente conquistou um grande contrato com a EPE, a Empresa de Pesquisa Energética. Este contrato envolve uma série de estudos sobre o comportamento de diversos sistemas de transmissão diante do aumento previsto na demanda de energia nos próximos anos, bem como o crescimento da geração distribuída e dos recursos distribuídos. O objetivo principal do projeto em parceria com a EPE é fornecer consultoria sobre as tecnologias a serem utilizadas em termos de equipamentos em todos os sistemas que compõem o sistema elétrico de potência. Seu supervisor designou você para participar de um evento do setor elétrico na Inglaterra, visando aprender com as experiências do setor em países da União Europeia.

Na primeira etapa do seu trabalho, você preparou uma apresentação destacando os principais desafios e tendências para a modernização do sistema elétrico no Brasil. Foi possível estabelecer uma parceria com uma empresa de software especializada em análise de sistemas elétricos de potência. Para determinar se o software atende às necessidades de análise exigidas pela EPE, é necessário realizar um pequeno teste. Nesse sentido, seu supervisor enviou uma rede de teste com um cartão de entrada de dados conforme mostrado no quadro abaixo:

Adicionalmente, é sabido que a barra 1 é designada para o balanço de carga, estando conectada a um gerador; a barra 4 também abriga um gerador, enquanto a barra 5 está ligada a uma carga. Após a inserção desses dados no software de análise, foi gerado um diagrama unifilar da rede, conforme ilustrado na Figura 1.6. Sua responsabilidade é determinar se a figura representa de forma precisa o sistema elétrico com base nos dados apresentados na tabela, a fim de realizar uma análise do sistema. Como procederia com esta análise? De que maneira podemos modelar os elementos da rede com base nos dados fornecidos pelo cartão? Quais tipos de modelos de linhas poderíamos utilizar?

Ao longo desta seção, serão abordados os conceitos teóricos essenciais que viabilizarão sua capacidade de conduzir essa análise de forma precisa. Recomendamos que você dedique tempo ao estudo desta seção, realizando as atividades propostas e aprofundando seus conhecimentos por meio das referências indicadas. Desejamos a você um estudo proveitoso e enriquecedor!

Conforme discutido em nossos estudos, o sistema elétrico de potência (SEP) é composto essencialmente por três subsistemas: geração, transmissão e distribuição de energia (MONTICELLI, 2011). Esses sistemas são interligados por meio de linhas de transmissão e outros dispositivos, visando a transferência da energia gerada até o consumidor final. Agora, concentraremos nossa análise em alguns equipamentos cruciais para o funcionamento adequado do sistema elétrico de potência.

É fundamental observar que nos projetos de SEP convencionais, os equipamentos instalados em locais próximos à geração centralizada e nos sistemas de transmissão tendem a ser de maior porte. Isso ocorre porque os fluxos de energia são gradualmente reduzidos ao longo do percurso, passando por cargas como indústrias de grande porte na transmissão, de médio porte na subtransmissão, até a distribuição para consumidores residenciais, comerciais e industriais de pequeno porte.

Dentre os principais equipamentos presentes nos sistemas elétricos de potência, destacamos os seguintes (MAMEDE FILHO, 2015):
- Linhas de transmissão e distribuição de energia, juntamente com seus dispositivos associados.
- Transformadores de potência.
- Bancos de capacitores e reguladores.
- Transformadores de instrumentação.
- Dispositivos de proteção, como relés, disjuntores, religadores, fusíveis e chaves.

As linhas de transmissão e distribuição de energia são constituídas por condutores elétricos projetados especificamente para cada nível de tensão do sistema elétrico de potência (SEP). No entanto, é crucial reconhecer que essas linhas apresentam diferenças significativas em suas características.

Uma das distinções mais evidentes está relacionada à extensão das linhas: as linhas de transmissão são geralmente mais longas, abrangendo grandes distâncias, enquanto as linhas de distribuição tendem a ser mais curtas. Além disso, outra distinção importante diz respeito aos níveis de tensão: as linhas de transmissão operam com tensões mais elevadas (138kV, 230kV, 500kV), o que demanda condutores com seções maiores, enquanto as linhas de distribuição operam com tensões abaixo de 69kV.

As linhas de transmissão são comumente construídas para conectar subestações de alta tensão através de cabos trifásicos. Quando se trata de linhas de transmissão aéreas, esses cabos podem ter basicamente três disposições: triangular vertical, triangular horizontal ou disposição vertical. Essas disposições são determinadas pela forma como os cabos são posicionados nas torres de transmissão, como ilustrado na Figura 1.7. Os cabos condutores são sustentados pelas torres através de isoladores e ferragens. Os isoladores têm a função primordial de isolar os cabos de possíveis fugas de corrente para o solo através das torres e, portanto, são tipicamente feitos de materiais altamente isolantes, como porcelana e vidro. Os isoladores se conectam às ferragens, responsáveis por sustentar os cabos condutores, e devem ser projetados considerando os efeitos eletromagnéticos e eletrostáticos que podem interferir no sistema de transmissão.

É importante observar que as disposições triangular e horizontal permitem o posicionamento de três cabos condutores, enquanto a disposição vertical possibilita a instalação de seis cabos condutores. Nas disposições triangular e horizontal, os cabos são do tipo simples, ou seja, compreendem apenas um cabo condutor. Já na disposição vertical, os cabos são do tipo duplo (PINTO, 2018).

Além da estrutura da torre, é comum encontrar um cabo adicional destinado ao para-raios. O para-raios tem como função proteger a linha contra descargas atmosféricas, interceptando-as e conduzindo-as ao solo através da própria estrutura da torre de transmissão ou, alternativamente, por meio de isoladores de baixa rigidez dielétrica.

Podemos categorizar os modelos equivalentes das linhas em modelos de linhas curtas, médias e longas, com base no modelo "p" da linha. Esses modelos levam em consideração as impedâncias da linha, representadas pelos parâmetros de resistência e reatância de dispersão (R e X), bem como as capacitâncias shunt. Os circuitos equivalentes desses modelos podem ser resumidos como mostrado no Quadro 1.3.

- Para linhas curtas, as capacitâncias shunt podem ser negligenciadas, resultando em um modelo baseado apenas nos parâmetros de série.
- Para linhas médias, as capacitâncias shunt das linhas tornam-se importantes e são modeladas por meio de sua admitância (ou susceptância, considerando que a condutância é nula), conectada de forma concentrada nos extremos da linha, com metade do valor total em cada extremidade.
- Para linhas longas, utiliza-se um modelo de parâmetros distribuídos conforme apresentado no Quadro 1.3. Neste caso, tanto a impedância da linha quanto as admitâncias shunt são calculadas com base em dois parâmetros: a constante de propagação na linha (g) e o comprimento da mesma (λ) (MONTICELLI, 2011, PINTO, 2018).

Observa-se que esses modelos são representados em um circuito unifilar. Na verdade, quando consideramos as linhas de transmissão de energia, devido ao equilíbrio presente nos parâmetros das linhas e das cargas do sistema, essas linhas podem ser modeladas para uma única fase. Devido ao equilíbrio das cargas e à simetria dos parâmetros das linhas, a análise de uma fase produz resultados semelhantes à análise realizada para as demais fases. Portanto, é suficiente analisar o comportamento de apenas uma das fases desse sistema.

Entretanto, em linhas onde os parâmetros e/ou cargas estão desequilibrados, é mais apropriado analisar as características de uma linha trifásica utilizando os parâmetros correspondentes. Nesse caso, o modelo "p" da linha pode ser representado conforme mostrado na Figura 1.8. Nessa figura, as impedâncias e admitâncias podem ser representadas por meio de matrizes com dimensões 3x3, onde cada linha/coluna da matriz está relacionada a uma das fases da linha (KERSTING, 2017).

Assim, neste caso, consideram-se os efeitos das impedâncias próprias e mútuas de cada uma das fases.

Um exemplo de aplicação do modelo "p" utilizando as matrizes de impedância das linhas ocorre no caso das linhas de distribuição. O sistema de distribuição geralmente apresenta desequilíbrio tanto nas cargas quanto nos parâmetros das linhas. No entanto, devido ao fato de que a maioria dessas linhas são curtas, as capacitâncias shunt não exercem muita influência no fluxo de potência das linhas. Assim, essas linhas podem ser modeladas apenas pelas suas matrizes de impedância trifásicas.

Conforme mencionado anteriormente, os níveis de tensão dos sistemas de distribuição no Brasil geralmente são inferiores a 69kV, podendo assumir valores típicos como 11,9 kV, 13,2 kV, 13,8 kV, 20 kV e 34,5 kV para as redes primárias. Para as redes secundárias, os níveis de tensão são reduzidos para 220/127 V e 380/220 V (linha/fase), podendo também assumir outros valores como 230 V e 115 V (GEDRA; BARROS; BORELLI, 2014).

A Figura 1.9 ilustra a localização da rede primária e secundária de distribuição em um poste.

Os transformadores desempenham um papel fundamental no sistema elétrico de potência, pois são capazes de receber uma tensão alternada em um determinado nível e transformá-la em outro nível de tensão. Esse processo é realizado através do princípio da indução magnética: uma bobina percorrida por uma corrente alternada cria um campo magnético também alternado. Quando essa bobina está magneticamente acoplada a outra bobina, surge nesta segunda uma força eletromotriz induzida, cujo valor é determinado pela relação de espiras entre as duas bobinas. Dessa forma, os transformadores auxiliam o sistema elétrico de potência a alcançar eficiência no transporte de energia elétrica em longas distâncias, elevando a tensão para transmissão e posteriormente reduzindo-a para níveis mais seguros nos pontos de utilização de energia.

Como discutido anteriormente, o sistema elétrico de potência transporta grandes blocos de energia, ajustando a tensão em diferentes pontos. Isso é realizado através dos transformadores de potência, que são transformadores, geralmente do tipo trifásico, projetados especificamente para aplicações de alta, média e baixa tensão. Os transformadores de potência trifásicos são essencialmente construídos combinando três transformadores monofásicos conectados, mas com uma característica construtiva ligeiramente diferente, onde os enrolamentos trifásicos podem ser posicionados sobre um único núcleo de material ferromagnético, como ilustrado na Figura 1.10. Alternativamente, também podem ser utilizados três transformadores monofásicos conectados formando um banco de transformadores (MAMEDE FILHO, 2015).

Na geração de energia, é comum utilizar um transformador elevador para permitir a conexão com o sistema de transmissão de energia. Nas subestações de média e alta tensão, os transformadores são empregados para reduzir o nível de tensão de alta para média tensão, a fim de conectá-los às redes primárias de distribuição. Além disso, a conversão da tensão da rede primária para a rede secundária também é realizada por meio de transformadores, podendo ser trifásicos ou não. A Figura 1.11 ilustra os transformadores específicos para o nível de distribuição (baixa tensão), que podem ser do tipo monofásico (também chamado de monobucha), bifásico ou trifásico.

Os enrolamentos dos transformadores trifásicos podem ser conectados em estrela ou triângulo, sendo que para cada conexão tem-se normalmente uma função específica e uma certa relação de transformação.

Para a análise de sistemas elétricos, é importante considerar o tipo de ligação do transformador, sua impedância e relação de transformação. Em termos gerais, os transformadores podem ser representados em um diagrama unifilar de um sistema elétrico equilibrado por um transformador ideal em série com uma impedância, conforme ilustrado na Figura 1.12. No caso de transformadores de três enrolamentos, as impedâncias de cada enrolamento devem ser levadas em conta (MONTICELLI, 2011).

Quando lidamos com sistemas elétricos desequilibrados e assimétricos, como é o caso dos sistemas de distribuição, nos quais as cargas e os parâmetros são assimétricos, é crucial ter um cuidado especial ao modelar os transformadores. Nesse contexto, é essencial considerar as matrizes trifásicas de impedância (ou admitância) dos transformadores, levando em conta cada tipo de conexão (estrela ou delta). Essa abordagem permite uma representação mais precisa e adequada dos transformadores em sistemas desse tipo, garantindo uma análise mais confiável e precisa das condições do sistema elétrico.

Até este ponto, compreendemos como o transporte de energia elétrica se torna possível, transmitindo grandes blocos de energia pelas linhas de transmissão e utilizando os transformadores de potência de maneira apropriada para elevar e reduzir o nível de tensão conforme necessário. No entanto, a harmonia desse sistema só é alcançada com o devido controle das variáveis envolvidas. Para que um sistema elétrico de potência opere de forma adequada, é crucial que alguns requisitos mínimos de operação sejam observados.

Nesse contexto, os sistemas de transmissão e distribuição contam com equipamentos de proteção contra falhas no sistema elétrico, os quais desempenham um papel essencial. Dispositivos de abertura de circuitos, como disjuntores, religadores e chaves seccionadoras, atuam para isolar uma parte do sistema que tenha sido afetada por uma perturbação. Essas perturbações podem incluir instabilidade de tensão ou frequência, sobrecargas ou curto-circuitos. A ação de isolar a parte afetada do sistema tem o objetivo de evitar que as perturbações se propaguem e causem um colapso no sistema elétrico.

Um sistema de proteção é essencialmente composto por transformadores de instrumentação (TPs e TCs), relés e um dispositivo de abertura, como disjuntores, religadores ou chaves seccionadoras. Os transformadores de instrumentação ajustam as correntes e tensões para os dispositivos do sistema de proteção, fornecendo os sinais necessários aos relés. Os relés têm a responsabilidade de avaliar se a condição de operação do sistema é normal ou se há alguma anormalidade detectada. Em caso de anormalidade, os relés atuam para que os disjuntores, religadores ou chaves seccionadoras isolem a parte do circuito afetada. Essa ação coordenada em todo o sistema elétrico de potência é comumente utilizada em casos de curto-circuito e sobrecarga.

Além dos disjuntores e religadores, os fusíveis também podem ser empregados para desconectar uma parte do circuito em caso de falta, especialmente em sistemas de distribuição onde as redes são predominantemente radiais. Os fusíveis consistem em um elemento condutor especial projetado para fundir devido ao efeito Joule resultante do aumento na intensidade de corrente que passa por ele durante uma falha.

Nas redes tipicamente radiais, como as redes de distribuição convencionais com pouca penetração de geração distribuída, a distância entre a geração e a carga pode resultar em quedas de tensão indesejáveis. Quanto maior a distância do ponto de carga em relação à subestação, maior é a queda de tensão. Para lidar com os problemas de instabilidades de tensão, são instalados reguladores de tensão e bancos de capacitores em pontos estratégicos para manter as tensões em níveis aceitáveis.

Os reguladores de tensão geralmente são transformadores com taps variáveis, que monitoram as tensões primária e secundária e ajustam os taps para elevar ou abaixar a tensão e mantê-la regulada. Esse ajuste pode ser feito de forma automática ou manual, sendo os reguladores automáticos mais comuns em transformadores de subestações de distribuição. Alternativamente, o controle da tensão pode ser realizado por meio de bancos de capacitores posicionados estrategicamente no sistema. Esses bancos de capacitores injetam potência reativa controlada na rede, alterando o fator de potência da carga e regulando o nível de tensão.

Portanto, nesta seção, exploramos os principais componentes que compõem o sistema elétrico de potência, incluindo os transformadores de potência, as linhas de transmissão e distribuição, e os dispositivos que integram o sistema de proteção. Na próxima seção, abordaremos as subestações de energia, que desempenham um papel crucial no SEP. Além disso, nas próximas unidades, aprenderemos sobre os geradores elétricos, os tipos de cargas e como realizar análises dos sistemas de potência. Portanto, continue dedicado aos estudos!

As subestações de energia elétrica desempenham um papel crucial nos sistemas elétricos de potência. Nessas subestações, os níveis de tensão são aumentados para permitir a transmissão econômica de energia elétrica ou reduzidos para níveis apropriados para a distribuição. Além disso, nas subestações são realizadas algumas das principais manobras para assegurar a continuidade e a confiabilidade do fornecimento de energia elétrica. Portanto, uma subestação de energia (SE) atua como uma interface entre os subsistemas do SEP. Na Figura 1.18, é apresentada a localização das subestações no SEP, estando estas precisamente nas interfaces entre os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia.

As subestações de energia elétrica desempenham um papel crucial nos sistemas elétricos de potência. Nessas subestações, os níveis de tensão são aumentados para permitir a transmissão econômica de energia elétrica ou reduzidos para níveis apropriados para a distribuição. Além disso, nas subestações são realizadas algumas das principais manobras para assegurar a continuidade e a confiabilidade do fornecimento de energia elétrica. Portanto, uma subestação de energia (SE) atua como uma interface entre os subsistemas do SEP. Na Figura 1.18, é apresentada a localização das subestações no SEP, estando estas precisamente nas interfaces entre os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia.

Além de estabelecerem as subestações de energia elétrica como pontos de interconexão da rede elétrica, é importante destacar que diversas operações de controle e proteção são realizadas exatamente nessas subestações. Os equipamentos responsáveis pelas medições nas subestações também fornecem informações valiosas para a avaliação do estado geral do sistema. Dessa forma, as SEs desempenham um papel essencial na implementação das funções de automação do sistema elétrico, avançando em direção às chamadas Smart Grids (redes inteligentes).

Conforme descrito pelo PRODIST (Procedimentos da Distribuição, da ANEEL), no Módulo 1, as SEs consistem no "Conjunto de instalações elétricas em média ou alta tensão que reúne os equipamentos, condutores e acessórios, destinados à proteção, medição, manobra e transformação de grandezas elétricas" (PRODIST, 2015). A Figura 1.19 apresenta o esquema básico de uma SE, destacando seus principais componentes.

Portanto, ao estudar as SEs, é fundamental conhecer os equipamentos que as constituem, assim como os diferentes tipos de SEs e as funções que as distinguem. Basicamente, podemos classificar as subestações de acordo com a função da SE, o nível de tensão, o tipo de instalação e a forma de operação (MC. Donalds, 2012; GEDRA, 2018; SIEMENS, 2018).

Em relação ao nível de tensão, as subestações podem ser categorizadas como de baixa tensão (tensões de saída menores que 1 kV), média tensão (tensões entre 1 kV e 34,5 kV), alta tensão (entre 34,5 kV e 230 kV) ou extra-alta tensão (maiores que 230 kV). Essa classificação se refere ao nível de tensão de saída, conforme a classificação adequada da tensão.

Outra classificação pode ser baseada na tensão de entrada e saída, dividindo-se em subestações elevadoras, abaixadoras e de manobra.

Quanto à função, podemos distinguir entre subestações de concessionária (Estações de Transformação da Transmissão e Estações Transformadoras da Distribuição) e subestações de consumidores (GEDRA, 2018). Embora também haja uma correlação com o nível de tensão, essa classificação está mais relacionada ao montante de potência transportado do que ao nível de tensão propriamente dito.

Em relação ao tipo de instalação, as subestações podem ser classificadas como abrigadas ou desabrigadas. As subestações desabrigadas são construídas ao ar livre, de modo que os equipamentos utilizados devem ser capazes de suportar diversas condições atmosféricas, como chuva e vento. Por isso, a necessidade de manutenção dos equipamentos em uma subestação desabrigada é alta, já que a eficácia dos equipamentos diminui significativamente com o tempo devido à exposição às intempéries. A isolação entre os equipamentos é realizada de forma convencional pelo espaço de ar existente entre eles (por esse motivo, algumas literaturas as classificam como subestações isoladas a ar ou air-insulated substation (AIS)). Devido ao uso do ar como isolante, essas subestações ocupam grandes espaços (MC. Donalds, 2012; SIEMENS, 2018).

Uma alternativa às instalações ao ar livre é construir a subestação de forma abrigada. Nesse caso, os equipamentos da subestação são instalados em cabines metálicas e/ou blindadas. Isso pode reduzir o espaço necessário para a instalação das subestações, além de proteger contra as interferências climáticas que afetam as subestações desabrigadas. Os ambientes internos podem ser construídos na forma de uma edificação ou como uma câmara subterrânea. Além disso, é possível isolar os equipamentos utilizando gás hexafluoreto de enxofre (SF6), resultando nas subestações isoladas a gás, conhecidas em inglês como gas-insulated substation (GIS) (MC. Donalds, 2012; SIEMENS, 2018).

Além da economia de espaço, as subestações abrigadas necessitam de menos manutenção que as desabrigadas e oferecem uma operação segura. No entanto, são necessários mais equipamentos de instrumentação, pois as operações de manobra não são visíveis e devem ser monitoradas por indicadores em painéis e outros equipamentos especiais, como os utilizados para manusear o SF6. Em termos de pessoal, as subestações abrigadas exigem maior treinamento especializado para operar os equipamentos.

Quanto à forma de operação, as subestações podem funcionar com um operador, de forma parcialmente automatizada ou totalmente automatizada. As subestações que possuem um operador são geralmente de maior porte, exigindo um alto grau de treinamento dos operadores. Nas subestações parcialmente automatizadas, ainda há a presença de um operador, mas contam com computadores ou intertravamentos eletromecânicos que realizam algumas funções de proteção para evitar manobras indevidas. Já uma subestação totalmente automatizada não requer um operador no local, podendo ser supervisionada remotamente em centros de controle computadorizados (MC. Donalds, 2012).

As subestações isoladas a ar são construídas utilizando arranjos típicos de barramentos para cada finalidade, sendo necessário considerar alguns aspectos de manutenção dos disjuntores em cada caso. Além disso, a configuração dos barramentos está relacionada à sua flexibilidade de operação. Em outras palavras, o arranjo dos barramentos é um dos vários aspectos que influenciam a confiabilidade da subestação.

Um barramento único pode ser classificado quanto à sua continuidade, podendo ser do tipo contínuo, onde não existem partições ou seccionamentos, ou do tipo seccionado, que permite que parte do barramento seja desconectado ou conectado, possibilitando que cada seção atenda a diferentes consumidores. Os principais arranjos de barramentos de subestações serão estudados em maiores detalhes a seguir (MC. Donalds, 2012).

Quanto à forma de operação, as subestações podem funcionar com um operador, de forma parcialmente automatizada ou totalmente automatizada. As subestações que possuem um operador são geralmente de maior porte, exigindo um alto grau de treinamento dos operadores. Nas subestações parcialmente automatizadas, ainda há a presença de um operador, mas contam com computadores ou intertravamentos eletromecânicos que realizam algumas funções de proteção para evitar manobras indevidas. Já uma subestação totalmente automatizada não requer um operador no local, podendo ser supervisionada remotamente em centros de controle computadorizados (MC. Donalds, 2012).

As subestações isoladas a ar são construídas utilizando arranjos típicos de barramentos para cada finalidade, sendo necessário considerar alguns aspectos de manutenção dos disjuntores em cada caso. Além disso, a configuração dos barramentos está relacionada à sua flexibilidade de operação. Em outras palavras, o arranjo dos barramentos é um dos vários aspectos que influenciam a confiabilidade da subestação.

Um barramento único pode ser classificado quanto à sua continuidade, podendo ser do tipo contínuo, onde não existem partições ou seccionamentos, ou do tipo seccionado, que permite que parte do barramento seja desconectado ou conectado, possibilitando que cada seção atenda a diferentes consumidores. Os principais arranjos de barramentos de subestações serão estudados em maiores detalhes a seguir (MC. Donalds, 2012).

Esse tipo de barramento é ilustrado na Figura 1.20. É o arranjo mais simples, onde as conexões são feitas por meio de disjuntores ligados diretamente ao barramento. A confiabilidade desse arranjo é bastante baixa, pois, no caso de um evento que afete uma das linhas conectadas à barra, todos os consumidores atendidos por essa linha ficarão sem energia. Além disso, em caso de uma falha no barramento, toda a subestação precisará ser desenergizada para manutenção.

Em termos de custo, esse arranjo também é baixo devido à sua simplicidade. No entanto, devido à baixa flexibilidade de operação, a transferência de cargas de um circuito para outro requer a instalação de chaves adicionais fora da subestação. A conexão da linha a uma barra é direta, já que todas as linhas são conectadas à mesma barra.

Devido à baixa confiabilidade desse arranjo, bem como às complicações de manutenção e flexibilidade de operação, esse tipo de arranjo é limitado a instalações de níveis mais baixos e com poucos requisitos. Em subestações onde uma grande quantidade de cargas é atendida, é necessário aumentar tanto a confiabilidade do atendimento quanto a flexibilidade de operação

O barramento simples seccionado é uma alternativa ao arranjo de barramento simples, que permite aumentar a flexibilidade de operação e reduzir o número de circuitos perdidos em caso de um evento de falta. Esse arranjo é ilustrado na Figura 1.21.

Esse tipo de barramento é ilustrado na Figura 1.20. É o arranjo mais simples, onde as conexões são feitas por meio de disjuntores ligados diretamente ao barramento. A confiabilidade desse arranjo é bastante baixa, pois, no caso de um evento que afete uma das linhas conectadas à barra, todos os consumidores atendidos por essa linha ficarão sem energia. Além disso, em caso de uma falha no barramento, toda a subestação precisará ser desenergizada para manutenção.

Em termos de custo, esse arranjo também é baixo devido à sua simplicidade. No entanto, devido à baixa flexibilidade de operação, a transferência de cargas de um circuito para outro requer a instalação de chaves adicionais fora da subestação. A conexão da linha a uma barra é direta, já que todas as linhas são conectadas à mesma barra.

Devido à baixa confiabilidade desse arranjo, bem como às complicações de manutenção e flexibilidade de operação, esse tipo de arranjo é limitado a instalações de níveis mais baixos e com poucos requisitos. Em subestações onde uma grande quantidade de cargas é atendida, é necessário aumentar tanto a confiabilidade do atendimento quanto a flexibilidade de operação

Esse tipo de configuração conecta todos os circuitos entre a barra principal (P) e a de transferência (T), como mostrado na Figura 1.22. Existe uma conexão entre as duas barras, feita por meio de um disjuntor ou chaves entre elas. Durante a operação normal, o barramento opera como um barramento simples, utilizando a barra principal para essa finalidade. Se ocorrer um evento de falta indesejado na barra principal, todos os circuitos serão desenergizados, o que ainda resulta em baixa flexibilidade para esse arranjo.

Entretanto, em termos de manutenção dos disjuntores, a barra de transferência pode ser usada para transferir os circuitos para ela antes da manutenção do barramento principal. Alguns sistemas com esse arranjo operam com a barra de transferência desenergizada. Quando um disjuntor precisa de manutenção, a barra de transferência é energizada através do disjuntor de conexão. Assim, a chave mais próxima da barra de transferência, correspondente ao disjuntor em manutenção, é fechada, evitando a interrupção do circuito em carga.

O barramento duplo com disjuntor único conecta cada um dos circuitos a duas barras, conforme mostrado na Figura 1.23. Os disjuntores podem ser ligados às barras através de chaves para aumentar a flexibilidade de operação e a confiabilidade. Dessa forma, uma falha em uma das barras não afetará a outra.

Esse tipo de arranjo é utilizado em instalações de grande porte. Entre suas vantagens, destacam-se a flexibilidade relativa e a possibilidade de isolar qualquer uma das barras para manutenção sem causar problemas. A transferência de circuitos de uma barra para a outra é facilitada pelo uso de um único disjuntor de transferência e manobras com chaves. No entanto, entre as desvantagens, está a necessidade de um disjuntor extra para a conexão entre as barras, além de chaves adicionais por circuito. Se o disjuntor de transferência falhar, a subestação pode ficar sem assistência. O custo de implementação desse arranjo é maior que o de um arranjo de barra simples.

O barramento simples seccionado é uma alternativa ao arranjo de barramento simples, que permite aumentar a flexibilidade de operação e reduzir o número de circuitos perdidos em caso de um evento de falta. Esse arranjo é ilustrado na Figura 1.21.

Esse tipo de arranjo é ilustrado na Figura 1.23. Trata-se de um arranjo com alto grau de confiabilidade, pois os circuitos são protegidos por dois disjuntores separados, e a operação de qualquer disjuntor não afetará mais de um circuito. No exemplo a seguir, o funcionamento desse arranjo é melhor detalhado. Esse arranjo também é aplicado em instalações de grande porte, pois garante a continuidade do fornecimento (por exemplo, em subestações de EHV – extra-alta tensão).

É um arranjo de barras duplo mais completo e flexível, proporcionando também maior confiabilidade. Além disso, na necessidade de retirar uma das barras para manutenção, é possível realizar a manobra garantindo a continuidade dos serviços. A desvantagem evidente é o alto custo desse arranjo.

Conforme mostrado na Figura 1.25, esse arranjo conta com três disjuntores que protegem o circuito conectados em série e interligados às barras duplas. Dos disjuntores derivam as entradas e saídas dos circuitos. Cada dois circuitos se conectam de um lado e do outro do disjuntor central. A manobra consiste em garantir o suprimento de energia à alimentação de uma das barras em caso de falta, realizando a manobra adequada dos disjuntores e chaves. Na eventualidade de uma barra ou um disjuntor sair de operação, a continuidade do fornecimento pode ser mantida.

Esse arranjo também possui um alto grau de confiabilidade, mas com uma importante simplificação: a utilização de um disjuntor e meio (1 1/2) para cada entrada e saída (no arranjo anterior eram necessários dois disjuntores para cada entrada e saída). Dessa forma, é mais econômico mantendo a mesma confiabilidade. Oferece maior flexibilidade de manobra e rápida recomposição. No entanto, o número de operações envolvidas no chaveamento e religamento dos equipamentos é maior.

Esse tipo de configuração conecta todos os circuitos entre a barra principal (P) e a de transferência (T), como mostrado na Figura 1.22. Existe uma conexão entre as duas barras, feita por meio de um disjuntor ou chaves entre elas. Durante a operação normal, o barramento opera como um barramento simples, utilizando a barra principal para essa finalidade. Se ocorrer um evento de falta indesejado na barra principal, todos os circuitos serão desenergizados, o que ainda resulta em baixa flexibilidade para esse arranjo.

Entretanto, em termos de manutenção dos disjuntores, a barra de transferência pode ser usada para transferir os circuitos para ela antes da manutenção do barramento principal. Alguns sistemas com esse arranjo operam com a barra de transferência desenergizada. Quando um disjuntor precisa de manutenção, a barra de transferência é energizada através do disjuntor de conexão. Assim, a chave mais próxima da barra de transferência, correspondente ao disjuntor em manutenção, é fechada, evitando a interrupção do circuito em carga.

O esquema de ligação de barramento em anel é mostrado na Figura 1.28. Nesse arranjo, os disjuntores e chaves formam um circuito fechado, seccionando o barramento, porém com a economia de um disjuntor por circuito em comparação ao barramento simples seccionado. O custo é aproximadamente o mesmo que o de um barramento simples, mas oferece maior confiabilidade.

A operação desse esquema é um pouco mais complexa, pois cada equipamento (linha, alimentador, transformador) é alimentado por dois disjuntores separados e requer religamento automático e circuitos de proteção mais sofisticados. Ele proporciona alta flexibilidade, permitindo que os disjuntores sejam retirados para manutenção sem interromper a carga fornecida pelo circuito. Se ocorrer uma falha, apenas a barra defeituosa precisa ser isolada. No entanto, os disjuntores devem ser projetados para transportar toda a carga caso um dos disjuntores saia de operação, resultando na abertura do esquema em anel

O barramento duplo com disjuntor único conecta cada um dos circuitos a duas barras, conforme mostrado na Figura 1.23. Os disjuntores podem ser ligados às barras através de chaves para aumentar a flexibilidade de operação e a confiabilidade. Dessa forma, uma falha em uma das barras não afetará a outra.

Esse tipo de arranjo é utilizado em instalações de grande porte. Entre suas vantagens, destacam-se a flexibilidade relativa e a possibilidade de isolar qualquer uma das barras para manutenção sem causar problemas. A transferência de circuitos de uma barra para a outra é facilitada pelo uso de um único disjuntor de transferência e manobras com chaves. No entanto, entre as desvantagens, está a necessidade de um disjuntor extra para a conexão entre as barras, além de chaves adicionais por circuito. Se o disjuntor de transferência falhar, a subestação pode ficar sem assistência. O custo de implementação desse arranjo é maior que o de um arranjo de barra simples.

Esse tipo de arranjo é ilustrado na Figura 1.23. Trata-se de um arranjo com alto grau de confiabilidade, pois os circuitos são protegidos por dois disjuntores separados, e a operação de qualquer disjuntor não afetará mais de um circuito. No exemplo a seguir, o funcionamento desse arranjo é melhor detalhado. Esse arranjo também é aplicado em instalações de grande porte, pois garante a continuidade do fornecimento (por exemplo, em subestações de EHV – extra-alta tensão).

É um arranjo de barras duplo mais completo e flexível, proporcionando também maior confiabilidade. Além disso, na necessidade de retirar uma das barras para manutenção, é possível realizar a manobra garantindo a continuidade dos serviços. A desvantagem evidente é o alto custo desse arranjo.

Conforme mostrado na Figura 1.25, esse arranjo conta com três disjuntores que protegem o circuito conectados em série e interligados às barras duplas. Dos disjuntores derivam as entradas e saídas dos circuitos. Cada dois circuitos se conectam de um lado e do outro do disjuntor central. A manobra consiste em garantir o suprimento de energia à alimentação de uma das barras em caso de falta, realizando a manobra adequada dos disjuntores e chaves. Na eventualidade de uma barra ou um disjuntor sair de operação, a continuidade do fornecimento pode ser mantida.

Esse arranjo também possui um alto grau de confiabilidade, mas com uma importante simplificação: a utilização de um disjuntor e meio (1 1/2) para cada entrada e saída (no arranjo anterior eram necessários dois disjuntores para cada entrada e saída). Dessa forma, é mais econômico mantendo a mesma confiabilidade. Oferece maior flexibilidade de manobra e rápida recomposição. No entanto, o número de operações envolvidas no chaveamento e religamento dos equipamentos é maior.

O esquema de ligação de barramento em anel é mostrado na Figura 1.28. Nesse arranjo, os disjuntores e chaves formam um circuito fechado, seccionando o barramento, porém com a economia de um disjuntor por circuito em comparação ao barramento simples seccionado. O custo é aproximadamente o mesmo que o de um barramento simples, mas oferece maior confiabilidade.

A operação desse esquema é um pouco mais complexa, pois cada equipamento (linha, alimentador, transformador) é alimentado por dois disjuntores separados e requer religamento automático e circuitos de proteção mais sofisticados. Ele proporciona alta flexibilidade, permitindo que os disjuntores sejam retirados para manutenção sem interromper a carga fornecida pelo circuito. Se ocorrer uma falha, apenas a barra defeituosa precisa ser isolada. No entanto, os disjuntores devem ser projetados para transportar toda a carga caso um dos disjuntores saia de operação, resultando na abertura do esquema em anel