Avaliação do Controle do SEP da UHE Ilha Solteira

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/ Universidade Federal 
m ^ m do Rio de Janeiro 
Escola Politécnica 
AVALIAÇAO DA OPERAÇAO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA 
SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON 
Vitória de Castro Silva 
Projeto de Graduação apresentado ao Curso 
de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como 
parte dos requisitos necessários à obtenção do 
título de Engenheiro. 
Orientadores: Antonio Carlos Siqueira de 
Lima 
Karen Caino de Oliveira Salim 
Rio de Janeiro 
Dezembro de 2018 
AVALIAÇAO DA OPERAÇAO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA 
SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON 
Vitória de Castro Silva 
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA 
DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE 
DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE 
ENGENHEIRO ELETRICISTA. 
Examinado por: 
v Prof. Antonio Carlos Siqueira de Lima, D.Sc. 
Eng. Fernando Ramos Lage, M.Sc. 
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL 
DEZEMBRO DE 2018 
"Mas é doce morrer nesse mar 
de lembrar e nunca esquecer. 
Se eu tivesse mais alma pra dar 
eu daria, isso para mim é viver." 
Caetano Veloso e Djavan 
111 
Dedico este trabalho aos meus 
amados pais, Marco Antonio e 
Arabela. 
iv 
Agradecimentos 
Inicialmente, gostaria não só de agradecer, mas também de dividir o mérito dessa 
conquista com minha madrinha e guardiã Maria Tereza, com meus adorados pais e 
irmão João Marcos e com minha querida avó, Nádia. Sou grata à minha família, 
avós, tios e primos por me ensinarem que somente através do estudo, trabalho e 
justiça podemos conquistar nossos sonhos de maneira digna. 
Aos meus amigos Bárbara, Renan, Thaynara, Carbogim, Freesz e Sell, meu muito 
obrigada por amadurecerem ao meu lado, sempre com poesia e carinho. Àqueles que 
ingressaram comigo no curso, especialmente Geovane, Rhaony, Arthur, Silas, Karen, 
Amanda Amaro, Amanda Marques, Rafaela, Marina, Júlia, Luísa, Tamiris, Frazão, 
Elisa, Marcus e Erick, obrigada por serem minha amada família no Rio de Janeiro. 
Ainda, minha gratidão às amizades forjadas nos corredores da faculdade, Isabella, 
Marianna, Priscila, Carolina, Andressa, Nathália, Beatriz, Lucas, Clara, Yuri, Julia, 
Juan e Douglas. Todas essas amizades me inspiram orgulho e felicidade. 
Minha gratidão e admiração pelos mestres e orientadores Robson, Toni e Karen, 
que contribuíram para minha formação acadêmica com sabedoria e comprometi-
mento; à tão amada Kátia, companheira dos alunos da engenharia elétrica; aos 
tutores e mestres do ONS, Fernando, Rodrigo, João Marcelo, Eloy e Marcelo e à ori-
entação e amizade de todos os profissionais do Centro Sudeste, em especial Roberto 
e Hannah. Nessa casa de excelência tive a oportunidade de complementar minha 
formação como engenheira. 
Agradeço a todos que me estenderam a mão nesse percurso. Agradeço também 
pela minha vida, pela oportunidade de realizar essa graduação e pela alegria de 
poder levar comigo um pouco de todas as pessoas que conheci e experiências que 
vivi. 
v 
Resumo do Projeto de Graduaçao apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como 
parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. 
AVALIAÇÃO DA OPERAÇÃO DO CONTROLE DO SEP DA UHE ILHA 
SOLTEIRA ATRAVÉS DO ORGANON 
Vitória de Castro Silva 
Dezembro/2018 
Orientadores: Antonio Carlos Siqueira de Lima 
Karen Caino de Oliveira Salim 
Curso: Engenharia Elétrica 
O presente trabalho tem como objetivo analisar o comportamento de Sistemas 
Especiais de Proteção (SEP) através da ferramenta da análise de segurança online 
do aplicativo Organon. A operação dos SEP tem sua habilitação condicionada ao 
atendimento de determinados parâmetros, tradicionalmente calculados em função 
de um fator de sensibilidade estudado em ambiente de planejamento da operação. 
Porém, a alteração da configuração da rede elétrica em função de cenários não 
previstos pode alterar os fatores calculados, consequentemente, afetar os limites dos 
parâmetros monitorados e a indicação da habilitação desses Sistemas Especiais de 
Proteção, podendo ativá-los desnecessariamente ou não sensibilizá-los em um cená-
rio onde eles se fariam necessários. A robustez computacional da qual o Organon 
dispõe possibilita a presença desse software nas salas de controle, viabilizando estu-
dos online. Esses estudos são realizados com casos base produzidos em tempo real, 
obtidos diretamente do estimador de estados do sistema de supervisão e controle. 
Para avaliar a eficiência do controle de um esquema de proteção sistêmico real, 
o SEP da Usina de Ilha Solteira será objeto de estudo deste trabalho. Através de 
simulação dinâmica realizada pelo Organon e, comparação com o mecanismo de 
controle atual, projetados com base no restrito número de cenários analisados a 
nível de planejamento. Como conclusão, foi observado que a lógica de habilitação 
atual é limitada e que a implantação de regiões de segurança dinâmicas auxiliaria 
a tomada de decisão nas salas de controle em tempo real, melhorando o nível de 
segurança do sistema elétrico e minimizando as consequências que que o corte de 
unidades geradoras pode acarretar ao Sistema Interligado Nacional. 
vi 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partlal fulfillment 
of the requirements for the degree of Engineer. 
ILHA SOLTEIRA'S SPS CONTROL OPTIMIZATION THROUGH ORGANON 
Vitória de Castro Silva 
December/2018 
Advisors: Antonio Carlos Siqueira de Lima 
Karen Caino de Oliveira Salim 
Course: Electrical Engineering 
This work aims to analyze, through the calculus of Organon Security Assessment 
Region, the necessity of sensitizing Special Protection Systems (SPS) . The activa-
tion of these Systems can be conditioned to comply to certain parameters, these 
parameters are traditionally calculated in function of the sensitivity factor at the 
planning level of studies. 
However, the system operating states in real-time are commonly different than 
those assumed at offline analyses. The grid topology alterations, related to un-
predicted scenarios, could modify these sensitivity factors and, as a consequence, 
the monitored parameters limits and in the indication of the SPS sensitization, 
enabling them unnecessarily or not enabling the SPS when needed. The compu-
tational strength, provided by the distributed processing which Organon disposes, 
allows the accomplishment of the contingency scenarios analysis in a more realistic 
manner since it considers the Base Case of the Real-Time Data, obtained directly 
from the REGER State Estimator. 
In order to evaluate the alteration fesiability and efficiency of the Special Pro-
tection System control process, the Ilha Solteira Hydro Power Plant's SPS is the 
subject of our investigation in this work. Throughout the Organon dynamic simula-
tions and, compared to the current control mechanism, performed in a planning level 
of studies (offline studies), the results of this confrontation indicates the difference 
between these methods. In conclusion, it has been observed that the present control 
system efficiency is limited and the Organon results could be used in Real-Time 
Operation enhancing the power system reliability with minimized consequences of 
the generating shed could provoke in brazilian interconnected system. 
vii 
Sumário 
Lis ta de F igu ras x 
Lis ta de Tabelas xi 
Lis ta de A b r e v i a t u r a s xii 
1 I n t r o d u ç ã o 1 
1.1 Motivação 2 
1.1.1 O Sistema Interligado Nacional 2 
1.1.2 Objetivos 4 
1.2 Organização do Trabalho 4 
2 Revisão Bibl iográf ica 6 
2.1 Estabilidade e Segurança de Sistemas Elétricos de Potência 6 
2.1.1 Estabilidade de Sistemas Elétricos de Potência 7 
2.1.2 Segurança de Sistemas Elétricos de Potência 8 
2.1.3 Os Modos de Operação de um Sistema de Potência 9 
2.2 Sistemas Especiais de Proteção 10 
2.3 Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos Interligados 13 
2.3.1 Planejamento da Operação de Sistemas 14 
2.3.2 Operação em Tempo Real 152.4 Discussão 16 
3 Aspec to s Básicos d a Anál ise de Segurança e m S i s temas de P o t ê n c i a 18 
3.1 Análise de Segurança Estática 18 
3.2 Análise de Segurança Dinâmica 19 
3.3 O Organon 21 
3.4 Avaliação de Segurança Dinâmica no Organon 22 
3.4.1 Os Grupos de Geração 22 
3.4.2 Os Nomogramas 24 
3.5 Metodologia para Avaliação de Segurança Dinâmica 27 
3.6 Discussão 28 
viii 
4 E s t u d o de Caso 30 
4.1 A Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira 31 
4.2 O Esquema de Corte de Emergência da Usina Hidrelétrica de Ilha 
Solteira 32 
4.3 Região de Segurança da Área Elétrica de Ilha Solteira 36 
4.4 Discussão 38 
5 R e s u l t a d o s e Discussões 43 
5.1 Impacto do SEP na Avaliação de Segurança 43 
5.2 Habilitação do SEP 45 
5.2.1 Caso I 46 
5.2.2 Caso II 48 
5.2.3 Caso III 51 
5.2.4 Caso IV 53 
5.3 Discussão 56 
6 Conclusões 57 
6.1 Trabalhos Futuros 60 
Refe rênc ias Bibl iográf icas 61 
A D a d o s d a Região de Segurança no Organon 63 
A.1 Arquivo de Eventos 64 
A.2 Arquivo de Barras Monitoradas e Grupos de Geração 66 
A.3 Arquivos de Modelagem do SEP 69 
A.3.1 Arquivo *.sps que descreve o SEP completo 69 
A.3.2 Arquivo *.sps que indica a violação da Inequação 4.1 70 
iX 
Lista de Figuras 
1.1 Sala de Controle do Centro de Operações Regional Sudeste do ONS . 4 
2.1 Representação da incorporação de um SEP a um Sistema Elétrico . . 11 
3.1 Plano definido em relação aos grupos de geração [1] 23 
3.2 Interseção dos Limites de Segurança de cada Contingência 24 
3.3 Nomograma exemplo 26 
3.4 Exemplo genérico de divisão dos grupos de geração 28 
4.1 Recorte da Bacia do Rio Paraná [2] 32 
4.2 Linhas de Transmissão conectadas a SE de Ilha Solteira 33 
4.3 Representação da Rede Elétrica do Estado de São Paulo 41 
4.4 Diagrama descritivo do SEP de Ilha Solteira 42 
5.1 Nomograma calculado modelando o sistema sem SEP 44 
5.2 Nomograma calculado modelando o sistema com SEP 45 
5.3 Nomograma para o Caso I 47 
5.4 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso I 48 
5.5 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso I 49 
5.6 Nomograma para o Caso II 49 
5.7 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II 50 
5.8 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso II 51 
5.9 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso II considerando a 
atuação do SEP 51 
5.10 Nomograma calculado para o Caso III 52 
5.11 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso III 52 
5.12 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso III 53 
5.13 Nomograma calculado para o Caso IV 54 
5.14 Gráfico de fluxo de potência ativa para o Caso IV 54 
5.15 Gráfico de fluxo de potência aparente para o Caso IV 55 
x 
Lista de Tabelas 
4.1 Legenda da Tabela: usinas hidrelétricas divididas entre os grupos de 
geração 37 
4.2 Barras monitoradas na Análise de Segurança 39 
xi 
Lista de Abreviaturas 
AGV Subestação de Água Vermelha, p. 34 
ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica, p. 3 
BAU Subestação de Bauru, p. 34 
CAG Controle Automático de Geração, p. 2, 34 
CNPE Conselho Nacional de Política Energética, p. 3 
COSR-SE Centro Regional de Operação Sudeste, p. 43 
DSA Dynamic Security Assessment, p. 19 
ECE Esquema de Corte de Emergência, p. 31 
EMS Energy Management System, p. 15 
EPE Empresa de Pesquisa Energética, p. 2 
G1 Grupo de Geração 1, p. 23 
G2 Grupo de Geração 2, p. 23 
G3 Grupo de Geração 3, p. 23 
HVDC High-voltage Direct Current, p. 20 
ILS Subestação de Ilha Solteira, p. 34 
IO Instrução de Operação, p. 33 
ISO Independent System Operator, p. 1 
LT Linha de Transmissão, p. 34 
MIRII Subestação de Mirassol II, p. 34 
MME Ministério de Minas e Energia, p. 3 
xii 
ONS Operador Nacional do Sistema, p. 1 
PMO Programação Mensal de Operação Energética, p. 13 
PMU Phasor Measurement Unit, p. 16 
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition, p. 13 
SEP Sistema Especial de Proteção, p. vi 
SE Subestação, p. 32 
SIN Sistema Interligado Nacional, p. 2 
SPS Special Protection Schemes, p. vii 
SSSA Small-Signal Stability Assessment, p. 19 
TRI Subestação de Três Irmãos, p. 34 
TSA Transient Security Assessment, p. 19 
UG Unidade Geradora, p. 35 
UHE Usina Hidrelétrica, p. 32 
VSA Voltage Security Assessment, p. 19 
xiii 
Capítulo 1 
Introdução 
O crescimento tecnológico e econômico viabilizado pela eletricidade foi determi-
nante para o desenvolvimento das estruturas, serviços e ferramentas que conhecemos 
hoje. Por isso, a interrupção do fornecimento de energia é extremamente impactante 
a sociedade. Os sistemas de energia elétrica são compostos das mais complexas 
máquinas, estruturas e dispositivos já desenvolvidos pelo homem. Para construir, 
manter e operar estas máquinas é necessária extensiva pesquisa, monitoração e re-
finamento das tecnologias. 
A baixa previsibilidade dos fenômenos naturais envolvidos em um sistema elé-
trico de grande porte impacta diretamente na necessidade de conferir proteção a 
essas estruturas de geração, transmissão e distribuição de energia. Os sistemas de 
proteção aplicados a esses equipamentos e conjuntos de equipamentos precisam ser 
extremamente confiáveis e coordenados para operarem de maneira seletiva e efici-
ente. 
O sistema de geração e transmissão de energia elétrica brasileiro, o Sistema In-
terligado Nacional (SIN), tem proporções continentais e engloba as cinco regiões do 
país. Sua operação é de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema (ONS), 
o Operador Independente do Sistema (Independent System Operator - ISO) do sis-
tema elétrico brasileiro. Os ISO são entidades autorizadas pelos órgãos regulatórios 
federais a controlar redes de geração e transmissão. Essas instituições tem o objetivo 
de garantir a integração não discriminatória de fornecedores de energia ao sistema 
de transmissão prezando a segurança e economicidade do atendimento aos centros 
de carga do país. 
A complexidade de um sistema elétrico de potência acompanha a evolução tec-
nológica da rede e as mudanças no perfil de geração e no perfil de consumo. Por 
isso, a melhoria das ferramentas de auxílio a tomada de decisão do ISO é necessá-
ria para que a confiabilidade e a qualidade do suprimento de energia elétrica seja 
mantida, frente ao crescimento da demanda e ao aumento na penetração de fontes 
intermitentes. 
1 
1.1 Motivação 
Com uma matriz energética predominantemente hidráulica, o Sistema Interli-
gado Nacional (SIN) é um sistema hidro-termo-eólico com capacidade instalada de 
142.042 MW [3]. A integração dos sistemas Centro-Oeste, Nordeste, Norte, Su-
deste e Sul corrobora para a segurança, complementariedade hídrica e consequente 
economicidade dos recursos de geração e transmissão. 
Os ISO, comprometidos com a otimização do atendimento a demanda, são res-
ponsáveis pelos estudos de eXpansão, de programação energética e de operação desses 
sistemas. Para acompanhar a variação da geração proveniente das fontes intermiten-
tes, como as usinas eólicas e os conjuntos fotovoltaicos, a programação da operação 
precisa ajustar alguns dos seus procedimentos. 
A penetração dessas fontes com baiXa previsibilidade altera toda uma estrutura 
econômico-energética de modelagem e de segurança pois usualmente elas tem pri-
oridade no despacho. Atualmente, a contribuição das usinas eólicas no SIN é de 
aproximadamente 7%. Seu evidente crescimento expõe a necessidade de maior fle-
Xibilidade de despacho na operação em tempo real para a manutenção do equilíbrio 
carga-geração. 
Os equipamento envolvidos na geração, transmissão e distribuição de energia 
são guardados por sistemas de proteção individual e sistemas de proteção de caráter 
sistêmico. O funcionamento desses sistemas que englobam a coordenação de mais de 
um equipamento precisa ser minuciosamente estudado pois sua atuação tem impacto 
sistêmico nas redes elétricas. 
Nesse cenário de geração, predominantemente dependente dos recursos hídricos, 
a usina de Ilha Solteira, no rio Paraná, é a maior usina do estado de São Paulo. 
As 20 unidades geradoras de Ilha Solteira são utilizadas no ControleAutomático de 
Geração (CAG) [4] e no controle de tensão do SIN. Esta é a principal usina utilizada 
no CAG e influencia sensivelmente no controle da frequência. 
1.1.1 O Sistema Interl igado Nacional 
O Brasil, quinto maior país do mundo, possui um sistema elétrico constituído 
por uma matriz energética majoritariamente distante dos centros de consumo e, por 
isso, foi necessária a construção de linhas de transmissão de extensões continentais. 
A integração das diferentes fontes de energia elétrica ao sistema é possível pela cen-
tralização do planejamento da operação, essa atividade é executada para diferentes 
horizontes: a longo prazo pela Empresa de Pesquisa Energética e a médio e curto 
prazo pelo Operador Nacional do Sistema. 
De acordo com a Lei n o 9.074, de 1995, é responsabilidade do Ministério de 
Minas e Energia definir as instalações de transmissão que compõem a Rede Bá-
2 
sica. Portanto, compete a esse Ministério determinar os novos empreendimentos de 
transmissão que deverão integrar a expansão do sistema de transmissão. 
A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL é uma autarquia, vinculada 
ao Ministério de Minas e Energia criada pela Lei n o 9.427, de 1996. De acordo com 
essa lei, a finalidade principal da ANEEL é regular e fiscalizar os serviços de geração, 
transmissão, distribuição e comercialização e energia elétrica no Brasil. 
Instituída pela Lei n o 10.847 de 15 de março de 2004, a Empresa de Pesquisa 
Energética (EPE) é uma empresa pública federal, vinculada ao Ministério de Minas 
e Energia (MME). A EPE tem como finalidade realizar serviços na área de estudos 
e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, nas áreas de 
energia elétrica, petróleo e gás natural, e seus derivados, e biocombustíveis. 
A atuação da EPE é fundamental para uma cadeia de tomada de decisões que 
se inicia com as definições de políticas e diretrizes no âmbito do Conselho Nacional 
de Política Energética (CNPE) e do MME e termina na Operação em Tempo Real, 
realizada pelo Operador Nacional do Sistema. 
O Operador Nacional do Sistema Elétrico é uma empresa privada e sem fins 
lucrativos que foi instituída pela Lei n o 9.648, de 1998, com alterações introduzidas 
pela Lei no 10.848/2004 e regulamentada pelo Decreto no 5.081/2004. 
Constituído por quatro subsistemas, o SIN atende 99% da carga total do Brasil 
[5], o restante pertence aos chamados Sistemas Isolados. A operação dos subsistemas 
Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste, bem como a previsão de carga e 
planejamento da operação dos sistemas isolados são de responsabilidade do Operador 
Nacional do Sistema. 
O desenvolvimento de estudos e ações exercidas sobre o sistema e seus agentes 
proprietários para gerenciar as diferentes fontes de energia e a rede de transmis-
são, de forma a garantir a segurança do suprimento contínuo em todo o país é de 
responsabilidade do ONS. A fiscalização do cumprimento dessas atividades é de 
responsabilidade da ANEEL. 
É através das salas de controle em tempo real, o ONS coordena a operação do 
sistema constantemente, utilizando ferramentas de Supervisão e Controle, concen-
trando informações de toda sua rede de operação. Na fotografia da figura 1.1, uma 
das salas de controle do ISO brasileiro é mostrada. 
A principal motivação desse trabalho é discutir o benefício da integração das 
regiões de segurança no processo de ativação dos sistemas especiais de proteção. A 
integração de ferramentas de avaliação de segurança em tempo real corroboram para 
a ratificação dos despachos e limites programados para a operação e viabilizam o 
estudo dessas grandezas com a rede alterada em ambiente de sala de controle. 
3 
Figura 1.1: Sala de Controle do Centro de Operações Regional Sudeste do ONS 
1.1.2 Objet ivos 
Neste trabalho, conceitos de operação e estabilidade de sistemas de potência 
serão explorados para analisar a eficiência de um Sistema Especial de Proteção 
(SEP) tradicional frente aos resultados dos cálculos de análise de segurança online 
nessa rede. O Organon será utilizado como o aplicativo de análises dinâmicas das 
contingências relacionadas a atuação desse SEP. 
Por isso, neste trabalho, além da comparação entre o comportamento tradicional 
e a possível performance viabilizada pela utilização do Organon em tempo real, serão 
introduzidos os aspectos básicos de segurança de sistemas, operação em tempo real, 
sistemas especiais de proteção e análise de segurança dinâmica. 
1.2 Organização do Trabalho 
O presente trabalho está organizado em 6 capítulos e é complementado pelo 
Apêndice A. 
O Capítulo I introduz os temas abordados, apresentando as motivações e os 
objetivos do estudo realizado, fornecendo comentários gerais sobre os tópicos nos 
quais o mesmo se insere. Também é realizada uma contextualização desses temas no 
sistema elétrico brasileiro, para que a dimensão dos problemas que serão analisados 
4 
seja apresentada. 
O Capítulo II abordará os aspectos gerais dos tópicos relacionados ao tema ana-
lisado, por isso as seções Estabilidade e Segurança de Sistemas, Sistemas Especiais 
de Proteção e Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos Interligados são dis-
postas. Por se tratar de um tema que engloba diversos assuntos dentro da área 
de sistemas elétricos de potência, os fundamentos teóricos são direcionados para os 
problemas abordados nesse trabalho. 
O Capítulo III expõe a teoria básica utilizada na construção de Análises de 
Segurança do Organon, discutindo brevemente a metodologia utilizada na escolha 
de grupos de geração e a inserção dessa ferramenta em ambiente de operação em 
tempo real. Nesse capítulo, a escolha de uma análise de segurança dinâmica em 
tempo real ao invés de uma análise estática é justificada. Também é apresentada a 
legenda dos resultados dos nomogramas produzidos pelo Organon nesse estudo. 
O Capítulo IV apresenta uma descrição detalhada do Sistema Especial de Prote-
ção da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira e da topologia dos circuitos conectados a 
subestação de Ilha Solteira. Do mesmo modo, a ferramenta de construção da Região 
de Segurança é apresentada, de acordo com a metodologia de análise apresentada 
no capítulo III. A partir da descrição da rede, do SEP e da Região de Segurança, é 
possível interpretar os resultados apresentados no capítulo seguinte. 
O Capítulo V apresenta os resultados obtidos através da Região de Segurança 
calculada para monitorar a área relacionada a atuação do Sistema Especial de Prote-
ção da Usina Hidrelétrica de Ilha Solteira através do software Organon. O estado do 
sistema elétrico será calculado para os quatro casos base apresentados e a inequação 
de habilitação do SEP será confrontada com esses resultados. 
O Capítulo VI apresenta as conclusões referentes ao presente trabalho e sugestões 
para trabalhos futuros. As inconsistências observadas na comparação entre a lógica 
tradicional de habilitação e atuação do ECE da UHE de Ilha Solteira e os resultados 
dessa análise de segurança dinâmica são comentadas. 
O Apêndice A contém todos os arquivos e códigos utilizados nas simulações 
realizadas no Organon. Os arquivos de texto são necessários para que o software 
calcule as contingências de interesse frente as barras de geração que impactam a 
área elétrica analisada. 
5 
Capítulo 2 
Revisão Bibliográfica 
A operação de sistemas elétricos está pautada no cumprimento dos padrões de 
continuidade, qualidade, adequação e segurança de energia elétrica no atendimento 
ao consumidor ao menor custo possível. Para que esses objetivos sejam alcançados, 
o planejamento da operação avalia as piores falhas e distúrbios que o sistema elétrico 
estudado deve ser capaz de suportar. Dessa forma, a natureza da perturbação, a 
resposta do sistema, a supervisão e tomada de decisões, bem como as filosofias de 
proteção são temáticas presentes na operação de sistemas elétricos de potência. 
Neste capítulo será realizada uma abordagem teórica introdutória dos conceitosde estabilidade e segurança de sistemas elétricos interligados e sistemas especiais de 
proteção dessas redes. Esses temas podem ser entendidos como tópicos importan-
tes para a operação e planejamento da operação de sistemas elétricos interligados. 
Também será apresentada a ferramenta visual utilizada nas análises de segurança 
realizadas no software Organon. 
2.1 Estabilidade e Segurança de Sistemas Elétricos 
de Potência 
Os conceitos de segurança e de estabilidade são relacionados a análise dos es-
tados de um sistema elétrico de potência. Segurança é considerada uma condição 
instantânea e variante no tempo que é função da robustez do sistema a distúrbios 
iminentes. Estabilidade, é uma condição mais estrita a continuidade do paralelismo 
e operação síncrona das unidades conectadas ao sistema, sendo um fator importante 
para a segurança do sistema. 
6 
2.1.1 Estabil idade de Sistemas Elétricos de Potência 
O conceito de estabilidade é definido como a capacidade de um sistema convergir 
para um estado de equilíbrio operacional após ter sido submetido a uma perturbação 
[6]. As condições de estabilidade e segurança de um sistema elétrico são fortemente 
dependentes das máquinas síncronas e possuem sua dinâmica intimamente vinculada 
a dinâmica dos ângulos dos rotores e a sua relação ângulo-potência. 
A partir das condições iniciais, dos tipos de perturbações físicas consideradas e de 
uma descrição detalhada do sistema observado é possível calcular o comportamento 
transitório desse sistema. Ou seja, é possível avaliar como um sistema desloca-se de 
um ponto de operação estável para um outro ponto de operação satisfatório ou não 
em relação aos critérios estabelecidos. 
Inicialmente, devem caracterizar-se os diferentes tipos de instabilidade. Para 
tanto, é fundamental que os ângulos de carga, as magnitudes das tensões e a frequên-
cia de operação do sistema sejam grandezas analisadas na classificação do estado dos 
sistemas de potência. Dessa forma, os estados estáveis de um sistema de potência 
podem ser enumerados como estabilidade angular, de tensão e de frequência. 
O conceito de estabilidade angular é conhecido como a capacidade de um sistema 
em manter suas unidades geradoras operando em sincronismo após a ocorrência de 
uma perturbação. Para tanto, os torques elétricos e mecânicos devem permanecer 
acoplados em todas as máquinas conectadas a rede garantindo que a velocidade das 
unidades geradoras permaneça constante. 
As instabilidades podem surgir mesmo sem a perda de sincronismo de um ge-
rador, pois a capacidade de um sistema em manter as tensões estáveis em todas as 
barras após uma perturbação também é um parâmetro a ser avaliado. A possibili-
dade de interrupção de atendimento a carga na ocasião de um perfil excessivamente 
baixo de tensões em uma parte significativa do sistema é motivadora para que a 
classificação de estabilidade de tensão seja realizada. 
Além das classificações de estabilidade angular e de tensão, é necessário avaliar a 
capacidade de um sistema de potência em manter uma frequência constante após um 
desequilíbrio significativo no balanço carga-geração resultado de uma perturbação 
grave. Essa classificação é denominada estabilidade de frequência. 
Dessa forma, o comportamento de um sistema ao ser submetido a distúrbios 
pequenos ou severos é o condicionante para que esse sistema seja classificado dentro 
dos critérios de estabilidade. Dentre as perturbações que um sistema estável deve ser 
capaz de suportar configuram-se distúrbios com impactos transitórios como variações 
bruscas de carga, curtos circuitos, perda de grandes blocos de geração ou de fluxo 
entre linhas de transmissão responsáveis pelo intercâmbio entre subáreas. 
Essas alterações bruscas de topologia na rede podem resultar em instabilidade 
7 
de tensão, de frequência ou instabilidade angular. Durante as oscilações transitórias 
provocadas por um distúrbio, as máquinas síncronas ajustam os ângulos dos seus 
rotores para absorver as variações de potência e tensão. Já no caso de curtos-circuito, 
durante sua ocorrência, os rotores das unidades geradoras se aceleram e só começam 
a desacelerar após a eliminação dessa falta. Se o tempo de eliminação da falta 
for grande o suficiente para que os rotores das máquinas alcancem uma velocidade 
da qual não seja possível se desacelerar até a velocidade síncrona, há o cenário da 
instabilidade. 
As principais ações de controle realizadas para controle preventivo são o redes-
pacho de geração, a compensação de reativos, a redução de carga e a alteração da 
topologia da rede. O corte de geração é realizado para que a potência das unida-
des geradoras parem de contribuir para uma possível sobrecarga nos equipamentos 
remanescentes ou para evitar um possível cenário de instabilidade angular ou de 
frequência. 
Os modos de operação e configuração do sistema analisado são informações ne-
cessárias para a análise das suas respostas dinâmicas. 
2.1.2 Segurança de Sistemas Elétricos de Potência 
Diferente do conceito de estabilidade, os critérios de avaliação de segurança de um 
sistema devem verificar a capacidade desse sistema em suportar suas contingências 
mais graves sem interrupção de atendimento ao consumidor. O conceito de segurança 
de um sistema elétrico de potência é definido pela capacidade desse sistema em se 
manter íntegro e sem interrupções no fornecimento de energia aos seus consumidores 
na ocorrência de distúrbios ou desligamentos. 
Dentre os critérios de segurança mais utilizados em todo o mundo, considera-se 
o chamado critério do N-1, no qual o sistema é planejado para suportar quaisquer 
contingência simples sem violação das restrições de carga e restrições operativas. 
Ou seja, o sistema deve ser capaz de suportar qualquer perda simples de linha 
de transmissão ou transformador, sem que os equipamentos remanescentes sejam 
submetidos a sobrecarga, instabilidade de tensão ou instabilidade angular, bem como 
instabilidade de frequência. 
O critério N-1 é utilizado nos ISO para planejamento da operação dos sistemas e, 
as contingências mais severas, como perdas duplas e triplas, só são consideradas nos 
seguintes casos: saída de linhas de transmissão de circuito duplo, saídas simultâneas 
de linhas de circuito simples que compartilhem a mesma faixa de passagem e saídas 
simultâneas de linhas de circuito simples que atravessem regiões onde há ocorrência 
de fenômenos naturais e/ou queimadas que possam atingí-las. 
Paralelo ao propósito da segurança, está o compromisso com a economicidade 
8 
da operação. Esses conceitos estão relacionados quando um sistema que possui 
grau insuficiente de segurança sofre algum tipo de distúrbio, podendo ocasionar 
interrupção do fornecimento de energia, levando a perdas de produção e de serviços. 
As análises eletroenergéticas são realizadas a fim de programar a geração a partir 
dos horizontes de atendimento, da previsão dos recursos hídricos e da adequação as 
intervenções na rede. 
2.1.3 Os Modos de Operação de um Sistema de Potência 
Os modos de operação de um sistema são classificados de acordo com seu nível de 
segurança para auxiliar os operadores na tomada de ações de controle. A operação de 
sistemas de potência é pautada em três conjuntos de equações genéricas diferenciais e 
algébricos. Podemos dividir as equações de um sistema em três grupos: o conjunto de 
equações diferenciais representa o comportamento dinâmico do sistema, um conjunto 
de equações algébricas compreende as restrições de igualdade que são referentes ao 
balanço carga-geração e um segundo conjunto de equações algébricas compreende 
as restrições de limites, no qual os estados de todos os elementos da rede elétrica 
operam dentro dos limites de tensão e potência [7-9]. 
• E s t a d o N o r m a l : estado onde todos os limites são satisfeitos, ou seja, o ba-
lanço carga-geração é atendido e não há nenhum equipamento em sobrecarga. 
O sistema também deve ter margens de geração reserva suficiente parasupor-
tar as contingências mais prováveis. 
• E s t a d o de Ale r t a : esse estado é observado quando o nível de segurança 
do sistema é enfraquecido ou a probabilidade de distúrbios aumenta, e, nesse 
cenário, a ocorrência de uma contingência provável causaria alguma violação 
dos critérios de operação do sistema. Nesse estado de operação os limites dos 
equipamentos são satisfeitos, mas as margens não são suficientes para garan-
tir esse atendimento caso um distúrbio severo ocorra. Dessa forma, medidas 
preventivas devem ser tomadas para que o estado normal seja reestabelecido. 
• E s t a d o de Emergênc ia : o sistema pode evoluir do estado de alerta para 
o estado de emergência caso algum distúrbio severo ocorra antes de qualquer 
ação preventiva ser realizada. Alguns equipamentos se podem se encontrar 
sobrecarregados porém o sistema permanece intacto. 
• E s t a d o s E x t r e m o s : nos estados extremos, ambos os conjuntos de restri-
ções de igualdade e inigualdades são violados, o sistema pode sofrer perda de 
sincronismo, onde há desligamentos em cascata e possivelmente blecautes da 
maioria do sistema. Ações de controle como o corte de carga ou separação em 
subsistemas são utilizadas para preservar a maior área elétrica possível. 
9 
• E s t a d o s Res t au ra t i vos : no estado de operação restaurativo o operador re-
aliza ações de controle a fim de reconectar todos os equipamentos da rede e 
atender a todas as cargas. 
O segurança de um sistema pode ser monitorada e, para monitorá-la, foram 
criadas ferramentas que quantificam a distância existente entre o ponto de operação 
do sistema e a violação dos seus limites. Esse conceito, que consiste na checagem 
se as condições operativas estão satisfeitas para diferentes contingências modeladas, 
toma como referência para seus relatórios, os redespachos das usinas que impactam 
o sistema elétrico alvo de um determinado estudo. 
A partir de cálculos do comportamento transitório do sistema observado, a se-
gurança de uma área elétrica pode ser avaliada [8]. A análise de uma perturbação, 
do seu início até a eliminação completa dos efeitos resultantes dos fenômenos trata-
dos requer a modelagem das equações algébrico-diferenciais não-lineares necessárias 
para descrever o comportamento dinâmico dos componentes dessa rede ao longo do 
tempo. Dessa forma, são modelados os sistemas de excitação, os estabilizadores 
e os reguladores automáticos de velocidade e tensão das unidades geradoras, bem 
como as interações entre elementos de controle de tensão, como transformadores 
com comutação automática [4]. 
No controle de segurança preventiva, o objetivo é preparar o sistema, enquanto 
ele ainda se encontra em um estado de operação normal, para suportar possíveis 
distúrbios de maneira satisfatória. No cenário de controle de emergência, os eventos 
já ocorreram previamente, de maneira que o objetivo passa a ser o controle do 
comportamento dinâmico do sistema e a minimização das consequências. [8] 
2.2 Sistemas Especiais de Proteção 
Os Sistemas Especiais de Proteção (SEP) são sistemas automáticos de controle 
com objetivo de evitar a propagação de perturbações, manter a integridade e conse-
quentemente garantir a confiabilidade do sistema. Por isso, os SEP são projetados 
para atuar detectando condições anormais de operação e tomando ações corretivas 
automáticas. Esses esquemas desempenham uma complementação às ações da pro-
teção individual dos equipamentos da rede e sua implantação permite uma utilização 
otimizada dos sistemas de geração, transmissão e distribuição [10]. 
Um sistema elétrico de proteção comum deve ser dimensionado para o cum-
primento dos requisitos fundamentais de sensibilidade, velocidade, seletividade e 
confiabilidade. De maneira que ele seja capaz de detectar uma falha e atuar o mais 
rápido possível no isolamento desse equipamento sob falha, realizando a remoção da 
falta apenas nos equipamentos comprometidos, sem desligar mais equipamentos que 
10 
o necessário todas as vezes que ocorrer um defeito. 
A garantia da seletividade e da confiabilidade são importantes para que nenhum 
componente seja desligado sem necessidade e a proteção não atue indevidamente sem 
que nenhum defeito nos equipamentos sob responsabilidade dessa proteção específica 
tenha ocorrido. Esse tipo de falha de atuação pode ser extremamente custoso pela 
possibilidade de corte de geração e de falha no atendimento ao consumidor. Os 
desligamentos e redespachos desnecessários podem provocar danos a equipamentos 
e consequentemente gerar um impacto na receita das entidades envolvidas. 
Os SEP são implementados com o objetivo de garantir a segurança do sistema em 
condições específicas de operação, como na necessidade de flexibilização de limites, 
de manutenção em equipamentos, atraso de obras ou de intercâmbio excepcional, 
uma vez que a ocorrência desse cenário é considerada pequena para justificar gastos 
de instalação de novos equipamentos. Esses esquemas são constituídos de uma ou 
mais lógicas de processamento, compostas de estágios de atuação, que são associa-
dos a uma ou mais ações, como ilustrado na Figura 2.1. De maneira que diferentes 
solicitações dos SEP podem apresentar desempenhos distintos devido a sensibiliza-
ção dos estágios e lógicas existente em cada cenário, comandando ações adaptáveis 
para solução do problema detectado [11]. 
Figura 2.1: Representação da incorporação de um SEP a um Sistema Elétrico 
Para avaliar o comportamento do SEP frente aos critérios de seletividade, con-
fiabilidade, velocidade e sensibilidade, podem-se classificá-los quanto a sua atuação 
e seu desempenho na ocasião de distúrbios. Como descrito nos Submódulos 11.2 e 
11.4 dos Procedimentos de Rede do ONS [12], os SEP podem ser classificados quanto 
a sua atuação através das categorias descritas nos item abaixo: 
• A t u a ç ã o cor re ta : a atuação é classificada como correta quando o SEP é 
11 
solicitado e atua dentro da finalidade para o qual foi instalado. 
• A t u a ç ã o incor re ta : a classificação de atuação incorreta é atribuída a situa-
ções as quais os SEP são solicitados e atuam em desacordo com a finalidade 
para a qual foi aplicado. 
• R e c u s a de a t u a ç ã o : a recusa de atuação é considerada quando o SEP é 
solicitado e deixa de atuar, quando existem todas as condições para a atuação 
satisfeitas. 
• A t u a ç ã o ac iden ta l : classificação considerada quando o SEP atua sem satis-
fação das condições necessárias para sua sensibilização, sem a ocorrência de 
distúrbios para os quais fora projetado. Essas atuações acidentais podem ser 
causadas por falhas humanas, anomalias em dispositivos de proteção, controle 
e medição. 
São insumo para avaliação de desempenho dos SEP: as anomalias observadas, 
o processamento dos dados de entrada nas lógicas e os comandos executados ou 
não pelos equipamentos. A partir dessas informações, é possível confrontar se a 
atuação ou não do esquema solucionou o problema. O desempenho dos SEP pode 
ser classificado como Satisfatório ou Insatisfatório: 
• Sa t i s fa tór io : a consideração do desempenho como satisfatório é realizada 
quando o SEP atinge seu objetivo, mesmo que alguma das suas ativações não 
tenha sido correta; 
• Insa t i s fa tó r io : o desempenho é considerado insatisfatório quando o SEP 
deixa de atingir seu objetivo em virtude de atuações incorretas ou recusas 
de atuação. 
A existência dos Sistemas Especiais de Proteção é justificada quando há a pos-
sibilidade de perda de integridade do sistema elétrico de potência na ocasião de 
sobrecarga em algum equipamento, instabilidade angular, instabilidade de frequên-
cia, instabilidade de tensão ou desligamentos em cascata [13]. As ações coordenadas 
por esses esquemas de proteção são planejadas de maneira que o sistema em sua 
configuração pós-falta seja capaz de se recuperar. 
A observação da necessidade de criação de um SEP e implementação do seu 
projeto são atividades realizadas em ambientede planejamento da operação, em 
seguida, a instalação e supervisão dos equipamentos necessários para funcionamentos 
desses esquemas automáticos se faz necessária. Com isso, as ferramentas utilizadas 
pelos operadores em tempo real devem ser capazes de receber os dados dos agentes, 
monitorar as variáveis envolvidas nesse processo e indicar se a operação do sistema 
se encontra em uma situação segura ou não. 
12 
Uma vez que o cenário insatisfatório para o qual esse SEP é projetado é detec-
tado, a anormalidade deve ser sinalizada e ações de habilitação dos SEP podem ser 
realizadas automaticamente, ou manualmente. O automatismo é fundamental pois a 
natureza das instabilidades para as quais os esquemas foram projetados é na ordem 
de segundos ou milissegundos. 
Essa ação deve basear-se nas grandezas elétricas medidas, na atuação das prote-
ções tradicionais e no status dos equipamentos supervisionados, assim, esses sistemas 
devem comparar as grandezas com as faixas ajustadas, se adequar as anormalidades 
mais prováveis em sua área de supervisão, e tomar decisões no menor tempo possí-
vel. Os SEP podem ser avaliados quanto ao tipo de atuação observado e quanto ao 
seu desempenho. 
2.3 Operação e Planejamento de Sistemas Elétricos 
Interligados 
A operação de sistemas elétricos é uma atividade de tamanha complexidade que 
exige competências técnicas, políticas e econômicas, bem como um planejamento 
minucioso, que começa sob o horizonte de décadas [14] e termina no ambiente de 
sala de controle, onde as decisões precisam ser tomadas em tempo real. Esse fluxo de 
informações integra esforços distribuídos entre os estudos meteorológicos, de previsão 
de carga, de geração e de processamento de intervenções previamente solicitadas que 
objetivam preparar os agentes e os operadores para atendimento seguro e econômico 
de energia elétrica ao consumidor. 
A tomada de decisões em tempo real é fortemente dependente de aplicativos para 
o monitoramento de eventuais alterações de rede, de carga e de despachos, pois uma 
das suas atividades é a adequação da configuração do sistema de potência a essas 
variações. Sistemas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition - SCADA) 
são capazes de monitorar automaticamente as medidas analógicas e estados dos dis-
positivos associados ao sistema. Por isso, os sistemas SCADA devem disponibilizar 
em tempo-real o estado da rede através de telas, gráficos, listas de alarmes e re-
latórios, de modo a permitir a tomada de decisões operacionais apropriadas, quer 
automaticamente, quer por iniciativa do operador do sistema. 
O planejamento da operação tem como insumos as condições hidrometeorológi-
cas, a situação dos reservatórios, os custos de geração, o cronograma de expansão 
da rede, os futuros eventos de grande porte a nível regional e nacional e sobretudo 
a previsão da carga a ser atendida. A partir desses dados, os programas de geração 
hidráulica, de geração térmica e os intercâmbios entre as regiões são estabelecidos. 
A Programação Mensal de Operação Energética (PMO) fornece as diretrizes da 
13 
operação em tempo real para cada patamar de carga e semana vigente. 
Em complemento ao PMO, são realizadas revisões semanais para que informações 
sobre o estado do sistema sejam incorporadas aos estudos. Entretanto, a atualiza-
ção dessas modificações na rede de maneira preditiva ainda utiliza patamares de 
carga definidos a partir das previsões enviadas pelas concessionárias distribuidoras. 
Essas análises não consideram redespachos ou desligamentos intempestivos com con-
sequentes alterações topológicas, eventos que podem modificar a rede de maneira 
que o ponto a programação planejada para aquele período se afaste do menor custo 
ou da segurança sistêmica. De forma a otimizar a utilização dos equipamentos e da 
energia disponível, mantendo ou melhorando as margens de segurança da operação, 
é necessário que o planejamento se utilize de cenários de simulação o mais próximo 
possível do sistema elétrico real. 
Os Sistemas Especiais de Proteção também são dimensionados a nível de planeja-
mento, por isso sua ativação é controlada por eventos que podem provocar impactos 
diferentes em redes distintas. Diante disso, como o sistema elétrico é, geralmente, 
diferente do previsto, a eficiência de atuação dos SEP pode ser desotimizada. O 
planejamento da operação indica em quais situações da rede os SEP devem ser ati-
vados. A operação em tempo real monitora a ativação e atuação desses esquemas, 
geralmente efetivando a esses comandos. 
Neste trabalho, será proposta a indicação de ativação de um SEP através da 
configuração de rede real, calculada pelo estimador de estados do EMS. Objetiva-se 
mostrar que a ativação utilizando análises online pode ser mais eficiente que a ati-
vação programada, com fatores de sensibilidade baseados em casos base preditivos. 
2.3.1 P lane jamento da Operação de Sistemas 
A elaboração de estudos elétricos para avaliar as condições de operação dos sis-
temas elétricos é realizada afim de identificar as situações críticas de atendimento 
à carga e indicar soluções compatíveis dentro dos limites de operação para uma 
determinada rede. Esses estudos são realizados a nível de planejamento nos ISO e 
levam em conta a previsão de carga, os dados hidrometeorológicos, os equipamentos 
de transmissão e geração previstos para entrada em operação e as intervenções pro-
gramadas na rede nos dias tratados, a partir desses dados e do custo de operação 
das usinas disponíveis para despacho, programa-se a operação. 
Os métodos e critérios de planejamento dos ISO norteiam a filosofia de expan-
são dos sistemas e as políticas de planejamento eletroenergético. Em ambiente de 
planejamento dos sistemas de transmissão, o principal critério adotado é o crité-
rio "N-1". Essa metodologia se traduz no dimensionamento da rede elétrica de tal 
forma que a ocorrência da saída de serviço de qualquer componente do sistema 
14 
possa ser suportada sem necessidade de ajustes no ponto operativo característico 
das condições normais de operação, como introduzido no item 2.1.2. De maneira 
que não seja necessários redespachos de geração, reconfigurações da rede, mudança 
de "taps" de transformadores (exceto aqueles dotados de LTC) e, principalmente, 
sem necessidade de cortes de carga. 
Neste ambiente de planejamento, é realizada a programação energética de uma 
rede com o objetivo de planejar a operação do sistema com a maior segurança 
operacional e economicidade possíveis. Por isso, as intervenções agendadas para 
aquele período são validadas e, a partir delas, as condições elétricas e energéticas 
são programadas para que a integridade dos equipamentos e as restrições existentes 
neste período sejam cumpridas. 
2.3.2 Operação em Tempo Real 
Os Sistemas de Gerenciamento de Energia (Energy Management System - EMS) 
processam as informações obtidas pelo sistema de supervisão e controle provenientes 
do sistema SCADA e geram casos base periódicos que são utilizados nos diversos 
aplicativos avançados que auxiliam nestas redefinições. A capacidade de efetuar o 
controle sobre sensores e atuadores e distribuir informações entre as estações da 
rede através de uma central de controle é fundamental para o bom desempenho e 
segurança da operação. 
Os centros de supervisão e controle em tempo real são responsáveis pelo controle 
de geração, regulação da frequência e controle dos intercâmbios e o controle de 
tensão. Para tanto, é necessário um robusto sistema de monitoramento que forneça 
ao operador informações lógicas e analógicas sobre os estados das áreas monitoradas. 
Operação em tempo real é viabilizada pelos Sistemas de Gerenciamento de Ener-
gia (EMS) [15]. Os EMS possuem um conjunto de ferramentas utilizadas para suprir 
o ISO de informações da rede, a nível de Operação em Tempo Real. Toda a rede 
de operação é monitorada através do SCADA, esses dados são insumo para todos 
os instrumentos que compõe o EMS. Essa concentração de informações éobtida por 
meio de estações remotas e processadas pelos computadores do centro de supervi-
são [9]. A melhoria dessas ferramentas de gerenciamento, aquisição e tratamento 
de dados reflete na qualidade da supervisão da rede. Dentre essas ferramentas de 
supervisão e controle, o estimador de estados [15] é capaz de fornecer um caso base 
a partir das medidas obtidas em tempo real. 
A estimação de estados é considerada uma componente fundamental dos EMS. 
O algoritmo de estimação é executado periodicamente com o objetivo de calcular os 
estados (módulo e ângulo das tensões, correntes e potências ativas e reativas) do sis-
tema de maneira adequada baseando-se nas medidas adquiridas através do SCADA, 
15 
medidas provenientes de unidades medidoras de sincronismo (Phasor Measurement 
Unit - PMU) e outras informações relevantes. Os aplicativos de estimação de estados 
exigem altas performances computacionais pois utilizam modelos de redes elétricas 
de grandes proporções. 
A estimação de estados deve prover soluções válidas, acuradas e robustas sob uma 
vasta variedade de cenários e condições de operação. A crescente dinamização dos 
mercados de energia elétrica, tem aumentado as possibilidades de aplicações dessas 
ferramentas, aumentando a exigência de resultados mais precisos, rápidos e acurados. 
No contexto de mercado, acordos financeiros são baseados na sensibilidade obtida 
pelos estimadores. Se essas sensibilidades estão incorretas ou indisponíveis, elas 
serão traduzidas em erros significativos para transições financeiras frequentemente 
de grande porte. 
Sob condições de emergência severas, o processo de estimação deve se basear em 
todos os dados confiáveis disponíveis como dados históricos, gravações e resultados 
recentes. Dessa forma, é possível monitorar os principais troncos de transmissão e 
calcular automaticamente os estados da rede em um curto espaço de tempo, para 
que as alterações sejam consideradas no cálculo. 
Assim, estimadores de estado são o ponto de partida da maioria das análises 
subsequentes de rede realizadas em ambiente de tempo real. Dentre aplicações que 
utilizam os resultados do estimador de estados como insumo, estão os processos de 
análise de contingência, cálculos de fluxo de potência ótimo e análises de segurança. 
Se o estimador falha na convergência de um resultados, o restante das análises de 
rede podem falhar ou ter seu resultado comprometido [8]. 
2.4 Discussão 
Nesse capítulo foram introduzidos conceitos de estabilidade para que os limites 
dinâmicos observados nas análises do capítulo V sejam compreendidos. Também 
foi apresentado, paralelo ao conceito de estabilidade, o conceito de segurança de um 
sistema. O atendimento aos critérios de segurança é caracterizado pela capacidade de 
um sistema suportar as contingências mais severas sem violação de nenhum critério 
operativo [1, 4, 6, 9]. 
Para quantificar a segurança de um sistema, podem-se classificar seus modos de 
operação. Os estados normal, de alerta, de emergência, extremos e restaurativos in-
dicam o nível de segurança de uma rede elétrica [7]. Para aumentar a confiabilidade 
de uma rede elétrica, frequentemente é realizada a interligação de subsistemas elé-
tricos, como é o caso do SIN. Porém, a conexão de subsistemas com características 
eletromecânicas diversas pode acarretar a propagação de distúrbios, na eventuali-
dade de uma ocorrência de grande impacto. 
16 
Portanto, para garantir que os sistemas elétricos de potência suportem os piores 
distúrbios sem que seus efeitos sejam propagados, os Sistemas Especiais de Proteção 
são implantados. Dentre as ações realizadas por esses esquemas especiais estão os 
cortes de geração, a separação de subsistemas, os cortes de carga e as alterações na 
topologia. A coordenação dessas ações deve ser realizada a nível sistêmico por um 
operador independente. 
Por isso, na maioria dos sistemas elétricos de grande porte, existe um opera-
dor responsável por coordenar os sistemas de geração e transmissão e garantir o 
atendimento a carga. Essa operação é realizada após exaustivo planejamento sob 
horizontes de longo, médio e curto prazo. Porém, os sistemas de potência se com-
portam de acordo com as necessidades dos consumidores e agentes, respondendo 
às intempéries naturais. Esse comportamento dinâmico é imprevisível e, portanto, 
os estudos realizados em ambiente de planejamento sempre estarão descolados da 
realidade vivida na operação em tempo real. 
17 
Capítulo 3 
Aspectos Básicos da Análise de 
Segurança em Sistemas de Potência 
Os sistemas de potência modernos possuem uma elevada ordem de variáveis, 
com uma resposta dinâmica influenciada por dispositivos de diversas naturezas e 
com características e respostas extremamente variadas. Então, o comportamento 
de uma rede elétrica frente a distúrbios está relacionado a topologia dessa rede e às 
condições de operação nas quais ela se encontra. Como introduzido no item 2.1.3, 
deve-se garantir que a ocorrência de uma contingência não é capaz de provocar um 
desequilíbrio contínuo que pode levar o sistema a diferentes formas de instabilidade 
[7]. 
Dessa forma, os modos de operação dos Sistemas de Potência precisam ser cons-
tantemente monitorados através das ferramentas de Análise de Segurança dos EMS. 
Através dessas ferramentas, deve-se garantir que as condições operativas do sistema 
estão atendidas frente a possíveis contingências e aos critérios de estabilidade atri-
buídos a essa rede. 
Nesse contexto, existem processos automatizados de avaliação da condição de 
segurança operativa de um sistema elétrico a partir de um ponto de operação. Sendo 
possível qualificar o modo de operação de uma rede através de Análises de Segurança, 
que podem ser análises Estáticas ou Dinâmicas. 
3.1 Análise de Segurança Estática 
As Análises de Segurança Estáticas (Static Security Assessment - SSA) são meto-
dologias que verificam os estados de tensão e fluxo de potência das barras do sistema 
após contingências. Os valores de tensão e potência calculados são confrontados com 
os limites e as possíveis violações provenientes dos fenômenos transitórios são des-
consideradas. Dessa forma, as análises de segurança estática estão relacionadas com 
18 
o carregamento máximo que pode ser transmitido para cada barra no sistema [1]. 
A partir das leis de Kirchhoff e das restrições operativas do sistema e dos equipa-
mentos que o compõe, as análises estáticas podem ser formuladas através do cálculo 
do fluxo de potência. A partir da convergência desse caso de estudo, cada distúrbio 
é aplicado a rede descrita e novamente o fluxo de potência é calculado e o resultado 
desse fluxo é avaliado em relação aos limites operativos. 
Esses distúrbios podem ser desligamentos de circuitos de linhas de transmissão, 
de transformadores, de unidades geradoras, de equipamentos de controle de tensão 
e qualquer outro elemento da rede. A comparação do ponto de operação do sistema 
com os limites de tensão e de carregamento é realizada para o sistema inicialmente 
convergido e para todas as alterações realizadas, uma por uma, para cada distúrbio 
considerado. Dessa forma, se o sistema elétrico modelado convergir para todos os 
casos e cumprir com todos os limites considerados para todos os cenários individu-
almente simulados, esse sistema é considerado seguro. 
Através dessa análise do ponto de operação do sistema em regime permanente 
pré e pós-contingência, os estudos do sistema elétrico são realizados em ambiente de 
planejamento para validação da operação nos patamares de carga estimados para o 
sistema. Se o ponto de operação pós-contingência apresenta resultado divergente, 
o sistema é considerado inseguro perante o conceito de Estabilidade em Regime 
Permanente [1]. 
Apesar da não convergência de um fluxo de potência não implicar na instabilidade 
de um sistema, quando um ponto de operação apresentar resultado divergente de 
fluxo de potência, a instabilidade pode já ter ocorrido. Dessa forma, paraobservar 
fenômenos de instabilidade nos transitórios entre esses dois pontos de operação, uma 
análise de segurança dinâmica deve ser realizada. 
3.2 Análise de Segurança Dinâmica 
Os estudos realizados na metodologia de Análise de Segurança Dinâmica (Dy-
namic Security Assessment - DSA) objetivam avaliar o comportamento do sistema 
do período transitório, que se inicia na aplicação do defeito, passando pela sua eli-
minação, indo até o novo ponto de operação em regime permanente, obtido ao final 
da simulação. Portanto, esse tipo de análise é todo realizado no domínio do tempo, 
sendo viável avaliar, através dele, diversos requisitos de estabilidade. 
Para cumprir os critérios de amortecimento, estabilidade, tensão, frequência e 
fluxo nos equipamentos integrados a essa rede, os estudos dinâmicos devem cumprir 
uma estrutura de análise que abrange Análises de Transitório (Transient Security 
Assessment - TSA), de Tensão (Voltage Security Assessment - VSA) e de Pequenos 
Sinais (Small-Signal Stability Assessment - SSSA), [1, 7, 15]. Esses estudos conside-
19 
ram portanto a variação da tensão e da frequência, o carregamento de cada circuito, 
a resposta das unidades geradoras, dos compensadores síncronos e estáticos, regula-
dores de tensão e de velocidade, falhas de comutação em elos HVDC, entre outros 
fenômenos. 
Para que todos esses eventos sejam considerados, uma modelagem matemática 
muito mais fiel dos equipamentos dessa rede é necessária. A representação dos 
equipamentos com mais precisão, a simulação no domínio do tempo e a utilização 
de métodos numéricos de integração exige um esforço computacional muito superior 
ao exigido nas análises estáticas. 
Para que esse tipo de análise se tornasse viável nos centros de controle dos ISO, 
é necessária a utilização da integração com passo e ordem variáveis e o processa-
mento distribuído. Esses métodos promovem simulações mais rápidas sem perda de 
precisão nos resultados [8]. 
Historicamente, as Avaliações de Segurança eram realizadas somente em am-
biente de Planejamento da Operação, o que a literatura técnica classificava como 
estudo offline [1, 7], cálculos desassociados dos sistemas de supervisão e controle de 
tempo real. Essas ferramentas utilizam pontos de operação criados a partir das pre-
visões de carga e geração para aqueles cenários. E permitem que os analistas possam 
avaliar as grandezas de um sistema em diferentes pontos de operação escolhidos em 
condições normais e em situações de emergência. 
Com a crescente evolução da capacidade computacional e a melhoria dos Esti-
madores de Estado, essas análises se tornaram viáveis em ambiente de Operação em 
Tempo Real, esse tipo de análise pode ser classificado como Análise de Segurança 
Online. 
Para sistemas elétricos de grande porte, o número de contingências prováveis é 
proporcional ao seu tamanho, fazendo-se impossível a análise do impacto de todas os 
eventos para todos os cenários em ambiente de planejamento. Por isso, atualmente, 
para considerar a sensibilidade dos equipamentos em relação a indisponibilidades 
previstas de outros são utilizadas restrições operativas de fluxo de potência ativa. 
São realizados estudos em ambiente de planejamento para o sistema previsto para 
aqueles períodos e, a partir desses estudos, são dimensionadas as ferramentas de 
supervisão, como as inequações. 
Porém os limites operacionais computados offline para um determinado grupo 
de cenários não necessariamente aplicam-se a todas as outras condições operativas 
possíveis do sistema, dado que a alteração da topologia de uma rede altera a sensi-
bilidade dos equipamentos frente a desconexão dos outros. Isso acontece porque os 
limites de estabilidade são uma propriedade local dos vetores de estado do sistema, 
para cada nova solução do conjunto de equações que descreve o sistema, há um 
limite de estabilidade diferente. 
20 
3 . 3 O Organon 
O programa Organon é um sistema de avaliação da segurança de sistemas de 
potência aplicado tanto a problemas de natureza estática, quanto de natureza di-
nâmica. Esse sistema emprega computação de alto desempenho e algoritmos com 
grande robustez numérica, possibilitando uma modelagem detalhada da rede elétrica 
em ambiente de processamento distribuído. 
O programa disponibiliza, uma interface gráfica amigável integrada a recursos 
para a realização de estudos de regime permanente, transitórios eletromecânicos 
e avaliação de segurança. Como exposto no item 3.2, a técnica de processamento 
distribuído é um dos recursos do Organon que viabiliza a realização de análises de se-
gurança dinâmica. Desse modo, o software divide os cálculos entre os processadores 
do computador ou dos computadores utilizados e, através desse artifício, consegue 
apresentar os resultados em um tempo suficientemente curto para utilização em 
ambiente de operação. 
Por isso, esse aplicativo computacional pode ser utilizado tanto em estudos de 
planejamento e de programação da operação quanto em ambiente de operação em 
tempo real. Diversas ferramentas são oferecidas para que o processo de análise seja 
facilitado, como o cálculo de função energia, avaliação modal, obtenção do ponto de 
máximo carregamento do sistema, dentre outras. Outras grandes funcionalidades são 
possibilitadas pela distribuição do processamento dos cálculos do Organon, como a 
construção dos nomogramas a partir da avaliação de segurança estática ou dinâmica. 
A interface gráfica desse sistema de possui recursos do tipo menus, gráficos, planilhas, 
caixas de diálogo e as seguintes ferramentas de análise: 
• Fluxo de Potência; 
• Fluxo de Potência pelo Método Dinâmica Sintética; 
• Análise de Contingências em Regime Permanente; 
• Análise de Sensibilidade em Regime Permanente; 
• Fluxo de Potência Continuado; 
• Simulação Dinâmica (Transitórios Eletromecânicos de Curto, Médio e Longo 
Prazo); 
• Análise de Contingências Dinâmicas; 
• Avaliação Modal de Simulações no Tempo; 
• Determinação de Regiões de Segurança Estática; 
21 
• Determinação de Regiões de Segurança Dinâmica. 
A apresentação da região de segurança como um nomograma é uma ferramenta 
de visualização poderosa para a análise de segurança, com grande apelo tanto no 
ambiente de operação quanto nos processos relacionados ao planejamento da opera-
ção. Este trabalho utiliza a ferramenta de Determinação de Regiões de Segurança 
Dinâmica oferecida pelo Organon, diante disso, somente a filosofia de estruturação 
desses estudos será abordada nesse trabalho. 
3.4 Avaliação de Segurança Dinâmica no Organon 
O programa Organon permite a modificação de uma série de parâmetros, opções 
e critérios relacionados às simulações dinâmicas, estáticas e às regiões de segurança. 
Essa facilidade de customização, os métodos matemáticos robustos e velocidade de 
cálculo produzem uma ferramenta de Análise de Segurança muito conveniente: os 
nomogramas. 
A partir de uma análise dinâmica do sistema, é possível avaliar a segurança ope-
rativa de uma rede e o cumprimento de suas restrições para as piores contingências 
nesta rede [1]. A necessidade da realização de avaliações de segurança online é reco-
nhecida para que os sistemas elétricos de potência operem em segurança em todos 
os cenários possíveis de despacho e configuração da rede [8, 16]. 
Os nomogramas são ferramentas visuais que quantificam a vulnerabilidade de 
redes elétricas a perturbações. São realizadas em ambiente de planejamento da 
operação para validar despachos de geração, desligamentos programados e sistemas 
especiais de proteção, também podem ser utilizados nos estudos de expansão da 
transmissão [17]. 
O conceito de região de segurança foi criado a fim de apresentar uma visualização 
do estado de operação da rede e dos pontos (estados) aos arredores deste ponto de 
operação. Uma região de segurança é construída a partir de um sistema elétrico 
modelado e com seus estados (valores de tensão, corrente, potências e ângulos) 
convergidos. Para estudar uma área elétrica, énecessário arbitrar grupos de geração 
para construção de eixos cartesianos. 
3.4.1 Os Grupos de Geração 
As Regiões de Segurança são gráficos tridimensionais que mostram toda a região 
de operação segura de um sistema submetido a uma divisão em três grupos de 
geração. Logo, inicialmente, ponto de operação é posicionado sob um eixo cartesiano 
formado pelos três grupos de geração descritos por G1, G2 e G3. O emprego de 
três conjuntos permite que seja investigada grande parte dos cenários de geração 
22 
de interesse, um número superior exigiria uma performance computacional maior e 
dificultaria a análise visual dos gráficos [18]. 
Grupo 1 
Grupo 2 
Figura 3.1: Plano definido em relaçao aos grupos de geraçao [1] 
Após a convergência do ponto de operação, mediante cálculo de fluxo de potência, 
são efetuadas variações de geração ativa nos três grupos geradores em direções radiais 
em torno deste ponto. Para cada direção, a geração dos grupos é alterada e é 
solucionada uma lista de contingências até que seja alcançado um limite de segurança 
ou que se esgote a capacidade de elevação ou diminuição de um dos grupos. 
O redespacho entre esses grupos de geração produz um plano no eixo cartesiano 
produzido pelos grupos de geração, pois o somatório da geração desses três grupos 
deve ser mantido constante, já que o caso não tem sua carga variada. A região de 
segurança é calculada a partir da excursão do despacho desses grupos ao redor do 
ponto de operação inicial através do cálculo do fluxo de potência e do cálculo de 
estabilidade para cada ponto discretizado [19]. 
No contexto da utilização da Análise de Segurança Dinâmica Online, a partir do 
caso base do Estimador de Estados do EMS [15], o Organon identifica o ponto de 
operação da rede em relação a três eixos cartesianos, esses eixos são construídos a 
partir do agrupamento de barras geradoras que impactam no sistema monitorado. 
Os grupos de geração G1 e G2 são os grupos de injeção de potência ativa que 
mais impactam o fluxo nos equipamentos presentes entre as barras definidas para 
aquela região. As unidades geradoras são agrupadas pois seu despacho contribui para 
o carregamento desses equipamentos com o mesmo impacto, caracterizando assim 
uma oposição entre as influências do G1 e do G2 no carregamento dos equipamentos 
23 
desta rede. O grupo G3, funcionando como swing dessa região, é aquele capaz de 
compensar a variação da geração nos grupos G1 e G2 [18]. 
Baseado no ponto de operação do sistema descrito pelo caso base produzido pelo 
estimador de estados, são simuladas contingências e o Organon avalia, para cada 
contingência, os estados do sistema em relação aos limites de operação cadastrados. 
Através dos cálculos de fluxo de potência, os despachos entre os três grupos geradores 
são variados e, para cada conjunto de despachos, o estado do sistema é determinado 
em relação a estes limites. O grupo de contingências simuladas é constituído pelas 
contingências prováveis para o sistema tratado no estudo. 
Figura 3.2: Interseção dos Limites de Segurança de cada Contingência 
Portanto, os Nomogramas são resultados da Análise de Segurança calculada pelo 
software, esses gráficos são projeções ortogonais da Região de Segurança nos planos 
formados pelos três grupos de geração agrupados em G1, G2 e G3. 
3.4.2 Os Nomogramas 
As informações do sistema num dado ponto de operação em relação aos limites 
de geração e de segurança dos equipamentos são entregues ao usuário através dos 
nomogramas. Essas figuras são projeções da região tridimensional calculada sobre 
esses três eixos cartesianos dos grupos de geração a partir das análise de contingên-
cias de uma lista de eventos. 
24 
No nomograma também são representados os pontos onde os limites de tensão, de 
carregamento e de estabilidade são violados para aquela rede dadas as contingências. 
A Figura 3.3 exemplifica essa ferramenta visual e os diferentes limites demarcados 
nele. Esses limites podem ser representados graficamente por contornos e regiões 
customizáveis pelo usuário, como exemplificado na Figura 3.3. Neste trabalho, os 
pontos de operação são interpretados segundo a legenda: 
• Cruz em vermelho: ponto de operação inicial; 
• Região em verde escuro: estados de operação segura; 
• Região em amarelo: estados de operação nos quais, na ocorrência de um 
evento, algum equipamento da rede será submetido a sobrecarga; 
• Região em vinho: estados de operação instável; 
• Região hachurada: estados de operação onde, na ocorrência de um dos eventos 
previamente listados, ocorrerá a atuação de um SEP também modelado no 
Organon; 
• Contorno verde claro: a partir desse limite, de dentro para fora, o sistema 
opera com violação dos limites de tensão na ocorrência de um dos eventos 
listados; 
• Contorno vermelho: a partir desse limite, de dentro para fora, o sistema se 
configura como potencialmente instável. 
Para exemplificar a interpretação dos resultados de uma região de segurança feita 
pelo Organon, foi criado um nomograma de exemplo, como ilustrado na figura 3.3. 
A exploração da vizinhança do ponto de operação inicial é realizada para um 
número de direções definida pelo usuário, entre 4 e 40 direções. As contingências 
monitoradas para uma área devem ser sempre as mais severas, de modo que, se a 
rede é capaz de atender a todos os critérios na ocorrência desses defeitos, ela será 
capaz de suportar quaisquer outras faltas mais simples. 
Dessa forma, para que o Organon faça uma Análise de Segurança de um sistema 
elétrico, devem ser atribuídas as barras e os eventos a serem monitorados, para que 
o software calcule o estado do sistema caso cada uma dessas contingências descritas 
como eventos aconteça. Esses cálculos são realizados para o ponto de operação 
inicial e para outros diferentes pontos de operação, pontos estes excursionados para 
as direções onde há uma variação mais impactante da geração sob o comportamento 
do sistema. 
As contingências simuladas são aquelas previstas no procedimento de rede ou 
qualquer outra que seja pertinente a sua simulação. A maioria dos ISO do mundo 
25 
Legenda para interpretação dos nomogramas 
Contornos 
- • - Violação de Tensão 
Violação de UDV ou 
Critérios Dinâmicos 
Áreas 
• Sem Sobrecarga 
I I Com Sobrecarga 
• Inseguro 
i H Corte de Carga ou SPS 
Limites Segurança 
O Instável / Divergente 
• Ponta do Nariz 
V Convergência 
• Distância máxima 
• Geração 
busca atender o Critério "N-1", introduzido em 2.3.1, porém, para equipamentos 
como transformadores e linhas de transmissão que compartilham vão nos barra-
mentos das subestações ou circuitos de linhas de transmissão que compartilham as 
mesmas estruturas em torres, a perda dupla ou tripla é considerada nos estudos 
[8, 12]. 
Como exposto no item 3, as análises de segurança podem ser de natureza estática 
ou dinâmica. Nas regiões de segurança estática, são verificadas violações de máximo 
carregamento de circuitos e equipamentos, limites de tensão e de faixas operativas. 
O limite de segurança para a região estática representa a não convergência no cálculo 
do fluxo de potência para pelo menos uma contingência da lista. 
De outro modo, nas construção de regiões de segurança dinâmica, além desses 
critérios, também são verificadas violações de caráter dinâmico, como por exemplo: 
oscilação de tensão, afundamento de tensão no primeiro e segundo swings, máxima 
variação angular das máquinas, sobrefrequência e subfrequência, dentre outros cri-
térios estabelecidos no Submódulo 23.3 dos Procedimentos Rede [12]. O limite de 
segurança para a região dinâmica indica a ocorrência de instabilidade do ponto de 
operação na simulação, para pelo menos uma contingência listada. 
Além disso, nas análises de natureza estática e dinâmica os critérios de limite de 
geração, de convergência do método de fluxo de potência continuado e do ponto de 
máximo carregamento (curva P-V) são iguais nos processos do Organon. 
Grupo 1 
Figura 3.3: Nomograma exemplo 
263.5 Metodologia para Avaliação de Segurança Di-
nâmica 
O Organon oferece a ferramenta de Avaliação de Segurança Dinâmica - Dynamic 
Security Assessment. Essa ferramenta pode ser executada no ponto de operação 
do sistema descrito no caso base e para outros pontos de operação calculados em 
relação aos grupos de geração arbitrados pelo usuário. 
A Avaliação de Segurança precisa ter uma fundamentação na escolha dos grupos 
de geração, nas contingências a serem analisadas e nos fenômenos a serem modelados, 
como a possibilidade de representar os Sistemas Especiais de Proteção que atuam 
nessa área do sistema. Dessa forma, são necessários dados de rede disponibilizados 
por um caso base de referência. Esse caso base pode ser proveniente dos dados 
obtidos em tempo real, caracterizando um estudo online, ou casos produzidos em 
ambiente de planejamento da operação, como exposto em 3.2. 
A lista de contingências para análise deve ser alinhada com os critérios adota-
dos pelo ONS. Segundo seu Procedimento de Rede, é necessário escolher as perdas 
simples mais graves e prováveis de ocorrer, considerando o "Critério N-1"[12]. A 
possibilidade de perdas duplas e triplas deve ser considerada para equipamentos que 
compartilham torres de transmissão, disjuntores e vãos em alguns barramentos. 
Nos sistemas elétricos de grande porte, como o SIN, é necessário observar as áreas 
elétricas separadamente, para que seja viável uma análise mais precisa dos limites 
violados e para reduzir o tempo de cálculo de todos os fenômenos em ambiente 
de operação em tempo real. Dessa forma, as regiões de segurança são construídas 
para uma área geoeletricamente próxima e as violações relatadas pelos nomogramas 
devem ser somente dos equipamentos conectados as barras dessa área elétrica. Por 
isso, inicialmente, o Organon precisa receber os dados de quais barras monitorar. 
Quanto a divisão dos grupos de geração, é recomendado um estudo de sensibi-
lidade do despacho de cada barra de geração sobre os circuitos e transformadores 
contingenciados individualmente. A relação entre o aumento do carregamento nesses 
equipamentos e o aumento de geração de potência ativa em cada barra de geração 
é importante para que os grupos de geração sejam divididos de maneira coerente. 
A contribuição do grupo 1 no carregamento desses equipamentos deve ser oposta 
a contribuição do grupo 2 e o grupo 3 precisa ser de barras de geração que não 
sensibilize essa área elétrica, como exemplificado na figura 3.4. 
Tratando-se de sistemas elétricos complexos, como o sistema brasileiro, é nor-
mal que a escolha dos grupos de geração não seja perfeita para todos os eventos 
modelados nas áreas elétricas tratadas. Esse problema pode ocorrer quando não se 
consegue definir três grupos de redespacho de geração para compor os eixos cartesi-
anos de maneira que suas contribuições para todas as contingências analisadas seja 
27 
1 
Figura 3.4: Exemplo genérico de divisão dos grupos de geraçao 
compatível. 
Nos casos onde determinados ramos não têm seu carregamento sensibilizado com 
as combinações de geração dos Grupos 1, 2 e 3, as regiões de segurança produzi-
das não apresentarão redepachos que eliminem essas violações, caso elas ocorram 
[1]. Outro caso possível é aquele onde um mesmo evento pode ser influenciado de 
maneiras opostas por usinas colocadas no mesmo grupo de redespacho, pois, como 
o despacho de geração irá elevar ou reduzir simultaneamente a geração em todas as 
usinas de um mesmo grupo, a região de segurança não vai apresentar uma solução 
para as violações geradas por essa contingência. 
Outro recurso muito útil para análises de segurança em um sistema elétrico é 
a possibilidade de modelagem dos esquemas de proteção sistêmicos, os Sistemas 
Especiais de Proteção. O recurso de hachura, disponível no Organon, foi pensada 
principalmente para modelar os SEP, mas pode ser utilizada pelo usuário tanto para 
modelagem de ações de proteção, quanto para sinalizações de outras variáveis [11]. 
Esse recurso, viabilizado pelo arquivo com extensão *.sps foi amplamente uti-
lizado nesse trabalho de duas maneiras, a primeira para mostrar o ganho da sina-
lização do SEP estudado na avaliação da segurança do sistema e o segundo para 
mostrar a habilitação do SEP. 
3.6 Discussão 
Para operação de alguns subsistemas do SIN, são utilizadas regiões de segurança 
pautadas na análise de contingências dinâmicas online. Por isso, a apresentação 
28 
dos aspectos centrais da metodologia de construção de uma ferramenta de análise 
de segurança de sistemas elétricos de potência foi realizada. Essa ferramenta foi 
introduzida para que a interpretação dos resultados apresentados no capítulo 5 seja 
possível. 
As análises chamadas dinâmicas, que consideram os transitórios dos fenômenos 
estudados, são mais abrangentes do ponto de vista de avaliação dos critérios de segu-
rança por observarem os fenômenos de estabilidade eletromecânica. Para construir 
uma região de segurança dedicada a uma área elétrica, é necessária a realização de 
estudos de sensibilidade dos circuitos desta área frente a variação de potência ativa 
nas usinas do sistema. A escolha coerente dos grupos de geração reflete na possibi-
lidade dos nomogramas apresentarem de maneira visualmente confortável soluções 
para as violações calculadas. 
A apresentação da legenda visual utilizada na construção das regiões de segu-
rança calculadas para esse estudo foi apresentada a fim de viabilizar o entendimento 
dos nomogramas do capítulo 5. No apêndice A, são apresentados os arquivos de 
texto utilizados nas avaliações de segurança dinâmica no Organon. 
29 
Capítulo 4 
Estudo de Caso 
No contexto do Sistema Interligado Nacional, a diversidade da matriz elétrica 
brasileira e dos equipamentos exige um grande dinamismo na tomada de decisões. 
A integração de todos os equipamentos conectados a rede básica de operação do 
sistema é viabilizada pela divisão dessa rede em subsistemas Sul, Sudeste/Centro-
Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte [3]. Cada um desses subsistemas é 
coordenado em um centro de operação e, para cada centro há uma divisão de áreas 
elétricas baseadas principalmente na divisão dos estados. 
A integração de áreas elétricas distintas, com perfis de geração e consumo dife-
rentes, frequentemente com equipamentos com características diferentes é um dos 
principais desafios do Operador Nacional. A observação dos Procedimentos de Rede 
por parte dos agentes é importante para que o SIN seja operado em segurança. 
Para que a integração de áreas tão diversas seja possível, com o principal objetivo 
de evitar a propagação de defeitos, foram criados Sistemas Especiais de Proteção. 
Com um conjunto de esquemas de proteção sistêmicos, as áreas elétricas podem ser 
separadas no caso de uma instabilidade ou colapso de tensão. 
Os Sistemas Especiais de Proteção são ferramentas automáticas de controle e 
proteção que permitem a utilização adequada dos sistemas de geração, transmis-
são e distribuição. Como introduzido no item 2.2, sua utilização proporciona maior 
confiabilidade à operação do SIN, evita que perturbações possam levar o sistema a 
perda de estabilidade ou a colapso de tensão e aumenta a segurança elétrica opera-
cional do SIN, diminuindo a possibilidade de ocorrência de perturbações de grande 
porte ou restringindo a área de abrangência dessas perturbações. 
Os operadores independentes do sistemas, com o objetivo de garantir a estabi-
lidade dos sistemas elétricos, projetam SEP capazes de cortar carga, redespachar 
geração e alterar a topologia da rede a fim de manter a integridade da maior parte 
da rede sob sua responsabilidade. O corte de geração é realizado para amenizar o im-
pacto de distúrbios que afetam os equipamentos em dois possíveis cenários: cenários 
onde as unidades geradoras das usinas sobrecarregam algum elemento remanescente 
30 
de uma contingência ou nos casos em que as unidades geradoras tratadas não são 
capazes de desacelerar