ASPECTOS RELATIVOS À INTERAÇÃO DE ANGRA I
CO~ O SISTEMA FURNAS
Lourença Francisca da Silva
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE P6S-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÂRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CI~NCIAS (M.Sc.)
Aprovada por:
OLIVEIRA
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL OUTUBRO DE 1982
SILVA, LOURENÇA FRANCISCA DA
lI. TtTULO (série)
SILVA, LOURENÇA FRANCISCA DA
Aspectos Relativos ã Iteração .. FURNAS {Rio de Janeiro} 1982.
p. 29,7cm (COPPE-UFRJ, c1ear,1982).
de Angra I com o Sistema M. Sc., Engenharia Nu-
Tese - Univ. Fed. Rio de Janeiro. Fac. Engenharia 1. Confiahi1idade das Fontes Alternativas, Capacidade e Desempenho de Angra I.
I. COPPE/UFRJ II. TITULO (série)
AGRADECIMENTOS
Os meus mais sinceros agradecimentos ao profes- sor ARNALDO ALOIsIO TELLES RIBEIRO pela boa orientação e dedi cação que me dispensou durante a elaboração deste trabalho· e também a todos da ASEN - Assessoria de Energia Nuclear (ELETRO- BRÂS), pelo apoio e meios materiais que me propiciaram.
Sou grata ainda a ELETROBRÂSaos engenheiros
A'l!
LE ALBERTO MUNI Z, JAMES LUNA BOLIVAR, LEE KING e MARCUS SHILLING, sem a ajuda dos quais este trabalho não seria realizado.
Sou grata a todos os professores do Programa de Engenharia Nuclear da COPPE, que contribuiram para a minha for- mação, a CNEN e ao CNPq pela bolsa de estudos oferecida durante a preparação deste trabalho.
Dedico·
 minha família e
Arnaldo Aloísio Telles Ribeiro (in memorian)
RESUMO
Este trabalho estuda os seguintes aspectos rela- tivos à interação de Angra I com o sistema FURNAS:
- confiabilidade das fontes alternativas, sistemas de SOOkV, l38kV e geradores diesel de emergência;
- capacidade de operação de Angra I e desempenho da mesma e das futuras usinas Angra 11 e 111.
No primeiro ítem depois de analisados o sistema FURNAS.e os principais sistemas de Angra I em especial o siste- ma elétrico, foi feito o cálculo da confiabilidade de cada fon- te separadamente e agrupadas. No cálculo da confiabilidade do sistema de SOOkV foi utilizado o programa Confiabilidade de Sis tema de Transmissão (CST-ELETROSUL) e nos demais cálculos
a
teo ria de Ârvore de Falha; resultando em um número representativo do valor aproximado da confiabilidade das fontes alternativas referentes as considerações feitas.No segundo ítem, foram verificadas certas limita çoes na capacidade de operação de Angra I, devendo a usina ope- rar em carga base por motivos de segurança. Para a determina- çao de fatores que definem o desempenho de uma usina FDIS, FCON, FINP e FIP foram tomados como base trabalhos já realizados pela ELETROBRÂS Centrais Elétricas S.A., implementados com dados mais recentes sobre operação de usinas nucleares PWR. Foi utilizado o programa STATISCAL PACKAGE FOR THE SOCIAL SCIENCES (SPSS) para obtenção destes fatores referentes a usinas do porte de Angra ~ 11 e 111. Com os valores obtidos e com a teoria de Capacidade Estática de Geração foram oomposUffi Curvas de Permanência de car ga para a Unidade I e para as três unidades agrupadas da CNAAA.
ABSTRACT
This work studies the following aspects related to the interation of the Angra I Power Plant wi th the FURNAS e- lectric network:
- reliability of alternative sources, SOOkV and l38kV and emergency diesel gerators;
systems
- operation capacity of Angra I and performance of Angra I and the futures power plants Angra 11 and 111.
In thefirt part, after the FURNAS network and the main systems.of the Angra I Power Plant (speciallythe elec trical system) have been analysed, the reliabili ty foreach sour ce was computed separately and then the results lumpe~ together.
The reliability computation for the SOOkVsystem was done empl~
ing the computer code CST-ELETROSUL (Reliabili ty of Transmission System) and for the remaining computations the Fault Tree Teory was used, resulting in a number that represents the approximate value of the alternative sources, referring to the assumed con- siderations.
In the second part, some limitations in the ope- ration capacity of Angra I were verified, suggesting that the power plant should operate in base-load for safety reasons. In order to determine the factors that define the performance of a Nuclear Power Plant, FDIS, FCON, FINP and FIP, the works already accomplished by Centrai.s Elétricas Brasileiras S/A - ELETROBRÂS were taken as a basis and were implimented with more recent da-
ta about operation of the Nuclear Power Plant PWR.
The computer code SPSS (STATISCAL PACKAGE FOR THE SOCIAL SCIENCES) was utilized for obtaining the factors concer- ning to Power Plant with the capacity of Angra I, 11 and 111.
From the obtained valves and with the Static Generation Capaci- ty Teory, were composed the Load Permanency Curves for the uni- ty I and for the three unities lumped together in the CNAAA sit~
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO 2. SISTEMA FURNAS
2.1 Descrição do Sistema 2.2 Critérios de operação 3. USINA NUCLEAR ANGRA I
3.1 Descrição geral e principais sistemas 3.2 Descrição do sistema elétrico
4. CONFIABILIDADE DAS FONTES ALTERNATIVAS DE POT~NCIA DE ANGRA I
4.1 Introdução
4.2 Cálculo da confiabi1idade do sistema de potência externo
4.2.1 Introdução
4.2.2 Cálculo da Confiabilidade
4.2.2.1 Cálculo da Confiabilidade Sistema 500kV
4.2.2.2 Cálculo da Confiabilidade Sistema 138kV
4.2.2.3 Cálculo da Confiabilidade Sistema 500kV e 138kV, juntos
4.3 Cálculos da confiabilidade das fontes alternativas 5. CAPACIDADE DE OPERAÇÂO DE ANGRA I E ESTIMATIVA DE DESEM
PENHO DAS UNIDADES I, II e III DA CNAAA 5.1 Introdução
5.1.1 Tipos de operação
5.2 Capacidade de operação de Angra I
5.3 Estimativa do desempenho de Angra I, II e III 5.3.1 Estimativa do fator de disponibilidade 5.3.2 Estimativa do fator de confiabilidade 5.3.3 Estimativa do FIP e FINP
pág.
01
·02 02 06 11 11 21
35
35 35 42 43 48 50 52
54 54 54 57 59 61 72 72
5.4 Capacidade estática de geração e curva de perm~
nência de carga para Angra I, 11 e 111 5.4.1 Introdução
5.4.2 Capacid~de estática de geração e curva de permanência de carga para Angra I
5.4.3 Capacidade estática de geração e curva de permanência de carga para Central CNAAA 6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
REFERENCIAS ANEXO 1
1.1 Listagem dos casos analisados pelo' CST 1.1.1 Tempo Bom
1.1.2 Tempo adverso
1.1.3 Tempo adverso com a perda dê 2 LT's 1.2 Cálculo teórico-árvore de falha
pago 73 73 74
75 81 83 88 88
110
ANEXO 2 114
2.1 Dados de entrada do cálculo da disponibilidade 114
2.2 Cálculo de regressão 122
ANEXO 3 135
3.1 Dados de entrada da confiabilidade 135
3.2 Cálculos de regressões 194
1. INTRODUÇÃO
Com a entrada em operação da unidade 1, da Central Nuclear Almirante Alvaro Alberto (CNAAA-l), ou simplesmente An- gra I, -ao longo deste trabalho, inicia-se no Brasil a geraçao nu clear.
Até a operaçao das primeiras máquinas de 700Mw de Itaipu,. o conjunto turbo-gerador de ~ngra I, figura por larga margem, como a maior unidade do sistema elétrico interligado na- cional, o que traz implicações para os requisitos de reserva de~
te. Futuramente. esses requisitos tornarão a ser majorados com a entrada das unidades nucleares·do Acordo Brasil-Alemanha.
Na impossibilidade de relizar um tratamento comple- to, que seria por demais extenso, o ·presente trabalho aborda al- guns dos pontos julgados importantes. para .a segurança e garantia de suprimento, tendo em vista.a presença das ·unidades nucleares de Angra dos Reis no sistema elétrico de FURNAS.
Um dos pontos considerados importante é a confiabi- lidade da alimentação externa a Angra I, (nas centrais nuclea- res seguintes, com a evolução do sistema a confiabilidade será presumivelmente maior), o que é tratado no capítulo 4. Para exe- cução dessa tarefa foi necessário estudar o sistema elétrico de FURNAS, aqui sumarizado no capítulo 2, e o de Angra I, discu- tido no capítulo 3.
Um outro aspecto é o que diz respeito a capacidade de operação de Angra I e aos requisitos de reserva de energia e ponta do sistema-elétrico. Neste particular foi realizado um estudo estatístico com base nos dados de performance de operação de usinas PWR existentes no mundo, chegando-se as expectativas de performance de Angra I, II e II1 e curva de Permanência de car ga para a CNAAA. Esses aspectos são discutidos no capítulo 5.
2 SISTEMA DE FURNAS
2.1 Descrição do Sistema
FURNAS - Centrais Elétricas S.A. é uma das maio- res empresas concessionárias de Energia Elétrica no país. Ela é responsável pela maior parte do suprimento de energia das re- giões Sudeste e Centro-Oeste.
Dados recentes (18) mostram que cerca de 30% da energia consumida durante a última década nas regiões acima foi fornecida por FURNAS, figo 2.l~
1 0 0 . . - - - . - 1 0 0
80 ao
SUPRIMENTO DE OUTRAS EMPRESAS
60 60
% %
40 40
I I
1III
I20 20
O...
76 77 78 79 80 O
Fig.2.1 - Suprimento de Energia - Reg.Sudeste e Centro-Oeste FURNAS se preocupa mais com a geração e transrnis- sao de energia, que é vendida a algumas concessionárias, e es- tas distribuem energia aos consumidores.
Para 1982 foi prevista uma potência instalada de 8.l07MW, com a entrada em operaçao comercial de 69 e última uni-
dade da usina hidrelétrica de Iturnbiara e da Nuclear Angra I.Sem as duas o sistema alcança uma capacidade de 7.1l9MW, conforme figo 2.2 e relação abaixo, o que corresponde a 23,5% (18, 19) da capacidade total instalada no país.
MW
o
HIDRELÉTRICA• TÉRMICA CONVENCIONAL
-
~-
6000
5000
4000
3000
2000
63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74
Fig.2.2 - Capacidade Instalada
1000
•
75 76 77 78 79 80 O
As usinas que compõe o sistema FURNAS sao:
- Hidrelétricas
FURNAS Estreito Funil
Porto Colômbia
Mascarenhas de Moraes Marimbondo
Itumbiara
Potência Instalada
(MW) 1.216 1.050 216 320 476 1.470 1.735
- Térmica (a óleo)
Santa Cruz são Gonçalo Campos
Potência Instalada
(M~v)
600 36 30
o
custo de geraçao do sistema é minimizado pela minização da geraçã~ ·térmica que é apenas mantida visando a munu tenção dos critérios de garantia de suprimento, estabelecido pelo GCOI (ver item 2.2)~ A figo 2.3 apresenta as gerações hidráulica e térmica do sistema FURNAS entre 1976 a 1980.GWh 30000
76
TOTAL_
HIDRÁULICAc:::::J
TÉRMICA
.mmm
77 78 79 80
25000
20000
15000
10000
5000
Fig.2.3 - Geração Hidráulica e Térmica de FURNAS - 76 a 80
Está previsto para os próximos anos um aumento no parque gerador de FURNAS, incluindo a construção das nu- cleares de Angra II e III com capacidade de l.300MW cada.
As linhas de transmissão (LTs) , num total de 9.000km, conduzem em alta e extra-alta tensão: 138kV, 230kV,345kV e 500 kV.
Com o intercâmbio Sul e Sudeste e através da Usina Hidrelétrica de Itaipu será agrupado no sistema FURNAS, dois cir cuitos de 550kV em corrente contínua e três circuitos de 750kV em corrente alternada.
Será a primeira experiência de transmissão em cor- rente continua no Brasil •
A--:figura 2.4 mostra a localização das usinas, LT's e Subestações atuais, que compõe o sistema, bem como as previ- sões futuras.
PARAGUAI
....' :....':....
· . 0 ' 0
~ '. . ~.
o
Usinas Usinas em construção ou programoçc5o
• Subestações
• Subestações em construç(lo ou programaçõo
_ _ _ o L T 750 kV
___ L T 550 kV De
_ L T 500 kV
_ L T 350 ou menos
Fig.2.4 - Localização do Sistema FURNAS
A demanda máxima instantânea do sistema em (18) foi de 5.254MWh/h e cresceu 9% em relação a do ano
(fig. 2.6).
c:::J POT~NCIAINSTALADA (MW)
Ilill.m DEMANDA MÁXIMA INSTANTÂNEA ( MW/h)
1980 de 1979.
-
I I
, -
I -
1I
1I1
1 I -
li
I
I1-
I- II -
I I
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
o 14/10
1976
31/10
1971 11/05
1979
25/10 1979
19/11 1980
7000
6000
5000 4000 3000
2000
1000
o
Fig.2.6 - Demanda Máxima instantânea
o sistema FURNAS está ligado diretamente com ou tras empresas como: CESP, ELETROSUL, CHESF, CEMIG, ELETRONORTE.
Para compra e venda de energia. e operação integrada.
2.2 Critérios de Operação
Todo o sistema elétrico de FURNAS é comandado e supervisionado pelo Centro de Operação que fica na sede da com- panhia.Ele controla o nível de geração de todas as usinas e su- pervisiona o sistema de transmissão pelos computadores.
Devido as diferentes áreas em que o sistema de FURNAS atua, foi necessário a regionalização da operação do sis- tema em: Despacho Central e 3 Despachos Regionais.
a) Despacho Regional de Jacarepaguá - tem sede na subestação de Jacarepaguá, e envolve parte do Rio de Janeiro e parte do Es- pírito Santo. Abrange as usinas de Funil e Santa Cruz e to-
das as subestações de FURNAS, na area.
b} Despacho Regional de FURNAS - tem sua açao nos estados de Mi nas Gerais e são Paulo. Sua sede é na usina de FURNAS e abran ge as usinas do Rio Grande.
c} Despacho de Porto Colômbia - tem sua sede na usina de Porto Colômbia e supervisiona os estados de Goiás e Distrito Fede-
r~l.
Os Despachos Regionais tem como atividades prin- cipais a emissão de ordens de abertura e fechamento de disjunto- res e chaves, e a regulação de tensão. são também responsãveisp~
la normalização do sistema, em caso de pertubação do sistema elétrico.
O Despacho Central superv~s10na todo o sistema.Ele executa o despacho de geração e o controle de frequência.
- Critérios de Planejamento da operação:
a) Geração - o programa de geraçao leva em conta as regras oper~
tivas para o parque gerador de FURNAS. A cada unidade gerado ra aloca um determinado nível de geração de energia. O pro- grama de geraçao deve satisfazer os seguintes critérios:
- atender a programação de cargas das empresas interligadas;
- manter confiabilidade no atendimento;
- permitir saída para manutenção de unidades geradoras;
- controlar o nível de água dos reservatórios;
- atender os critérios de reserva de potência.
b) Manutenção. O programa de manutenção é feito de modo a nao comprometer o atendimento das demandas contratuais, manten do o nível de reserva de potência mínima exigido para a op~
raçao segura do sistema interligado.
c) Reserva de potência. O cálculo e utilizaçãoda reserva de PQ tência tem por objetivo, facilitar o cumprimento das roti-
depende da maior maiores próprias da ponta nas estabelecidas sobre a responsabilidade das parcelas que constituem a reserva. Estas parcelas visam atender:
- regulação de frequência;
- saídas não programadas de unidades geradoras;
- ponta instantânea dentro da ponta horária;
- erros de previsão de carga.
o cálculo da reserva de potência (14), principalmente de perdas das máquinas, isto é, depende unidade geradora do sistema, da sorna dos produtos das unidades de cada empresa pelas suas responsabilidade . de geração. Depende ainda da regulação de frequência,
dentro da ponta.
d) operação de Emergência - Dados sobre as pertubações, ·que podem afetar áreas vizinhas, tais corno: perda de geraçao ou de um bloco de carga, bem como abertura de uma importante linha de transmissão, deverão ser comunicadas. E ainda in- formações sobre a possibilidade de operação imediata ou nao do equipamento afetado, e a duração provável do impedimento.
e) Desligamento - Sempre que houver necessidade de um desliga- mento, quer seja para entrada de novos equipamentos ou linhas, há necessidade de troca de fnformações entre o Cen- tro de Operação de FURNAS e o Despacho de Carga da empresa envolvida. Isto também se faz necessário quando há urna Manutenção Programada, que exiga desligamento. A sequencia de desligamento deve obedecer uma ordem cronológica, de mo- do a evitar sobrecargas nos equipamentos e/ou linhas. Não deve alterar a programação de geração, visando manter a con fiabilidade e disponibilidade no atendimento as empresa interligadas.
Caso haja desligamento de emergência deve ser comu nicado ao Centro de Operação do Sistema. Isso para que não venha acarretar redução da confiabilidade do sistema.
f) operação do Sistema FURNAS e Empresas Interligadas - O rela
cionamento dos órgãos operativos de FURNAS e de outras em- presas interligadas é tratado em 2 etapas:
- Planejamento de operação - operação Diária
o planejamento operacional visa o uso racional das instalações geradoras e de transmissão existentes e que vierem a existÍJ.r no sistema interligado. Para cuidar da coordenação opera cional do Sistema Interligado foi criado o GCOI - Grupo Coordena dor para Operação Interligada.
o
GeOI coordena e tem participação em funções,tais como:- Planejamento Energético
- Simulação da operação do Sistema Interligado Controle de Carga-Frequêhcia
- Estabilecimento de Reserva de Potência - Procedimento Operativos
Operação do Sistema Interligado em condições normais e de Emergência
- Coordenação de Manutenção das Unidades Geradoras - Coordenação da Proteção, etc.
o GCOI é integrado por representantes da ELETROBRÂS e das seguintes empresas: FURNAS, CESP, CEMIG, CELG, CEMAT,CHESF, CBEE, LIGHT, CPFL, ESCELSA,
e
outras, (21, 17).o GCor é constituído por um Conselho Deliberativo e um Comitê Executivo.
O Conselho Deliberativo é composto do Presidente da ELETROBRÂS, e dos Presidentes das empresas relacionadas aci ma.
O comitê Executivo, é composto por membros sentantes de cada empresa e da ELETROBRAs.
repr~
o
Comitê Executivo, subdivide-se em vários subcomi- tês.Dentro destes subcomitês, FURNAS juntamente comas outras empresas interligadas desenvolvem estudos, tais corno:
- estudos elétricos (comportamento do sistema);
- estudos energéticos (uso de fontes geradoras);
- estudos de manutenção;
estudos de comunicação;
- estudos de operação e acompanhamento de operaçao;
- maiores detalhes (21).
3. A CENTRAL NUCLEAR ALMIRANTE ÂLVARO ALBERTO - unidade I 3.1 Descrição Geral e principais sistemas de Angra I
A Central Almirante Alvaro Alberto, unidade I, ou sim- plesmente .Angra r, é formada por um conjunto de mais de 6 edi fícios (fig. 3.1), os quais abrigam os equipamentos e componeg tes, os principais sao:
1 - Edifício do Reator (ou contenção) - onde se localizam 'os principais componentes do sistema de fornecimento de vaporn~
clear (vaso do reator, pressurizador, 2 geradores ae vapor, 2 bombas de refrigerante é.2 acumuladores).
2 Edifício de Segurança - onde ficam os principais componentes dos sistemas de segurança, tais como: sistema Injeção de Segurança, remoção de calor residual, etc.
3 - Edifício do Combustível - como o próprio nome indica, é onde ficam armazenados os combustíveis novos e usados e os equip~
mentos de manuseio dos mesmos.
4 - Edifício da Turbina - onde se localiza o conjunto turbo-gera dor e todos os auxiliares para conversão de energia: conden sador principal, bombas de condensado e de água de alimenta- ção, trocadores de calor e separadores de umidade.
5 - Edifício Auxiliar Sul - onde ficam a sala de controle e sala dos geradores diesel de emergência, etc.
6 - Edifício Auxiliar Norte - onde ficam os sistemas auxiliares do reator.
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E D'água
-12-
A usina é projetada com certas características, Tabela 3.1. Os dados específicos dos componentes e sistemas, vide (l).
TABELA 3.1
PARÂMETROS
ÉÂsrcos
DE PROJETO 1. Tipo2. Parâmetros do Núcleo - Calor Total de Saída
- N9 de Assembléias de Combustível Combustível
- Enriquecimento Médio
- Pressão do Sistema (projeto)
- Temperatura de entrada do refrig.
- Taxa do fluxo de refrigerante - Temperatura média
3. N9 de Loops do Sistema de refr.do reator 4. Potência Bruta de Saída
PWR - t-estinghouse 1,876MWT
. 121 UOz 2,5% 'de UZ35
2 485 psig 549,59F
35,55 x 106 lb/h 585,2oF
, 2 627MW
A figura 3.2 mostra esquematicamente a maioria dos com- ponentes principais.
r"ESSURIZADOR
BARRAS DE CONTROLE
ELn,ENTO CCM8USTíVEL
GERADOR DE VAPOR
REATOR
BOMBA
SE-
1
500 kV SE-118_~~
Y 1 TIAI ~-JTIA2
TI
~j t~ T~I---~
. ( I T çp
00 Içp
0D2I ~
I 8ARRA DE ) ~)
I)
I)BARRA DE BARRA DEI)
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IAI . .i i i i , i IA3i i i IA4i i , , . .i i i i IA2
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BARRAS DE 10 I. I· ( ) - - - 7 ) ' ( I 102
CONTROLE I I I I I I I
(125V DC» ) ~ ~ ) ) )
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120 V AC COMPUTADOR I
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:m: {r--)nz:: - - - - J '480(V)~
J
I I IL
666 666
Os principais sistema serao brevemente descritos, maio res detalhes (1).
1. Sistema de Refrigeração do Reator (SRR)
Este sistema tem como função principal retirar o calor gerado no núcleo do reator e transportá-lo até os geradores de vapor. O calor transferido ao sistema secundário, produz vapor que aciona a turbina, gerando assim eletricidade.
O sistema também funciona como barreira de contenção dos produtos de fissão e como moderador de neutrons.
o
SRR consiste de 2 circuitos de transferência de calor conectados em paralelo ao vaso do reator. Cada circuito contém:um gerador de vapor, uma bomba de refrigeração do reator, tubu- lação, válvulas e instrumentação necessária para o controle ope- racional do sistema. Conectado a um dos circuitos, está o pressu rizador e seus equipamentos auxiliares que controla a pressão do sistema (2 235psia).
2. Sistema de Controle Químico volumétrico (SCQV)
o
SCQV controla as condições químicas da água de refri- geração do reator incluindo a concentração do absorvedor de neu- trons (ácido bórico), controlando assim juntamente 'comas barras de controle a reatividade do sistema. O SCQV reduz a corrosão e os produtos de fissão, compensando o transiente de xenônio. Man tém o inventário de água, requerido no sistema de refrigeração do reator, para todos os modos de operaçao.o
SCQV opera a pressao atmosférica, enquanto que o pri- mário opera a 2235psia por isso, a água de letdown que parte da perna quente do SRR sofre uma redução de pressão através de ori- fícios e de válvulas.o
SCQV consiste de vários subsistemas de acordo com suas funçõés· (I).- Sistema Âgua de Selagem, Letdown e Carregamento
- Sistema de Controle Químico e Purificação do refrigerante do reator
- Sistema de Controle de Âgua de Reposiçab do núcleo - Sistema de. Regeneração Térmica do Boro
Os princípios componentes sao: bombas (carregamento,de~
locamento, etc.), tanques (controle de volume, ácido, bórico, de mistura química, etc), trocadores de calor (regenerativo, Let down; água de selagem), demineralizadores (de leito misto, lei to catiônico, regeneração térmica), filtros, misturador de ácido bórico, válvulas e tubulações.
3. Sistema de Injeção de Segurança (SIS)
O sistema de Injeção de Segurança proporciona o resfria mento do núcleo nas situações de emergência.
Os principais componentes do sistema sao: 2 acumuUrlores, tanque de injeção de boro, tanque de água de recarregamento, ta~
que de surto de injeção de boro, bombas de injeção de segurança, bombas do sistema de remoção calor residual, bombas de recircula ção, bombas de injeção de boro, tubulação, válvulas, instrumenta ção e controle.
A operaçao do SIS se dá em duas fases:
Fase de Irijeção"- que pode ser Ativa ou Passiva:
Injeção Ativa - é iniciada quando a água do tanque de recarrega- mento é enviada para as pernas frias do sistema de refrigeração do reator passando pelo tanque de injeção de boro e após 3 minu- tos é iniciada a injeção direta no vaso do reator.A operaçao ini cial do sistema é completamente automática.
Se o acidente provocar uma queda lenta de pressao no 5RR, o fluxo de injeção será através das bombas de injeção de segurança a alta pressão que succionam do tanque de estocagem de água de recarregamento.
A fase de injeção é terminada antes que o tanque de estocagem de água de recarregamento seja completamente esvazia- do.
Injeção Passiva - é iniciado quando de uma despressurização sú- bida do SRR e abre as válvulas dos acumuladores que atuam para reinundar rapidamente o núcleo. A ação dos acumuladores nao depende de fonte de potência normal ou de emergência e nem de sinal de atuação, mas sim que a pressão do SRR caia abaixo da pressao das válvulas dos mesmos.
Fase de Recirculação - só para acidentes de perda de refrigera~
te.
Indicação do nível de água e alarmes no tanque de esto- cagem de água de recarregamento indicam o final da injeção. e início da recirculação.
o início da fase de recirculação é uma operação manual.
Dois sistemas separados para recirulação são estabelecidos: um sistema descarrega nas pernas frias do SRR, via linha de in- jeção dos acumuladores; o outro sistema descarrega no vaso do reator, via linhas de injeção de baixa pressão.
4. Sistema de Remoção Calor Residual (SRCR)
o SRCR remove o calor gerado pelo decaimento de nuclí- deos radioativos no núcleo nas paradas da usina e reduz a tempe ratura do SRR durante a segunda fase do resfriamento, isto e
..
durante a passagem da condição de desligado-quente para deslig~
do-frio.
o
SRCR consiste de 2 circuitos redundantes e independeg teso Cada um está associado a um circuito primário do reator e contém: uma bomba de Remoção Calor Residual, um trocador de calor residual, tubulação, válvulas e instrumentação para con- trole operacional.o SRCR é colocado em operação, aproximadamente quatro (4) horas após o desligamento do reator, quando a temperatura e a pressao do SRR estão cerca de l769C (3509P) e 28kg/cm2 (425 psi), respectivamente.
Se os dois circuitos estiverem operando e cada troca dor de calor estiver suprido com água de refrigeração de compo- nentes a 359C (95 0 P) ,,0 SRCR reduzirá a temperatura do SRR de 1760C (350 0 P) para 600C (140 0 P) em aproximadamente l6·horas.
o SRCR serve como parte do sistema de injeção de seg~
rança, durante a fase de injeção e recirculação de um acidente de perda de refrigerante.
o
SRCR é normalmente usado para refrigerar o SRR pressões de até 425psia (paradas de manutenção e recarga e tida do reator abaixo da pressão de utilização das bombas SRR), devendo estar sempre obrigatoriamente alinhado para rar como parte do SISo5. Sistema de Conversão de Potência e Vapor
em par- do ope-
o
sistema de conversa0 de potência e vapor converte a energia termodinâmica do vapor produzido no gerador de vapor pela energia nuclear retirada do SRR em energia elétrica.o sistema consiste nos seguintes sub-sistemas:
- Sistema de Vapor Principal
o
sistema de vapor principal conduz o vapor saturado produzido no lado do secundário dos geradores de vapor até o estágio de alta pressão da turbina principal.Principais componentes: Turbo-gerador, 2 geradores de vapor, 2 restritores de fluxo, 2 reaquecedores/separadores de umidade, válvulas (de isolamento, de vapor principal, de :segu- rança, de alívio, de desvio de vapor, etc.).
Cada linha de vapor é terminada com uma válvula de alívio e várias válvulas de segurança.
A válvula do sistema de desvio de vapor, durante uma rejeição de carga maior do que a capacidade do sistema de controle do reator, elas abrem desviando vapor da linha de vapor principal para o condensador.
As linhas de vapor principal fornecem vapor a turbina principal, a turbo-bomba de alimentação, aquecedores/separado~
res de umidade, ejetores a ar e outros auxiliares.
- Sistema de condensado -e água de alimentação
o
vapor que sai dos estágios da turbina principal densado passando no exterior dos tubos do condensador, no terior dos quais passa a água de circulação da usina.~... con in-
Principais componentes: condensador principal, bombas de alimentação, aquecedores da água de alimentação, válvulas de controle de água de alimentação, válvulas de isolamento de água de alimentação.
6. Sistema das Barras de Controle
o
sistema tem como funções principais: ajuste reatividade, compensação das variações de potência a zo e desligamento do reator.fino de curto pra
o
mecanismo de acionamento das barras é dividido em ban cos e estes divididos em grupos.sãoquatros bancos de controle e 2 bancos de desligamen- to.
A velocidade normal das barras é 64 passos/minuto.' Esta taxa pode ser ajustada entre 8 e 72 passos/minuto (isto é, entre 3,75 e 45 polegadas/minuto).
Os bancos de desligamento com um sinal de trip reator caem por gravidade no núcleo.
7. Sistema de Instrumentação e Controle (S!C) .0 sistema se subdivide em:
- Sistema de Proteção
do
O sistema atua para limitar as consequências de falhas de frequência moderada, tais como a perda de fluxo de. água de alimentação que ocasiona um desligamento do reator e turbina,com a usina capaz de retornar ãoperação logo depois da atuação cor retiva.
O sistema também impede que as falhas que por' acaso ve- nham a ocorrer, causem ou se transformem em outras maiores.
- Instrumentaçâà dos Dispositivos Técnicos de Segurança (DTS)
Atua para limitar as consequências de falhas mais seve ras como perda de refrigerante. Também impede a liberação de material radioativo para o exterior da contenção.
A instrumentação mede: temperatura, pressão, nível e fluxo de água na contenção, nos sistemas de refrigeração, de vapor e auxiliares.
Os sistemas acionados pelos DTS sao: Sistema de Injeção de Segurança, de Isolamento da contenção, de Refrigeração do Ar de Circulação da contenção e "spray" da contenção.
- Sistema de Controle
~ capaz de controlar o reator de modo resposta segura, estável e confiável à demanda bém acomoda eventos como partida, desligamento tência, sem que os parâmetros da usina excedam
a se obter uma de potência. Tam- e variações de p~
os limites pre
fixados e nem atinjam os valores que atuam o sistema de proteção.
o
sistema de controle é projetado para que a centralfun cione sob controle automático quando a potência for maior que 15% da potência nominal. O controle manual é possível a qual- quer instante.O controle automático aceita variações de carga do tipo degrau até 10%/min e do tipo rampa de 5%/min.na faixa en- tre 15% a 95% da potência nominal.
O sistema se subdivide em vários subsistema, tais como:
sistema de controle do reator, de controle de desvio de vapor e controle de pressão e nível de pressurizador.
- Instrumentação Nuclear
A instrumentação nuclear tem a função de monitorar o fluxo de neutrons, desde o nível de fonte até 120% da potêncianQ minaI.
A instrumentação nuclear indica o estado de operaçao do reator para controle e proteção do reator.
A instrumentação interna do núcleo que colhe dados so- bre a distribuição do fluxo de neutrons, mede a temperatura do refrigerante. Estes dados permitem determinar: distribuição de potência no núcleo, densidade linear de potência, taxa de quei ma de combustível e outros parâmetros.
- Sala de Controle
~ o local que possibilita controlar com segurança a operaçao da central. Tem proteção adequada contra-radiação para permitir sua ocupaçao contínua em condições pás-acidente.
Os painéis que nela existem, contém toda a instrumenta- çao necessária para controle de operação e sistema e componentes
~ ~~~ ~ ~~---
---
o
computador assiste ao operador da central, através de: leitura de sensores, supervisão dos valores limites das -va riáveis e acionamento de alarmes em condições anormais. Ele su- pervisiona sem executar nenhuma operação de controle, fornecendo apenas os dados para que o operador tome as decisões.3.2 Sistema Elétrico de Angra I
o
sistema elétrico, segundo a Westinghouseé projetado de modo a assegurarconfiabi1idade de energia para todos os modos de operação,obedecendo aos critérios, guias de segu~ançafpadrões e bases de projeto descritos no capo 8 (1).o
sistema elétrico pode ser analisado separando-se em duas partes: Sistema Elétrico Interno e Externo, figo 3.3.3.2.1 Sistema Elétrico Interno
3.2.1.1 Sistema de Potência AC
o
sistema conduz a energia elétrica vin da das fontes de potencia abaixo, para as cargas, através :'do.transformador principal e alimentando a usina pelo transformador auxiliar da unidade, figo 3.3
a) Fontes de Potência AC:
- sistema 138kV - sistema 500kV - gerador principal
gerador diesel de emergência b) Sistema de Distribuição:
Os principais componentes do Sistema de Distribuição sao:
1) Gerador Principal - G1
Dados: 760 OOOkVA - 3~, frequência 60hz, FP (fator de po- tência) 0,9, 1800RPM.
SE C.PAULISTA 4 < I SE ADRIANÓPOLlS 138 kV SE ITAORNA
• STg CRUZ
I II
138kvl
A2'-A..A..A.A..AJ 4.16kV__.__
TI AI 19kV
4.16kV ~
500kV TI
\...A.A..A..A.A
19 kV
GI IAI
GD I GD 2
IA2
"----~---
o
sistema de excitação usado é o de excitação sem esco vas onde um gerador de Magneto Permanente (GMP - Excitatriz Pilo to) acionado pelo próprio eixo da turbina, entrega potência nao regulada a um regulador de tensão estático, o qual fornece uma potência regulada ao campo estacionário (indutor) da excitatriz principal. O induzido na exci tatriz principal é o reator.O aterramento do gerador é feito através de um transfor mador de aterramento do neutro do gerador.
2) Transformador Principal de Potência·- TI
Um banco de transformadores monofásicos, elevadores de tensão alimentados normalmente do lado de baixo pelo barramento principal via dutos de isolamento das fases, vindo do gerador principal em 19kV e do lado da alta ligado diretamente a subesta- ção de SOOkV.
3) Transformador Auxiliar da Unidade - TIAI
Sua função principal é alimentar as barras de serviço da usina em condições normais de operação. Ele tem a capacidade para alimentar todo o serviço auxiliar da usina caso necessário.
Alimentado pelo sistema de SOOkVou pelo gerador princ!
paI GI, no seu secundário estão conectados os barramentos de Ser- viço Auxiliar da Usina. O primário é conectado ao Gl ou transfor- mador principal TI, por meio de dutos de isolamento.
4) Transformador de Serviço da Usina - TlA2
Sua função principal é alimentar as barras de segurança em operação normal, mas tem a capacidade para alimentar todo o serviço auxiliar da usina caso necessário.
o
transformador é alimentado pelo sistema de l38kV, e no seu secundário estão conectados os barramentos do serviço auxi liar da usina.5) Sistema de 4,16kV
o
sistema se divide em: barras de segurança e barras de serviço.Barras de segurança - sao duas barras4,16kV, classe IE (Ref.3), redundantes que fornecem potência para os auxiliares de segurança e cargas não-relatadas de segur~nça. Cada barra é ca- paz de fornecimento de 100% de um grupq de cargas de segurança.
Cada uma das barras é conectada a 3 fontes de potência diferentes, sendo duas externas (via transformadores TIAI e TIA2) e uma através dos geradores diesel de emergência.
Barras de serviço - sao duas barras de serviço e nao sao classe IE suprem potência para os auxiliares não de segurança.
Cada uma das barras é conectada a duas fontes distintas de potência pelos transformadores TlAl e TlA2.
As barras alimentam os transformadores de 4.l60V/480Vpa ra os centros de carga.
As barras de 4,16kV, sao protegidos por um sistema de relés associados a transformadores de corrente e potência.
As cargas conectadas as barras sao de 250Hps ou mais, além dos transformadores de tensão 480V, para suprir os centros de carga.
6) Sistema 480V
o
Sistema 480V tem como principais componentes:Transformadores - sao 10 transformadores, trifásiso abai xadores de tensão 4,16V/480V, que suprem os centros de cargas 48V, aquecedores do pressurizador e centro de controle dos motores. To dos os transformadores tem um disjuntor no lado primário e ou-
~ ~~---
tro no lado secundário que permitem sua isolação no caso de uma falha.
Dos 10 transformadores, seis (6) sao 100/1150kVA, 2 de 750kVA e 2 de 300kVA.
Barras de 480V - sao 6 barras de segurança, classelE, divididas em Trem A (lB3A, lB3B, .lB3C) e trem B (lB4A,lB4B,134C);
e 2 barras de serviço', não classe lE (3), (lBlA e lB2A). T2.
das as barras são alimentadas por transformadores lOOO/1150KVAcom exceção das barras lB3C e lB4C que são alimentadas por transforma dores de 750kVA.
As cargas nelas conectadas, além dos centro de controle de motor sao maiores que lOOHp e menores que 250Hp, com exceção dos compressores de ar que sao 70Hp.
As barras sao protegidas por um sistema de reI és asso- ciados a transformadores de potencial.
Centros de controle dos Motores (CCM) - Os CCM's de 480V, localizam em vários pontos, em que a distribuição de carga é necessária. Consiste de motores menores do que lOOHp e maiores do que O,25Hp e transformadores de 480-220~27V,quesuprem cargas menores.
Os CCM's sao em números 18 centros, feitos de arranjos modulares laterais com uma barra de alimentação horizontal comum.
Cada centro possui um disjuntor alimentador para desconecção quag do necessário.
7) Sistemas de instrumentação, controle e computação
Sistema de instrumentação, controle e computação, do ti po fase simples l20V, potência de classe lE e não classe lE, é suprido pelos sete inversores de estado - sólido, cada um realimen tando um painel de distribuição separado, l20V.
Cada inversor pode operar ou do fornecimento l25V ac
das baterias (será visto mais adiante, Fig. 11.2), ou do forneci- mento de um centro controle de motores a 480V ac. Cada inver- so pode ser by-passado e o painél de distribuição ac, pode ser suprido de um transformador 48ü-12üV, monofásico, localizado em um outro centro controle de motor.
8) Sistema de proteção
A proteção é feIt~ através de relés os quais respondem as sobrecargas as sub-voltagens e as falhas nos realimentadoresou barramentos,e iniciam ação. corretiva, tal como: isolamento do equipamento falhado ou transferência de cargas.
Os transformadores, auxiliar da unidade e do serviço da usina sao protegidos por relés: de sobre-corrente, diferencial e de pres são. A· operação de' algum dos relés do transformador auxi- 1iar da unidade deve desligar o gerador e os disjuntores de 500kV da estação de distribuição e os disjuntores do barramento de for- necimento 4 .160V. O desligamento destes disjuntores inicia I,uma transferência rápida dos barramenots 4.160V, IAI e IA2, para o transformador de serviço da usina. Igualmente a operação dos relés protetores do transformador de serviço da usina desliga os disjug tores de 13kV da estação de distribuição e os disjuntores dos ba~
ramentos de fornecimento 4.160V. O desligamento destes disjuntares inicia uma transferência rápida dos barramentos 4.l60V; IA3 e IA4, para o transformador auxiliar da unidade (Fig. 11.1).
Os ajustes dos relés estão coordenados para isolar uma falha ou anormalidade tão rápidamente quanto possível sem danos ou interferência com a operação do resto do sistema.
Cada carga e transformador de 4 160V possuem relés de proteção. Os motores, realimentadores, e transformadores conecta- dos aos barramentos são protegidos, da sob-corrente de fase por relés de sob-corrente com dispositivo retardado. E da corrente de curto são protegidos com relés de sob-corrente com disposi- vo instantâneo que desliga os disjuntores associados.
Aterramento - o aterramento de alta impedância do
---~---
secundário dos transformadores auxiliar da unidade e de serviçoda usina ê feito por transformadores de aterramento, limitando cor- rente de falha fase-terra. Falhas de terra são detectadas por relês de proteção de terna. O neutro do gerador GI é aterrado a alta impedância por um transformador de aterramento.
o
sistema de aterramento da usina tem como finalidade manter o equipamento aterrado, previnindo danos no equipamento e reduzindo os perigos ao pessoal da usina.Cada motor ·de4,OkV
e
460V e cada gerador diesel es- tá conectado ao sistema de aterramento por um cabo, conectado a estrutura do equipamento.o
aterramento das bandejas de cabos ê feito por meio de cabo-terra amarrado a bandeja aproximadamente a cada 100ft, em adição a conecção terra a cada extremidade. A conexão terra sao feitas ao sistema de aterramento da usina.9) Sistema de Inter-conecção dos cabos
As bitolas dos cabos condutores foram selecionados na base dos requerimentos da corrente de curto-circuito, (1).
o enchimento das bandejas dos cabos alimentadores dos transformadores TIAI e TIA2, deveria obeder o critério de que a soma das áreas das secções transversais dos cabos não excederia 40% da área da seção transversal da bandeja. Esse espaçamento en- tre condutores asseguraria que a temperatura de operação nao exceda ao máximo valor de proj e'to.
As demais bandejas foram enchidas ao acaso, isto é, nao ê mantido eSp3.çamento entre os condutores.
Cabos especiais somente sao usados onde necessário pa- ra assegurar adequada operação a temperatura elevadas.
A área de maior densidade de cabos ê a sala de distribui çao de cabos, localizada sob a sala de controle principal. Esta
área nao contém equipamentos de alta-energia tais como, mecanis- mo de ligação, transformadores ou equipamentos girantes.
Uma outra área com alta densidade de cabos é a área de penetração elétrica do edifício da contenção.
o
espaçamento normal, entre bandejas redundantes, que deveria ser obedecido é de 3 pés (3ft) horizontalmente e 5 pés (5ft) verti'calmente. E a separação mínima das bandejas na sala de distribuição e em outras áreas deveria ser de 1 ft hori- zontalmente e 3 ft verticalmente.Quando esta separaçao mínima nao pode ser mantida, os cabos dos circuítos redundantes devem ser isolados por barreiras fisicas ou in~talados em conduites separador metálico. Em An- gra isto, não foi obedecido a rigor, contudo eles apresentam um nivel de segurança razoável.
la) Sistema de Potência de Emergência
o
sistema de potência de emergência, figo (3.4) consis- te de uma parte do sistema de distribuição de potência e dos ge- radores diesel de emergência. O sistema é dividido em duas paE tes redundamentes denominadas de TREM A e TREM B. Há entre os trens suficiente separação física (independencia) e isolamento elétrico, que impede que alguma falha em um deles passa impedir o funcionamento do outro.O sistema AC de emergência da usina tem suficiente po- tência, na perda da fonte de potência externa, para suprir o equipamento mecânico, elétrico e sistemas essenciais que garadem condições seguras na usina.
Dois geradores Diesel, DGl e DG2, um para cada trem,co- nectados aos barramentos 4,l6kV - IA3 e lA4, respectivamente,são as fontes de potência ac de emergência. Cada gerador é capaz de suprir os requerimentos de potência para cargas de segurança de cada trem; e acionado automaticamente nas seguintes condições:
- com o sinal de injeção de segurança,
- com a perda de fornecimento de potência de um (ou de ambos), transformador de serviço da usina ou transformador auxiliar da unidade,
- no TRIP do reator·ou trip do turbo-gerador quando umades- sas condições causem perda do transformador auxiliar da unidàde.
E ainda, cada gerador diesel de emergência pode ser acionado manualmente do painel de controle na sala de controle ou do painel de controle do próprio local do gerador, para permitir
testes periódicos.
o gerador diesel é dimensionado e projetado tal que a queda de voltagem em seu barramento não' "excederá 25% da volta- gemnominal do gerador de 4.160V.
Os sistemas de proteção do gerador diesel iniciam protetora, automática e imediata para prevl.nl.r ou limi.tar nos nos equipamentos e permitir restauração do equipamento pois da correção do mal funcionamento.
açao da- de-
Os testes operacionais, para acionamento automático,di~
tribuição de carga da barra e carregamento do terador diesel,ini ciado por uma perda simulada de potência externa, juntamente com um simulado sinal de injeção de segurança, deverão ser feitos em intervalos aproximadamente de 1 ano, normalmente durante a p~
rada do reator para carregamento.
Ainda como fonte de potência de emergência tem-se o sis tema formado por sete inversores, que supre os sistemas de ins- trumentação, controle e iluminação da usina, quando necessário.
o
sistema inversores é projetado para operar a partir de uma fonte em AC retificada ou a partir da barra de corrente contínua.Cada um dos inversores alimenta um painel de distribui- çao, 120V ac, que também podem ser alimentados através de um
transformador de 480V - 120V.
Em operaçao normal os inversores funcionam com alimenta çao em AC, retificada, vinda do centro de controle motor de 480V.
Numa eventual falha de suprimento em AC ou uma queda de tensão abaixo do valor de bloqueio do diodo (que fica no polo P2 sitivà da alimentação vinda do sistema cc), o sistema de corren- ,te cc instataneamente fornece suprimento ao inversor até o resta
bele.cimento da alimentação em ac.
Os 7 inversores alimentam sete (7) barras l20V ac de instrumentação. Cada barra também podem ser alimentadas por um transformador monofásico de 480 - 127V.
Usa-se o transformador quando deseja fazer uma manuten- çao em um inversor.
A barra que supre o computador só recebe alimentação do inversor (fig. 3.4).
3.2.1.2 Sistema de potência DC
O sistema de potência DC mantém alimen- tação para os circuitos de controle de disjuntores, válvulas,il~
minação de emergência e outros componentes. Ainda supre os inver sores para instrumentação, controle e computador, os quais nao podem sofrer interrupção de alimentação.
O sistema de potência, l25V.DC, consis- te de 2 bancos de bateriais com fusíveis, painéis de distribui~o,
3 carregadores de bateria estático, sendo um acoplado a cada barra DC e um de reserva.
a) Bancos de Bateriais
Cada banco de bateria é composto por 60 células, d0 tipo chumbo-antimônio, colocados em uma sala com a temperatu- ra ambiente em torno de l049F (409C), com l25V de voltagem e
1,75V por cada célula (mínimo).
Os bancos de bateria ficam localizados em salas separa- das no edifício auxiliar sul. Possui ventilação, cuja função é remover pequ~na quantidade de hidrogênio produziqo quando as bateriais estão flutuando ou em operaçao de equalização decar- ga.
Na falha do suprimento de potência AC para os carregado res, cada banco é capaz de suprir as cargas de sua barra por ·um tempo mínimo de 8 horas.
As bateriais sao mantidas em condições nominalmente car regadas.
b) Carregadores de Bateriais Estático
são 3 os carregado13es 'de bateria estáticos. Um para cada banco de bateria e um de reserva. Todos eles alimenta- dos em 480V pelos centro de controle motor (fig. 3.4).
Cada um dos carregadores dos bancos de bateria fornece energia elétrica para operação das cargas conectadas na barra, durante operação normal, enquanto mantém o banco de bate- rias em uma car~a flutuante.
Quando um carregador que alimenta normalmente uma barra estiver fora de serviço, o carregador reserva alimentará esta barra. A operação para colocar o carre~n~or CB3 em serviço poderá colocar o trem A em paralelo com o trem B (videfig. 3.4), para, evitar isto,existe um intertravamento mecânico. O carre gador reserva só recebe alimentação do trem A, o que diminui a confiabilidade do sistema, em condições como: - suponhamos que o carregador de bateria do trem B esteja fora de serviço, e 'O
carregador reserva esteja carregando o banco de bateria do trem B. Se houver uma perda de fonte externa e o gerador .diesel do trem A não partir, ficará desta maneira o trem B sem fonte de potência para o carregamento das baterias.
3.2.2 Sistema Elétrico Externo
o
sistema elétrico externo consiste de 2 fontes de potência independentes, estas fontes são: o sistema de 500kV e o sistema de l38kV.Angra r será diretamente interconectada através de 2 linhas de transmissão de 500kV, a subestação de Cachoeira Paulista, e com a subestação de Adrianópolisj respectivamente.
Todas as 2 LTIS de 500kV, consistem de 3 conduto- res atados, bitola 954 MCM por fase, comum circuito simples por torre.
Angra
r,
também será conectada através de 3 cir- cuitos l38kV, com a usina térmica de Santa Cruz (2 unidades de 2l8MWe 2 de 82MW).A fonte de potência normal para as cargas de segurança é o sistema de l38kV.
A regulação da voltagem para 500kV é feita atra vés de um banco de transformadores de 760MVA com mais 2 linhas de 500kV (Angra - Cachoeira Paulista e Angra -Adrianópolis), co- nectadas a um arranjo barramento em anel.
o
sistema faz parte do sistema interligado do sudeste, sul e está sob controle de várias companhias, entre elas a própria FURNAS (Cap. 2). Possui vários tipos de controles.a) Controle de Frequência Constante - este controle atua quando há uma variação de frequência e emite sinais para a usina, mudando a velocidade e a geraçao da unidade até que o erro de frequência torna··se zero.
b) Controle de Potência Constante - atua quando há um desvio de potência e emite sinais a usina, mudando a geração até que o desvio de potência torna-se zero e como consequen- cia o erro de frequencia torna-se nulo.
c) Controle de Frequência de Carga - também chamado de TIE LINE BIAS (TLB), é controle mais usado em si$teméS interco nectados. Consiste basicamente em eliminar a geração de erro pela medição do desvio em mudanças a frequencia nas relações de valores selecionados de frequencia e carga.
o
desvio de frequencia é multiplicado por um fator de ajuste, particular para cada área sob controle, que es- tabelece uma maior ou menor participação do erro de frequencia.na regUlação. Este fator é conhecido como BIAS.
Com a aplicação correta destes controles é possí- vel ter um controle de carga e frequência.
Transferência de Alimentação
Para manter a continuidade de suprimento, devido a importância das cargas a serem alimentadas, existe um sistema de transferência de alimentação entre o sistema de SOOkV e o de 138kV, efetuada entre os disjuntores de entrada dos barramentos de 4,16kV (2).
Esta transferência pode ser feita manual ou auto maticamente e esta por sua vez pode ser rápida ou lenta.
A transferência manual pode ser realizada da sala de controle pelo operador, sendo supervisionada por uma chave de sincronismo.
A transferência automática somente sera realiza";"
da devido a problemas na fonte normalmente em operação, os dois disjuntores de entrada de urna mesma barra recebem comandos simul tâneos, o da fonte alternativa para fechar e o da fonte defeituo sa para abrir. A transferência automática é bloqueada nas seguin tes condições:
- se houver sub-tensão na fonte alternativa,
- se a proteção associada ao disjuntor principal tenha opera do, o que não justificaria o fechamento do disjuntor da fonte alternativa.
4. CONFIABILIDADE DAS FONTES ALTERNATIVAS DE POTgNCIA DE ANGRA I 4.1 Introdução
Ao contrário das usinas térmicas convencionais as nu cleares continuam a gerar consideráveis quantidades de energia por decaimento de nuclídeos, radioativos, mesmo após terem sido
desligadas.Assim~mesmo,na condição de desligada a frio, o for- necimento de energia elétrica é condição fundamental para o funcionamento do sistema de remoção calor residual. Estando a usina desligada, seja em manutenção programada ou não, as duas únicas fontes possíveis de energia elétrica são os geradores diesel de emergência e o sistema de potência externo.
A confiabilidade dos geradores pode ser obtida através de estatísticas de funcionamento (22) " a confiabilidade do sistema irá depender das estatísticas de falha de seus ~ompone~
tes e da sua configuração, sendo objeto de estudo no item 4.2 da tese.
4.2 Confiabilidade do sistema de potência externo de Angra I 4.2.1 Introdução
Alguns dos principais fatores que afetam a con- fiabilidade de um sistema de potência são, (20, 24, 26}:
- capacidade de reserva - capacidade de transmissão
- capacidade de igualar a carga a geração
- desconeccionamento rápido de linhas ou equipa- mentos falhos e facilidades de restauração - interconexões com outros sistemas
- Capacidade de Reserva
A capacidade de reserva é provavelmente o prin- cipal fator de segurança na operaçao de sistema de potência.
Reserva do sistema é a capacidade instalada nao igual, mas superior a demanda prevista nos períodos·· diários.
Pode ser expressa em percentagem da carga de pico diária ou ser baseada nos riscos de perda da capacidade de geração que atualmente existe no sistema.
A reserva de operaçao compoe-se de (15):
a) Reserva primária - aquela que pode alimentar a carga dentro de um período de 10 minutos. E está subdividida em:
- reserva girante - sao unidades ·sincronizadasao sistema e sob o controle dos governadores da turbina •
..., reserva partida rápida (prontidão) - unidades diesel, combustão e hidroelétricas as quais são capazes de par- tir e alimentar a carga dentro de 10 minutos mais ou menos·
b) Reserva secundária - aquela que pode alimemar a carga dentro de 30 minutos ..
Com a determinação da capacidade de reserva é possível predizer razoavelmente como o sistema irá responder a um problema,como por exempl0,a queda de frequência.
Um fator .importante na manutenção da capacidade de reserva é ter a reserva distribuida sobre várias unidades por todo o sistema. Se toda ou a maior parte da reserva e uma gran-
-
de unidade, a resposta total do sistema é limitada pela taxa com que esta unidade pode levantar carga. Quando a reserva está dividida entre várias unidades, cada uma pode providenciar uma parte na restauração da condição normal do sistema, e a possí vel instabilidade, quedas de linhas de interconexões e sobrecar gas nas linhas ou equipamentos são reduzidas.
o setor elétrico brasileiro tem utilizado diver- sos critérios de demensionamento da reserva, todos eles visando um atendimento eficiente da demanda (13, 15).
o
critério mais utilizado éo que se baseia na percentagem de mercado e na maior máquina em operação.Como a usina nuclear de Angra "I", até o presente, é a maior unidade geradora e com uma taxa deparada forçada e tempo de manutenção maiores (capítulo 5) do que as usinas hidre 1étricas existentep, torna-se necessário analisar em que grau afetará a necessidade de reserva no sistema.
- Capacidade de Transmissão
o
regime das linhas de transmissão (LT) é deter- minado pelo tipo de condutor, tamanho e comprimento da linha.As linhas de transmissão sao pertubadas por fenô menos como:
- sobrecargas na rede e nas interligações;
- insuficiência na produção de energia reativa;
- insuficiência na produção de energia ativa;
- fenômenos de instabilidade (estático ou dinâmi co) •
Os principais efeitos que podem ocasionar sao:
- desligamento em cascata;
- transiente de frequência;
- transiente de voltagem.
a) Desligamento em cascata
o desligamento em cascata afeta tanto o sistema de transmissão quanto as unidades a ele conectadas, podendo le- var à maioria das interrupções abertas e causar um colapso com- pleto no sistema.
