RE-3-374-2003-PROCEDIMENTOS PARA FINAL DE ANO

PROCEDIMENTOS
ADICIONAIS PARA
CONTROLE DE TENSÃO NO
FINAL DE ANO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Diretoria de Planejamento Programação da Operação
Rua da Quitanda 196/23º andar, Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
tel (+21) 2203-9899 fax (+21) 2203-9423
© 2003/ONS
Todos os direitos reservados.
Qualquer alteração é proibida sem autorização.
ONS RE 3-374/2003
PROCEDIMENTOS
ADICIONAIS PARA
CONTROLE DE TENSÃO NO
FINAL DE ANO
PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA
ATENDIMENTO AO SISTEMA DURANTE
FESTIVIDADES DE FINAL DE ANO
D:\582834442.doc
Sumário
1
INTRODUÇÃO
5
2
CONCLUSÃO
5
3
3.1
3.2
DADOS E PREMISSAS CONSIDERADAS
Cargas
Principais Equipamentos para Controle de Tensão
Indisponíveis no Período
Fluxos
Principais Despachos Considerados nos Estudos
Perfil de Tensão no Tronco de 765 kV Obtido nos
Estudos
Restrições na Operação do Elo de CC
5
5
3.3
3.4
3.4.1
3.5
4
4.1
4.2
4.3
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
4.4
4.5
4.5.1
4.5.2
4.5.3
4.5.4
5
RECOMENDAÇÕES OPERATIVAS – CARGA
MÍNIMA
Sistema de 765 kV
Elo de Corrente Contínua
Região Sudeste / Centro Oeste
Área São Paulo
Área Rio de Janeiro / Espírito Santo
Área Minas Gerais
Área Goiás – Brasília e Mato Grosso
Região Sul
Região Norte / Nordeste
Faixas de tensão
Carregamento dos compensadores síncronos
Configuração de reatores manobráveis
Desligamento de circuitos de 500 kV para controle
de tensão
CARGA MÁXIMA DO DIA 31/12/03
Lista de figuras, quadros e tabelas
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
6
7
7
8
9
9
9
11
13
13
15
16
16
17
17
17
17
17
18
20
21
3 / 20
1
INTRODUÇÃO
Este trabalho tem como objetivo complementar as diretrizes para controle de
tensão no SIN, previstas no relatório referente ao terceiro Quadrimestre de 2003
e definir as diretrizes adicionais para a operação do SIN durante as festivid ades
do final de ano, haja vista a grande variação na distribuição espacial da carga
nas áreas do sistema, sobretudo nas regiões litorâneas, além da ocorrê ncia da
carga mínima anual.
2
CONCLUSÃO
Para as condições de carga, geração e fluxos previstos, os recursos existentes
no sistema serão suficientes para um adequado controle de tensão.
Cabe ressaltar que a carga prevista para o sistema Sudeste, da ordem de
18000MW, é inferior em aproximadamente 5% a verificada no ano anterior. No
Sul, a carga prevista é da ordem de 4500MW e inferior em aproximadamente
17% ao que fora verificado no ano passado.
3
DADOS E PREMISSAS CONSIDERADAS
3.1
Cargas
As cargas consideradas para avaliação de carga mínima estão mostradas na
Tabela 1.
Tabela 1 - Cargas consideradas nos estudos
Empresa/Região
FURNAS
CEMIG
EPTE
CTEEP
CPFL
CESP
LIGHT
CERJ
ESCELSA
CELG
CEB
CGEET
DUKE-GP
CELTINS
Carga por
Empresa/Região
Perdas na
Transmissão
Total
(Carga + Perdas)
MW
MW
MW
265,4
3333,2
0,0
0,0
1409,8
166,5
2846,4
899,4
783,0
540,8
332,3
0,0
0,0
1,8
445,9
114,0
9,3
125,5
12,7
7,7
27,4
26,8
25,5
19,1
5,0
0,0
0,0
0,0
711,3
3447,7
9,3
125,5
1422,5
174,2
2873,8
926,2
808,5
559,9
337,3
0,0
0,0
1,8
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
4 / 20
Empresa/Região
3.2
Carga por
Empresa/Região
Perdas na
Transmissão
Total
(Carga + Perdas)
MW
MW
MW
CATAGUAZES
EMAE
ELETROPAULO
BANDEIRANTE
ELEKTRO
CEMAT
GRUPO REDE
GRUPO PAULISTA
SANTA CRUZ
P.INDEPENDENTES
CIA.PIRATININGA
91,7
3,8
2331,3
751,1
1004,4
269,0
199,9
76,2
60,9
686,0
1073,8
6,1
1,5
0,5
0,0
0,1
58,7
0,0
0,0
0,2
0,4
0,0
97,8
5,3
2331,8
751,1
1004,5
327,7
199,9
76,2
61,1
686,4
1073,8
TOTAL SUDESTE
17126,7
886,9
18013,6
GERASUL
ELETROSUL
COPEL
CEEE
CGTEE
CELESC
ENERSUL
AES – SUL
RGE
CIEN – GARABI
AES - URUGUAIANA
154,2
42,1
1509,8
456,3
17,0
847,0
270,7
687,5
394,5
0,0
6,6
0,0
79,4
22,3
17,0
0,0
13,6
9,1
1,1
0,8
0,2
0,0
154,2
121,5
1532,1
473,3
17,0
860,6
279,8
688,6
395,3
0,2
6,6
TOTAL SUL
4385,7
143,5
4529,2
Principais Equipamentos para Controle de Tensão Indisponíveis no
Período
Na Tabela 2 são mostrados todos os equipamentos para controle de tensão que
estarão indisponíveis durante o período de final de ano.
Tabela 2 – Equipamentos de Controle de Tensão Indisponíveis
Equipamento
Local
01 Compensador Síncrono
Capacitor 1x 10 Mvar
Reator 1x 90 Mvar
Reator 1 x 180 Mvar*
SE
SE
SE
SE
Neves
Rio Verde 138 kV
Jaguara 500 kV
Bauru 440kV
* Retorno previsto para 29/12/2003.
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
5 / 20
3.3
Fluxos
A Tabela 3 apresenta os principais fluxos agregados do sistema para o período
de carga mínima.
Tabela 3 – Fluxos Agregados
3.4
Fluxos
MW
FSP
FMG
FRS
FGB
FSM
FRJ
RSE
RSUL
F N->S
F SENE
FSE
FIBA
ELO CC
4724
2344
565
857
-117
3466
3527
1399
-793
596
3596
46
3149
Principais Despachos Considerados nos Estudos
As Tabelas 4 e 5 apresentam os principais despachos considerados nos
estudos.
Tabela 4 - Principais despachos considerados nos estudos – térmicas
Usina
Angra 1
Angra 2
Santa Cruz – 19
Santa Cruz – 13
Juiz de Fora
Macaé Merchant
Eletrobolt
Igarapé
Ibiritermo
Nova Piratininga
Piratininga 88kV
Piratininga 230kV
Cuiabá
Geração
MW
Mvar
Tensão Terminal
(pu)
520
1350
65
25
0
0
0
0
0
0
38
0
0
-47,5
-67,2
19,4
17,2
0
0
0
0
0
0
-2,4
0
0
0,950
0,950
0,970
0,950
0,950
-
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
Número
de
Máquinas
1
1
1
1
1
-
6 / 20
Tabela 5 - Principais despachos considerados nos estudos – hidráulicas
Geração
Usina
Ilha Solteira
Água Vermelha
Jupiá – 440 kV
Três Irmãos
Porto Primavera
Taquaruçu
Capivara
São Simão
Itumbiara
Emborcação
Jaguara
Marimbondo
Serra da Mesa
Corumbá
Nova Ponte
L.C.Barreto
Furnas
M. Moraes (345kV)
Itaipu 60 Hz
3.4.1
MW
Mvar
Tensão Terminal
(pu)
1446
557
550
130
700
120
239
300
0
0
300
550
300
200
120
124
0
220
5000
-848,0
-530,7
-498,8
-208,0
-201,0
-153,5
-193,6
-192,6
-339,4
-438,1
-45,7
-388,1
-533,3
-8,1
-143,9
-387,1
-333,9
-1,2
454,2
0,980
0,980
0,970
0,980
0,960
0,970
0,950
0,950
0,950
0,950
0,950
0,98
0,960
0,950
0,955
0,950
0,950
0,990
0,978
Número
de
Máquinas
17
6
12
5
7
4
3
3
5
4
3
5
3
2
3
5
5
5
7
Perfil de Tensão no Tronco de 765 kV Obtido nos Estudos
A Tabela 6 apresenta aos valores de tensão ao longo do tronco de 765 kV
considerados nos estudos.
Considerando o carregamento previsto, a tensão VT poderá operar em
valores inferiores a 780kV, obedecendo aos limites de geração e
transmissão vigentes.
Tabela 6 - Perfil de tensão no tronco de 765 kV obtido nos estudos
Barra
Foz do Iguaçu – 765 kV
VT – 765 kV
Ivaiporã – 765 kV
VI – 765 kV
Itaberá – 765 kV
Tijuco Preto – 765 kV
Tensão (pu)
0,962
1,029
1,008
0,984
1,025
0,976
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
7 / 20
3.5
Restrições na Operação do Elo de CC
Também foi considerada nas avaliações a restrição operativa informada por
Furnas à operação do Elo de Corrente Contínua, em Ibiúna, de minimização da
utilização da função “High Mvar”.
Adicionalmente, buscou-se um despacho neste equipamento de forma a
minimizar sua absorção de reativos, respeitando a Tabela 11.
4
RECOMENDAÇÕES OPERATIVAS – CARGA MÍNIMA
Para o eficiente controle da tensão em todo o SIN, é de fundamental importância
a ação coordenada da utilização dos recursos disponíveis nas áreas. A
coordenação entre os centros de operação se torna essencial quando se nota
uma tendência de esgotamento dos recursos de controle das áreas descritas a
seguir. Ao observar tais tendências, deverá se procurar, de imediato, os recursos
disponíveis nas áreas adjacentes, observando e respeitando os limites de tensão
e as variáveis de controle para correção.
4.1
Sistema de 765 kV
Para as condições de carga, geração e fluxos acima descritos os seguintes
procedimentos foram necessários para o efetivo controle de tensão do tronco de
765 kV:




Ligar todos os reatores disponíveis do tronco 765kV.
Ligar todos os reatores do terciário da transformação 765/500kV de Ivaiporã.
Desligar todos os capacitores da SE Tijuco Preto, setor de 345kV, e energizar
os reatores dos terciários dos transformadores 765/500kV.
Operar o barramento 500kV de Itaipu 60Hz com tensão de 100%, respeitandose os limites estabelecidos no relatório ONS – REL-3-076-2002-“Limites de
Recebimento pelo Sudeste e Geração de Itaipu”.
Todos os capacitores inclusive dos sistemas de distribuição, se possível,
deverão estar desligadas assimo como todos os reatores deverão estar
energizados.
Caso ocorra redução no FSE e dificuldades extras no controle de tensão do
tronco, as seguintes medidas adicionais poderão ser adotadas:

Elevar a tensão no barramento da SE Ivaiporã 525 kV (através do controle de
tapes dos transformadores 765/525 kV – da SE Ivaiporã ) devendo, para tanto,
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
8 / 20


serem observados os limites de atendimento ao 525 kV da região Sul, com
atenção especial a SE Caxias.
Utilizar-se dos recursos existentes de controle de tap dos transformadores da
SE Tijuco Preto 765/345 kV e 765/500 kV.
Estando o FNS no sentido Sudeste-Norte e, considerando uma tensão mínima
limite de 100% em Itaipu 60 Hz-500 kV, desligar um dos circuitos da LT 765kV
Itaberá -Tijuco Preto – configuração 3-3-2, observando-se os limites indicados
na Tabela 7.
Tabela 7 - Limites com a rede alterada – carga leve/mínima (1)
Nº Maquinas em IPU60 Hz
FIPU [MW]
FSE [MW]
7
 4400
 4500
No caso da abertura de um dos circuitos da LT 765kV Itaberá -Tijuco Preto,
espera-se as seguintes variações de tensão e potência reativa (Tabela 8), em
relação à configuração original:
Tabela 8 - Variações de tensão e potência reativa esperadas (1)
Equipamento/Barra
Variação
Compensadores Síncronos de Grajaú
Compensadores Síncronos de Ibiúna
Compensadores Síncronos de Tijuco Preto
VT – 765 kV
Ivaiporã – 765 kV
Itaberá – 765 kV
Tijuco Preto – 765 kV
+18 Mvar
+196 Mvar
+46 Mvar
-2,7%
-2,0%
-2,8%
-2,2%
Se ainda necessário e, considerando uma tensão mínima limite de 100% em
Itaipu 60 Hz-500 kV, desligar um dos circuitos da LT 765kV Ivaiporã-Itaberá –
configuração 3-2-2, respeitando-se os limites indicados na Tabela 9.
Tabela 9 - Limites com a rede alterada – carga leve/mínima (2)
Nº Maquinas em IPU60 Hz
FIPU [MW]
FSE [MW]
7
 4200
 4300
No caso da abertura de um dos circuitos da LT 765kV Ivaiporã - Itaberá, esperase as seguintes variações de tensão e potência reativa (Tabela 10), em relação à
configuração 3-3-2:
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
9 / 20
Tabela 10 - Variações de tensão e potência reativa esperadas (2)
Equipamento/Barra
Variação
Compensadores Síncronos de Grajaú
Compensadores Síncronos de Ibiúna
Compensadores Síncronos de Tijuco Preto
VT – 765 kV
Ivaiporã – 765 kV
Itaberá – 765 kV
Tijuco Preto – 765 kV
+1,4 Mvar
+21,4 Mvar
+4 Mvar
-1,3%
-1,0%
-0,4%
-0,1%
Vale ressaltar que:
a) A abertura de circuitos no tronco de 765kV e, por conseqüência, a redução no
perfil de tensão do mesmo contribui para aumentar a margem de folga dos
reativos dos síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto e melhorar o controle de
tensão dos sistemas de 440 kV e 345 kV e 500 kV, porém esta medida
deverá estar adequada ao carregamento do tronco 765kV, sendo indicada,
principalmente, para o controle do próprio sistema de 765kV.
4.2
Elo de Corrente Contínua
A Tabela 11 abaixo apresenta o despacho no Elo de Corrente Contínua e
filtragem associada de modo que a absorção de reativo pelo síncrono de Ibiúna
seja otimizada.
Tabela 11 - Despacho do Elo CC e Filtragem associada
Número de
Potência do Elo
Conversore
CC (MW)
s
Filtragem Mínima
Tensão do
Elo CC (kV)
3º/5º 11º
13º
HP
8
≥4500
± 600kV
± 600kV
8
=3779
± 600kV
± 600kV
2
3
3
4
7
=3779
± 600kV
600/300kV
2
2
2
4
6
=3149
± 600kV
± 300kV
2
2
2
3
2
3
3
5
Banco de Filtros
Ligados
ZRC, ZRN, ZRE
e ZRK (ou ZRM),
ZRA, ZRB, ZRH,
ZRF(ou ZRL)
ZRC, ZRN, ZRE,
ZRK (ou ZRM),
ZRA, ZRB, ZRF
(ou ZRH)
ZRC, ZRN, ZRE
(ou
ZRK
ou
ZRM), ZRA, ZRB,
ZRF (ou ZRH)
ZRC, ZRN, ZRE
(ou
ZRK
ou
ZRM), ZRA (ou
ZRB ou ZRF ou
ZRH)
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
Mvar
1966
1729
1492
1271
10 / 20
4
=2834
± 300kV
±300kV
2
2
2
2
4
=1574
± 300kV
±300kV
2
1
1
2
2
< 1259
± 300kV
± 300kV
2
1
1
1
ZRC, ZRN, ZRE
(ou
ZRK
ou
ZRM), ZRA (ou
ZRB ou ZRF ou
ZRH)
ZRC, ZRN, ZRA
(ou ZRB ou ZRF
ou ZRH)
ZRC e ZRN
1034
797
576
Para as condições de carga, geração e fluxos descritos no item 2, os seguintes
procedimentos foram necessários para possibilitar margem de reativos aos
síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto e proceder um efetivo controle de tensão do
tronco de 345 kV:

Operar o Elo CC, sempre que as condições do SIN permitirem, com 6
conversores, 3149MW e filtragem mínima de 1271Mvar, resultando em
absorção da ordem de 560Mvar pelos CSs de Ibiúna.
Caso haja necessidade de redespacho de geração, a Tabela 12 abaixo
apresenta a prioridade para tal nas usinas do SIN com o intuito de otimizar a
absorção de reativo dos síncronos de Ibiúna.
Tabela 12 – Redespacho nas Usinas do SIN
Redução (MW)
Ilha Solteira, Jupiá
Aumento (MW)
Reduz a absorção
do CS de Ibiúna
Aumenta a absorção
do CS de Ibiúna
1.Porto Primavera
2. Tauaruçu
3. Capivara
1.
2.
3.
4.
5.
1.Porto Primavera
2. Tauaruçu
3. Capivara
4. Ilha Solteira
5. Jupiá
6. Água Vermelha
1. L. C. Barreto
2. Furnas
1.Porto Primavera
2. Taquaruçu
3. Capivara
4. Jupiá
5. Ilha Solteira
6. Água Vermelha
1. L. C. Barreto
2. Furnas
Água Vermelha
São Simão
Itumbiara
L. C. Barreto
Furnas
São Simão, Itumbiara, Emborcação
Serra da Mesa
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
11 / 20
Itaipu 60Hz
Itaipu 50Hz
Aumenta a absorção do CS de Ibiúna
1.Porto Primavera
2. Tauaruçu
3. Capivara
4. Ilha Solteira
5. Jupiá
6. Água Vermelha
7. São Simão
8. Itumbiara
9. L. C. Barreto
10. Furnas
Aumenta a absorção do CS de Ibiúna
1.Porto Primavera
2. Tauaruçu
3. Capivara
4. Ilha Solteira
5. Jupiá
6. Água Vermelha
7. São Simão
8. Itumbiara
9. L. C. Barreto
10. Furnas
Cabe ressaltar que o redespacho na usina de Itaipu do 50Hz para o 60Hz não
deverá ser utilizado caso a margem de absorção de reativos dos síncronos de
Ibiúna esteja comprometida.
Também deve ser destacado que conforme descrito no Relatório Mensal de
Dezembro (item 4.4.3.1), o tape da transformação 500/345kV da SE Ibiúna não
deverá ser utilizado para reduzir a tensão no setor de 500kV, devido à elevação
que acarreta na absorção de reativos pelo CS de Ibiúna.
4.3
Região Sudeste / Centro Oeste
4.3.1
Área São Paulo
Para as condições de carga, geração e fluxos considerados nos estudos, e já
sendo tomadas as ações para controle no tronco de 765kV e Elo de CC, os
seguintes procedimentos deverão ser necessários para o efetivo controle de
tensão da área São Paulo:
a) Ligar todos os reatores disponíveis à operação das SEs Bauru, Araraquara,
Assis, Ribeirão Preto, Sumaré, Santo Ângelo, Embu Guaçu e Cabreúva caso
estejam desligados, inclusive aqueles pertencentes aos circuitos que venham
a ser desligados para o controle de tensão.
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
12 / 20
b) Sincronizar todas as unidades disponíveis na UH Ilha Solteira.
c) Operar a UHE H. Borden com todas as unidades disponíveis sincronizadas, e
com despacho mínimo.
d) Operar a UT Piratininga com despacho mínimo.
A adoção destes procedimentos conjugada com a exploração da capacidade de
absorção de reativos das usinas hidráulicas conectadas à rede de 440kV do
estado, deverá proporcionar uma tensão próxima ao limite operativo nos
barramentos de 440kV, além de um esgotamento da capacidade de absorção de
reativos dos compensadores síncronos das SEs Embu Guaçu e Santo Ângelo.
Porém, no caso da tensão ultrapassar o limite superior da faixa, as seguintes
medidas adicionais poderão ser tomadas:
e) Desligar LT 440 kV Araraquara – Santo Ângelo. Esta medida é capaz de
reduzir cerca de 1% na tensão da SE Araraquara, além de reduzir a absorção
de reativos dos CSs em aproximadamente 60Mvar e da UH Ilha Solteira em
40Mvar.
f) Persistindo os problemas para controle de tensão, poderá ser desligada LT
440 kV Ilha Solteira – Araraquara C1. Esta medida deverá reduzir a tensão
em aproximadamente mais 1%, em relação a situação indicada no item e)
nos barramentos próximos a Araraquara, além de uma redução adicional na
absorção dos CSs de aproximadamente 15Mvar e 200Mvar na UH Ilha
Solteira. No entanto a abertura desta linha de transmissão está condicionada
a seguinte restrição:
Geração (P.Primav + Taquaruçu + Jupiá + T.Irmãos + I.Solteira) < 4500MW
Caso ocorra redução na carga da área São Paulo e dificuldades extras no
controle de tensão deste sistema, podem-se adotar as seguintes medidas
adicionais nesta ordem:
g) Estando desligada a LT 440 kV Ilha Solteira – Araraquara C1, desligar LT 440
kV Bauru – Cabreúva C1. Esta medida visa atender o controle de tensão do
sistema, principalmente nas barras terminais, e dar margem de reat ivos das
usinas do sistema de 440 kV, principalmente Ilha Solteira.
h) Estando desligadas as LT 440 kV Ilha Solteira – Araraquara C1 e a LT 440 kV
Bauru – Cabreúva C1, desligar LT 440 kV Jupiá – Bauru C1, que também
visa aumentar a margem de reativos das usinas do sistema de 440 kV,
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
13 / 20
principalmente Ilha Solteira. A abertura desta linha de transmissão está
condicionada a seguinte restrição:
Geração (P.Primav + Taquaruçu + Jupiá + T.Irmãos + I.Solteira) < 4200MW
Vale ressaltar que, caso haja necessidade de abertura da LT 345 kV IbiúnaInterlagos para controle de harmônicos, a mesma contribui para margem de reativos
nos síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto bem como o controle de tensão no sistema
de 345 kV.
A redução no perfil de tensão do 440 kV tem reflexos positivos no controle de tensão
do tronco de 765 kV e no sistema de 500 kV do Paranaíba, porém tal medida só
deve ser tomada caso os recursos existentes nestes sistemas estejam totalmente
esgotados.
4.3.2
Área Rio de Janeiro / Espírito Santo
Considerando a previsão de carga e fluxos descritas no item 2, os procedimentos
de controle de tensão em vigor, deverão ser suficientes para o adequado
controle de tensão durante o período de carga mínima.
Não será necessário despachar as UTs Macaé Merchant e Eletrobolt por razões
elétricas.
Caso ocorra redução na carga da área Rio e se observem dificuldades adicionais
para o controle de tensão deste sistema, podem-se adotar as seguintes medidas
adicionais:
a) Inserir, conforme a necessidade, os reatores manobráveis de 60Mvar do
tronco de 345 kV entre Adrianópolis e Campos (mais efetivo para perfil
elevado no tronco de 345 kV).
b) Explorar os limites de absorção de reativos das usinas da área principa lmente
das unidades de Angra 1 e 2 (mais efetivo para o controle de tensão no
sistema de 500 kV).
c) Desligar um circuito da LT 500 kV Adrianópolis – C. Paulista (para um FRJ
menor que 3600 MW) sendo esta medida mais efetiva para o controle de
tensão no sistema de 500 kV.
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
14 / 20
d) Caso ainda seja necessário, desligar um circuito da LT 345 kV Itutinga Adrianópolis (sendo o FRJ inferior a 4000 MW) e um circuito da LT 345kV
Furnas – Itutinga (para valores de FRJ inferiores a 3100 MW), sendo que
neste último caso o tronco 345kV Adrianópolis-Macaé-Campos-Vitória deverá
passar a operar com um mínimo de 3 reatores de 60Mvar ligados em Campos
e Vitória.
4.3.3
Área Minas Gerais
Para o adequado controle de tensão na Área Minas Gerais, além da utilização
plena dos equipamentos manobráveis, os seguintes recursos deverão ser
explorados:
a) Exploração da capacidade de absorção de reativos das UHs Emborcação e
Itumbiara, mantendo ao menos 3 unidades sincronizadas em cada usina,
operando como síncrono caso seja necessário.
b) Exploração da capacidade de absorção de reativos das UHs Furnas e
L.C.Barreto, mantendo ao menos 4 unidade sincronizadas em cada usina,
operando como síncronos caso seja necessário.
c) Desligar a LT 500kV Neves – São Gotardo, retornando à operação com o
reator desta linha.
4.3.4
Área Goiás – Brasília e Mato Grosso
Considerando as previsões de carga descritas no item 2, os recursos e
procedimentos para controle de tensão disponíveis na área deverão ser
suficientes. No entanto, de forma a buscar uma melhor margem para operação,
as seguintes medidas deverão ser adotadas:
a) Desligar a LT 500kV Samambaia – Itumbiara, de forma a reduzir a absorção
de reativos pelas máquinas de Emborcação e Itumbiara.
b) Maximizar o número de máquinas sincronizadas na UH Serra da Mesa, de
forma a explorar sua absorção de reativos.
De forma a atender a restrição de exportação do Mato Grosso (FMT < 260MW),
poderá ser necessário o desligamento de uma das unidades da UT Mário Covas,
ressaltando que não há necessidade de despacho nesta usina por razão elétrica.
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
15 / 20
4.4
Região Sul
Os procedimentos para controle de tensão no período de carga mínima se
encontram no Relatório Mensal de Dezembro.
4.5
Região Norte / Nordeste
4.5.1
Faixas de tensão
As faixas de tensão são as mesmas definidas no relatório quadrimestral relativo
ao 3º Quadrimestre de 2003.
4.5.2
Carregamento dos compensadores síncronos
Controlar cada compensador síncrono de Marabá, Imperatriz, P. Dutra e UTE
São Luís operando dentro das faixas indicadas na Tabela 13:
Tabela 13 - Faixas de potência reativa para os CS da interligação Norte/Nordeste
Instalação
4.5.3
Faixa Operativa de cada
compensador síncrono
Marabá
-60 a +120Mvar
Imperatriz
-50 a +80Mvar
P. Dutra
-50 a +70Mvar
UTE São Luís
-10 a +5Mvar
Configuração de reatores manobráveis
Interligação Norte – Nordeste
Energizar/desenergizar reatores de barra de 500kV de P. Dutra e Imperatriz em
função do valor de absorção / fornecimento de potência reativa dos
compensadores síncronos de Marabá, Imperatriz e P. Dutra.
Para este período de carga mínima é esperado a necessidade de energização
dos reatores de barra das SEs P.Dutra e Imperatriz especialmente para valores
de FNE abaixo de 900 MW.
Interligação Sudeste – Nordeste
Manter energizados ao longo de toda a jornada diária os reatores de barra de
500 kV das SE Ibicoara e Rio das Éguas.
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
16 / 20
4.5.4
Desligamento de circuitos de 500 kV para controle de tensão
Foram admitidos desligamentos de circuitos como último recurso para controle
de tensão, ou seja, este procedimento somente deverá ser adotado depois de
esgotados todos os recursos de faixa de tensão, de chaveamento de reatores e
de absorção de reativos dos compensadores síncronos e das máquinas da UHE
Tucuruí. Deve-se verificar inclusive que estejam sincronizadas o maior número
possível de unidades geradoras na UHE Tucuruí I e II. Adicionalmente devem ser
observadas às seguintes instruções:
a) Deve-se procurar manter as tensões nos limites superiores de suas faixas,
uma vez que neste ponto o sistema apresenta um melhor nível de
estabilidade dinâmica quando submetido a emergências;
b) Garantir, como folga operativa, a absorção máxima de –150 Mvar no
compensador estático da SE Bom Jesus da Lapa II;
c) Procurar manter o maior tempo possível energizados os reatores de barra
disponíveis nas SE P. Dutra e Imperatriz;
d) Manter energizados, ao longo de toda jornada diária e independente do
intercâmbio praticado nas Interligações, os reatores de barra das
subestações de Teresina, Boa Esperança, Açailândia e São Luis II;
e) Depois de esgotados todos os recursos disponíveis como faixa de tensão e
energização de reatores e havendo necessidade de garantir a absorção
máxima de –50 Mvar nos compensadores síncronos das subestações de
Imperatriz e P. Dutra, bem como a máxima absorção de potência reativa das
máquinas da UHE Tucuruí, efetuar o desligamento de circuitos de 500 kV
como último recurso possível. No caso de esgotamento da absorção das
máquinas da UHE Tucuruí, deve-se verificar que estejam sincronizadas o
maior número possível de unidades geradoras na UHE Tucuruí I e II;
Tucuruí
f) A política energética, relativa à carga mínima do final de ano, prevê a
operação da interligação Norte / Nordeste com contribuição para os valores
de FNE provenientes prioritariamente da Região Sudeste e com mínima
contribuição da UHE Tucuruí para esse intercâmbio. Esta operação implica
num esvaziamento do eixo 500 kV Tucuruí – Marabá – Imperatriz e
conseqüente maior absorção de potência reativa das máquinas da UHE
Tucuruí. Nestas condições é previsto a necessidade do desligamento de um
circuito entre as SEs Tucuruí e Marabá. Esta medida está condicionada a um
fluxo máximo total de 2000 MW nos três circuitos da LT 500 kV Tucuruí –
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
17 / 20
Marabá, verificando-se que estejam sincronizadas o maior número possível
de unidades geradoras na UHE Tucuruí I e II.
Imperatriz
g) Caso o problema esteja localizado entre as SEs Marabá e Imperatriz, é mais
efetivo o desligamento da LT 500 kV Marabá – Açailândia pois esta medida
tem forte influência nas tensões de Imperatriz e Marabá bem como em P.
Dutra e para os compensadores síncronos destas subestações. É possível
adoção desta medida em conjunto com o desligamento de um dos circuitos
entre Tucuruí e Marabá, porém nesse caso devem ser observadas às
seguintes restrições:
i.
ii.
iii.
iv.
FNE < 1000 MW;
Recebimento Nordeste (FNE + FSENE) < 1600 MW;
Exportação SE (FMCCO + FSENE) < 1400 MW;
Fluxo máximo total de 2000 MW nos três circuitos da LT 500 kV
Tucuruí – Marabá
Presidente Dutra
h) Caso o problema esteja localizado a partir da SE Presidente Dutra, é mais
efetivo o desligamento da LT 500 kV P.Dutra – Açailândia ao invés da
Marabá-Açailândia, pois esta tem uma maior influência nas tensões de P.
Dutra e Imperatriz e para os compensadores síncronos destas subestações.
É possível adoção desta medida em conjunto com o desligamento de um dos
circuitos entre Tucuruí e Marabá, porém nesse caso devem ser observadas
as mesmas restrições do item anterior. Caso existam indisponibilidades de
equipamentos no eixo entre Imperatriz e Presidente Dutra, principalmente de
compensação série fixa, é proibitivo o desligamento de outra LT de 500 kV
neste trecho para controle de tensão. Em último caso deve-se optar pelo
desligamento da própria LT que esteja com a compensação indisponível
procurando deixar o sistema de transmissão o mais íntegro possível.
i) Caso sejam programados valores de FNE inferiores a 200 MW, o
desligamento da LT 500 kV P. Dutra – Açailândia não será suficiente para
garantir o controle de tensão sem violar o limite de absorção de reativo dos
compensadores síncronos. Neste caso deve-se programar o desligamento do
circuito dois da LT 500 kV P. Dutra – Imperatriz ao invés do circuito P. Dutra Açailândia. Caso ainda seja necessário o desligamento adicional de circuitos,
em função da localização do problema, ou seja, nível de absorção das
máquinas da UHE Tucuruí ou dos compensadores síncronos das SE P. Dutra
e/ou Imperatriz, se deverá manobrar a LT 500 kV Tucuruí – Marabá C3 ou a
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
18 / 20
LT Marabá – Açailândia, respectivamente. Também nesse caso deve-se
verificar que estejam sincronizadas o maior número possível de unidades
geradoras na UHE Tucuruí I e II.
5
CARGA MÁXIMA DO DIA 31/12/03
É previsto para às 21:00 horas do dia 31/12/03 a ocorrência da ponta de carga
do período de fim de ano. A carga máxima deste período, apesar de ser menor
que a carga pesada normal de dias úteis, apresenta alguns problemas adicionais
devido a diferente distribuição espacial das cargas.
No entanto, a única medida adicional que deverá ser tomada é relativa à
operação da área Rio de Janeiro / Espírito Santo, que apresentará um elevado
nível de carga nas regiões litorâneas (patamar de carga pesada) enquanto que
na região metropolitana do Rio de Janeiro, deverá se observar um patamar de
carga leve. Com isso, para o adequado controle de tensão na área, o tape da
transformação 500/345kV da SE Adrianópolis deverá ser explorado de forma a
manter uma tensão elevada no 345kV (máximo da faixa), sem provocar
problemas no 500kV.
Deverão ser sincronizadas no mínimo 5 unidades geradoras na UT Macaé
Merchant, para atendimento à inequação da perda de um circuito ( 1) da LT
345kV Adrianópolis – Macaé sobre o remanescente (2).
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
19 / 20
Lista de figuras, quadros e tabelas
Tabelas
Tabela 1 - Cargas consideradas nos estudos
Tabela 2 – Equipamentos de Controle de Tensão
Indisponíveis
Tabela 3 – Fluxos Agregados
Tabela 4 - Principais despachos considerados nos estudos
– térmicas
Tabela 5 - Principais despachos considerados nos estudos
– hidráulicas
Tabela 6 - Perfil de tensão no tronco de 765 kV obtido nos
estudos
Tabela 7 - Limites com a rede alterada – carga leve/mínima
(1)
Tabela 8 - Variações de tensão e potência reativa
esperadas (1)
Tabela 9 - Limites com a rede alterada – carga leve/mínima
(2)
Tabela 10 - Variações de tensão e potência reativa
esperadas (2)
Tabela 11 - Despacho do Elo CC e Filtragem associada
Tabela 12 – Redespacho nas Usinas do SIN
Tabela 13 - Faixas de potência reativa para os CS da
interligação Norte/Nordeste
ONS RE 3-374/2003 PROCEDIMENTOS ADICIONAIS PARA CONTROLE DE TENSÃO NO FINAL DE ANO
5
6
7
7
8
8
10
10
10
11
11
12
17
20 / 20