RE-3-412-2005-Procedimentos para a Operação do SIN

PROCEDIMENTOS PARA A
OPERAÇÃO DO SIN
DURANTE O 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
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ONS RE 3-412/2005
PROCEDIMENTOS PARA A
OPERAÇÃO DO SIN
DURANTE O FINAL DE ANO
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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Sumário
1
INTRODUÇÃO
4
2
CONCLUSÃO
4
3
DIRETRIZES
4
4
4.1
4.2
PONTOS DE DESTAQUE
Carga Leve / Mínima
Carga Máxima
6
6
7
5
5.5.5
5.5.6
5.5.7
RECOMENDAÇÕES OPERATIVAS – CARGA
MÍNIMA
Sistema de 765 kV
Elo de Corrente Contínua
Restrições na Operação do Elo de CC
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
Carregamento dos compensadores síncronos e
estáticos
Configuração de reatores manobráveis
Desligamento de circuitos de 500 kV para controle
de tensão nas interligações
Desligamento das Compensações Séries Fixas das
LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 e C2 da SE
Colinas
Procedimentos de controle de tensão
Diretrizes para a UHE Tucuruí
Malha Regional dos Sistemas Norte e Nordeste
6
CARGA MÁXIMA DOS DIAS 24 E 31/12/05
7
ANEXO - DADOS E PREMISSAS
CONSIDERADAS
Cargas
Principais Equipamentos para Controle de Tensão
Indisponíveis no Período
Fluxos para as áreas geoelétricas
Principais despachos de geração considerados
nos estudos
5.1
5.2
5.2.1
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.4
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
7.1
7.2
7.3
7.4
Lista de figuras, quadros e tabelas
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7
8
10
11
11
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18
18
19
20
20
20
22
23
23
24
24
25
25
26
28
3 / 28
1
INTRODUÇÃO
Este trabalho tem como objetivo complementar as diretrizes para controle de
tensão recomendadas no relatório referente ao terceiro Quadrimestre de 2005,
definindo medidas adicionais para a operação do SIN durante as festividades de
final de ano, especialmente para o período entre 24 e 26 de dezembro assim
como 31 de dezembro e 02 de janeiro de 2006, levando em conta a grande
variação na distribuição espacial da carga nas áreas do sistema, sobretudo em
função da elevação do consumo nas regiões litorâneas, decorrente dos eventos
turísticos.
É também avaliado o desempenho do SIN quanto ao aspecto da segurança e do
controle de tensão, considerando a ocorrência da carga mínima anual,
característica do comportamento do consumo neste período do ano.
2
CONCLUSÃO
Para as condições de carga, geração, topologia da rede e fluxos previstos, os
recursos existentes no sistema serão suficientes para operação do SIN segundo
os critérios definidos nos Procedimentos de Rede e, um adequado controle de
tensão.
A carga mínima prevista para o sistema Sudeste / Centro Oeste, é da ordem de
18200MW, para o sistema Norte / Nordeste é de aproximadamente 7400MW e
para o sistema Sul é da ordem de 4500MW. Estes valores são próximos aos
ocorridos no ano anterior.
A carga máxima prevista para o sistema Sudeste / Centro Oeste, é da ordem de
31300MW, para o sistema Norte / Nordeste é de aproximadamente 11600MW e
para o sistema Sul é da ordem de 8000MW. Estes valores são próximos aos
ocorridos no ano anterior.
3
DIRETRIZES
De forma a prover o SIN de maior segurança operacional as seguintes medidas
adicionais serão implementadas:

Realização de intervenções que não possam ser postergadas, em função
de risco para vidas humanas e equipamentos.
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
Medidas operativas que visam minimizar o número de desligamentos de
linhas de transmissão para controle de tensão.

Reforço de equipes de pré-operação, infra-estrutura e tempo real dos
Centros de Operação do ONS.

Recomendação às Empresas de geração e transmissão:
a) Manter disponíveis e em operação normal os equipamentos das
instalações – de usinas, assim como de subestações e linhas de
transmissão da Rede Básica e aquelas incluídas na Rede de Operação;
b) Reforçar equipes de tempo real das instalações mais críticas;
c) Para instalações desassistidas, assegurar esquemas especiais para
pronta intervenção;
d) Estabelecer esquema especial para as turmas de manutenção.

Solicitação às Empresas de Distribuição que adotem procedimento
análogo às de geração e transmissão.

Solicitação a Empresas de Distribuição que informem aos Centros de
Operação do ONS sobre ocorrências na rede distribuição, como suporte à
comunicação institucional, permitindo informar às autoridades, quando
questionadas, sobre avaliação global das condições de atendimento.
Para o adequado desempenho do SIN, a programação de geração e
intercâmbios principalmente para o período de carga leve/mínima deverá atender
aos seguintes requisitos:
a) Exportação de energia da Região Norte superior a 1500MW;
b) Fluxo na LT 500kV Imperatriz - Colinas superior a 700MW neste
sentido;
c) Fluxo na interligação Norte/ Nordeste superior a 850MW ;
d) Fluxo na LT 750kV Ivaiporã – Itaberá superior a 3900MW;
e) Fluxo no Elo de Corrente Contínua em valores não inferiores a
3000MW;
f) Operação como síncrono das unidades geradoras disponíveis da UHE
Henry Borden;
g) Maximização do número de unidades geradoras em operação, mesmo
que como compensadores síncronos.
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PONTOS DE DESTAQUE
4.1
Carga Leve / Mínima
Mesmo após a adoção das diretrizes anteriormente apresentadas, poderá ser
necessária a abertura de circuitos em função da indisponibilidade de
equipamentos de controle de tensão e/ou na ocorrência de carga inferior àquela
considerada nos estudos.
Região Sudeste / Centro Oeste

No caso do tronco de 765kV deve-se buscar a elevação do fluxo Fluxo
para o Sudeste (FSE) através da elevação do despacho de geração nas
usinas da região Sul e/ou da UHE Itaipu 60Hz antes da abertura de
circuitos. Não sendo possível a reprogramação acima descrita, deverá ser
desligado um circuito da LT 765kV Itaberá – Tijuco Preto,
preferencialmente o circuito 1 ou o circuito 2. Caso ainda sejam
verificadas dificuldades de controle de tensão após a abertura de uma LT
765kV Itaberá – Tijuco Preto, proceder o desligamento de um dos
circuitos da LT 765kV Ivaiporã-Itaberá. Nesta situação, configuração 3-22, deverá se respeitar o FSE limite de 4100 MVA, referente ao limite em
emergência do circuito remanescente para a perda de mais um circuito no
trecho Ivaiporã – Tijuco Preto.

Para a malha de 440kV do estado de São Paulo, caso haja esgotamento
de todos os recursos disponíveis para controle de tensão, como a
exploração da capacidade de absorção de reativos das usinas hidráulicas
conectadas à rede de 440kV e dos Compensadores Síncronos de Santo
Ângelo e Embu Guaçu deverá ser desligada a LT 440kV Ilha Solteira –
Araraquara C2.
Região Sul

Para a carga considerada não foi detectada a necessidade de abertura de
circuitos para controle de tensão considerando os recursos disponíveis.
No entanto, ocorrendo valores de carga inferiores, recursos de abertura
de circuito como a LT 525kV Itá – Garabi II, LT 525kV Itá – Caxias e LT
525kV Areia – Curitiba ou Areia – Bateias poderão ser utilizados.
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Região Nordeste
4.2

O desligamento da LT 500 kV Presidente Dutra – Açailândia, poderá ser
necessário para a operação com valor de exportação pelo Norte (FNE +
FCOMC) inferior a 1300 MW. Neste caso deve-se respeitar o Fluxo Norte
– Nordeste (FNE) máximo de 1100 MW, Fluxo Colinas – Miracema
(FCOMC) máximo de 1700 MW e Fluxo Norte – Sudeste (FNS) máximo
de 2500 MW. Ressalta-se que esse valor de exportação da região Norte é
orientativo uma vez que é prioritário o esgotamento dos recursos
disponíveis para o controle de tensão. No entanto, se o desligamento da
LT 500 kV Presidente Dutra – Açailândia não for suficiente para garantir o
controle de tensão, sem violar o limite de absorção de reativos dos
compensadores síncronos, deve-se programar o desligamento do circuito
2 da LT 500 kV Presidente Dutra – Imperatriz ao invés do circuito
Presidente Dutra – Açailândia.

Com a entrada em operação da LT 500kV Teresina - Sobral C2 e da LT
500kV Sobral - Fortaleza C2, caso não seja possível efetuar controle de
tensão na malha de 500kV da região nordeste, deverá ser desligada a LT
500kV Milagres – Quixadá - Fortaleza utilizando os recursos da malha de
230kV, em especial, os compensadores estáticos das SEs Milagres e
Fortaleza para auxiliar no controle de tensão, bem como a energização do
reator 150Mvar/500kV da LT Quixadá – Fortaleza em Fortaleza, conforme
procedimentos atuais. Tal medida deverá ser adotada somente após
esgotados todos os demais recursos para controle de tensão bem como a
possibilidade de elevação da geração da UHE Tucuruí com a
conseqüente contribuição para o fluxo do recebimento pelo Nordeste
(RNE).
Carga Máxima
Não são esperados problemas para o controle de tensão durante a carga
máxima deste período.
5
RECOMENDAÇÕES OPERATIVAS – CARGA MÍNIMA
Para o eficiente controle da tensão em todo o SIN, é de fundamental impor tância
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.
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Cabe ressaltar, que os recursos disponíveis para controle de tensão deverão ser
explorados antes do desligamento de linhas de transmissão, operando as
unidades geradoras subexcitadas, e quando necessário e possível, como
compensador síncrono, bem como os compensadores síncronos absorvendo
potência reativa.
Adicionalmente, deverão ser sincronizadas o maior número possível de unidades
geradoras durante este período.
5.1
Sistema de 765 kV
A Tabela 1 apresenta os valores de tensão ao longo do tronco de 765 kV
considerados nos estudos.
Tabela 1 - 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)
0,990
1,024
1,015
0,997
1,027
0,982
Para as condições de carga, geração e fluxos descritos no Anexo deste
documento, os seguintes procedimentos foram necessários para o efetivo
controle de tensão do tronco de 765 kV:





Ligar todos os reatores disponíveis do tronco de 765kV.
Ligar todos os reatores do terciário da transformação 765/500/69kV 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, preferencialmente, no valor de
tensão igual a 100%.
Desligar todos os capacitores inclusive dos sistemas de distribuição, assim
como energizar todos os reatores.
Caso ocorram dificuldades extras no controle de tensão do tronco, as seguintes
medidas adicionais poderão ser adotadas:
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
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,
serem observados os limites de atendimento ao 525 kV da região Sul.

Utilizar-se dos recursos existentes de controle de tape dos transformadores da
SE Tijuco Preto 765/345 kV (para explorar a capacidade de absorção dos
compensadores síncronos de Tijuco Preto, Ibiúna e das máquinas da UHE
Henry Borden que estiverem operando como síncrono) e 765/500 kV (para
utilizar os reatores disponíveis no tronco de 500kV da área Rio de Janeiro)

Considerando uma tensão mínima limite de 765kV (100%) em Itaipu 60 Hz500 kV, desligar preferencialmente o circuito 1 ou o circuito 2 da LT 765kV
Itaberá -Tijuco Preto – configuração 3-3-2, observando-se os limites descritos
na IO-OC.SSE vigente:
Tabela 2 – Limite para indisponibilidade de um circuito 765kV Itaberá – Tijuco Preto
Período de Carga
Lógica 2 do CLP
Pesada / Média
Leve / Mínima
FSE( MW)
FSE (MW)
Fora de operação
4100
4100
Em operação
4300
4300
No caso da abertura de um circuito da LT 765kV Itaberá -Tijuco Preto, são
esperadas as seguintes variações de tensão e potência reativa (Tabela 3), em
relação à configuração original:
Tabela 3 - Variações de tensão e potência reativa esperadas
Equipamento/Barra
Compensadores Síncronos de Grajaú
Compensadores Síncronos de Ibiúna
Compensador Síncrono de Tijuco Preto
VT – 765 kV
Ivaiporã – 765 kV
Itaberá – 765 kV
Tijuco Preto – 765 kV

Variação
+ 45 Mvar
+220 Mvar
+42 Mvar
-3,3%
-2,4%
-3,3%
-2,4%
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, onde são esperadas as seguintes variações de tensão e
potência reativa (Tabela 4), em relação à configuração 3-3-2:
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Tabela 4 - Variações de tensão e potência reativa esperadas
Equipamento/Barra
Variação
VT – 765 kV
Ivaiporã – 765 kV
Itaberá – 765 kV
Tijuco Preto – 765 kV
-1,2%
-1,0%
-0,6%
-0,3%
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 de
potência reativa 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.
5.2
Elo de Corrente Contínua
Para as condições de carga, geração e fluxos descritos no Anexo deste
documento, de modo a possibilitar uma maior margem de potência reativa aos
síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto para proceder um efetivo controle de tensão
no tronco de 345 kV, o Elo CC deverá operar com 7 conversores, no período de
carga leve compreendido entre os dias 25 e 26 de dezembro e 01 e 02 de janeiro
de 2006. Esta operação irá permitir a redução do número de filtros na SE Ibiúna,
que conduzirá à redução da absorção de potência reativa pelos síncronos da
área.
A Tabela 5 apresenta a sensibilidade para a absorção de potência reativa pelos
síncronos de Ibiúna considerando diferentes valores de potência no Elo CC e na
geração da UHE Itaipu 60Hz e uma filtragem mínima conforme estabelecido na
IO-ON.ECC.
Tabela 5 – Absorção de potência reativa pelos CSs de Ibiúna
Elo CC* (MW)
Itaipu 60Hz (MW)
Filtragem (Mvar)
CSs Ibiúna (Mvar)
3900
3200
3600
4600
5300
4900
1966
1729
1729
-477
-540
-385
* 8 conversores
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Caso haja necessidade de redespacho de geração, a Tabela 6 abaixo apresenta
a prioridade para tal nas usinas do SIN com o intuito de otimizar a absorção de
reativo dos síncronos de Ibiúna.
Tabela 6 – Redespacho nas Usinas do SIN
Aumento de geração (MW)
Redução de geração (MW)
Reduz a absorção do CS
de Ibiúna
Aumenta a absorção do
CS de Ibiúna
Ilha Solteira, Jupiá
1.Porto Primavera
2. Taquaruçu
3. Capivara
1.
2.
3.
4.
5.
Água Vermelha
São Simão
Itumbiara
L. C. Barreto
Furnas
São Simão, Itumbiara, Emborcação
1.Porto Primavera
2. Taquaruçu
3. Capivara
4. Ilha Solteira
5. Jupiá
6. Água Vermelha
1. L. C. Barreto
2. Furnas
Serra da Mesa
1.Porto Primavera
2. Taquaruçu
3. Capivara
4. Jupiá
5. Ilha Solteira
6. Água Vermelha
1. L. C. Barreto
2. 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 seja comprometida.
Também deve ser destacado que conforme descrito no Relatório Mensal de
Dezembro de 2003, 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.
5.2.1
Restrições na Operação do Elo de CC
As avaliações consideraram a restrição operativa informada por Furnas para a
operação do Elo de Corrente Contínua, em Ibiúna, na modalidade “High Mvar”.
5.3
Região Sudeste / Centro Oeste
5.3.1
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
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seguintes procedimentos deverão ser necessários para o efetivo controle de
tensão da área São Paulo:
a) Desligar os bancos de capacitores da malha de 88 kV e 138kV da área São
Paulo conforme MOP – CNOS 223/2005, bem como da rede de distribuição.
b) Manter ligados todos os reatores disponíveis à operação das SEs Bauru,
Araraquara, Assis, 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.
c) Sincronizar todas as unidades geradoras disponíveis conectadas à malha de
440kV e 138kV do estado de São Paulo. Destaca-se que o desempenho
dinâmico do sistema é prejudicado quando da operação das unidades
geradoras subexcitadas, e portanto, todos os recursos como o desligamento
de capacitores e a energização de reatores, além da utilização da capacidade
de absorção dos compensadores síncronos deve ser utilizada antes de
subexcitar as unidades geradoras.
d) Operar a UHE Henry Borden com todas as unidades disponíveis
sincronizadas, sendo aquelas conectadas ao setor de 230kV operando como
compensador síncrono e as unidades geradoras conectadas ao 88kV
mantidas 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 um perfil de tensão adequado nesta malha de
transmissão. Entretanto, caso haja o esgotamento dos recursos operativos para
o controle de tensão nos barramentos de 440kV além da possibilidade de
esgotamento da capacidade de absorção de reativos dos compensadores
síncronos das SEs Embu Guaçu e Santo Ângelo, deverá ser procedido o
desligamento da LT 440kV Ilha Solteira – Araraquara C2, reconectando em
seguida o reator RE02 ao barramento de 440kV da SE Araraquara. A abertura do
circuito 2 da LT 440kV Ilha Solteira – Araraquara visa evitar a perda dupla das
LTs 440kV Ilha Solteira – Araraquara C2 e Ilha Solteira – Água Vermelha
estando o circuito 1 desta LT aberto.
No entanto, caso haja a tendência da tensão ultrapassar o limite superior da
faixa, as seguintes medidas adicionais poderão ser tomadas:

Desligar a LT 440 kV Araraquara – Santo Ângelo. Esta medida é capaz
de reduzir cerca de 1% na tensão da SE Araraquara, além de reduzir a
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absorção de reativos dos CSs em aproximadamente 40Mvar e da UHE
Ilha Solteira em 50Mvar.
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:
a) Estando desligada a LT 440 kV Ilha Solteira – Araraquara C2, 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 na UHE Ilha Solteira.
b) Estando desligadas as LT 440 kV Ilha Solteira – Araraquara C2 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,
principalmente na UHE Ilha Solteira.
Cumpre ressaltar que a abertura das linhas de transmissão acima descritas
deverão atender aos limites descritos na IO–ON.4SP vigente.
Caso haja necessidade de abertura da LT 345 kV Ibiúna-Interlagos para controle de
harmônicos, a mesma contribui para a elevação da margem de reativos nos
síncronos de Ibiúna e Tijuco Preto, bem como para o controle de tensão no sistema
de 345 kV. Neste caso, deverá ser respeitada a seguinte inequação conforme
descrito na MOP- CNOS 194/2005:
FTR Cabreúva 440/230 kV + FTR Embu-Guaçu 440/345 kV + F LT 345 kV Ibiúna /
Interlagos C1 e C2 + F LT 345 kV Tijuco Preto / Baixada C1, C2 e C3 < 4200 MW
Após a abertura de um circuito da LT 345 kV Ibiúna – Interlagos somente no terminal
de Ibiúna para eliminação da sobrecarga harmônica, monitorar continuamente a
seguinte inequação:
FTR Cabreúva 440/230 kV + FTR Embu-Guaçu 440/345 kV + F LT 345 kV Ibiúna /
Interlagos C1 ou C2 + F LT 345 kV Tijuco Preto / Baixada C1, C2 e C3 < 4200 MW
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
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deve ser tomada caso os recursos existentes nestes sistemas estejam totalmente
esgotados.
5.3.2
Área Rio de Janeiro / Espírito Santo
Para a área Rio de Janeiro / Espírito Santo, o controle de tensão deverá ser
efetuado de forma a se evitar ao máximo possível o desligamento de circuitos.
Para isto, deve-se ligar os reatores da área e solicitar à Light, Ampla e Escelsa
desligar todos os capacitores manobráveis conectados à sua rede, inclusive os
dos sistemas de distribuição. Adicionalmente, deve-se reduzir a tensão de
geração das usinas da Light, Escelsa e das usinas da bacia do rio Grande.
Caso haja a indisponibilidade simultânea das UTNs Angra 1 e 2 para o período
em estudo, a não utilização da capacidade de absorção de reativos destas
usinas não deverá resultar em dificuldades adicionais para o controle de tensão
na malha de 500kV.
O despacho de geração da UTE Norte Fluminense deverá ser programado em
360MW para permitir a operação segura do tronco de 345kV de suprimento ao
norte do estado do Rio de Janeiro.
O despacho de geração da UTE Termorio deverá ser programado em 100MW
tendo em vista a manutenção do processo associado à Refinaria Duque de
Caxias (REDUC).
Caso sejam observadas dificuldades adicionais para o controle de tensão deste
sistema, deve-se adotar as medidas de abertura de linhas de transmissão após
esgotados todos os demais recursos conforme descrito na IO–ON.SE.5RJ
vigente:
a) Desligar preferencialmente o circuito 2 da LT 500 kV Adrianópolis-Cachoeira
Paulista.
b) Desligar a LT 500 KV Cachoeira Paulista - Tijuco Preto C2.
c) Reduzir a geração térmica da área Rio de Janeiro de modo a evitar a abertura
de outro circuito da LT 500kV Adrianópolis – Cachoeira Paulista.
d) Reduzir a geração hidráulica da área Rio de Janeiro de modo a evitar a
abertura de outro circuito da LT 500kV Adrianópolis – Cachoeira Paulista.
e) Caso após a redução da geração das usinas térmicas e hidráulicas que
estejam sincronizadas na área, as tensões da área continuem acima das
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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faixas permitidas, proceder a abertura do circuito 3 da LT 500kV Adrianópolis
– Cachoeira Paulista.
5.3.3
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 usinas da área,
mantendo 4 unidades geradoras sincronizadas na UHE Emborcação e no
mínimo 5 unidades geradoras sincronizadas na UHE Itumbiara, operando
como síncrono caso seja necessário.
b) Exploração da capacidade de absorção de reativos das usinas da área,
mantendo no mínimo 6 unidades geradoras sincronizadas na UHE Furnas e 5
unidades geradoras sincronizadas na UHE Luis Carlos Barreto, operando
como síncrono caso seja necessário. Segundo informação da Operação em
Tempo Real, a UG 4 da UHE Luis Carlos Barreto não deve operar
subexcitada, devido ocorrências de vibrações.
Caso sejam observadas dificuldades adicionais para o controle de tensão deste
sistema, pode-se adotar as seguintes medidas:
a) Deve-se desligar, preferencialmente, a LT 500kV Bom Despacho 3 – Neves
C1, de modo que o reator S12 da SE Neves permaneça disponível à
operação.
Esta LT deverá ser desligada nas situações de sobretensões generalizadas na
área Minas Gerais. Com o desligamento da mesma, prevê-se uma queda de
tensão em torno de 3% nas barras de 500 kV e 345 kV da SE Neves 1.
Caso esta linha esteja desligada para controle de tensão e antes que o Fluxo
para a área Minas Gerais (FMG) atinja valores superiores a 3100 MW, que
corresponde a uma carga da área Minas Gerais em torno de 4500 MW (RMG=
4330 MW) (dependendo da geração da Região Central), a linha deverá ser
religada. O máximo valor de requisito que pode ser atendido sem o retorno da
LT1 500 kV Bom Despacho 3 – Neves 1, caso haja perda permanente da LT2
500 kV Bom Despacho 3 – Neves 1, está em torno de 5000 MW (RMG= 4830
MW), correspondendo a um FMG de 3500 MW, já considerando a tomada de
ações corretivas tais como elevação de geração da Região Central,
desligamento de reatores e religamento de bancos de capacitor es.
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
15 / 28
Caso haja perda de uma 2ª LT de 500kV e não sendo possível religá-la,
deverá ser religada a LT1 500 kV Bom Despacho 3 – Neves 1.
b) Na impossibilidade de desligamento da LT1 500 kV Bom Despacho 3 – Neves
1, deve-se desligar a LT2 500 kV Bom Despacho 3 – Neves 1. Com o
desligamento desta LT prevê-se uma queda de tensão em torno de 3% nas
barras de 500 kV e 345 kV da SE Neves 1.
Caso esta LT também não possa ser desligada, desligar uma das LTs 500 kV
Bom Despacho 3 – Jaguara. Com o desligamento desta LT prevê-se uma
queda de tensão em torno de 3% nas barras de 500kV e 345kV de Neves 1.
Estas linhas deverão ser religadas para requisitos superiores a 4500 MW
(RMG= 4330 MW).
Cabe ressaltar que o desligamento da LT 500 kV Emborcação – Samambaia tem
um reflexo pequeno nas tensões da Região Central, não sendo, portanto, medida
para controle de tensão para a área Minas Gerais.
Nota: Requisito Minas Gerais (RMG) é definido como a carga da área Minas Gerais (CEMIG-Distribuição e
consumidores livres do 230 kV) sem as perdas das LTs de 500 kV e 345 kV.
5.3.4
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,
a seguinte medida deverá ser adotada:
- Operar o barramento em 500kV da SE Serra da Mesa no limite inferior da faixa
de tensão, mantendo no mínimo 2 unidades geradoras sincronizadas nesta
usina, explorando sua capacidade de absorção de reativos.
O controle de tensão na área GO/BR deverá ser realizado através dos seguintes
recursos:
a) Manobrar os capacitores nas SE Samambaia, Bandeirantes, Barro Alto e
Brasília Sul;
b) Manobrar o reator de linha da LT 500 kV Samambaia – Itumbiara, em
Itumbiara;
c) Manobrar o reator de linha da LT 345 kV Samambaia – Bandeirantes, em
Bandeirantes e, os reatores de barra em Brasília Sul 13,8 kV e Barro Alto 230
kV;
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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d) Explorar os reativos das máquinas das UHE Serra da Mesa, Itumbiara,
Corumbá, Cana Brava, Lajeado, São Simão e Emborcação;
e) Alterar os tapes da transformação de Samambaia 500/345 kV e do
transformador de Serra da Mesa 500/230 kV de forma a controlar as tensões
no 345 kV e 230 kV respectivamente.
Dependendo do número de máquinas sincronizadas na área, poderão ser
esgotados todos os recursos disponíveis para o controle de tensão, devendo ser
necessária a adoção de medidas adicionais a saber:
a) Caso sejam esgotados os recursos acima descritos, deve-se proceder a
abertura da LT 500 kV Samambaia – Serra da Mesa C1.
b) Caso a abertura da LT 500 kV Samambaia – Serra da Mesa C1 não seja
suficiente para resolver os problemas de tensões elevadas na área, deve-se
proceder a abertura da LT 500 kV Samambaia – Emborcação.
5.4
Região Sul
Área 525kV
Considerando as diretrizes eletroenergéticas, os montantes de carga previ stos, e
os níveis de tensão atualmente praticados na SE 525kV de Ivaiporã, verifica-se a
possibilidade de ocorrerem maiores dificuldades para o controle de tensão no
setor de 525kV na região de Blumenau e Caxias. Neste caso, os seguintes
recursos deverão ser utilizados:
- Manutenção de todas as máquinas disponíveis em operação no sistema Sul
operando subexcitadas, mesmo como compensador síncrono, evitando o
desligamento daquelas que não operam nesta modalidade.
- Utilização integral dos recursos de compensação reativa disponíveis,
inclusive dos compensadores síncronos da SE Ilhota;
- Dentro do possível, promover a elevação das tensões para os valores
máximos da faixa operativa no 230kV de Blumenau, Curitiba, Gravataí e Caxias,
utilizando o recurso dos LTC dos ATR 525/230kV destas SE, monitorando,
contudo, o efeito no sistema de 230kV.
A redução da tensão no 525kV de Ivaiporã, utilizando o recurso dos LTC dos
ATR 765/525kV desta SE só deverá ser considerada se houver recursos
suficientes para evitar que a tensão no tronco de 765kV seja afetada.
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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Se, após a utilização de todos os recursos existentes, ainda não seja possível o
controle da tensão no sistema de 525 kV, recomenda-se, para cada caso, o
desligamento das seguintes LT:
- Ocorrendo o esgotamento dos recursos para regulação na UHE Itá e não
havendo intercâmbio entre Brasil e Argentina via conversora de freqüência de
Garabi II: abrir a LT 525kV Itá – Garabi II e, mediante tratativas junto a CIEN,
conectar o reator desta linha na barra da SE Itá.
- Após a tomada de todas as medidas operativas existentes para redução da
tensão no sistema de 525kV e ainda havendo a ocorrência de tensões elevadas
na:
SE Caxias: abrir a LT 525kV Itá – Caxias sendo que, neste caso, o fluxo para o
RS (FRS) deverá, dentro do possível, ser mantido em valores inferiores a
1200MW, de modo a evitar o corte de carga pela lógica 1 deste ECE no caso de
perda adicional da LT 525kV Itá – Gravataí ou da LT 525kV Campos Novos –
Caxias.
SE Blumenau: abrir a LT 525kV Areia – Curitiba ou Areia – Bateias.
Área Paraná
No período de carga mínima poderá ser verificado o esgotamento dos recursos
para o controle de tensão da transformação 230/138kV da SE Pato Branco,
permitindo, contudo, o atendimento à carga em níveis satisfatórios.
Área Santa Catarina
No período de carga mínima, poderão ser verificadas maiores dificuldades para o
controle de tensão no 230kV de Xanxerê. Neste caso, deverão ser explorados
todos os recursos de compensação reativa disponíveis em Xanxerê,
subexcitação das máquinas de Passo Fundo, Salto Osório e Quebra Queixo e
ainda, dentro do possível, reduzir as tensões no 138kV de Campos Novos e
elevar os níveis de tensão no 138kV da região de Xanxerê.
5.5
Região Norte / Nordeste
5.5.1
Carregamento dos compensadores síncronos e estáticos
Controlar cada compensador síncrono de Marabá, Imperatriz, Presidente Dutra e
UTE São Luís operando dentro das faixas indicadas abaixo:
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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Tabela 7 - Faixas de potência reativa para os CS da interligação Norte/Nordeste
Faixa Operativa de cada
compensador síncrono
Instalação
Marabá
-55 a +120Mvar
Imperatriz
-50 a +80Mvar
Presidente Dutra
-50 a +70Mvar
UTE São Luís
-10 a +5Mvar
Nota: Compensador Síncrono da SE Marabá está limitado em -55 Mvar para absorção de reativo.
Controlar cada compensador estático de Fortaleza, Milagres e Bom Jesus d a
Lapa operando dentro das faixas indicadas abaixo:
Tabela 8: Faixas de potência reativa para os CE do Norte/Nordeste
Instalação
Faixa Operativa de cada
compensador estático (Mvar)
Fortaleza
-112 a +180
-140 a +225
Milagres
-56 a +92
-70 a +116
-150 a + 200
-250 a +250
Bom Jesus da Lapa II
5.5.2
Potência Nominal
(Mvar)
Configuração de reatores manobráveis
-
Interligação Norte - Nordeste
Energizar / desenergizar reatores de barra de 500kV de Presidente Dutra e
Imperatriz em função do valor de absorção / fornecimento de potência reativa
dos compensadores síncronos de Marabá, Imperatriz e Presidente Dutra.
O reator deve ser energizado quando:



-
Os compensadores síncronos estiverem absorvendo potência reativa em
valores próximos dos limites permissíveis;
A tensão 500 kV da Subestação estiver no limite superior da faixa;
A tensão 500 kV da SE Tucuruí estiver no limite inferior da faixa de tensão.
Interligação Sudeste - Nordeste
Desenergizar os reatores de barra de 500 kV das SEs Ibicoara e Rio das Éguas,
apenas em caso de exportação elevada da Região Sudeste para as Regiões
Norte e Nordeste, quando de dificuldade de atendimento à faixa de 500 kV da SE
Bom Jesus da Lapa.
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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-
Interligação Norte - Sul
Manter energizados ao longo de toda a jornada diária os reatores de barra de
500 kV das SE Colinas e Miracema.
5.5.3
Desligamento de circuitos de 500 kV para controle de tensão nas
interligações
O desligamento de circuitos para controle de tensão deverá ser adotado após
esgotados todos os recursos disponíveis, como o chaveamento de reatores a
absorção de reativos dos compensadores síncronos e das máquinas da UHE
Tucuruí. Deve-se verificar inclusive que esteja sincronizado o maior número
possível de unidades geradoras na UHE Tucuruí I e II.
5.5.4
Desligamento das Compensações Séries Fixas das LT 500 kV Imperatriz
– Colinas C1 e C2 da SE Colinas
Na operação com baixos níveis de exportação da região Norte, ou seja, o
equivalente à condição de fluxo na LT 500 kV Tucuruí – Marabá abaixo de 1900
MW, poderá ocorrer o esgotamento dos recursos para o controle da tensão das
barras internas das compensações série fixas da SE Colinas, saída das LT 500
kV Imperatriz – Colinas C1 e C2, resultando na necessidade de desligamento
das mesmas. Esse esgotamento estará caracterizado se os seguintes recursos
para o controle da referida tensão já tiverem sido explorados:
 Recursos da UHE Lajeado;
 Recursos da UHE Serra da Mesa;
 Recursos da interligação Norte–Nordeste
Imperatriz)
5.5.5
(principalmente
CS
da
SE
Procedimentos de controle de tensão

Deve-se 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;

Procurar manter o maior tempo possível energizado os reatores de barra das
SEs 500 kV Ibicoara (está prevista para o dia 22 de dezembro a
normalização da configuração dos reatores) e Rio das Éguas. Na
indisponibilidade de um desses reatores manter os mesmos procedimentos
de regime normal;
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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
Garantir, como folga operativa, a absorção máxima de –150 Mvar no
compensador estático da SE Bom Jesus da Lapa II (-180 Mvar durante a
indisponibilidade do reator 3 da SE Ibicoara 500kV);

Procurar manter o maior tempo possível energizados os reatores de barra
disponíveis nas SE Presidente Dutra e Imperatriz;

Garantir, como folga operativa, a absorção máxima de – 50 Mvar em cada
um dos compensadores síncronos das subestações de Imperatriz e
Presidente Dutra;

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 Luís II;

Controlar a tensão do barramento de 500kV da SE Presidente Dutra de
forma conjunta entre as Regiões Norte e Nordeste, utilizando os recursos de
regulação das Áreas Norte e Oeste, da Região Nordeste;
 Após esgotados todos os recursos para reduzir a tensão da SE Presidente
Dutra desenergizar até dois bancos de capacitores de 230kV entre as SE São
Luis II e Alumar;
 Depois de esgotados todos os recursos disponíveis como faixa de tensão,
energização de reatores e desenergização de bancos de capacitores e
havendo necessidade de garantir a absorção máxima de –50 Mvar nos
compensadores síncronos das subestações de Imperatriz e Presidente 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 esteja sincronizado o maior número possível de
unidades geradoras na UHE Tucuruí I e II;

Caso ainda seja necessário o desligamento adicional de circuitos após o
desligamento das LTs 500kV Presidente Dutra – Açailândia e Presidente
Dutra – Imperatriz, é possível o desligamento de um dos dois circuitos da LT
500 kV Marabá – Açailândia, que é mais efetivo para as tensões de
Presidente Dutra e Imperatriz e para os compensadores síncronos destas
subestações e de qualquer um dos quatro circuitos da LT 500 kV Tucuruí –
Marabá que é mais efetivo para a potência reativa das máquinas da UHE
Tucuruí.
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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
No caso de desligamento de circuitos entre Tucuruí e Marabá, os circuitos
C2, C3 e C4 têm relativamente a mesma efetividade para controle de tensão,
portanto a escolha entre um deles deve ser função da alocação de geração
entre as usinas I e II de Tucuruí, ou seja o circuito a ser manobrado deverá
ser preferencialmente o que estiver ligado ao barramento com menor
potência despachada;

No caso de desligamento de circuitos entre Marabá e Imperatriz/ Açailândia,
os circuitos mais efetivos para controle de tensão são aqueles entre Marabá
e Açailândia;

O desligamento do segundo circuito está condicionado a um Fluxo Norte Nordeste (FNE) máximo de 1100 MW;

O desligamento de três circuitos está condicionado a um fluxo máximo total
de 3000 MW nos circuitos da LT 500 kV Tucuruí – Marabá, com o objetivo de
garantir o desempenho dinâmico adequado do SIN, sem abertura das
interligações quando de contingências simples;

Para o desligamento do 2º e 3º circuitos o Fluxo Colinas - Miracema
(FCOMC) máximo é de 1700 MW e Fluxo Norte – Sudeste (FNS) máximo de
2500 MW;

Na condição de baixa exportação da região Norte, poderá ser necessário
desligar os capacitores série fixos das LT 500 kV Colinas – Imperatriz na SE
Colinas C1 e C2 caso todos os recursos de controle (mencionados
anteriormente) já tenham sido utilizados;
Caso a 2ª etapa da UHE Tucuruí esteja fora de operação e haja necessidade
de se operar com apenas dois circuitos entre Tucuruí e Marabá, devem ser
desligados preferencialmente os circuitos C3 e C4;


5.5.6
O desligamento de circuitos deve ser feito de tal forma que se garanta
sempre a operação com no mínimo dois circuitos por trecho;
Diretrizes para a UHE Tucuruí
A política energética, relativa ao período de carga leve/mínima em questão,
prevê intercâmbios do Norte para o Nordeste com conseqüente contribuição da
UHE Tucuruí para os valores de FNE. Esta operação implica num carregamento
do eixo 500 kV Tucuruí – Marabá – Imperatriz e conseqüente menor absorção de
potência reativa das máquinas da UHE Tucuruí. Nestas condições não deverá
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
22 / 28
haver a necessidade do desligamento de circuitos no trecho em 500kV Marabá –
Açailândia – Imperatriz - Presidente Dutra.
5.5.7
Malha Regional dos Sistemas Norte e Nordeste
Permanecem válidos os procedimentos para controle de tensão vigentes.
6
CARGA MÁXIMA DOS DIAS 24 E 31/12/05
Na área Rio de Janeiro / Espírito Santo deverá ser verificado um elevado nível
de carga nas regiões litorâneas (patamar de carga pesada), em especial no dia
31/12/05, enquanto que na região metropolitana do Rio de Janeiro deverá ser
observada uma redução de carga. Desta forma, 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.
O máximo fluxo previsto no sistema de transmissão que atende à área Rio de
Janeiro e Espírito Santo (FRJ) é de cerca de 5400MW . Para este valor, o sistema
estará suportando contingências duplas mesmo que não se possa contar com a
UTN Angra I e a geração térmica considerada no item 5.3.2.
Na área São Paulo, em especial na região de Baixada Santista, também deverá
ser verificado um elevado nível de carga nas regiões litorâneas (patamar de
carga pesada). Assim, de forma a evitar que na perda de um ATR de Baixada
Santista 345/88 kV ocorra sobrecarga inadmissível no ATR remanescente, deve se operar com despacho de geração no setor de 88kV da UHE Henry Borden
no período compreendido entre 18 horas e 24 horas não inferior a 150MW para o
dia 24/12 e 250MW para o dia 31/12. Cabe ressaltar, que os barramentos
compreendidos entre as SEs Henry Borden e Pedreira devem operar fechados
no terminal de Henry Borden e apenas um terminal fechado no lado de Pedreira.
Adicionalmente, recomenda-se evitar a programação de desligamentos de
unidades geradoras das UHEs Henry Borden, Jaguari e Paraibuna, em função
desta carga mais elevada na região do litoral norte do Estado de São Paulo e da
região de Baixada Santista.
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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7
ANEXO - DADOS E PREMISSAS CONSIDERADAS
7.1
Cargas
As cargas consideradas para avaliação de carga leve/mínima estão mostradas
na Tabela 9.
Tabela 9 - Cargas consideradas nos estudos
Empresa/Região
Carga por
Empresa/Região
Perdas na
Transmissão
Total
(Carga + Perdas)
MW
MW
MW
FURNAS
CEMIG
CPFL
LIGHT
AMPLA
ESCELSA
CELG
CEB
CATAGUAZES
ELETROPAULO
BANDEIRANTE
ELEKTRO
CEMAT
GRUPO REDE
GRUPO PAULISTA
SANTA CRUZ
P.INDEPENDENTES
CIA.PIRATININGA
338
3308
1476
2760
687
832
598
327
78
2352
778
905
394
250
89
61
112
898
288
166
17
15
17
15
9
5
9
38
-
626
3474
1493
2775
704
847
607
332
87
2352
778
905
432
250
89
61
112
898
ENERSUL
295
30
325
Consumidores Livres
1688
2
1690
TOTAL SUDESTE
18226
611
18837
TRACTEBEL
ELETROSUL
COPEL
CEEE
CGTEE
CELESC
AES – SUL
RGE
CIEN – GARABI
AES - URUGUAIANA
119
41
1448
654
20
1008
511
466
14
45
32
33
9
1
2
-
119
86
1480
687
20
1017
512
468
14
Consumidores Livres
189
-
189
TOTAL SUL
4470
122
4592
TOTAL NORDESTE
5091
128
5219
TOTAL NORTE
2341
142
2483
TOTAL SIN
30128
958
31086
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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7.2
Principais Equipamentos para Controle de Tensão Indisponíveis no
Período
Na Tabela 10a e 10b são apresentados os equipamentos para controle de
tensão que deverão estar indisponíveis durante o período em análise.
Tabela 10a – Equipamentos de Controle de Tensão Indisponíveis
Equipamento
Local
1 Compensador Estático
1 Compensador Estático
1 Compensador Síncrono
1 Compensador Síncrono
Reator 500kV 1x 90 Mvar
Reator 440kV 1 x 90 Mvar
Reator 13,8kV 1x 10 Mvar
Reator 345kV 1x 60 Mvar
Reator 500kV 1 x 100 Mvar
Reator 500kV 1 x 100 Mvar
SE
SE
SE
SE
SE
SE
SE
SE
SE
SE
Bandeirantes
Campos
Neves
Imperatriz
Jaguara
Assis
Brasília Geral
Bandeirante
Luis Gonzaga
Ibicoara
Tabela 10b – Unidades Geradoras Indisponíveis
Usina
Três Irmãos
Furnas
Mascarenhas de Moraes
Salto Santiago
Paulo Afonso 3
Tucuruí
7.3
Número de unidades
indisponíveis
1 (de 5)
1(de 8)
1 (de 4)
1(de 4)
1(de 4)
1(de 28)
Fluxos para as áreas geoelétricas
A Tabela 11 apresenta os principais fluxos agregados do sistema para o período
de carga leve/mínima.
Tabela 11 – Fluxos Agregados
Fluxos
MW
FSP
FMG
FRS
FGB
FSM
FRJ
RSE
4430
2960
565
940
1300
3100
3860
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
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Fluxos
MW
RSUL(1)
F N->S
F SENE
FSE
FIBA
ELO CC
1170
840
240
3710
55
3200
Nota:
(1) As medidas recomendadas para o controle de tensão do Sistema Sul permanecem válidas para níveis de transferência
superiores à referência apresentada.
7.4
Principais despachos de geração considerados nos estudos
As Tabelas 12 e 13 apresentam os principais despachos considerados nos
estudos de carga leve/mínima.
Tabela 12 - Principais despachos considerados nos estudos – térmicas
Usina
Angra 1 (1)
Angra 2
Santa Cruz – 19
Santa Cruz – 13
Juiz de Fora
Macaé Merchant
Eletrobolt
Norte Fluminense
Termorio
Igarapé
Ibiritermo
Nova Piratininga
Três Lagoas
Piratininga 88kV
Piratininga 230kV
Cuiabá
Willian Arjona
J. Lacerda A (1 e 2)
J. Lacerda A (3 e 4)
J. Lacerda B
J. Lacerda C
P. Médici A
P. Médici B
Uruguaiana (1 e 2)
Uruguaiana (3)
Canoas
Charqueadas
Geração
MW
Mvar
Tensão Terminal
(pu)
0
0
0
0
0
0
0
360
100
0
0
0
0
20
0
0
0
0
66
160
240
0
200
330
210
90
26
0
0
0
0
0
0
0
-121
-16
0
0
0
0
-2
0
0
0
0
0,8
-3,6
-23,5
0
-55,2
48,2
31,8
-72,3
0,9
0,98
0,98
0,95
0,95
0,95
0,94
0,96
1,025
1,025
0,95
0,95
Número
de
Máquinas
3
1
1
2
2
1
2
2
1
1
1
Nota:
(1) Está previsto a manutenção programada da UTN Angra 1 durante o período em questão.
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Tabela 13 - 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
Tucuruí
G. B. Munhoz
G. N. Braga
Salto Santiago
Salto Caxias
Itá
Machadinho
Salto Osório
G. P. Souza
Passo Fundo
Passo Real
Itaúba
Jacuí
D. Francisca
MW
Mvar
Tensão Terminal
(pu)
1700
750
625
520
420
160
240
940
0
300
240
360
560
0
80
130
0
100
5300
4500
0
0
240
235
270
260
150
60
0
0
100
100
80
-820
-540
-479
-131
-307
-170
-166
-249
-455
-220
-35
-355
-380
-121
-100
-214
-243
-38,0
1142
-932
-353
-606
-467
-448
-466
-308
-91
-64
-124
0
53
-24
-29
0,960
0,980
0,950
0,950
0,950
0,950
0,950
0,960
0,960
0,960
0,950
1,020
0,970
0,950
0,970
0,950
0,950
0,950
1,030
0,930
0,900
0,900
0,900
0,950
0,950
0,950
0,900
0,900
0,950
0,950
0,950
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
Número
de
Máquinas
17
6
12
4
14
4
3
4
5
2
3
5
2
2
2
5
6
4
8
14
3
4
4
4
5
3
6
4
2
0
2
6
2
27 / 28
Lista de figuras, quadros e tabelas
Tabelas
Tabela 1 - Perfil de tensão no tronco de 765 kV obtido nos
estudos
Tabela 2 – Limite para indisponibilidade de um circuito
765kV Itaberá – Tijuco Preto
Tabela 3 - Variações de tensão e potência reativa
esperadas
Tabela 4 - Variações de tensão e potência reativa
esperadas
Tabela 5 – Absorção de potência reativa pelos CSs de
Ibiúna
Tabela 6 – Redespacho nas Usinas do SIN
Tabela 7 - Faixas de potência reativa para os CS da
interligação Norte/Nordeste
Tabela 8: Faixas de potência reativa para os CE do
Norte/Nordeste
Tabela 9 - Cargas consideradas nos estudos
Tabela 10a – Equipamentos de Controle de Tensão
Indisponíveis
Tabela 10b – Unidades Geradoras Indisponíveis
Tabela 11 – Fluxos Agregados
Tabela 12 - Principais despachos considerados nos
estudos – térmicas
Tabela 13 - Principais despachos considerados nos
estudos – hidráulicas
ONS RE-3/412/2005 PROCEDIMENTOS PARA A OPERAÇÃO DO SIN DURANTE O FINAL DE ANO
8
9
9
10
10
11
19
19
24
25
25
25
26
27
28 / 28