Manual de Procedimentos da Operação

(1)

Instrução de Operação

Esquemas Especiais da Interligação em Corrente Contínua do Madeira

Código Revisão Item Vigência

IO-EE.6MD 26 3.1.2.1. 16/03/2018

. MOTIVO DA REVISÃO

 Inclusão da lógica de detecção de hunting, item 15.4.

 Inclusão das descrições do controle de frequência (STAB500, STAB SIN e STAB230), do Hi Mvar, do controle de potência reativa (RPC) e das funções e modos de controle dos Bipolos 1 e 2 e Back-to-Back provenientes da IO-ON.6MD (itens 7 a 14).

 Alteração do item 15.3 devido à indisponibilidade da parcela integral do Bipolo 2.  Melhorias de texto.

LISTA DE DISTRIBUIÇÃO

CNOS COSR-NCO COSR-SE UHE JIRAU

ELETRONORTE Araraquara Transmissora de Energia

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ÍNDICE

1. OBJETIVO...5

2. CONCEITOS ...5

2.1. Sistema Especial de Proteção (SEP)...5

2.2. Esquema de Controle de Emergência (ECE) ...5

2.3. Esquema de Controle de Segurança (ECS) ...5

2.4. Terminologia para identificação da condição de operação dos Esquemas:...5

3. CONSIDERAÇÕES GERAIS ...6

4. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO DO TRANSFORMADOR TF13 DA SE COLETORA PORTO VELHO QUANDO DE BLOQUEIO DO BIPOLO 1...6

4.1. Finalidade ...6

4.2. Descrição / Atuação ...6

4.3. Procedimentos ...6

5. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO DAS LINHAS DE CONEXÃO DAS UHE SANTO ANTÔNIO 500 KV E JIRAU NA SE COLETORA PORTO VELHO QUANDO DE SOBREFREQUÊNCIA ...6

6. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO AUTOMÁTICO DO PSS DAS UHES SANTO ANTÔNIO 500 KV E JIRAU..7

7. MODOS DE CONTROLE DO BIPOLO 1...7

7.1. Modo de Controle de Potência de Bipolo (BPC)...7

7.2. Modo de Controle de Potência de Polo (PPC)...7

7.3. Modo de Controle de Corrente de Polo (PCC) ...8

8. MODOS DE CONTROLE DO BIPOLO 2...8

8.1. Modo de Controle independente (ICM)...8

8.2. Modo de Controle de bipolo (BCM) ...8

8.2.1. Modo de distribuição de potência INDIVIDUAL POR POLO...8

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8.3. Modo de Controle de Corrente ...9

8.4. Modo de Controle de Potência ...9

9. MODOS DE CONTROLE DO BACK-TO-BACK...9

9.1. Modo de Controle de Potência de Bi-bloco (BBPC)...9

9.1.1. Modo de Controle de Potência de Bloco (BPC) ...9

9.1.2. Modo de Controle de Corrente de Bloco (BCC)...10

10. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 500 KV DA SE COLETORA PORTO VELHO (STAB500)...10

11. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 500 KV DA SE ARARAQUARA 2 (STAB SIN)...10

12. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 230 KV DA SE COLETORA PORTO VELHO DO BACK-TO-BACK (STAB230)...10

13. CONTROLE DE ALTO CONSUMO DE MVAR (HI MVAR) ...10

14. CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA (RPC)...11

14.1. Função ABS MIN FILTER...11

14.1.1. Procedimentos ...11

14.2. Função MIN FILTER...11

15. CONTROLE MESTRE DA SE COLETORA PORTO VELHO ...12

15.1. Controle Mestre de Potência Reativa (MRPC)...12

15.1.1. Função MAX FILTER ...13

15.1.2. Função UMAX...14

15.1.3. Função Q-CONTROL...15

15.2. Distribuidor de Potência Ativa de Emergência (EAPD)...16

15.2.1. Finalidade ...16

15.2.2. Descrição / Atuação...16

15.3. Habilitação da Parcela Integral do STAB 500 do Bipolo 1 ou Conversoras Back-to-back...18

15.4. Lógica de Detecção de Hunting dos Bipolos 1 e 2 ...19

15.4.1. Bipolo 1...19

15.4.2. Bipolo 2...19

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15.6. Procedimentos para a Indisponibilidade do controle mestre da se coletora porto velho...19

15.7. Diagramas 20 15.7.1. Diagrama geral do Controle Mestre ...20

15.7.2. Diagrama do Controle Mestre de Potência Reativa (MRPC) ...21

15.7.3. Diagrama do controle mestre das Ações de Runback quando de Limitação da capacidade de transmissão em Araraquara 2 ...22

16. COORDENADOR DA ESTAÇÃO GERADORA (GSC) ...23

16.1. Finalidade 23 16.2. Descrição / Atuação ...23

16.2.1. Lógicas de proteção contra auto-excitação dos geradores da UHE Jirau...25

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1. OBJETIVO

Apresentar a descrição e estabelecer procedimentos para os Sistemas Especiais de Proteção - SEP da Interligação em Corrente Contínua do Madeira, a serem seguidos pelos operadores dos Centros de Operação do ONS e pela Operação dos Agentes envolvidos, de acordo com o Submódulo 10.7 dos Procedimentos de Rede.

2. CONCEITOS

2.1. SISTEMA ESPECIAL DE PROTEÇÃO (SEP)

Compreende um esquema que, ao detectar situações anômalas em um sistema elétrico, deve atuar no sentido de preservar a integridade do sistema, dos equipamentos ou das linhas de transmissão, afetando o menor número possível de consumidores. Um SEP pode ser um Esquema de Controle de Emergência ou um Esquema de Controle de Segurança.

2.2. ESQUEMA DE CONTROLE DE EMERGÊNCIA (ECE)

É um Sistema Especial de Proteção que objetiva, a partir da detecção de uma condição anormal de operação, realizar uma ação automática de controle com a finalidade de preservar a integridade de equipamentos e linhas de transmissão.

2.3. ESQUEMA DE CONTROLE DE SEGURANÇA (ECS)

É um Sistema Especial de Proteção que objetiva, a partir da detecção de contingências múltiplas nos sistemas, realizar uma ação automática de controle que evite agravamento da situação com a propagação de distúrbios, visando a manter a integridade do sistema interligado.

2.4. TERMINOLOGIA PARA IDENTIFICAÇÃO DA CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO DOS ESQUEMAS: Ligado - o esquema está instalado e em operação.

Desligado - o esquema está instalado e fora de operação.

Atuado - diz-se do esquema que atingiu as condições necessárias à sua atuação e executou as ações para a

finalidade que foi concebido.

Habilitado - diz-se do esquema que atingiu as condições necessárias à sua atuação, a menos de uma, que é

a de ocorrência de um determinado evento no sistema. Nesta situação, ainda é possível ao Operador atuar no sistema de forma a retirar o ECE deste estado.

Desativado - o esquema está instalado, fora de operação e com suas ações inibidas (links e/ou fiações de

disparos isolados).

Desinstalado - O esquema foi retirado fisicamente de operação. Nesta condição o SEP não deve constar nas

instruções de operação, pois não existe mais.

Obs.: Quando um esquema está em processo de desinstalação por parte do Agente, caso seja necessário, o

esquema pode ser mantido na IO-EE na condição “desativado – indisponível para operação” até sua completa remoção da(s) instalação(ões), nesta ocasião o esquema deve ser retirado da Instrução de Operação.

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3. CONSIDERAÇÕES GERAIS

3.1. Quando da atuação de algum esquema, os Centros de Operação do ONS devem:

3.2. Identificar as causas que determinaram sua atuação, bem como a configuração do Sistema após a atuação do esquema.

3.3. Confirmar com os Agentes envolvidos a atuação do esquema, registrando os equipamentos desligados, o montante de cargas desligadas e horário da ocorrência.

3.4. Retornar à configuração normal de unidades geradoras, restabelecer as cargas e equipamentos desligados pelo esquema.

4. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO DO TRANSFORMADOR TF13 DA SE COLETORA PORTO VELHO QUANDO DE BLOQUEIO DO BIPOLO 1

4.1. FINALIDADE

Evitar que toda a geração das UHEs Santo Antônio 500 kV e Jirau seja injetada na Área Acre/Rondônia quando do bloqueio do Bipolo 1, provocando a separação da Área Acre/Rondônia do Sistema Interligado Nacional.

4.2. DESCRIÇÃO / ATUAÇÃO

Este esquema está instalado no controle do Bipolo 1.

Ocorrendo o bloqueio do Bipolo 1, por defeito interno em conversor ou linha de 600 kV ou quando de acionamento do “Botão de emergência” dos dois polos, o controle de Bipolo envia um sinal para:

 Desligamento do transformador TF13 525/230 kV da SE Coletora Porto Velho, após confirmação do desligamento das ilhas de filtros do Bipolo 1.

4.3. PROCEDIMENTOS

Este esquema deve permanecer DESLIGADO.

5. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO DAS LINHAS DE CONEXÃO DAS UHE SANTO ANTÔNIO 500 KV E JIRAU NA SE COLETORA PORTO VELHO QUANDO DE SOBREFREQUÊNCIA

5.1. FINALIDADE

Prover segurança adicional contra o risco de auto-excitação nas UHEs Santo Antônio 500 kV e Jirau de forma a evitar a operação das unidades geradoras das usinas e dos filtros dos Bipolos, quando do bloqueio dos Bipolos.

Este esquema está instalado nas linhas de conexão das usinas com a SE Coletora Porto Velho.

Quando de frequência maior ou igual a 64,5 Hz por 6 segundos na SE Coletora Porto Velho, um relé de sobrefrequência envia um sinal para abertura dos disjuntores dos bays de conexão das linhas de conexão a usina no barramento de 500 kV da SE Coletora Porto Velho.

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Este esquema deve permanecer ligado nas UHEs Santo Antônio 500 kV e Jirau.

6. ESQUEMA DE DESLIGAMENTO AUTOMÁTICO DO PSS DAS UHES SANTO ANTÔNIO 500 KV E JIRAU 6.1. FINALIDADE

Promover o desligamento do PSS de cada unidade geradora das UHEs Santo Antônio 500 kV e Jirau para qualquer evento que leve a variações bruscas de frequência.

O ECE detecta variações de frequência e, com uma temporização de 01 (um) segundo, desliga os PSS das unidades geradoras das UHEs Santo Antônio 500 kV e Jirau conforme abaixo:

59,2 Hz 60,8 Hz PSS em operação PSS bloqueado PSS bloqueado 59,2 Hz 60,8 Hz PSS em operação PSS bloqueado PSS bloqueado

Caso sejam desligados por ação da lógica, os PSS são religados para uma variação de frequência inferior a 0,8Hz, com temporização de 200 ms.

Este esquema deve permanecer ligado.

Estando o TF13 525/230 kV da SE Coletora Porto Velho em operação:

 O PSS da UHE Santo Antônio 500 kV e Jirau devem permanecer ligado. Estando o TF13 525/230 kV da SE Coletora Porto Velho fora de operação:

 O PSS da UHE Santo Antônio 500 kV e Jirau devem permanecer desligado.

7. MODOS DE CONTROLE DO BIPOLO 1

7.1. MODO DE CONTROLE DE POTÊNCIA DE BIPOLO (BPC)

Os dois polos operam sob o controle do Bipolo, o qual mantém o equilíbrio da corrente entre os polos. Em modo BPC, se houver a perda de polo ou Back-to-back, o polo remanescente assume a potência perdida até o seu limite de sobrecarga. Não sendo possível assumir toda a potência, o excedente provocará um corte de unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau, a partir de um comando do CONTROLE MESTRE para o Cordenador da Estação Geradora (GSC) das usinas.

Quando da operação com 2 Bipolos, se houver a perda de um polo o CONTROLE MESTRE fará a redistribuição da potência perdida entre os demais polos.

7.2. MODO DE CONTROLE DE POTÊNCIA DE POLO (PPC)

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Na operação bipolar, o Agente deve manter a corrente de eletrodo próxima de ZERO por meio de ajustes nas ordens de potência dos polos.

Se houver a perda de um polo ou Back-to-back, o polo em PPC não assume a potência perdida. Haverá corte de unidades geradoras nas UHEs Santo Antônio e Jirau equivalente à potência da transmissão que se desligou, a partir de uma ordem do Controle Mestre aos GSC das usinas

7.3. MODO DE CONTROLE DE CORRENTE DE POLO (PCC)

O polo opera estritamente sob o controle de polo, controlando a sua corrente.

O controle de frequência STAB 500 da SE Coletora Porto Velho não fica ativo neste modo.

8. MODOS DE CONTROLE DO BIPOLO 2

8.1. MODO DE CONTROLE INDEPENDENTE (ICM)

Os polos operam de forma independente em nível de polo, não recebendo ordens nem comandos do controle em nível de Bipolo 2. As funções associadas ao controle de Bipolo são perdidas.

Esse modo é essencialmente para testes. Por exemplo: OCT (Open Circuit Test) e OLT (Open Line Test).

8.2. MODO DE CONTROLE DE BIPOLO (BCM)

Os polos recebem comandos e ações do controle em nível de Bipolo 2.

Neste modo de controle (BCM), a distribuição de potência pode ser realizada de duas formas (ou modos): Modo de distribuição de potência INDIVIDUAL POR POLO

Modo de distribuição de potência BIPOLAR

8.2.1. MODO DE DISTRIBUIÇÃO DE POTÊNCIA INDIVIDUAL POR POLO

Embora a operação seja individual por polo, cada polo continua operando sob o controle em nível de Bipolo.

Cabe ao centro de operação do Agente manter a corrente de eletrodo próxima de ZERO, por meio de ajustes nas ordens de potências dos polos.

Os dois polos do Bipolo 2 participam da redistribuição de potência ativa em emergência (EADP-DPO) até os seus limites de sobrecarga, seja em caso de perda do polo 1, polo 2, polo 3, polo 4 ou Bipolo 1.

Os dois polos do Bipolo 2 participam da redistribuição de potência até os seus limites de sobrecarga quando da perda simultânea dos 2 blocos do Back-to-back ou quando da perda de 1 bloco do Back-to-back e a potência não puder ser assumida totalmente pelo remanescente.

Não sendo possível os Bipolos assumirem toda a potência, o excedente provocará um corte de unidades geradoras nas UHE Santo Antônio e Jirau, a partir de um comando do CONTROLE MESTRE para o GCS das usinas.

8.2.2. MODO DE DISTRIBUIÇÃO DE POTÊNCIA BIPOLAR

Este é o modo preferencial de distribuição de potência do Bipolo 2.

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Os dois polos do Bipolo 2 participam da redistribuição de potência ativa em emergência (EADP-DPO) até os seus limites de sobrecarga, seja em caso de perda do polo 1, polo 2, polo 3, polo 4 ou Bipolo 1.

Os dois polos do Bipolo 2 participam da redistribuição de potência até os seus limites de sobrecarga quando da perda simultânea dos 2 blocos do Back-to-back ou quando da perda de 1 bloco do Back-to-back e a potência não puder ser assumida totalmente pelo remanescente.

Não sendo possível os Bipolos assumirem toda a potência, o excedente provocará um corte de unidades geradoras nas UHE Santo Antônio e Jirau, a partir de um comando do CONTROLE MESTRE para o GSC das usinas.

8.3. MODO DE CONTROLE DE CORRENTE

O Bipolo 2 controla a corrente nos polos ou Bipolo.

O Bipolo 2 não participa da distribuição de potência ativa em emergência (EADP-DPO) neste modo.

8.4. MODO DE CONTROLE DE POTÊNCIA

O Bipolo 2 controla a potência nos polos ou Bipolo.

Baseado na ordem de potência selecionada pelo operador da IEM, o controle do Bipolo 2 calcula as ordens de corrente para que resulte no valor da potência desejada.

9. MODOS DE CONTROLE DO BACK-TO-BACK

9.1. MODO DE CONTROLE DE POTÊNCIA DE BI-BLOCO (BBPC)

Neste modo é mantido o equilíbrio da potência entre as duas conversoras do Back-to-back.

Se houver a perda de uma conversora do Back-to-back, a remanescente assume a potência perdida até o

seu limite de 400 MW.

O excedente será transferido para o Bipolo 1 (polos que estiverem em BPC) e Bipolo 2, a partir de um comando proveniente do CONTROLE MESTRE.

Não sendo possível os Bipolos 1 e 2 assumirem toda a potência, o CONTROLE MESTRE enviará comandos para os GSCs das UHEs Santo Antônio e Jirau restringirem suas gerações, por meio de cortes de unidades geradoras.

9.1.1. MODO DE CONTROLE DE POTÊNCIA DE BLOCO (BPC)

Neste modo de controle, a conversora do Back-to-back opera estritamente sob o controle de uma conversora.

Se houver a perda de uma conversora e a remanescente estiver em BPC, ela não assume a potência perdida.

A potência perdida será transferida para o Bipolo 1 (polos que estiverem em BPC) e Bipolo 2, a partir de um comando proveniente do CONTROLE MESTRE.

Não sendo possível os Bipolos 1 e 2 assumirem toda a potência, o CONTROLE MESTRE enviará comandos para os GSCs das UHEs Santo Antônio e Jirau restringirem suas gerações, por meio de cortes de unidades geradoras.

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9.1.2. MODO DE CONTROLE DE CORRENTE DE BLOCO (BCC)

As conversoras do Back-to-back não podem operar em BCC, pois esse modo de controle é previsto somente para fins de testes e comissionamento.

10. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 500 KV DA SE COLETORA PORTO VELHO (STAB500)

Sua finalidade é aproveitar a capacidade de controle de potência de alta velocidade inerente aos Bipolos 1 e 2 e Back-to-back e utilizá-la para anular o desvio de frequência na área do Madeira. É um controle feito no nível de controle de Bipolo.

O controle de frequência (STAB 500) compreende duas partes:

- Parcela Proporcional: responsável por produzir uma resposta rápida e funcional no nível do Bipolo e permanece sempre ligada.

- Parcela Integral: correspondente a um controle automático de frequência – CAG, que oferece uma contribuição com uma variação lenta.

O estado da parcela integral é alterado automaticamente pelo controle mestre conforme item específico dessa IO.

11. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 500 KV DA SE ARARAQUARA 2 (STAB SIN)

Sua finalidade é aproveitar a possibilidade de obter contribuição das UHEs Santo Antônio e Jirau por meio dos Bipolos 1 e 2 para regulação de frequência primária do SIN.

Este controle mede o desvio de frequência em Araraquara 2, e com base neste desvio solicita uma elevação da potência do Bipolo cujo controle STAB SIN está ligado.

Este controle está localizado no nível de Bipolo.

Observação: Este controle fica indisponível quando a telecomunicação do Bipolo, entre as subestações de

Coletora Porto Velho e Araraquara 2, não está operacional.

12. CONTROLE DE FREQUÊNCIA DO SISTEMA DE 230 KV DA SE COLETORA PORTO VELHO DO BACK-TO-BACK (STAB230)

Sua finalidade é aproveitar a capacidade de controle de potência de alta velocidade inerente ao Back-to-back e utiliza-la para a estabilização e ou controle de frequência no sistema de 230 kV do Acre/Rondônia. O controle de frequência do Back-to-back (STAB230) compreende duas partes:

Parcela Proporcional: responsável por produzir uma resposta rápida e funcional no nível de Bi-bloco. Parcela Integral: correspondente a um controle automático de frequência – CAG, que oferece uma contribuição com uma variação lenta.

13. CONTROLE DE ALTO CONSUMO DE MVAR (HI MVAR)

Sua finalidade é aumentar o consumo de potência reativa dos conversores dos Bipolos 1 e 2 na SE Araraquara 2.

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Este controle está localizado no nível de Bipolo.

14. CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA (RPC)

As funções deste controle estão localizadas no nível de Bipolo (Coletora Porto Velho e Araraquara 2) e

Bi-bloco do Back-to-back (Coletora Porto Velho) e operam independentemente em cada subestação. São elas:

ABS MIN FILTER e MIN FILTER.

A partir de um comando no MRPC do CONTROLE MESTRE os controles RPC dos Bipolos e Back-to-Back podem, simultaneamente, ser comutados para o modo automático ou manual, existindo um controle independente na SE 500 kV Coletora Porto Velho e outro na SE 500 kV Araraquara 2.

Estando o RPC dos Bipolos 1 e 2 e Back-to-back na SE 500 kV Coletora Porto Velho no modo manual, somente a conexão dos filtros feita pela função Min Filter deixa de ser automática. A conexão dos filtros feita pela função Abs Min Filter continua em modo automático. O mesmo ocorre para os Bipolos 1 e 2 quando os seus RPC estão em modo manual na SE 500 kV Araraquara 2.

As funções no nível do Controle Mestre de Potência Reativa (MRPC) estão descritas no item 15.1 desta Instrução de Operação.

14.1. FUNÇÃO ABS MIN FILTER

Esta função tem a finalidade de evitar sobrecarga nos filtros e tem precedência sobre as funções Umax, Min Filter e Q-Control.

Esta função está no nível de controle de Bipolo e Bi-bloco do Back-to-back e atua ligando filtros nas SEs Coletora Porto Velho e Araraquara 2, caso as funções de maior prioridade permitam a ação, conforme faixa de potência transmitida.

A função ABS Min Filter NÃO DESLIGA FILTROS.

14.1.1. PROCEDIMENTOS

Esta função permanece ligada no modo automático. Não é possível comutar a função para manual.

14.2. FUNÇÃO MIN FILTER

Esta função tem a finalidade de evitar injeção excessiva de harmônicos na rede CA e tem precedência sobre a função Q-Control.

Esta função está dentro do controle de Bipolo e Bi-bloco do Back-to-back e atua ligando filtros na SE Coletora Porto Velho e Araraquara 2, conforme faixa de potência transmitida, caso as funções de maior prioridade permitam a ação.

Esta função é individualizada, sendo uma para a SE Coletora Porto Velho e outra para a SE Araraquara 2. A função Min Filter NÃO DESLIGA FILTROS.

Se o MRPC de uma subestação estiver em modo manual, a conexão de filtros da função Min Filter nesta SE deixa de ser feita automaticamente e tem que ser feita manualmente pelo operador.

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Esta função deve, preferencialmente, permanecer ligada (MRPC ligado no modo automático). Passando o MRPC para manual, a função Q-Control fica desligada.

15. CONTROLE MESTRE DA SE COLETORA PORTO VELHO

O CONTROLE MESTRE da SE Coletora Porto Velho é de propriedade da ELETRONORTE e é operado pelo seu centro regional.

Consiste de computadores e sistemas de comunicação redundantes, localizados na SE Coletora Porto Velho.

Estes computadores recebem informações das UHEs Santo Antônio e Jirau, dos Bipolos 1 e 2, das linhas de transmissão que interligam as usinas à SE Coletora Porto Velho e dos 2 Back-to-back desta subestação. A aquisição de informações das usinas e recebimento de informações/comandos do CONTROLE MESTRE são executados por computadores localizados nas UHEs Santo Antônio e Jirau, chamados GSC

(Coordenador da Estação Geradora).

Cada usina é proprietária e responsável pela operação do seu GSC.

15.1. CONTROLE MESTRE DE POTÊNCIA REATIVA (MRPC)

O controle de potência reativa é constituído de 5 funções, sendo algumas desempenhadas no nível de Controle Mestre (MRPC) e outras no nível de Controle de Bipolo (RPC) ou Bi-bloco do Back-to-Back. O RPC é um controle no nível de Bipolo e Bi-bloco do Back-to-Back, possui as funções Abs Min Filter e Min Filter e está descrito no item 14 desta Instrução de Operação.

As funções do Controle Mestre de Potência Reativa (MRPC) são executadas pelo CONTROLE MESTRE e efetuam a conexão e desconexão de filtros e capacitores para o controle da tensão e controle da troca de potência reativa com o sistema em corrente alternada, objetivando limitar a injeção de harmônicos na rede CA e evitar sobrecarga harmônica nos filtros em operação.

Em ordem decrescente de prioridade as funções do controle de potência reativa são as seguintes:

Ordem

de

Prioridade

Funções Localização Modo de

Operação Ação

1ª

Max Filter (Evitar autoexcitação

em unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau)

Controle Mestre (MRPC)

Automático

Desliga ou inibe ligar filtros (só na

Coletora Porto Velho) conforme

configuração de filtros e unidades geradoras das tabelas do item da Função MAX FILTER.

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Ordem

de

Prioridade

Funções Localização _OperaçãoModo de Ação

2ª

Abs Min Filter (Evitar sobrecarga nos

filtros em função do nº de conversores) Controle de Bipolo (RPC) e Bi-bloco do Back-to-back Automático

Liga (*) filtros na SE Coletora Porto Velho e Araraquara 2 conforme faixa de potência transmitida pelos Bipolos (medida na SE Coletora Porto Velho).

3ª

Umax (Evitar violação de

tensão nas SEs Araraquara 2 e Coletora Porto Velho)

Controle Mestre (MRPC)

Automático

CPV > 550 kV desliga (*) filtro CPV > 530 kV inibe ligar (*) filtro ARA2 > 550 kV desliga (*) filtro ARA2 > 530 kV inibe ligar (*) filtro

Temporização de 1 segundo para desligar e de 3 segundos para habilitar ligar. 4ª Min Filter (Evitar injeção excessiva de harmônicos na rede de Corrente Alternada) Controle de Bipolo (RPC) e Bi-bloco do Back-to-back Automático ou Manual

Liga (*) filtros na SE Coletora Porto Velho e Araraquara 2 conforme faixa de potência transmitida pelos Bipolos (medida na SE Coletora Porto Velho).

5ª

Q-Control (Minimizar intercâmbio de Mvar do Bipolo com a rede

de Corrente Alternada) Controle Mestre (MRPC) Automático ou Manual

CPV > 130 Mvar desliga (*) filtro (Não

atua em filtros do Back-to-back)

ARA2 < Referência-230Mvar liga (*) filtro ARA2 > Referência+230Mvar desliga (*)

filtro

(A referência pode ser alterada pelo operador)

Temporização de 3 segundos para

desligar e de 3 segundos para ligar.

(*) Se as funções de maior prioridade permitirem a ação.

15.1.1. FUNÇÃO MAX FILTER 15.1.1.1. FINALIDADE

Compatibilizar o número de filtros conectados na SE Coletora Porto Velho com o número total de unidades geradoras sincronizadas no Complexo do Madeira.

15.1.1.2. DESCRIÇÃO / ATUAÇÃO

Desliga filtros nos Bipolos e em último caso do Back-to-back, para reduzir a geração de potência reativa na SE Coletora Porto Velho 500 kV e para evitar a auto-excitação das unidades geradoras do Complexo do Madeira.

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Inibe a conexão de filtros 500 kV que possam vir a provocar altas sobretensões dinâmicas quando de rejeições de carga.

Esta função não atua nos filtros do barramento de 230 kV da estação conversora Back-to-Back. Está localizada no CONTROLE MESTRE.

Esta função tem precedência sobre todas as demais funções do controle do MRPC e do RPC.

As tabelas com os números mínimos de unidades geradoras que devem ser mantidas sincronizadas no Complexo do Madeira nas diferentes configurações e modos de operação, implantadas no Controle Mestre como referência para a atuação da função Max Filter, estão descritas na IO-ON.6MD.

15.1.1.3. PROCEDIMENTOS

Esta função permanece ligada no modo automático. Não é possível comutar a função para manual.

15.1.2. FUNÇÃO UMAX 15.1.2.1. FINALIDADE

Esta função tem a finalidade de limitar as sobretensões no barramento CA.

Está localizada no CONTROLE MESTRE.

Esta função tem precedência sobre as funções Min Filter do RPC e Q-CONTROL do MRPC.

A tensão utilizada nesta função é a maior tensão verificada nos barramentos da subestação. Se um Bipolo estiver conectado em barramentos separados dos demais, para cada Bipolo é considerada a maior tensão dos barramentos aos quais este Bipolo está conectado.

Na SE Coletora Porto Velho:

Desliga filtros se a tensão no barramento de 500 kV for maior que 550 kV. Não existe banda morta para este limite.

Inibe a conexão de filtros se esta tensão for maior que 530 kV. Existe uma banda morta de 5 kV para este limite. Estando a tensão abaixo de 530 kV, se ocorrer a conexão de filtro pela função MinFilter, o novo limite para inibir a conexão desses filtros é reduzido para 525 kV.

Na SE Araraquara 2:

Desliga filtros se a tensão no barramento de 500 kV for maior que 550 kV. Não existe banda morta para este limite.

Inibe a conexão de filtros se esta tensão for maior que 530 kV. Existe uma banda morta de 2 kV para este limite. Estando a tensão abaixo de 530 kV, se ocorrer a conexão de filtro pelas funções MinFilter ou Q-Control, o novo limite para inibir a conexão desses filtros é reduzido para 528 kV.

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Esta função permanece ligada no modo automático. Não é possível comutar a função para o modo manual.

15.1.3. FUNÇÃO Q-CONTROL 15.1.3.1. FINALIDADE

Tem a finalidade de minimizar o intercâmbio total de potência reativa dos Bipolos com o sistema CA, tanto em Coletora Porto Velho quanto em Araraquara.

Está localizada no CONTROLE MESTRE.

Está ativa somente quando o Controle Mestre de Potência Reativa (MRPC) da subestação estiver em modo automático.

Se houver desequilíbrio de potência reativa (consumo dos conversores x geração dos filtros), excedendo os limites de uma banda morta, será ordenado pelo CONTROLE MESTRE a ligar/desligar filtros de modo a reduzir tal desequilíbrio.

Os filtros da estação conversora Back-to-Back não são controlados por esta função.

Esta função Q-Control poderá ser desativada, tanto na Coletora Porto Velho, quanto em Araraquara se o operador quiser manobrar os filtros manualmente. Para tanto, é necessário passar o MRPC para manual na subestação desejada.

Nenhuma manobra de filtros/bancos será comandada se não houver variação na ordem de potência superior a 5% da potência nominal desde a última manobra ter sido efetuada.

Na SE Coletora Porto Velho:

Na SE Coletora Porto Velho, a função Q-Control comandará a desconexão de filtros se o excedente de potência reativa do Bipolo (filtros - conversores) for superior a 130 Mvar (metade do maior filtro), desde que o controle de filtragem mínima não iniba a desconexão.

Na SE Araraquara 2:

Na SE Araraquara 2, a conexão ou desconexão de filtros/bancos de capacitores será iniciado se o desbalanço de potência reativa exceder os limites de uma banda morta de ± 230 Mvar, para evitar intermitência de conexão/desconexão de filtros e bancos.

Na SE Araraquara 2, diferentemente da SE Coletora Porto Velho, a função Q-Control pode ligar ou desligar filtros/bancos de capacitores.

Esta função possui temporização de 3 segundos para desligar e de 3 segundos para ligar.

Esta função permanece preferencialmente ligada no modo automático. Passando o MRPC para manual, a função Q-Control fica desativada.

(16)

15.2. DISTRIBUIDOR DE POTÊNCIA ATIVA DE EMERGÊNCIA (EAPD) 15.2.1. FINALIDADE

A função Distribuidor de Potência Ativa de Emergência - EAPD (Emergency Active Power Distributor) é executada pelo CONTROLE MESTRE e tem a finalidade de promover ações para o equilíbrio entre geração e transmissão do Madeira, em caso de distúrbios no sistema de transmissão em corrente contínua, distúrbios no sistema coletor em corrente alternada (Coletora Porto Velho) e distúrbios no sistema receptor em corrente alternada (Araraquara 2).

15.2.2. DESCRIÇÃO / ATUAÇÃO 15.2.2.1. PERDA DE POLO OU BIPOLO

Quando da perda de um polo ou Bipolo, o EAPD (Distribuidor de Potência Ativa de Emergência) do CONTROLE MESTRE fará a transferência da potência perdida para os polos remanescentes, de modo a maximizar a transferência de potência pelo sistema em corrente contínua do Madeira.

No Bipolo 1, somente os polos que estiverem operando no modo BPC participam da redistribuição de potência comandada pelo EADP.

A transferência de potência perdida para os polos remanescentes será feita em duas etapas:

- Primeiramente a potência será redistribuída entre os polos remanescentes na proporção da folga de cada um em relação à sua potência nominal (1575 MW).

- Se as folgas existentes não forem suficientes, será utilizada a capacidade de sobrecarga de 30 minutos dos polos remanescentes (2095 MW), distribuindo igualmente o excedente entre eles.

Estando em operação apenas um Bipolo, a transferência da potência perdida para o polo remanescente será feita pelo próprio Controle de Bipolo (e não pelo Controle Mestre).

Se a capacidade de sobrecarga dos polos remanescentes não for suficiente para escoar a potência perdida, haverá um excedente de geração. O CONTROLE MESTRE enviará aos GSCs das usinas a informação

“Máxima Potência Ativa Gerada”, juntamente com um sinal de disparo (“Execute Máxima Potência Ativa Gerada”), para que os mesmos providenciem o necessário corte de geração.

O cálculo do valor de “Máxima Potência Ativa Gerada” que será enviado a cada usina será efetuado pelo Controle Mestre fazendo o rateio da capacidade de transmissão remanescente no sistema de corrente contínua (Bipolo + Back-to-Back) proporcionalmente à potência gerada em cada usina previamente ao distúrbio.

Quando da perda de Bipolo, durante a operação com somente um Bipolo, o CONTROLE MESTRE envia ao GSC da UHE Jirau um valor de “Máxima Potência Ativa Gerada” igual a 0 MW.

Se ao final dos 30 minutos permanecer ainda alguma sobrecarga, o controle do Bipolo 1 faz uma redução automática para a potência nominal dos polos em rampa de 5 segundos.

Se ao final dos 30 minutos permanecer ainda alguma sobrecarga, o controle do Bipolo 2 faz uma redução automática e instantânea para a potência nominal dos polos.

Como consequência, o CONTROLE MESTRE enviará aos GSC das usinas a informação “Máxima Potência Ativa Gerada”, juntamente com um sinal de disparo (“Execute Máxima Potência Ativa Gerada”), para que

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os mesmos providenciem o necessário corte de geração, afim de equilibrar a geração das usinas com a potência transmitida no Bipolo.

15.2.2.2. PERDA DE BLOCO DA CONVERSORA BACK-TO-BACK

Em caso de perda de um dos blocos do Back-to-Back o controle de Bi-bloco compensa a perda até a capacidade do bloco remanescente (sem sobrecarga).

Se a capacidade do bloco remanescente não for suficiente, o EAPD do CONTROLE MESTRE distribui a potência entre os Bipolos, utilizando a capacidade de sobrecarga de 30 minutos dos polos em operação (2095 MW).

Se as conversoras Back-to-Back estiverem em operação e os Bipolos estiverem desligados, em caso de perda de um dos blocos do Back-to-Back, se esgotada a capacidade do bloco remanescente, o CONTROLE MESTRE encaminha às usinas a informação “Máxima Potência Ativa Gerada”, juntamente com um sinal de disparo (“Execute Máxima Potência Ativa Gerada”), para que os mesmos providenciem o necessário corte de geração.

15.2.2.3. PERDA DE GERAÇÃO NO COMPLEXO DO MADEIRA

Em caso de perda de geração na UHE Santo Antônio 500 kV e/ou UHE Jirau há um déficit de geração. O CONTROLE MESTRE recebe do GSC da usina a informação do novo número de unidades geradoras sincronizadas, calcula a potência perdida e efetua a redução rápida deste valor na potência transmitida (chamada de Runback) restabelecendo o equilíbrio entre a potência ativa gerada nas unidades geradoras remanescentes e a ordem de potência do(s) Bipolo(s).

O nível de redução de ordem de potência (Runback) será calculado pelo CONTROLE MESTRE com base na variação de:

- Número de máquinas sincronizadas.

- Potência despachada nas usinas de Jirau e Santo Antônio 500 kV.

O Runback é realizado nas conversoras Back-to-Back somente se os Bipolos estiverem fora de operação.

15.2.2.4. LIMITAÇÃO DE TRANSMISSÃO NOS CIRCUITOS DE CONEXÃO DE 500 KV DAS USINAS DE SANTO ANTÔNIO E JIRAU

Em caso de perda de circuitos de conexão, o GSC da usina irá detectá-la e promover o corte do número adequado de unidades geradoras de modo a aliviar a sobrecarga nos circuitos remanescentes, informando ao EAPD do CONTROLE MESTRE o número de geradores remanescentes em serviço. O EAPD do CONTROLE MESTRE irá então calcular o nível de Runback em função do novo número de unidades geradoras para eliminar o desequilíbrio entre a potência ativa gerada e a consumida pelo sistema de corrente alternada.

15.2.2.5. LIMITAÇÃO DA CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO EM ARARAQUARA 2 (PERDA DE LINHAS E/OU TRANSFORMADORES)

A perda de elementos da transmissão no sistema receptor conectado à SE Araraquara 2 poderá dar origem a uma ação de Runback (redução de potência comandada pelo CONTROLE MESTRE aos controles dos Bipolos) de modo a evitar sobrecarga em linhas e transformadores remanescentes.

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a) Perda simples da LT 440 kV Araraquara 2/ Araraquara que leve o circuito remanescente ultrapassar o limite de emergência, após 10 segundos

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos interligados, o Controle Mestre envia comando aos Bipolos para que executem ações de Runback total de 900 MW, distribuído proporcionalmente à potência de cada Bipolo.

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos separados, o Controle Mestre envia comando ao

Bipolo 2 para que ele execute ação de Runback de 150 MW.

b) Perda dupla da LT 440 kV Araraquara 2/ Araraquara

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos interligados, para não ultrapassar o limite de emergência na LT 500 kV Araraquara/ Campinas o Controle Mestre envia comando aos Bipolos para que executem ações de Runback total = Valor Positivo [0,5 x (BP1 + BP2) – 1050], distribuídos

proporcionalmente à potência de cada Bipolo.

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos separados, nenhuma ação de Runback é necessária.

c) Perda dupla das LTs 500 kV Araraquara 2/ Araraquara

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos interligados, para evitar afundamento das tensões na rede de 440 kV próximo à Araraquara 2, o Controle Mestre envia comando aos Bipolos para que executem ações de Runback total = Valor Positivo [(BP1 + BP2) – 3700], distribuído

d) Perda tripla dos transformadores 500/440 kV da SE Araraquara 2

Estando a SE 500 kV Araraquara 2 com os barramentos interligados, para não ultrapassar o limite de emergência na LT 500 kV Araraquara/ Campinas o Controle Mestre envia comando aos Bipolos para que executem ações de Runback total = Valor Positivo [0,5 x (BP1 + BP2) – 1050], distribuídos

Todas as ações do Distribuidor de Potência Ativa de Emergência - EAPD (Emergency Active Power Distributor) permanecem LIGADAS, não sendo possível desliga-las em tempo real.

15.3. HABILITAÇÃO DA PARCELA INTEGRAL DO STAB 500 DO BIPOLO 1 OU CONVERSORAS BACK-TO-BACK

O estado da parcela integral da SE Coletora Porto Velho é alterado em função da condição de operação do TF-13:

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 TF13 desligado (Disjuntor 500 kV 1210): Parcela Integral Habilitada.

Estando a parcela integral habilitada, estará ativa no Bipolo 1 ou Back-to-back conforme tabela a seguir: Parcela Integral do controle de frequência ligada Configuração

Back-to-Back Bipolo 1 Bipolo 2

Back-to-Back Sim ---

---Bipolo 1 --- Sim

---Bipolo 2 --- ---

---Bipolo 1 + Back-to-Back Não Sim

---Bipolo 2 + Back-to-Back Não ---

---Bipolo 1 + ---Bipolo 2 + Back-to-Back Não Sim Não

OBS: A parcela integral do Bipolo 2 não está disponível para operação. 15.4. LÓGICA DE DETECÇÃO DE HUNTING DOS BIPOLOS 1 E 2

Esta lógica tem objetivo de detectar possíveis conflitos entre as funções de conexão/desconexão de filtros dos Bipolos 1 e 2.

15.4.1. BIPOLO 1

Estando o MRPC em automático e ocorrendo quatro chaveamentos de filtros em um período de até 4 minutos, o MRPC é colocado em MANUAL.

15.4.2. BIPOLO 2

Estando o MRPC em automático e ocorrendo três chaveamentos de filtros em um período de até 20 segundos, o MRPC é colocado em MANUAL.

15.5. PROCEDIMENTOS

O CONTROLE MESTRE da SE Coletora Porto Velho deve permanecer ligado.

Quando da atuação do Runback, seja nos Bipolos, seja na conversora Back-to-back, os Centros de

Operação dos Agentes devem informar ao COSR-CNO o fato e aguardar autorização para elevação da

potência.

15.6. PROCEDIMENTOS PARA A INDISPONIBILIDADE DO CONTROLE MESTRE DA SE COLETORA PORTO VELHO

Desligar os Bipolos e as conversoras Back-to-back por meio de rampa de potência para 0 MW, compensando com geração no restante do SIN.

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15.7. DIAGRAMAS

15.7.1. DIAGRAMA GERAL DO CONTROLE MESTRE

The other station

TCOM MC - MC Telecom PCP HVDC Control Pole 1 PCP HVDC Control Pole 2 Z1 Z2 BPC Bipole 1 Control BtB Block 1 Control BtB Block 2 Control BBPC Biblock Control Dispatch Center

Filter Switch Interface Filter Switch Interface

EAPD Emg Active Pow Distributor MRPC Master Reactive Power Control number·of·generators·in·service number·of·transmissiom·lines·inservice(Jirau) Max·Generated·Active·Power AC·system·limitation·from·Araraquara dispatched·active·power Force·Min·Filter Force·No·Filter Uac bus =P1 Master Control A(B)

=P2 Bipole 1

Bipole 2

Bipole 1 power order

Pole power order Pole power order

In operation status/UD&ID/any limitations fr. P1,P2,P3,P4,BtB1,BtB2

=P3 =P4 San Antonio Generator Stations Coordinator 44(72MW) Jirau Generator Stations Coordinator 44(75MW) Bipole 2 Control 230kV 230kV 500kV

Bipole 2 power order Biblock power order

Block power order Block power order

re - distribution of power order

500kV

Filters available /connected Switch orders Filters available/conected MRPC AC-filter orders MRPC AC-filter orders MRPC AC-filter orders Interface S w itc h or de r to fi lte r Filters available/connected BtB

re - distribution of power order Q-consumed from conv. P1,P2,P3,P4,BtB1,BtB2

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15.7.2. DIAGRAMA DO CONTROLE MESTRE DE POTÊNCIA REATIVA (MRPC)

Q-CONTROL (active in Auto) FORCE MIN FILTER active in Auto/Man Uac Uac U-MAXIMUM active in Auto/Man FILTER SELECT

ABSOLUTE MIN FILTER FUNCTION active in Auto/Man Switch Sequences Priority Order LOW 5 4 3 2 1 HIGH MIN FILTER

only active in Auto

Generator Stations ID fr. P1,P2 MAX FILTER FORCE NO FILTER active in Auto/Man Decrease/Enable·increase Switch·orders Filter·banks·connected/available Connect/Disconnect Increase/Enable·decrease Increase/Enable·decrease Decrease/Enable·increase Increase/Decrease operation·mode·own·bipole nr·and·type·of·connected·ac-filter·LOT·A,·LOT·C,·LOT·F nr·of·generators·in·service nr·of·transmission·lines·in·service·(Jirau) nr·and·type·of·connected·ac-filter·LOT·A,·LOT·C,·LOT·F Runback·action Force·Min·filter Force·No·filter 500kV Uac bus Q-consumed from conv. P1,P2,P3,P4,BtB1,BtB2

UD fr. P1,P2 ID fr. P1,P2 UD fr. P1,P2 LOT A LOT C LOT F AC filter

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15.7.3. DIAGRAMA DO CONTROLE MESTRE DAS AÇÕES DE RUNBACK QUANDO DE LIMITAÇÃO DA CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO EM ARARAQUARA 2

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16. COORDENADOR DA ESTAÇÃO GERADORA (GSC)

A aquisição de informações das usinas e recebimento de informações e comandos do CONTROLE MESTRE são executados por computadores localizados nas UHE Santo Antônio e Jirau, chamados GSC -

Coordenador da Estação Geradora (Generator Station Coordinator).

Cada usina é proprietária e responsável pela operação do seu GSC.

16.1. FINALIDADE

Os GSC das usinas têm a finalidade de informar continuamente ao CONTROLE MESTRE: - A potência ativa total despachada

- O número de unidades geradoras sincronizadas:

Para a UHE Santo Antônio 500 kV, a identificação do nº de UGs sincronizadas é feita por meio da supervisão das chaves e disjuntores das unidades.

Para a UHE Jirau, a identificação do nº de UGs sincronizadas é feita considerando como sincronizada a unidade cuja potência for superior a 1 MW.

- Linhas de 500 kV conectadas às usinas (monitorados os dois terminais)

16.2. DESCRIÇÃO / ATUAÇÃO

Quando da ocorrência de alguma restrição na transmissão, os GSC das usinas também recebem do CONTROLE MESTRE:

 Um sinal analógico com o valor da potência ativa máxima que pode ser gerada em cada usina em um determinado instante, chamado STO_MAX_GEN_PWR para a UHE Santo Antônio 500 kV e

JIR_MAX_GEN_PWR para a UHE Jirau.

 Um sinal digital para a execução do corte de geração para adequação ao valor dos sinais analógicos descritos anteriormente. Estes sinais são chamados STO_EXEC_MAX_GPWR para UHE Santo Antônio 500 kV e JIR_EXEC_MAX_GPWR para UHE Jirau.

Os GSCs das usinas executam o desligamento de unidades geradoras necessárias ao atendimento dos sinais recebidos do CONTROLE MESTRE, além de promoverem o desligamento do controle conjunto de potência ativa da usina.

Quando do desligamento do último bipolo ou último polo, o CONTROLE MESTRE enviará ao GSC de Jirau um valor de JIR_MAX_GEN_PWR = 0 MW e o sinal digital JIR_EXEC_MAX_GPWR para UHE Jirau, fazendo com que sejam desligadas todas as unidades geradoras dessa usina.

Quando do desligamento dos dois bipolos e das duas conversoras Back-to-back, o CONTROLE MESTRE enviará ao GSC de Jirau e de Santo Antônio 500 kV um valor de JIR_MAX_GEN_PWR = 0 MW e

STO_MAX_GEN_PWR = 0 MW, além dos sinais digitais JIR_EXEC_MAX_GPWR e STO_EXEC_MAX_GPWR, a fim de promover o desligamento de todas as unidades geradoras das usinas.

Ao receber do CONTROLE MESTRE um valor de JIR_MAX_GEN_PWR = 0 MW”, o GSC da UHE Jirau executa imediatamente o desligamento de todas as LTs 500 kV de conexão com a SE Coletora Porto Velho a fim de evitar auto excitação em suas unidades geradoras.

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 Na UHE Santo Antônio, o corte de geração segue a seguinte ordem:

A sequência de corte de unidades geradoras tem como objetivo minimizar os efeitos transitórios

hidráulicos e no “log boom” da UHE Santo Antônio. Quando houver necessidade de desligamento de todas as unidades de uma determinada ilha da usina (unidades conectadas a um mesmo transformador

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Obs.: O GSC da UHE Santo Antônio 500 kV NÃO efetua o corte das últimas 6 unidades geradoras da usina, a menos que haja o bloqueio de todo o sistema HVDC, incluindo as conversoras Back-to-Back, e o TF-13 esteja desligado.

 Na UHE Jirau, o corte de geração segue a seguinte ordem:

Corte de n-1 unidades geradoras de cada transformador elevador, na ordem crescente da numeração dos transformadores. Em cada transformador elevador, efetua o corte na ordem decrescente da numeração das unidades geradoras.

Observações:

1) As unidades geradoras da UHE Jirau com potência ativa inferior a 1 MW não são contabilizadas como sincronizadas no seu GSC.

2) As unidades geradoras da UHE Jirau com potência ativa inferior a 10 MW, um segundo antes da abertura do seu disjuntor, não são contabilizadas para efeitos de Runback no polo, ou seja, se uma unidade geradora é desligada com potência ativa de 9 MW por exemplo, não existe nenhuma ação de Runback.

16.2.1. LÓGICAS DE PROTEÇÃO CONTRA AUTO-EXCITAÇÃO DOS GERADORES DA UHE JIRAU

 O GSC da UHE Jirau possui várias lógicas para desligamento de linha(s) de transmissão para garantir uma operação segura contra os riscos de auto-excitação.

 São monitorados permanentemente o número de geradores e a configuração das LTs.  A ação do GSC será sempre o desligamento de LTs e nunca o desligamento de UGs.  O GSC sempre comandará o desligamento dos dois terminais das LTs.

 A LT com reator conectado nunca será desligada.

 A prioridade de desligamento das LTs sem reator conectado respeitará a ordem crescente da numeração dos circuitos (C.1, C.2 e C.3).

São as seguintes as lógicas e ações implantadas no GSC da UHE Jirau:

Margens Direita e Esquerda conectadas pela LT 500 kV Jirau Margem Direita/Jirau Margem Esquerda

Nº de LTs em operação entre UHE Jirau e SE Coletora Porto Velho

Reator Nº de UGs em

Operação Ação do GSC

03 Ligado 7 ≤ Nº < 10 Sem Ação

03 Ligado 4 ≤ Nº < 7 Desligar uma LT

03 Ligado 0 ≤ Nº < 4 Desligar duas LTs

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Margens Direita e Esquerda conectadas pela LT 500 kV Jirau Margem Direita/Jirau Margem Esquerda

03 Desligado 4 ≤ Nº < 7 Desligar duas LTs

03 Desligado 0 ≤ Nº < 4 Desligar três LTs

02 Desligado 4 ≤ Nº < 7 Desligar uma LT

01 Ligado 0 ≤ Nº < 4 Sem ação

Margem Direita (operação com as margens desconectadas)

Nº de LTs em operação entre UHE Jirau e SE Coletora Porto Velho

Reator nesta margem Nº de UGs em _Operação Ação do GSC

01 Ligado 0 ≤ Nº < 4 Sem ação

Margem Esquerda (operação com as margens desconectadas)

Nº de LTs em operação entre UHE Jirau e SE Coletora Porto Velho

Reator nesta margem

Nº de UGs em

Operação Ação do GSC

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Margem Esquerda (operação com as margens desconectadas)

16.3. PROCEDIMENTOS

O GSC da UHE Santo Antônio 500 kV e da UHE Jirau devem permanecer ligados.

16.4. PROCEDIMENTOS PARA A INDISPONIBILIDADE DO ESQUEMA

Desligar a usina cujo GSC encontra-se indisponível (seja por indisponibilidade de equipamentos ou dos canais de comunicação com o CONTROLE MESTRE), compensando com geração no restante do SIN.