Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica. Período 2003 a 2005 VOLUME II

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Plano de Ampliações e

Reforços na Rede Básica

Período 2003 a 2005

VOLUME II

Operador Nacional do Sistema Elétrico Presidência

Rua da Quitanda 196/24º andar, Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS – 2.1-031/200222

Plano de Ampliações e

Reforços na Rede Básica

Período 2003 a 2005

VOLUME II

Sistemas de Proteção Sistêmica e

de Supervisão

Aprovado pelo Conselho de Administração em 13 de junho de 2002

K:\2003-2005\#Documentos\Relatórios\Par2003-2005_Vol II (Sistemas de Proteção e de Supervisão).doc

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Sumário

1 Introdução 5

2 Programa de Aprimoramento da Controlabilidade e Observabilidade do SIN Através da Instalação de

Unidades Terminais Remotas 9

2.1 Motivação 9

2.2 Elaboração do Plano de

Aprimoramento das Condições de

Observabilidade e Controlabilidade 10 Instalações da Região Sul – Fase 1 12 Instalações da Região Norte – Fase 1 13 Instalações da Região Nordeste – Fase 1 13 Instalações das Regiões Sudeste e

Centro-Oeste – Fase 2A 13

Instalações da Região Sul – Fase 2A 13 Instalações da Região Norte – Fase 2A 14 Instalações da Região Nordeste – Fase 2A 14 Instalações das Regiões Sudeste e

Centro-Oeste – Fase 2B 14

Instalações da Região Sul – Fase 2B 15 Instalações da Região Norte – Fase 2B 15 3 Esquemas Especiais de Proteção e

Proteções Sistêmicas 17

3.1 Propostas gerais 17 3.2 Medidas recomendadas pela comissão

mista ONS/ELETROBRÁS/CEPEL para redução do nível de risco das

instalações críticas da rede básica 24 3.2.1 Regiões Sul e Sudeste 24

3.2.1.1 Empresa: CTEEP 24

3.2.1.2 Empresa: FURNAS 25

3.2.2 Regiões Norte e Nordeste 27

3.2.2.1 Empresa: ELETRONORTE 27

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4 Oscilografia de Curta e Longa

Duração 34

4.1 Motivação 34

4.2 Projeto de oscilografia de curta

duração 34 4.2.1 Aderência aos Procedimentos

de Rede: 35

4.2.2 Atividades em andamento: 36 4.2.3 Ações em desenvolvimento no

ONS 37 4.3 Projeto de oscilografia de longa

duração 38 Região 39 Localização 39 4.3.1 Aderência aos Procedimentos

de Rede 40 4.3.2 Atividades em andamento: 40 4.3.3 Etapas de implantação 41 4.3.4 Cronograma 41 4.3.4.1Total 41 4.3.5 Viabilização financeira 41

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1 Introdução

O presente documento relaciona as ampliações e os reforços identificados para a Rede Básica, no período 2003 a 2005.

No processo de elaboração do PAR, conforme estabelecido no módulo 4 dos Procedimentos de Rede, foram realizados estudos de avaliação elétrica do sistema. Essas análises tiveram por base os estudos de planejamento elaborados pelo CCPE/MME, as solicitações de acesso e conexão, bem como as ampliações e reforços propostos pelos Agentes. Buscou-se, além disso, eliminar restrições de transmissão observadas no planejamento e na programação da operação, particularmente aquelas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica do Sistema Interligado Nacional - Período janeiro/2002 a abril/2003.

No Volume I deste documento é apresentada a proposta de ampliações e reforços da Rede Básica, relacionando as obras, identificadas como necessárias, de acordo com os critérios adotados nos estudos desenvolvidos.

O Volume II engloba a proposta do ONS para implementação de reforços para melhorar a observabilidade e segurança do SIN.

a) Unidades Terminais Remotas;

b) Implementação de Esquemas Especiais de Proteção e Proteção Sistêmicas; c) Implementação de Oscilografia de Curta e Longa Duração.

No Volume III deste documento estão apresentados os pareceres técnicos para as instalações ainda sem a concessão equacionada pela ANEEL e que ainda não foram encaminhados àquela Agência pelo ONS bem como o programa de geração utilizado. O conjunto de propostas contidas na presente versão do documento será submetido a um permanente acompanhamento e atualização visando incorporar mudanças dos condicionantes adotados nos estudos, tais como: contexto de oferta (geração e importação) e demanda (mercado e exportação) sinalizado pelos Agentes, novas solicitações de acesso, proposições de expansão por parte dos Agentes, restrições operativas identificadas no Planejamento da Operação Elétrica e Energética, informações do Mercado Atacadista de Energia - MAE, instrumentos contratuais estabelecidos referentes à compra e venda de energia, ao uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção, à autorização para importação e exportação de energia e aos padrões de desempenho estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede.

As obras necessárias à adequação das instalações existentes da Rede Básica aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede serão tratadas no Projeto “Adequação das Instalações Existentes”. Esse Projeto, que está sendo conduzido pelo ONS dentro do Plano de Ação 2002/2004 aprovado pelo Conselho de Administração, deverá estabelecer os marcos para adequar as instalações existentes

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aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. Os resultados deste trabalho serão incorporados às próximas edições do PAR.

Com o objetivo de avaliar as condições de segurança operacional do SIN, o ONS, em conjunto com os Agentes, vem desenvolvendo atividades abrangendo o sistema físico de geração e transmissão, o sistema de supervisão e controle, os processos e procedimentos do ONS e os recursos humanos do ONS e dos Agentes dentro do processo de “Estudo para Melhoria das Condições de Segurança do SIN”. Estão sendo avaliados, entre outras questões, os procedimentos de recomposição, os esquemas de controle de emergência e as proteções sistêmicas, os recursos de observabilidade e controlabilidade do SIN, os arranjos de barramento e a implantação de reforços de transmissão. Este documento inclui os resultados disponíveis, no momento, dessas atividades relativas especificamente à segurança operacional do SIN. Possíveis complementos, à proposta de ampliações e os reforços na Rede Básica associada à segurança do SIN, deverão ser contempladas nas próximas edições do PAR.

Para facilitar o entendimento do texto e das tabelas, as siglas usadas, com seus significados, estão listadas a seguir:

Tabela 1.1 - Siglas usadas no Texto e nas Tabelas

SIGLA DESCRIÇÃO

LT linha de transmissão

C1/ C2 circuito 1/ circuito 2 de linha de transmissão SE subestação

EAT extra alta tensão UHE usina hidrelétrica UTE usina termelétrica UNE usina nuclear TR transformador AT autotransformador BC banco de capacitores CE compensador estático TC transformador de corrente FO filtro de onda EL entrada de linha

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SIGLA DESCRIÇÃO CT conexão de transformador/autotransformador UF unidade da federação

SIN sistema interligado nacional FRJ fluxo área Rio de Janeiro FMG fluxo área Minas Gerais FSE fluxo região Sudeste RSE recebimento pelo Sudeste

SIL potência característica da linha (“surge impedance load”) ECE esquema de controle de emergência

ERAC esquema regional de alívio de carga ECG esquema de corte de geração RAP relatório de análise de perturbação CLP controlador lógico programável

PPS proteção contra perda de sincronismo

CPST contrato de prestação do serviço de transmissão PDET programa determinativo de expansão da transmissão PPT programa prioritário de termeletricidade

MAE Mercado Atacadista de Energia

CAET Comitê de Acompanhamento dos Empreendimentos Termelétricos CCPE Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas

Elétricos

GTP Grupo de Trabalho de Proteção (extinto) GCOI Grupo Coordenador da Operação Interligada (“) GTCP GT para Estabelecimento de Critérios de Planejamento (“) CTST Comitê Técnico de Sistemas de Transmissão (“) GCPS Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema Elétrico (“)

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Neste documento, as Regiões se compõem dos seguintes Estados, cujos sistemas elétricos estão interligados:

Tabela 1.2 - Regiões Geoelétricas

REGIÃO ESTADOS

Sul (S) Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná e Mato Grosso do Sul Sudeste (SE) Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo

Centro-Oeste (CO) Goiás, Distrito Federal e Mato Grosso Norte (N) Pará, Tocantins e Maranhão

Nordeste (NE) Piauí, Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe e Bahia

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2 Programa de Aprimoramento da Controlabilidade e Observabilidade do SIN Através da Instalação de Unidades Terminais Remotas

2.1 Motivação

As atribuições do ONS dependem da capacidade de supervisão, através das informações coletadas pelos sistemas de telemedição, telesinalização e registro de seqüência de eventos, destacando-se:

– Operar a rede elétrica com segurança e explorando adequadamente os recursos de geração e transmissão do SIN;

– Identificar rapidamente e com precisão, fenômenos ocorridos na rede elétrica, caracterizando suas causas e efeitos e adotando medidas correspondentes; – Suportar o processo de recomposição do sistema, subsidiando seu contínuo

desenvolvimento;

– Coletar dados para viabilizar informações para MAE e CBEE e para o cálculo de indicadores de desempenho;

– Coletar dados para a apuração dos encargos de uso da Rede Básica;

– Acompanhar a qualidade de energia e definir ações para seu constante aprimoramento;

–

– Realizar estudos de fenômenos elétricos que permitam antecipar situações e contingências que possam afetar a confiabilidade e estabilidade da rede elétrica;

– Realizar estudos, com base nas seqüências de eventos registradas nos equipamentos de supervisão e controle das instalações, com a finalidade de definir a cronologia dos eventos, para apoiar a adequada restauração da rede elétrica após distúrbios.

A implantação do atual modelo organizacional do Setor Elétrico Nacional tornou a operação do SIN ainda mais complexa, devido a uma série de fatores, onde se destacam:

– Nova regulamentação para concessões e os processos de desverticalização das empresas, com o conseqüente aumento do número de participantes no mercado de energia;

– Grande quantidade de obras de expansão de geração, destacando-se o crescente número de Produtores Independentes, o Programa Prioritário de Geração Térmica (PPT) e o Programa de Térmicas Emergenciais (CBEE);

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– Grande quantidade de obras de expansão do sistema de transmissão, onde se prevê a construção de cerca de 4000 km de linhas em 2001/2;

– Evolução para um mercado aberto de energia e do livre acesso à rede onde é cada vez mais necessária a formalização dos processos de operação, enfocando aspectos de neutralidade e de registro das informações, permitindo a auditoria individual de cada Agente;

– Existência de um passivo de várias instalações com deficiências de supervisão e controle, representando dificuldades na operação do sistema elétrico.

O quadro apresentado reforça a importância da implantação de uma infra-estrutura adequada para supervisão e controle em tempo real da operação do SIN e para registro adequado de seu desempenho. Atualmente estão disponíveis sistemas, organizados segundo níveis hierárquicos, que vão desde as instalações elétricas (subestações e usinas) dos Agentes, passando pelos seus Centros de Operação até os Centros de Operação Regionais (COSR) e Nacional do Sistema (CNOS) do ONS. Dentre os sistemas mencionados, este documento destaca a importância dos associados às instalações elétricas, que são a base para a controlabilidade do SIN, visando o pleno atendimento das citadas atribuições.

O ONS realizou, com participação dos Agentes e Fabricantes, atividades orientadas à: – Determinação do estado atual dos sistemas de Supervisão e Controle já

implantados;

– Caracterização das diferenças existentes entre a situação atual e a estabelecida nos Procedimentos de Rede. Neste processo de caracterização destaca-se a necessidade de implementação da função de seqüência de eventos nos equipamentos das instalações elétricas (usinas e subestações) com a sincronização via GPS (Global Position System) dos registros efetuados. Este sincronismo é básico para a definição da cronologia dos eventos e para a adequada definição das ações que devem ser adotadas. – Levantamento do estado da arte de sistemas de Supervisão e Controle

disponíveis no mercado nacional e internacional;

– Estabelecimento de uma especificação básica a ser adotada por qualquer Agente que deseje empreender processos de aquisição de sistemas de Supervisão e Controle de suas instalações elétricas (subestações e usinas).

2.2 Elaboração do Plano de Aprimoramento das Condições de Observabilidade e Controlabilidade

A definição do Plano de Aprimoramento das condições de observabilidade e controlabilidade se aplica às instalações elétricas já existentes. Este plano foi elaborado em conjunto com os agentes envolvidos, segundo um detalhado levantamento de cada instalação.

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Qualquer nova instalação a ser agregada ao sistema, deverá seguir os Procedimentos de Rede, inclusive no que se refere à implementação, operação, manutenção e expansão dos sistemas de supervisão e controle das mesmas.

O objetivo final deste trabalho é adequar instalações existentes da Rede Básica, de tal sorte que sejam plenamente atendidos os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede - Submódulo 10.19.

A implantação do projeto foi subdividida em três fases. O critério de seleção das instalações a serem consideradas em cada uma destas fases foi:

Fase 1 – Instalações da Rede Básica, localizadas em pontos de importância estratégica à operação sistêmica que não possuem UTR ou cujo estado operacional das mesmas não apresenta condições adequadas de observabilidade e qualidade ou mesmo alto índice de obsolescência e taxas de falhas. Estas instalações incluem principalmente aquelas com níveis de tensão de 750kV, 500kV e 440 kV, as áreas prioritárias do sistema de 345kV e as áreas do Centro-Oeste ainda sem supervisão. A relação destas instalações é apresentada na tabela 2.1.

Fases 2A e 2B – Complementa as instalações da Rede Básica nas quais as remotas não são dotadas de toda a cobertura e funcionalidade exigida pelo sub-módulo 10.19 dos Procedimentos de Rede. Os equipamentos destas instalações têm apresentado funcionamento adequado, porém, em alguns casos com elevado índice de obsolescência. Esta fase foi subdividida devido ao grande número de instalações para se adequar a capacidade operacional existente no ONS e nas Empresas (Agentes e fabricantes).

As tabelas 2.2 e 2.3 apresentam a relação preliminar das instalações contidas em cada uma das sub-fases 2A e 2B.

Obs.: As listagens apresentadas nas tabelas 2.2 e 2.3 incluem tanto instalações onde os equipamentos serão complementados quanto substituídos.

A viabilização do programa acima depende da definição, por parte da ANEEL, dos recursos necessários à aquisição e instalação das remotas.

2.1 - Lista das Localidades envolvidas na fase 1 - emergencial

Instalações das Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Fase 1

SE Barro Alto UHE Taquaruçu

SE Brasília Sul UHE Três Irmãos

SE Cachoeira Paulista SE Anhanguera Provisória

SE Campos SE Baixada Santista

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Instalações das Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Fase 1

SE Jacarepaguá SE Interlagos

SE São José SE Itapeti

SE Vitória SE Leste

UHE Mascarenhas SE Miguel Reale

SE Barra do Peixe SE Milton Fornasaro

SE Coxipó SE Nordeste

SE Nova Mutum SE Norte

SE Rondonópolis SE Oeste

SE Sinop SE Ramon Rebert Filho

SE Araraquara SE Sul

SE Assis SE Xavantes

SE Bauru SE Barreiro

SE Bom Jardim SE Jaguara

SE Cabreuva SE Mesquita

SE Embu-Guaçu SE Neves 1

SE Mogi Mirim 3 SE Ouro Preto 2

SE Ribeirão Preto SE Pimenta

SE Santa Bárbara do Oeste SE S.Gonçalo do Para

SE Santo Ângelo SE S.Gotardo 2

SE Sumaré SE S.Simão

SE Taubaté SE Taquaril

UHE Água Vermelha UHE Emborcação

UHE Capivara UHE Jaguara

UHE Ilha Solteira UHE Nova Ponte

UHE Jupia UHE Três Marias

Instalações da Região Sul – Fase 1

SE Ivaiporã UHE Itaúba

SE Santo Ângelo UHE Passo Real

UHE Ita UTE Presidente Medici

SE Alegrete 2 SE Bateias

SE Cidade Industrial SE Cascavel do Oeste

SE Gravataí 2 SE Figueira

SE Nova Prata 2 SE Guaíra

SE Porto Alegre 4 SE Londrina

SE Porta Alegre 6 SE Maringa

SE Pólo Petroquímico SE Parigot de Souza

SE Santa Maria 3 SE Umbara

SE Santa Marta UHE Salto Caxias

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Instalações da Região Norte – Fase 1

UHE Tucuruí SE Imperatriz

SE Marabá SE Miracema

SE Tucuruí SE Peritoró

SE Colinas SE Presidente Dutra

Instalações da Região Nordeste – Fase 1

SE Fortaleza II SE Milagres

SE Sobral III SE Bom Nome

SE Teresina II SE Jardim

SE Xingó SE Teresina

SE Banabuiu

Tabela 2.2 - Lista das localidades envolvidas na fase 2A

Instalações das Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Fase 2A

SE Bandeirantes SE Barbacena 2

SE Brasilia Geral SE Conselheiro Lafaiete

UHE Itumbiara SE Governador Valadares 2

UHE Marimbondo SE Ipatinga 1

UHE Serra da Mesa SE Itabira 2

SE Sorriso SE Itutinga

SE Águas Lindas SE Juiz de Fora 1

SE Anhanguera SE Montes Claros 2

SE Firminópolis SE Várzea da Palma 1

SE Goiânia Leste UHE Volta Grande

SE Itapaci SE Anhanguera

SE Palmeiras SE Aparecida

SE Paranaíba SE Centro

SE Planalto SE Centro - ETR

SE Xavantes SE Edgard souza

UHE Cachoeira Dourada SE Mogi

UNE Angra SE Pirituba

UHE Nilo Pecanha SE São José dos Campos

Instalações da Região Sul – Fase 2A

SE Caxias 2 SE Charqueadas

SE Lajeado 2 SE Curitiba

SE Osório 2 SE Dourados

SE Porto Alegre 13 SE Farroupilha

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Instalações da Região Sul – Fase 2A SE São Vicente Sul SE Gravatai

SE Anástacio SE Joinville

SE Areia SE Cascavel

SE Blumenau SE Pilarzinho

SE Campo Mourao SE Ponta Grossa Norte

SE Campos Novos SE São Mateus Sul

SE Canoinhas

Instalações da Região Norte – Fase 2A

SE Guamá SE São Luís I

SE Utinga SE São Luís II

SE Vila do Conde

Instalações da Região Nordeste – Fase 2A UHE Apolonio Sales SE Mirueira

UTE Camacari SE Mussure II

UHE Luiz Gonzaga SE Natal II

UHE Paulo Afonso I SE Catu

UHE Paulo Afonso II SE Cotegipe UHE Paulo Afonso III SE Matatu UHE Paulo Afonso IV SE Pituacu

SE Cicero Dantas UHE Boa Esperanca

SE Angelim

Tabela 2.3 - Lista das localidades envolvidas na fase 2B

Instalações das Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Fase 2B

SE Araraquara SE Tijuco Preto

SE Guarulhos UTE Corumbá

SE Itutinga SE Conselheiro Pena

SE Mogi das Cruzes SE João Monlevade 2

SE Pocos Caldas UHE Guilmam Amorim

UHE Furnas SE Barão Cocais 2

UHE L. C. Barreto SE Nova Era 2

UHE Mascarenhas Moraes SE Timóteo

UHE Porto Colômbia SE Botucatu

SE Adrianópolis UHE Chavantes

SE Campinas UHE Jurumirim

SE Grajaú UHE Salto Grande

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Instalações das Regiões Sudeste e Centro-Oeste – Fase 2B

SE Itaberá SE Capão Bonito

UTE Piratininga UHE Henry Borden

SE Samambaia

Instalações da Região Sul – Fase 2B

SE Jorge Lacerda-A SE Canoas 1

SE Jorge Lacerda-B SE Eldorado

SE Londrina SE Farroupilha 1

SE Palhoca SE Garibaldi 1

SE Salto Osório SE Livramento 2

SE Salto Santiago SE Quinta

SE Passo Fundo SE Uruguaiana 5

SE Siderópolis SE Ponta Grossa Sul

SE Xanxerê SE Uberaba

UTE Charqueadas SE Apucarana

UTE Jorge Lacerda-A SE Campo Assobio

UHE Passo Fundo SE Campo Comprido

SE Bage 2 SE Campo Mourão 1

SE Camaquã SE D. S. J. dos Pinhais

SE Caxias 5 SE Foz do Chopim

SE Guarita SE Ibiporã

SE Guaiba 2 SE Jaguariaiva

SE Porto Alegre 9 SE Pato Branco

SE Scharlau SE Ivaiporã

SE Venancio Aires SE CIAG 2

Instalações da Região Norte – Fase 2B

SE Santa Maria SE Rurópolis

SE Miranda II SE Transamazônica

UTE São Luis II SE Miranda

SE Altamira SE Porto Franco

Instalações da Região Nordeste – Fase 2B

SE Funil SE Messias

SE Governador Mangabeira SE Olindina

SE Itabaianinha SE Paulo Afonso IV SE Sto. Antônio de Jesus SE Recife II

SE Picos UHE Sobradinho

SE Tomba SE Delmiro Gouveia

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Instalações da Região Nordeste – Fase 2B SE Bom Jesus da Lapa SE Mossoró II

SE Barreiras SE Russas II

SE Irecê SE Sobral II

SE Juazeiro II SE Paulo Afonso

SE Goianinha SE Senhor Bonfim II

SE Abaixadora SE Açú II

SE Eunápolis SE Bongi

SE Santa Cruz II SE Campina Grande II

SE Coremas SE Penedo

SE Itabaiana SE Pirapama II

SE Jacaracanga SE Ribeirão

SE Piripiri SE Rio Largo II

SE São João Piauí SE Tacaimbó

SE Angelim II SE Camacari II

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3 Esquemas Especiais de Proteção e Proteções Sistêmicas

Este item contempla as propostas decorrentes dos Relatórios de Análise de Perturbação – RAPs emitidos pelo ONS, bem como dos documentos elaborados pela Comissão Mista ONS/Eletrobrás/Cepel para melhoria da Segurança Intriínseca de Instalações.

3.1 Propostas gerais

SUBESTAÇÃO/SISTEMA DESCRIÇÃO/JUSTIFICATIVA EMPRESA

LT 230 kV Teresina-Fortaleza

Modificação da Proteção de Perda de Sincronismo da LT

Teresina-Fortaleza, 230kV. Evitar perda de sincronismo entre os Sistemas Elétricos da Chesf e da Eletronorte para contingências entre B. Esperança e

Sobradinho 500kV, após a entrada em operação da LT P. Dutra-Fortaleza 500 kV.

CHESF

SE Peritoró

Instalação de proteção de perda de sincronismo na LT Teresina – Peritoró 230 kV, de forma a permitir o fechamento do anel São Luís/

Miranda/Peritoró/Fortaleza 230 kV

ELETRONORTE

SE Teresina

Instalação de proteção de perda de sincronismo na LT Teresina – Peritoró 230 kV, de forma a permitir o fechamento do anel São Luís/

Miranda/Peritoró/Fortaleza 230 kV

CHESF

SE Santo Antonio de Jesus

Complementações (MPCC) das 02 EL existentes para seccionamento dos circuitos. Atender os requisitos mínimos dos procedimentos de rede do ONS (Módulo 2)

CHESF

SEs Carapina, Cachoeiro, Guarapari e Mascarenhas

Ampliação do esquema de controle de segurança do SIN – 2ª etapa. Possibilitar a integridade do sistema de suprimento ao Espírito Santo, evitando que o mesmo atinja condições de colapso, quando da perda de elementos da Rede Básica.

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SUBESTAÇÃO/SISTEMA DESCRIÇÃO/JUSTIFICATIVA EMPRESA

SE Tijuco Preto

Instalação de supervisão no trafo 750/345 kV-TR 6. Esta obra se faz

necessária para não comprometer a integridade do trafo por falta de recurso para controle adequado do carregamento, uma vez que é necessário operar o mesmo explorando toda sua capacidade. Propicia a otimização do sistema podendo assim o ONS reduzir a energia vertida turbinável da região sul.

FURNAS

Banabuiú Instalação de esquema de sobretensão nas LT’s de 230 kV. CHESF

Mossoró II

Instalação de Proteção de subtensão de 230 kV. Atender as recomendações do relatório “Análise dos ECEs Existentes e Definição das Lógicas Básicas de Atuação dos Esquemas de Controle de Segurança” da Comissão Mista ONS / ELETROBRAS / CEPEL, Junho/2000.

CHESF

Mossoró II

Revisão do esquema de subtensão da área Norte. Atender aos estudos elétricos do ONS, conforme notas de reunião ONS-CHESF em 11/10/2000 e notes do ONS, de 07/12/2000.

CHESF

Camaçari II

Instalação de 03 relés de subtensão. Atender esquemas especiais de emergência solicitados pelo ONS para Interligação Xingó/Jardim e adequar a instalação a requisitos mínimos do sistema

CHESF

Camaçari II

Implantação do esquema de alívio de carga do Subsistema Sul para perda de 02 ATRs na SE CAMAÇARI II. Atendimento das recomendações dos Estudos Elétricos do ONS e da CHESF, conforme NT-DOEL-03/98

CHESF

Cotegipe

Instalação de 06 relés de subtensão. Atender os esquemas especiais de emergência solicitados pelo ONS para interligação Xingó/Jardim e adequar a instalação a requisitos mínimos do sistema

(19)

Eunápolis

Implantação de esquema de alívio de carga por subtensão para perda de suprimento em 230kV à SE Eunápolis da CHESF. Atender as

recomendações dos Estudos Elétricos do ONS e da CHESF conforme NT- DOEL-04/98

CHESF

Fortaleza

Instalação de 03 relés de subtensão. Atender os esquemas especiais de emergência solicitados pelo ONS para 2ª Interligação N/NE e adequar a instalação a requisitos mínimos do sistema.

CHESF

Fortaleza

Implantação do esquema de alívio de carga por subtensão da Área Norte da rede de operação Nordeste, por perda de suprimento em 500kV às SE’s Fortaleza II, Fortaleza I e Sobral II. Atender solicitação do ONS, conforme recomendação contida na correspondência CTA-ONS-DPP/GPE-13/99 de 05/11/99 e NT-ONS-03/2000.

CHESF

Fortaleza

Implantação de esquema de controle de tensão por sobrecarga nos reatores do CE da SE Fortaleza I. Atender das recomendações dos Estudos Elétricos do ONS, conforme ata de reunião ONS/CHESF de 11/10/2000 e de

06/11/2000.

CHESF

SE Fortaleza II

Implantação de esquema de perda de Sincronismo (PPS) do Eixo de 500KV Presidente Dutra / Teresina II / Sobral III / Fortaleza II. Atender de

solicitação do ONS, conforme Relatório ONS-DPP/GPE-13/99.

CHESF

SE Funil

Instalação de 06 relés de subtensão. Atender aos esquemas especiais de emergência solicitados pelo ONS para a LT Xingó/Jardim e adequar a instalação a requisitos mínimos do sistema.

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SE Salto Osório 230 kV

Implantação de esquema de separação das barras de 230 kV e aquisição das respectivas proteções diferenciais e de falha de disjuntor.

Recomendado no Relatório de Análise de Perturbação elaborado pelo ONS, em 15/07/00 (DPP/GPE-071/00

ELETROSUL

SE Canoinhas 230 kV

Substituição da proteção diferencial de barras e falha de disjuntor. A proteção diferencial foi retirada de operação, em função das mudanças dos RTC’s dos circuitos para liberar maior fluxo de potência. Aumento da confiabilidade.

ELETROSUL

SE J. Lacerda A 230 kV

Substituição da proteção diferencial de barras. Estas proteções foram retiradas de operação, em função das mudanças dos RTC’s dos circuitos para liberar maior fluxo de potência. Aumento da confiabilidade. As

proteções atuais não possuem range que se adeqüem as novas RTCs que foram implantadas em função dos novos níveis de curto-circuito.

ELETROSUL

SE J. Lacerda B 230 kV

Substituição da proteção diferencial de barras. Estas proteções foram retiradas de operação, em função das mudanças dos RTC’s dos circuitos para liberar maior fluxo de potência. Aumento da confiabilidade. As

proteções atuais não possuem range que se adeqüem as novas RTCs que foram implantadas em função dos novos níveis de curto-circuito.

ELETROSUL

SE Siderópolis 230 kV

Substituição da proteção diferencial de barras e Falha de disjuntor. Estas proteções foram retiradas de operação, em função das mudanças dos RTC’s dos circuitos para liberar maior fluxo de potência. Aumento da confiabilidade.

ELETROSUL

SE Anhanguera 230 kV

Instalar esquema de proteção contra falha de disjuntor na SE. Esta recomendação consta do Relatório de Análise de Perturbação DPP/GPE-58/2000, de 28/06/2000

(21)

SE Cachoeira Dourada 230 kV

Instalar esquema de proteção contra falha de disjuntor na SE. Esta recomendação consta do Relatório de Análise de Perturbação DPP/GPE-58/2000, de 28/06/2000.

CELG

SE Goiânia Leste 230 kV

CELG

SE Planalto 230 kV

CELG

SE Xavantes230 kV

Instalar esquema de proteção contra falha de disjuntor na SE. Esta recomendação consta do Relatório de Análise de Perturbação DPP/GPE-58/2000, de 28/06/2000

CELG

SE Bandeirantes

Instalar relés de check de sincronismo (25) na SE Bandeirantes. A

instalação do relé visa eliminar a possibilidade de fechamento manual de disjuntores fora das condições ideais de sincronismo. Recomendado pelo Relatório ONS 057/99, de 12/11/99.

FURNAS

SE Brasília Sul

Instalar relés de check de sincronismo (25) na SE Brasília Sul. A instalação do relé visa eliminar a possibilidade de fechamento manual de disjuntores fora das condições ideais de sincronismo. Recomendado pelo Relatório ONS 057/99, de 12/11/99.

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SE Foz do Iguaçu 765 kV

Projeto, aquisição e instalação de Localizadores de Faltas no sistema de transmissão de 765 kV. Visa agilizar o processo de recomposição. OBS: O método atual de localizador de faltas instalado nos RDPs se baseia no cálculo de impedância que tem apresentado grandes imprecisões devido às características do Sistema de 750 kV. A aquisição será de equipamentos para esta função que se baseiam no princípio de ondas trafegantes.

FURNAS

SE Itaberá 765 kV

FURNAS

SE Ivaiporã 765 kV

FURNAS

SE Tijuco Preto 765 kV

(23)

SE Jaguara 345 kV

Substituição da proteção diferencial de barra de 345 kV para permitir a seletividade adequada para a operação da SE após a instalação da seção de interligação de barras recomendada no Relatório da Comissão Mista ELETROBRÁS/CEPEL/ONS, Grupo de Trabalho 2, “Proposições para redução do nível de risco das subestações críticas do sistema interligado S/SE/CO”, Novembro de 1999.

CEMIG

SE Pimenta 345 Kv

Substituição da proteção diferencial de barra de 345 kV para permitir a seletividade adequada para a operação da SE após a instalação da seção de interligação de barras recomendada no Relatório da Comissão Mista ELETROBRÁS/CEPEL/ONS, Grupo de Trabalho 2, “Proposições para redução do nível de risco das subestações críticas do sistema interligado S/SE/CO”, Novembro de 1999.

CEMIG

(24)

3.2 Medidas recomendadas pela comissão mista ONS/ELETROBRÁS/CEPEL para redução do nível de risco das instalações críticas da rede básica

3.2.1 Regiões Sul e Sudeste

(Ref. RELATÓRIO DPP-GPE 29 / 2000, EMITIDO EM: 14/04/2000) 3.2.1.1 Empresa: CTEEP

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas

SE Bauru 440 kV

Redução dos tempos para a eliminação de defeitos e dos riscos de perdas de circuitos pela proteção de retaguarda remota. Melhoria da seletividade da proteção, redução dos tempos de eliminação de defeitos, melhoria da sensibilidade das proteções de

retaguarda, redução dos riscos de desligamentos intempestivo de outros circuitos.

Instalação de teleproteção associada à proteção de falha de disjuntor.

SE Ilha Solteira440 kV

Manutenção da estabilidade do sistema, pela redução dos tempos de eliminação de

defeitos. Melhoria da sensibilidade e

seletividade das proteções de retaguarda e redução dos riscos de desligamentos intempestivos de outros circuitos e redução da possibilidade de perda de toda a SE e dos tempos para a eliminação de defeito.

(25)

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas

SE Cabreúva440 kV

Melhoria da seletividade da proteção,redução dos tempos de eliminação de defeitos,

melhoria da sensibilidade das proteções de retaguarda, redução dos riscos de

desligamentos intempestivos de outros circuitos.

SE Jupiá 440 kV

Melhoria da seletividade da proteção, redução dos tempos de eliminação de defeitos, melhoria da sensibilidade das proteções de retaguarda, redução dos riscos de desligamentos intempestivo de outros circuitos.

SE Nordeste Redução de possibilidade de perda total da

SE e redução de eliminação de defeito.

Instalação de proteção de falha de disjuntor.

SE Baixada Santista

Redução da possibilidade de perda total da SE e redução dos tempos para eliminação dos defeitos

Instalação de proteção diferencial de barra e falha de disjuntor.

3.2.1.2 Empresa: FURNAS

Adrianópolis 345kV

Melhor confiabilidade e seletividade na eliminação de faltas em linha neste tronco, cuja perda total pode induzir oscilações dinâmicas na área Rio.

Substituição das proteções das linhas Itutinga-Adrianópolis I e II.

(26)

Furnas 345kV

Redução nos tempos de eliminação de defeito para faltas ao longo destas

linhas.Redução do risco de perda total da usina para faltas na barra por ocasião de manutenções.

Substituição das proteções das linhas Poços I e II e das linhas Furnas-Itutinga I e II.Instalação de proteção adaptativa de barras e para falha de disjuntores

Poços de Caldas345kV

Melhoria do desempenho e confiabilidade da proteção para faltas em linha Garantir

flexibilidade operativa da SE.

Substituição das proteções das LTs 345 Kv Poços-Furnas I e II e Poços-Guarulhos I e II.Instalação de proteção de barras adaptativa e para falha de disjuntores

Guarulhos345kV

Melhoria na confiabilidade na eliminação de defeitos em linhas Eliminação rápida de faltas em linhas seguidas de falha de

disjuntor.Redução do risco de perda total da SE para faltas na barra por ocasião de manutenção.

Substituição das proteções das linhas

Guarulhos-Poços I e II.Canal de transferência de disparo para esquema de falha de

disjuntor da LT Guarulhos-Nordeste

Instalação de proteção adaptativa de barras.

Itumbiara 345kV Preservar seletividade da proteção de barras

durante manutenções.

Instalação de proteção de barras adaptativas

Brasília Sul 345kV Redução nos tempos de eliminação de

defeito para faltas ao longo destas linhas.

Substituição das proteções das linhas B.Sul-Samambaia I e II.

L. C. Barreto 345kV Preservar seletividade da proteção de barras

durante manutenção.

Instalação de proteção de barras adaptativase para falha de disjuntores.

(27)

3.2.2 Regiões Norte e Nordeste

3.2.2.1 Empresa: ELETRONORTE

Melhoria da confiabilidade, seletividade e sensibilidade na eliminação faltas nestas linhas.

Substituição das proteções primárias e alternadas das linhas para SE. Tucuruí, circuitos 1 e 2 (futura).

SE Vila do Conde 500kV

Melhoria da continuidade de serviço. Ativação de religamento automático tripolar na LT para a SE Tucuruí (circuito 1)

SE Vila do Conde 230 kV

Melhoria da confiabilidade, da seletividade e da sensibilidade na eliminação de faltas nas linhas de 230kV.

Instalação de um CLP no lado de 230kV dos auto transformadores e de uma proteção digital dotada de grupos de ajustes independentes.

SE Alimentadora da Albrás e Alunorte 230kV

Melhoria da confiabilidade da seletividade e sensibilidade na eliminação de faltas.

Instalação de uma proteção diferencial de barras seletiva e adaptativa.

SE Guamá 230 kV

Melhoria da seletividade e sensibilidade da proteção. Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barramento.

SE Utinga 230 kV

Melhoria da seletividade e sensibilidade da proteção. Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barramento

SE Santa Maria 230 kV

Melhoria da seletividade e sensibilidade da proteção. Maior rapidez na eliminação de faltas no barramento.

(28)

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas Melhoria da confiabilidade, seletividade e

sensibilidade na eliminação faltas nestas linhas.

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. Vila do Conde, circuitos 1 e 2 (futura).

SE Tucurui 500 kV

Melhoria da confiabilidade, seletividade e sensibilidade na eliminação faltas nestas linhas

Substituição das proteções primária e alternada das linhas para SE.Marabá circuitos 1 e 2.

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. Tucurui, circuitos 1 e 2.

SE Marabá 500 kV

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. Imperatriz circuitos 1 e 2.

Melhoria da seletividade da proteção na eliminação de faltas nos barramentos,

reduzindo o impacto sobre o sistema elétrico.

Complementação da proteção diferencial de barras para operação seletiva por

barramento. SE Marabá 230kV

Maior rapidez na eliminação de faltas. Substituição dos relés de proteção contra faltas entre fases da proteção de retaguarda do auto transformador de 500/230 kV

Substituição das proteções primária e alternada das linhas para SE. Marabá circuitos 1 e 2.

SE Imperatriz 500 kV

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. Presidente Dutra circuitos 2.

(29)

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas Melhoria da continuidade de serviço Ativação de religamento automático tripolar

nas LT para a SE Presidente Dutra circuitos 1 e 2.

Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos e diminuição de perda total subestação.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barramento

Maior rapidez na eliminação de faltas. Substituição dos relés de proteção contra faltas entre fases da proteção de retaguarda do auto transformador de 500/230 kV

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. Imperatriz circuito 2.

SE Presidente Dutra 500kV

Substituição das proteções primárias e alternada das linhas para SE. São Luis II circuito 2

Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos e diminuição de perda total da subestação.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barramento.

SE Presidente Dutra 230kV

Maior rapidez na eliminação de faltas Substituição dos relés de proteção contra faltas entre fases da proteção de retaguarda do auto transformador de 500/ 230 kV

SE São Luis II 500 kV

Melhoria na confiabilidade, seletividade e sensibilidade na eliminação faltas nestas linhas.

Substituição das proteções primárias e alternada da linha para SE. Presidente Dutra circuito 2.

(30)

SE São Luis II 230kV

Melhoria da confiabilidade, da seletividade e da sensibilidade na eliminação de faltas nas linhas de 230 kV.

Instalação de um CLP no lado de 230kV dos 3 auto transformadores 500/230 kV e de uma proteção digital dotada de grupos de ajustes independentes.

Melhoria da seletividade e sensibilidade da proteção. Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos, reduzindo o impacto sobre o sistema elétrico.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva e adaptativa.

SE São Luis I 230 kV Melhoria da confiabilidade, reduzindo os

riscos de desligamentos das linhas de 230kV e dos transformadores, para o caso de faltas nas linhas de 69 kV com falha na atuação da única cadeia de proteção existente.

Substituição dos relés de sobrecorrente dos 3 transformadores de 230/69 kV, lado de 69 kV para proteção da barra de 69kV e das linhas, em 69kV,derivadas deste barramento.

SE Peritoró 230 kV

Complementação da proteção de retaguarda das linha de 230 kV

3.2.2.2 Empresa: CHESF

SE Paulo Afonso III 230 kV

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barra, conjugada com proteção de falha de disjuntor

(31)

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas SEs Catu, Camaçari, Pituaçu,

Cotegipe, Matatu, Jacaracanga, Funil e Fortaleza 230 kV

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva para cada semi-barra.

SEs Cotegipe, Gov. Manguabeira, Jaguarari 230 kV

Redução do tempo de eliminação de faltas em caso de falha do disjuntor.

Instalação de proteção contra falha nos disjuntores.

SE Delmiro Gouveia 230kV

Instalação de proteção diferencial de barras tipo seletiva por barra, com configuração fixa dos circuitos ligados a cada barra.

Aumento da seletividade e sensibilidade da proteção. Maior rapidez na eliminação de faltas nos barramentos, reduzindo o impacto sobre o sistema elétrico.

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva para cada semi-barra nas

Subestações Banabuiú e Milagres Subestações Banabuiú, Milagres e

Bom Nome 230 kV

Melhoria da estabilidade do sistema, pela redução dos tempos de eliminação de defeitos. Aumento da sensibilidade e setividade das proteções de retaguarda e redução dos riscos de desligamentos intempestivos de outros circuitos.

Instalação de proteção contra falha de disjuntor nas Subestações Banabuiú e Bom Nome

Subestações Russas II e Mossoró II 230 kV

Melhoria do desempenho, sensibilidade e seletividade da proteção das LT´s que partem desta subestação. Possibilidade de utilização de religamento automático nestas linhas.

Instalação de proteção nos terminais de linha da SE Russas II

(32)

Subestação/Linha Justificativa Medidas recomendadas Aumento da seletividade e sensibilidade da

proteção. Maior rapidez na eliminação de faltasnos barramentos reduzindo o impacto sobre o sistema elétrico.

Instalação de proteção diferencial de barras tipo seletiva por barra., com configuração fixa dos circuitos ligados a cada barra.

Subestações Boa Esperança e Teresina 230 kV

Melhoria da estabilidade do sistema pela redução dos tempos de eliminação de defeitos. Melhoria da sensibilidade de retaguarda e redução dos riscos de desligamentos intempestivos de outros circuitos.

Instalação de proteção contra falha de disjuntor na SE Boa Esperança e complementação desta proteção na SE Teresina.

Subestações Piripiri e Sobral II 230 kV

Melhoria da continuidade de serviço das linhas de 230 kV

Instalação de religamento automático nas LT´s 230 kV Teresina –Piripirí, Piripirí-Sobral e Sobral- Fortaleza

SE Fortaleza II 230 kV

Instalação de proteção diferencial de barras tipo seletiva por barra, com configuração fixa dos circuitos ligados a cada barra.

SE/ Usina Sobradinho 230 kV

Instalação de proteção diferencial de barras seletiva por barra, com configuração fixa dos circuitos.

SEs Currais Novos II, Itabaiana, Jardim, Açu II e Natal II 69 kV.

Contingências na Rede Básica acarreta tensão abaixo dos valores permitidos.

Instalação de Esquema de Subtensão na barra de 69 kV.

(33)

SE Funil 230 kV

Contingências simples e/ou dupla na Rede Básica acarreta tensão acima dos valores permitidos.

(34)

4 Oscilografia de Curta e Longa Duração

4.1 Motivação

A implantação do atual modelo organizacional do Setor Elétrico Nacional tornou a operação do SIN mais complexa, principalmente em virtude da nova regulamentação para concessões, da instituição do livre acesso à rede e dos interesses individuais de cada Agente.

Este novo cenário associado às perturbações de vulto que ocorreram recentemente no SIN, enfatizou a necessidade de ampliação da capacidade de análise pós-operacional disponível.

Para a realização adequada da análise pós-operação é imprescindível o registro contínuo das grandezas físicas (tensões, correntes, freqüência, ângulos de fase, etc.), de forma a se obter dados durante a ocorrência de distúrbios no SIN que possibilitem reproduzir o comportamento e determinar as causas, motivos, origem e responsabilidades envolvidas.

A necessidade de se atender aos requisitos de disponibilidade e confiabilidade determinados pela regulamentação em vigor, reveste de suma importância o registro adequado do desempenho do Sistema, como forma de determinação das causas de não conformidades com os índices de qualidade de fornecimento exigidos, da determinação das responsabilidades envolvidas e como subsídio para a correção destas não conformidades.

Desde sua criação, o ONS, cônscio da importância da análise pós-operacional na atual conjuntura, vem realizando ações para incrementar a capacidade de análise existente.

4.2 Projeto de oscilografia de curta duração

A oscilografia de curta duração é utilizada para o registro das grandezas durante a ocorrência de faltas no SIN (basicamente curtos-circuitos). Este registro é realizado por meio de equipamentos (registradores de perturbação) que possuem capacidade para registrar as correntes, tensões e sinais digitais correspondentes aos períodos de pré-falta, falta e pós-falta, permitindo realizar a análise das perturbações ocorridas. De acordo com a última contagem disponível (2000), estavam instalados na Rede de Operação 1082 equipamentos registradores. Desse total 296 (27,4%) utilizam tecnologia analógica (os registros são realizados em papel) e 472 (43,6%) utilizam tecnologia digital (registro das grandezas em arquivos digitais). Além desses registradores, chamados de registradores “stand-alone”, são ainda utilizados relés de proteção digitais que possuem capacidade para registro de perturbações. A oscilografia realizada por meio de relés de proteção contava 314 (29%) equipamentos. A diferença de tecnologia define a forma de coleta dos registros das perturbações.

(35)

Nos registradores analógicos com saída em papel, a coleta dos registros é manual. Neste caso, os registros devem ser encaminhados à Central de Análise do Agente como uma correspondência convencional (correio ou malote). O tempo para a disponibilização dos registros na Central de Análise depende das facilidades existentes para a troca de correspondência com o local onde está instalado o registrador de perturbações. Da mesma forma ocorre a disponibilização dos registros para análise pelo ONS.

Nos registradores digitais, é possível realizar a coleta dos registros de forma automática. Neste caso, o tempo de transferência dos registros para a Central de Análise dos Agentes depende da infra-estrutura de telecomunicações disponível. Alguns Agentes possuem redes de oscilografia capazes de realizar a coleta automática dos registros em seguida à ocorrência de perturbações no sistema. Estes sistemas permitem a disponibilização dos registros para o ONS períodos mais curtos de tempo.

Como pode ser visto no item a seguir, a responsabilidade pelo projeto, especificação, aquisição, implantação, parametrização e manutenção da rede de oscilografia de curta duração é inerente ao Agente, que deverá disponibilizar ao ONS os registros obtidos. Dessa forma, a ação do ONS para aprimoramento do processo, baseia-se exclusivamente em facilitar a transferência dos registros obtidos dos servidores de dados dos Agentes para o servidor do ONS, e o desenvolvimento de ferramentas computacionais para agilizar o processo de análise do grande volume de registros a serem tratados.

4.2.1 Aderência aos Procedimentos de Rede:

Responsabilidades do ONS:

Elaborar e atualizar em conjunto com os Agentes os Requisitos Técnicos Básicos para oscilografia de curta duração da Rede de Operação do ONS, confeccionando o relatório com as

recomendações.

Prover os meios de comunicação necessários para que a equipe de proteção e controle do ONS acesse as informações geradas pelos registradores de perturbações digitais dos Agentes, às quais serão disponibilizadas pelos Agentes para fins de consulta em sua central de análise de oscilografia de curta duração.

Verificar a conformidade da oscilografia de curta duração em relação aos Requisitos Técnicos Básicos.

Elaborar relatórios consolidando as situações de não conformidade em relação aos Requisitos Técnicos Básicos, contendo

recomendações para implantação de eventuais correções. Os prazos para execução de tais correções devem ser discutidos com o Agente envolvido.

(36)

Disponibilizar aos Agentes os dados provenientes de registradores de perturbação, quando solicitado.

Responsabilidades dos Agentes:

Executar as atividades de projeto, especificação, aquisição, implantação, parametrização, comissionamento e manutenção da oscilografia de curta duração em conformidade com os Requisitos Técnicos Básicos.

Disponibilizar para a equipe de Proteção e Controle do ONS as informações geradas pelos registradores digitais de perturbações, em sua central de análise de oscilografia de curta duração para fins de consulta.

Fornecer ao ONS as informações necessárias para comprovação da conformidade da oscilografia de curta duração em relação aos Requisitos Técnicos Básicos e para atualização do banco de dados de oscilografia.

4.2.2 Atividades em andamento:

As seguintes ações estão em andamento para a melhoria da Oscilografia de Curta Duração do SIN:

a) A primeira, aderente ao estabelecido no Submódulo 11.6 dos

Procedimentos de Rede de ONS, refere-se à elaboração e atualização dos requisitos técnicos básicos para supervisão de fenômenos de curta duração na Rede de Operação do ONS. Os requisitos mínimos a serem utilizados para a implantação de novos registradores digitais de

perturbação foram definidos e os resultados estão apresentados no relatório ONS-3/028/00, intitulado “Requisitos Mínimos Para Supervisão de Fenômenos de Curta Duração na rede de Operação do ONS”. Neste relatório são definidas as características técnicas mínimas (freqüência de amostragem, resolução para eventos, estrutura de dados,

sincronização de tempo, etc.) e o número de canais necessário para a obtenção de grau de supervisão (GS) desejado para cada componente da rede (LT, transformador, reator, gerador, etc.).

b) A segunda, correspondeu à análise das necessidades de registradores de perturbação para a rede de operação do ONS. Esta análise foi realizada através da avaliação do grau de supervisão (GS) atual e futuro dos componentes da rede (LT, transformadores e geradores). Os

resultados deste levantamento e a metodologia utilizada foram apresentados no relatório ONS-3/029/00, intitulado “Análise das Necessidades de Registradores de Perturbação para Fenômenos de Curta Duração na Rede de Operação do ONS”. O grau de supervisão atual e futuro foram levantados através de consultas realizadas aos

(37)

Agentes, considerando as instalações existentes e as previsões de expansão de cada Agente, para um horizonte de 3 anos. O

levantamento realizado permitiu a identificação das áreas com GS insuficiente e está sendo utilizado pelos Agentes para a definição dos locais onde há necessidade de instalações de novos equipamentos. c) A terceira, corresponde à aquisição e instalação de novos registradores

de perturbação. Esta atividade está sendo realizada pelos Agentes, de acordo com o Submódulo 11.6 dos Procedimentos de Rede, pela inclusão das previsões de novos registradores e a substituição dos registradores obsoletos nos planos de aprimoramentos e investimentos individuais.

d) A quarta linha de ação corresponde à implantação no ONS de um sistema computacional de oscilografia de curta duração para a obtenção automática dos registros oscilográficos que serão disponibilizados pelos Agentes em suas Centrais de Análise. Este sistema foi contratado pelo ONS, no âmbito do projeto 2.8.1 do Plano de Ação, intitulado

“Desenvolvimento do Sistema Computacional para Análise de Perturbações”, e está em fase de aquisição de equipamentos e

desenvolvimento de software. O sistema utilizará tecnologia INTERNET para a obtenção automática dos registros dos Agentes, sendo previsto um sistema de classificação automática e armazenamento dos dados em servidor de base de dados SQL e a disponibilização dos dados na INTRANET do ONS, de forma a facilitar e agilizar a análise das ocorrências.

4.2.3 Ações em desenvolvimento no ONS

A quarta linha de ação acima descrita, está sendo desenvolvida pelo ONS de acordo com a seguinte esquematização:

1. Etapas de implantação a) Estudos preliminares b) Especificação detalhada c) Protótipo de telas

d) Desenvolvimento do sistema de Análise de Perturbações e) Integração piloto com a Central de Análise de FURNAS f) Instalação da Central de Análise no ONS

g) Treinamento de pessoal h) Aprovação do Sistema

(38)

2. Cronograma

Execução Física do Projeto – Horizonte Completo Percentual de Realização

Até 2001 2002 2003 2004 Após 2004 Total

Previsto 5 85 10 0 0 100

3. Produtos

Produtos Principais (2002)

Previsão

Aprovação das telas pelo ONS _30_/_04_/_2002_

Instalação do hardware _30_/_08_/_2002_

Integração piloto (FURNAS) _30_/_08_/_2002_

Treinamento _30_/_09_/_2002_

4. Recursos Financeiros

O projeto necessita dos recursos abaixo citados (R$x 1.000), já contemplados no orçamento do ONS:

Realizado em 2001

2002 2003 2004 Total

29,68 104,20 73,80 35,70 243,38

Estes recursos prevêem apenas a implantação, no ONS, dos equipamentos e sistemas computacionais para a realização da transferência dos registros

oscilográficos disponibilizados pelos Agentes nos seus servidores de dados para a Central de Análise no ONS, não contemplando a aquisição de equipamentos ou sistemas para ampliação ou aprimoramento das redes de oscilografia dos Agentes, para as quais deverão ser viabilizados os recursos necessários.

4.3 Projeto de oscilografia de longa duração

A oscilografia de longa duração tem por objetivo a análise do desempenho dinâmico do Sistema Interligado Nacional, principalmente durante oscilações eletromecânicas provocadas pela perda de grandes blocos de geração, variações de tensão e

freqüência, colapso de tensão etc.

O registro oscilográfico é realizado por equipamentos específicos (PMU) com

capacidade para aquisição sincronizada de fasores de tensão e corrente de seqüência positiva.

(39)

O ONS deverá, nos próximos 3 anos, implantar uma rede de oscilografia de longa duração no SIN composta por PMU instalados em 37 subestações e usinas. Esta rede permitirá a centralização dos dados obtidos nos diversos pontos de medição e a realização da análise e interpretação dos fenômenos eletromecânicos envolvidos.

A localização destas PMU foi objeto do estudo descrito no relatório DPP/GPE-060/2000 e levou em consideração a localização que permitisse a melhor observabilidade dos fenômenos de interesse.

Deverão ser instalados registradores de longa duração nas seguintes instalações:

Região Localização

SE TUCURUÍ SE IMPERATRIZ SE PRES. DUTRA NORTE SE MIRACEMA SE BOA ESPERANÇA SE PAULO AFONSO SE FORTALEZA NORDESTE SE CAMAÇARI SE SERRA DA MESA SE SAMAMBAIA SE ITUMBIARA SE FURNAS SE MARIMBONDO SE ADRIANÓPOLIS SUDESTE SE CACHOEIRA PAULISTA SE TIJUCO PRETO SE IBIÚNA SE SÃO SIMÃO SE JAGUARA SE ÁGUA VERMELHA SE ILHA SOLTEIRA SE JUPIÁ SUDESTE SE BAURU SE FOZ DO IGUAÇU SE ITABERÁ SE IVAIPORÃ SE AREIA SE ITÁ SUL SE GRAVATAÍ

(40)

4.3.1 Aderência aos Procedimentos de Rede

Responsabilidades do ONS:

Executar os estudos elétricos para determinação da localização dos registradores, submetendo à apreciação dos Agentes.

Especificar os registradores, submetendo à apreciação dos Agentes. Projetar a instalação dos registradores, da rede de oscilografia de

longa duração e da central de análise, em conjunto com os Agentes. Adquirir os registradores de longa duração, com acompanhamento

dos Agentes.

Determinar a parametrização da oscilografia de longa duração, submetendo à apreciação dos Agentes.

Coordenar as ações dos Agentes na implantação da oscilografia de longa duração.

Disponibilizar aos Agentes os dados provenientes de registradores de perturbação, quando solicitado.

Responsabilidades dos Agentes:

Tomar conhecimento dos estudos elétricos para determinação da localização dos registradores de longa duração, especificação e projeto da rede de oscilografia de longa duração, emitindo sugestões de otimização, no sentido de facilitar a instalação dos registradores nas suas usinas e /ou subestações selecionadas.

Executar a implementação dos registradores nas suas usinas e/ou subestações selecionadas.

Implementar a parametrização da oscilografia de longa duração. Executar os testes de comissionamento dos registradores com a

participação do ONS.

Participar da execução da aferição dos modelos utilizados nos estudos de fenômenos dinâmicos e a verificação do desempenho das proteções sistêmicas em conjunto com o ONS.

Participar da definição pelo ONS da concepção e da arquitetura do sistema de oscilografia de longa duração.

4.3.2 Atividades em andamento:

As seguintes ações estão em andamento, no âmbito do projeto 2.8.2, do Plano de Ação do ONS, intitulado “Implantação do Sistema de Oscilografia de Longa Duração”:

Minuta do Acordo Operativo entre ONS e os Agentes envolvidos em fase de aprovação pelo Jurídico.

Revisão da Documentação de Consulta para alteração do

cronograma de desenvolvimento do projeto de forma a contemplar uma etapa inicial de validação do Sistema.

(41)

4.3.3 Etapas de implantação

Estabelecimento de Acordo Operativo entre ONS e Agentes para a realização dos projetos executivos, instalação, colocação em serviço e manutenção dos registradores a serem adquiridos pelo ONS, nos termos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

Revisão da Documentação de Consulta.

Realização da Consulta de Fornecimento e seleção do fornecedor. Implantação da primeira fase (2003)

Aprovação da primeira fase (2003 - 2004) Implantação do sistema completo (2004 – 2005) Treinamento.

4.3.4 Cronograma

Execução Física do Projeto – Horizonte Completo Percentual de Realização

Até 2001 2002 2003 2004 Após 2004

otal

Previsto 0% 5% 15% 40% 40% 100%

Produtos Principais (2002) Previsão Revista

de Conclusão

Confecção da Minuta de Acordo Operativo _30_/_04_/_2002_

Assinatura dos acordos com os Agentes _30_/_08_/_2002_

Aprovação da documentação de consulta _30_/_08_/_2002_

Edital de consulta _30_/_08_/_2002_

Análise de propostas _30_/_11_/_2002_

Assinatura do contrato de fornecimento _30_/_12_/_2002_

4.3.5 Viabilização financeira

O projeto conta com os seguintes recursos (R$x 1.000), já contemplados no orçamento do ONS, que poderão ser parcialmente viabilizados por meio de financiamento do fornecedor:

Realizado em 2001

2002 2003 2004 Total