Operador Nacional do Sistema Elétrico
Sistema Interligado Nacional – SIN
Como garantir a confiabilidade e a segurança
no f...
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Sumário
1 – Características do Sistema Interligado Nacional (SIN)
2 – Segurança Elétrica – Contextualização
3 – Expansão...
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Demanda máxima – MW 64.044 88.000
Capacidade Instalada – MW 103.598 124.066
Hidro+Itaipu 81.568 87.566
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Interdependência Operativa de Usinas e Bacias
– Multiproprietários
As características do SIN requerem a coordenação cent...
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Importante salientar que não existe sistema elétrico imune a blecautes.
Critério adotado para o SIN:
- O sistema deve su...
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•  Medidas factíveis para minimizar o risco de blecautes
•  Concentrar os efeitos de blecautes
•  Minimizar os efeitos d...
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Causa/Origem:
• Curto-circuito no isolador de pedestal do bay da LT 440 KV Bauru – Assis.
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Causa/Origem:
• curto-circuito monofásico LT 440 KV I. Solteira – Araraquara C2 devido ao
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Período: jun/2000 a nov/2009
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Origem
A perturbação teve início às 22h13min (Horário Brasileiro de Verão – HBV), com a
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Região sujeita a fortes
chuvas, rajadas de vento e
descargas atmosféricas.
Condições Meteorológicas Adversas – 10/11/20...
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Descrição do evento:
Frente fria com chuvas significativas e vento no norte de Santa Catarina e no
Paraná.
Área:
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Acumulado de 13:00 às 14:00
SE Itaberá	

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Valores em MW
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A ocorrência se deu a partir do desligamento das LTs de 765kV entre
Ivaiporã e Itaberá devido a três curtos-circuitos m...
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Interligações em
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Separação das
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Início dos
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1.  Houve a atuação do esquema de controle de emergência, lógica 8 – Esquema de
corte de geração em Itaipu 60Hz para ab...
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Carga
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indicaram que o desempenho dos equipamentos ate...
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De Caráter Estratégico :
 O ONS e EPE deverão propor ao MME, em função das condições observadas na
operação do SIN, ap...
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Relativas à Propagação da Perturbação:
  Analisar a viabilidade de implantação adicional de medidas de controle e de
S...
34
Relativas ao Processo de Recomposição das Cargas:
  Avaliação do “black start” nas usinas de Porto Primavera, A. Verme...
35
Com base em determinação do CMSE, o ONS aumentou o
patamar de segurança no tronco de 765 kV, entre as SEs Foz
do Iguaçu...
36
IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN
Conceituação:
•  São aqueles que, se forem destruídos / avariados ou se se...
37
IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN
Subestações
•  Riscos de blecautes regionais
•  Impacto em até 2 estados
•...
38
FIM
39
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Seminário segurança energética 14-04-2010 – apresentação de operador nacional do sistema elétrico

  1. 1. Operador Nacional do Sistema Elétrico Sistema Interligado Nacional – SIN Como garantir a confiabilidade e a segurança no fornecimento de energia elétrica Fecomercio – 14/04/2010 São Paulo – SP
  2. 2. 2 Sumário 1 – Características do Sistema Interligado Nacional (SIN) 2 – Segurança Elétrica – Contextualização 3 – Expansão do Sistema de Transmissão 4 – Blecautes no Mundo e no SIN - 1999/2002/2009 5 – Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica
  3. 3. 3 2009 2014 Demanda máxima – MW 64.044 88.000 Capacidade Instalada – MW 103.598 124.066 Hidro+Itaipu 81.568 87.566 Termo-convencional 13.781 25.267 Termo-nuclear 2.007 2.007 Pequenas Centrais 6.152 9.226 Cap. Armazen. – MWmes 273.202 - Produção – TWh 444,4 - Hidro 414,5 - Térmica 27,5 - Eólica e outras 2,4 - Carga de Energia – TWh 443,4 573,0 Exportação 1,0 2009 2014 Km de Linha Transm. (>230kV) 96.140 - Capacidade de transf. – GVA 220 -Em 2009, a capacidade hidroelétrica instalada representava cerca de 79% do total; entretanto, o realizado foi cerca de 93% do total gerado. 3.300km 3.500km1 – Características do Sistema Interligado Nacional – Dados Gerais
  4. 4. 4 Interdependência Operativa de Usinas e Bacias – Multiproprietários As características do SIN requerem a coordenação centralizada da operação para assegurar a otimização econômica 31 empresas públicas/privadas em 12 grandes bacias Cemig Furnas AES-Tietê CESP CDSA Consórcios Copel Tractebel Itaipu Binacional Rio Grande Rio Paranaíba Rio Tietê Rio Paranapanema Rio Iguaçu
  5. 5. 5 Importante salientar que não existe sistema elétrico imune a blecautes. Critério adotado para o SIN: - O sistema deve suportar qualquer perda simples de elemento na rede, sem qualquer corte de carga. Contingências Simples – Medidas Operativas Eventuais Contingências Múltiplas Contornadas com medidas operativas Risco iminente de blecaute Ação da Natureza Ação Humana - Descargas atmosféricas - Vendavais - Terremotos - Geadas - Queimadas - Vandalismo/Terrorismo - Erros de projeto/Operação 2 – Segurança Elétrica – Contextualização
  6. 6. 6 •  Medidas factíveis para minimizar o risco de blecautes •  Concentrar os efeitos de blecautes •  Minimizar os efeitos do blecautes Reduzir a Severidade dos Distúrbios Evitar a propagação dos distúrbios Reduzir o tempo de restabelecimento das cargas Linhas de Ação (ONS):
  7. 7. 7 624 81 1.986 63.971 69.034 87.286 72.506 77.642 70.033 67.048 61.571 86.229 83.049 80.007 61.571 62.486 63.110 63.971 67.048 69.034 70.033 72.506 77.642 80.007 83.049 87.286 58.000 63.000 78.000 83.000 88.000 98.000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2007 2008 2009 Cerca de 26.500km em 10 anos 61.571 915 3.077 1.986 999 2.473 5.136 2.365 91.986 62.486 63.110 4.154 4.700 1.057 3.180 3.042 70.033 72.506 86.229 91.986 96.140 58.000 63.000 68.000 73.000 78.000 83.000 88.000 93.000 98.000 Taxa Média 3,5% a.a. 2006 5.814 101.954 96.140 Modelo Anterior Taxa Média 0,96% a.a. Modelo vigente através das Leis nº 9648/98 e 10848/04 2010 2011 101.954 7.745 109.699 Taxa Média 6,7% a.a. (Previsto) 3 – Expansão do Sistema de Transmissão
  8. 8. 8
  9. 9. 9 5.200 6.400 7.400 9.200 9.840 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Antes de 2001 Mai/2001 Mar/2003 Out/2005 2011 MWmédios Configuração 2-2-2 no tronco de 765 kV 3º circuito 765 kV completo e 3º TR 765/345kV T.Preto Evolução da capacidade de recebimento pelo SE/CO Energia proveniente da Região Sul e Itaipu 60Hz LT 500kV Ibiúna- Bateias C1 e C2 LT 525kV Foz-Cascavel Oeste e compensação shunt na área São Paulo, 1.700 MvarLT 525kV Londrina- Assis-Araraquara Importância da Transmissão na Segurança do SIN
  10. 10. 10 Evolução da capacidade de recebimento pelo SE/CO Energia proveniente das Regiões Norte e Nordeste Importância da Transmissão na Segurança do SIN
  11. 11. 11 520 850 1000 1850 2500 3600 3900 5000 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Antes de 1999 Mar/1999 Mai/2000 Jun/2003 Fev/2006 Dez/2006 Abr/2008 Set/2010 MWmédios Antes da Norte/Sul Evolução do Recebimento pelo Nordeste Interlig. Norte/Sul LT 500kV P.Dutra- Teresina-Sobral- Fortaleza Interlig. Sudeste/ Nordeste 2º circ. 500kV Teresina-Sobral- Fortaleza LT 500kV Colinas- Sobradinho Interlig. Norte/Sul III 2º Colinas-S.João do Piauí-Milagres Importância da Transmissão na Segurança do SIN
  12. 12. 12 DIPC: Horas/ano FIPC: Número/ano DMI: Horas/interrupção Indicadores de continuidade da Transmissão (Indicadores globais anuais) 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 DIPC 2,83 1,75 2,26 1,53 1,53 1,03 0,81 0,58 0,54 FIPC 1,65 1,65 2,03 1,41 1,04 0,80 0,75 0,55 0,62 DMI 1,72 1,06 1,11 1,09 1,47 1,29 1,09 1,06 0,87 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
  13. 13. 13 4 – Blecautes
  14. 14. 14 Causa/Origem: • Curto-circuito no isolador de pedestal do bay da LT 440 KV Bauru – Assis. • Face do arranjo de barras foram desligados. 5 circuitos de 440 KV e um transformador 440/138 KV. Processo de oscilação, agravado com a abertura da LT 440 KV T. Irmãos– I.Solteira Consequências: • Carga desligada : 24.868 MW (S/ SE-CO) - 72% de carga • Tempo médio de restabelecimento das cargas:260 min. Principais Ações/Recomendações: • Melhorias de proteção e controle; • Implantação dos Sistemas Especiais de Proteção; • Melhorias intrínsecas subestações 440 KV; • Melhorias no processo de recomposição. Blecaute de 11/03/1999 às 22h16min 4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009
  15. 15. 15 Causa/Origem: • curto-circuito monofásico LT 440 KV I. Solteira – Araraquara C2 devido ao rompimento de um cabo condutor. Houve falha no religamento automático deste circuito. • Houve a abertura do circuito C1 pela atuação incorreta de proteção. Processo oscilatório com desligamento de 73 circuitos com V ≥ 345 KV Consequências: • Corte de Carga: 23.758 MW (S/SE/CO) – 55 % da carga do sistema no horário • Tempo médio de recomposição: 254 min Principais Ações/Recomendações: • IMPLANTAÇÃO de plano especial de manutenção para subestações estratégicas para o desempenho do SIN; • Implantação de novos Sistemas Especiais de Proteção e de Proteção para Perda de Sincronismo; • Treinamento de operadores; • Identificação de novos reatores para melhoria do processo de recomposição. Blecaute de 21/01/2002 às 13h34min 4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009
  16. 16. 16 Perturbação Estados afetados Carga interrompida em MW e percentual da total Duração (tempo médio) (min.) Severidade Sistema. Minuto Gravidade (BISE) 11/03/1999 11 24.900 (72%) 260 111 Blecaute Grave  Muito Grave 21/01/2002 11 23.766 (55%) 254 106 Blecaute Grave 10/11/2009 4 Estados de forma significativa e demais por ERAC 24.436 (40%) 222 90 Blecaute Grave 4 – Blecautes SIN – 1999/2002/2009 - Síntese
  17. 17. 17 Período: jun/2000 a nov/2009 Perdas duplas – 11 Perdas triplas – 05 Histórico Recente de Desligamentos Simultâneos no Tronco de 765kV
  18. 18. 18 Origem A perturbação teve início às 22h13min (Horário Brasileiro de Verão – HBV), com a incidência de um curto-circuito (“flashover”) envolvendo a fase Branca e a terra, na LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C1, localizado no isolador de pedestal do filtro de ondas do terminal da SE Itaberá. Antes da eliminação da falta na LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C1, ocorreram duas falhas adicionais: • Cerca de 13,5 ms após, ocorreu um curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Vermelha da LT 765 kV Itaberá-Ivaiporã C2; • Cerca de 3,5 ms após a falta anterior, ocorreu um terceiro curto-circuito monofásico, envolvendo a fase Azul, localizado na Barra A de 765 kV da SE Itaberá. Causa As análises concluídas levam a considerar que os curtos-circuitos verificados foram provocados por descargas atmosféricas e/ou pela redução da efetividade dos isoladores submetidos às condições meteorológicas adversas, caracterizadas por chuvas intensas e rajadas de vento. Blecaute de 10/11/2009 às 22h13min
  19. 19. 19 Região sujeita a fortes chuvas, rajadas de vento e descargas atmosféricas. Condições Meteorológicas Adversas – 10/11/2009
  20. 20. 20 Descrição do evento: Frente fria com chuvas significativas e vento no norte de Santa Catarina e no Paraná. Área: Estados de Santa Catarina e Paraná Linhas de 500kV e 750kV, trechos Foz do Iguaçu/ Ivaiporã e Ivaiporã / Itaberá Condição de tempo: A partir das 14h observam-se condições de tempo severo em Foz do Iguaçu e Cascavel, com ocorrência de chuvas,ventos e descargas atmosféricas. Chuvas registradas: Estação Fazenda Agrolim (Município de Itaberá) operada pela Duke Energy  24mm concentrados em curto período de tempo. Condições Meteorológicas Adversas – 10/11/2009
  21. 21. 21 Acumulado de 13:00 às 14:00 SE Itaberá Registro Acumulado de Descargas Atmosféricas – dia 10/11/2009
  22. 22. 22 Acumulado de 22:10 às 22:20 - ZOOM SE Itaberá Registro Acumulado de Descargas Atmosféricas – dia 10/11/2009
  23. 23. 23 683 Situação do SIN no Instante Anterior à Perturbação: 22h13min Valores em MW 0 5.328 5.560 2.090 2.773 8.515 2.955 Sistema operava acima dos padrões de Segurança Elétrica  Operação N-2. LIM(N-2) = 5800 LIM(N-2) = 9200
  24. 24. 24 Valores em MW 683 0 5.328 5.560 2.090 2.773 8.515 2.955 LIM(N-2) = 9200 LIM(N-2) = 5800 Operação N-1 = Potência Disponível = 6.300 MW (9 unidades geradoras) Saldo total acima RPO = 2.241 MW Visa atender eventuais crescimentos de consumo e/ou perdas de unidades geradoras. Sistema operava acima dos padrões de Segurança Elétrica  Operação N-2. Situação do SIN no Instante Anterior à Perturbação: 22h13min
  25. 25. 25 A ocorrência se deu a partir do desligamento das LTs de 765kV entre Ivaiporã e Itaberá devido a três curtos-circuitos monofásicos praticamente simultâneos, próximo a SE Itaberá, comprovados pelos registradores de perturbações. A acentuada queda de tensão resultante causou o desligamento dos bipolos de corrente contínua e das interligações em 500 e 230 kV entre as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste provocando o “colapso de tensão” no sistema SE/CO, tendo como conseqüência desligamentos seqüenciais em grande parte do sistema de alta tensão e usinas do sistema interligado, com interrupção de 24.436 MW, atingindo principalmente os Estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Espírito Santo, Mato Grosso do Sul e Minas Gerais. O tempo médio de restabelecimento das cargas foi de 222 minutos. Descrição da Perturbação
  26. 26. 26 Interligações em 500 e 230kV 1.965 ~ 500kV 345kV Itaipu 60 Hz 500kV Foz do Iguaçu 765kV Ivaiporã Itaberá Tijuco Preto 765kV 500kV φ BT T0=22h13min ECE – 765kV - Lóg. 8. Trip máq. 10, 12, 14, 18 e 18A 990 6.5505.560 C 1 C 2 C 3 φ CT T2=T1+ 3,5ms φ AT T1=T0+13,5ms Separação da UHE Itaipu – 60 Hz e Região Sul das Regiões SE/CO SE/CO SUL Fornec. Sul = 2.955 MW 00 0 Descrição da Perturbação do dia 10/11/2009 às 22h13min RecebimentoSE/CO=8.515MW
  27. 27. 27 CC 1 Φ -T CC 1 Φ -T CC 3 Φ -T CC 2 Φ -T CC 2 Φ -T CC ΦB -T C1 13,5 ms CC ΦA -T C2 CC ΦC -T Barra A 31,0 ms Abertura C1 Abertura C2 Abertura C3 10,9 ms 48 ms Tempo Início do evento 3,5 ms 62,3 ms Efeito resultante para o SIN Tempo total = 104,5 ms Abertura dos 3 circuitos entre Ivaiporã e Itaberá 42,2 ms3,4 ms Abertura Barra A Sequência de eventos na SE Itaberá - Saída para Ivaiporã
  28. 28. 28 Separação das Usinas do Paraná e Paranapanema Início dos desligamentos cerca de 0,8 seg e separação total T0 + 2,6s Colapso de tensão no suprimento aos estados de SP, RJ e ES logo após a abertura do 765 kV e Ibiuna – Bateias 500 kV Bloqueio do elo CC por subtensão Os conversores começaram a desligar em cerca de 2 seg (V<48%) Desligamento total T0 + 8,5 seg Abertura da LT 500 kV A.Vermelha – S.Simão T0 + 1,4s Abertura da LT 500 kV A.Vermelha –Marimbondo T0 + 1,9s Abertura da LT 500 kV Ibiuna – Bateias C1 e C2 T0 + 0,68 s 1 2 3 4 5 6 Abertura da LT 345 kV Ouro Preto – Vitória T0 + 26 minutos 7 Principais desligamentos sequenciais da perturbação
  29. 29. 29 1.  Houve a atuação do esquema de controle de emergência, lógica 8 – Esquema de corte de geração em Itaipu 60Hz para abertura total do tronco de 765kV entre T.Preto e Ivaiporã, comandando o disparo de 5 unidades geradoras em Itaipu. Houve a atuação do esquema de controle de emergência, lógica 4 – Esquema de abertura do trecho Foz do Iguaçu - Ivaiporã por atuação do relé de taxa de freqüência de Itaipu, comandando os desligamentos das LTs 765kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã circuitos 1, 2 e 3. Obs.: A atuação desses esquemas de ilhamento permitiram que a região Sul praticamente não fosse afetada. 2.  Separação do sistema Acre-Rondônia através da abertura controlada das interligações em 230 kV evitando o colapso dessas regiões   Esquemas de ilhamento das usinas dos rios Tietê, Pardo e Paranapanema por subfrequência, preservando cerca de 1.700 MW na área São Paulo   Abertura controlada de LTs de 500 kV evitando a propagação do defeito para as áreas Goiás/Distrito Federal, Mato Grosso, regiões Norte e Nordeste e parte de Minas Gerais. Atuação dos Esquemas de Ilhamento
  30. 30. 30 Recomposição das Cargas Estado/Região Carga Interrompida (MW) Tempo Médio (min) Energia Interrompida (MWh) SP 14.378 ( 87 ) 256 61.399,0 RJ 6.231 (100) 232 24.126,8 ES 1.342 (100) 129 2.881,7 MG 517 (10 ) 61 524,5 Sudeste 22.468 (65) 237 89.932,0 PR 53 (1) 3 2,7 SC 35 (1) 18 10,5 RS 16 (0,5) 6 1,6 Sul 104 (1) 9 14,8 GO 89 ( 7 ) 9 13,4 MT 190 ( 29 ) 32 101,3 MS 588 (100 ) 94 921,2 Centro-Oeste 867 (27) 72 1.035,9 AC 59 . 30 29,5 RO 136 . 30 68,0 Norte 195 (7) 30 97,5 AL 54 (4) 31 27,9 BA 150 (6) 30 75,0 PB 94 (13) 5 7,8 PE 414 (21) 22 151,8 Cargas interrompidas pelo Esquema Regional de Alívio de Carga – ERAC Áreas mais atingidas Relação entre a carga interrompida e a carga no instante da ocorrência(%)
  31. 31. 31  Resultados das pesquisas e ensaios realizados em conjunto com o CEPEL indicaram que o desempenho dos equipamentos atendem às especificações das normas técnicas (NBR 6936), entretanto, a sua suportabilidade pode sofrer redução em função da intensidade de chuvas que superiores a 3 mm/min poderão reduzir em até 30 % a capacidade dielétrica desses equipamentos, aumentando a possibilidade de ocorrerem descargas elétricas, incorrendo em curtos-circuitos.  FURNAS, com base nos resultados das pesquisas tomou as seguintes medidas adicionais de segurança na SE Itaberá: Relatório Técnico  Providências tomadas ou em andamento Ações Emergenciais Ação Descrição Responsável Prazo AE-1 Retirar os 13 filtros de ondas das 6 linhas da SE Itaberá. Coordenador: Furnas Concluída em 30/01/2010 AE-2 Adquirir e instalar BS nos 278 isoladores de pedestal da SE Itaberá. Coordenador: Furnas Até 25/04/2010 AE-3 Melhorar a blindagem da SE Itaberá para incidência de descargas atmosféricas. Coordenador: Furnas Até 30/05/2010
  32. 32. 32 De Caráter Estratégico :  O ONS e EPE deverão propor ao MME, em função das condições observadas na operação do SIN, aperfeiçoamentos no critério de segurança, atualmente adotado no planejamento da expansão e no planejamento da operação. Esse critério de segurança deverá ser aplicado em determinados sistemas de transmissão de suprimento à(s) Região(ões), Estado(s), grandes centros de consumo, bem como em troncos de transmissão de escoamento de grandes blocos de geração. Na definição da solução a ser adotada deverão ser contemplados os riscos, os custos, bem como os impactos para o SIN.  EPE/ONS deverão analisar a viabilidade de se utilizar equipamentos de compensação reativa controlável na área S. Paulo, no sentido de reduzir o risco de colapso de tensão em ocorrências que envolvem a perda de grandes troncos de transmissão.  Furnas deverá elaborar estudos de transitórios no RTDS (Real Time Digital Simulator) para reavaliação da proteção dos reatores de linha do tronco de 765kV, de forma a evitar as situações nas quais elevadas correntes transitórias nos neutros dos reatores impliquem em risco de desligamento dos circuitos de 765kV. Relatório Técnico  Indicação de Providências
  33. 33. 33 Relativas à Propagação da Perturbação:   Analisar a viabilidade de implantação adicional de medidas de controle e de Sistemas Especiais de Proteção (SEP) para evitar o colapso de tensão para contingências dessa gravidade   Analisar a possibilidade de implantação de esquemas de ilhamento adicionais de modo a reduzir a propagação dos desligamentos;   Nos esquemas de ilhamento deverá ser considerada a geração térmica próxima aos centros de carga,como as usinas nucleares de Angra I e II Relatório Técnico  Indicação de Providências
  34. 34. 34 Relativas ao Processo de Recomposição das Cargas:   Avaliação do “black start” nas usinas de Porto Primavera, A. Vermelha, Nilo Peçanha, Pereira Passos, Fontes, Furnas, L.C.Barreto e M. Moraes, bem como a viabilidade de implantação desse recurso em outras usinas do SIN   Avaliação das dificuldades de comunicação entre as empresas (voz e dados)   Avaliar a viabilidade de utilizar a geração térmica nos processos de recomposição, especialmente nas áreas Rio de Janeiro e Espírito Santo   Avaliar a viabilidade de estabelecer novos corredores de recomposição, em especial para a área Espírito Santo considerando a LT 345 Ouro Preto – Vitória e as UHEs Aymorés e Mascarenhas Relatório Técnico  Indicação de Providências
  35. 35. 35 Com base em determinação do CMSE, o ONS aumentou o patamar de segurança no tronco de 765 kV, entre as SEs Foz do Iguaçu e Tijuco Preto, implantando limites que suportem a perda de três circuitos nesta interligação (critério operacional N-3), mesmo que para atender esta diretriz, seja necessário o despacho de geração térmica adicional. Esse critério de segurança será reavaliado pelo CMSE em função das medidas adicionais de segurança que Furnas vem implementando na SE Itaberá. Operação do 765kV – Situação Atual
  36. 36. 36 IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN Conceituação: •  São aqueles que, se forem destruídos / avariados ou se seus serviços forem interrompidos, podem levar à ocorrência de desligamentos de grandes proporções com sérios prejuízos sociais, econômicos e políticos. Porquê identificá-los: •  Preparar o SIN para fazer face à perda parcial ou total dos mesmos por contingências simples ou múltiplas, tendo como origem distúrbios provocados por razões diversas, bem como analisar a segurança intrínseca das instalações e propor eventuais melhorias. 5– Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica
  37. 37. 37 IDENTIFICAÇÃO DOS PONTOS ESTRATÉGICOS DO SIN Subestações •  Riscos de blecautes regionais •  Impacto em até 2 estados •  Impacto capital de estado e/ou grande polo industrial Linhas de Transmissão •  Circuitos na mesma torre •  Circuitos na mesma faixa de servidão •  Cruzamentos de circuitos Usinas •  Fundamentais para controle/desempenho SIN Centros de Controle •  ONS / Agentes 5– Ações Adicionais para Aumentar a Segurança Elétrica
  38. 38. 38 FIM
  39. 39. 39 Aplicação de “ Booster Shed”

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