Operador Nacional do Sistema Elétrico
Diretoria de Planejamento Programação da Operação
Rua da Quitanda 196/23º andar, Centro
20091-005 Rio de Janeiro RJ
tel (+21) 2203-9899 fax (+21) 2203-9423
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RE 3-235/2005
D:\Computador Gisele\ONS\2005\site\ONS-RE-3-235-2005Mensal de Agosto 2005-REV1.doc
!
2.1
2.1.1
2.1.2
2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.4
2.5
3.1
3.2
3.3
"
#"
Entrada em Operação de Novos Equipamentos
Horizonte Mensal
Cronograma de Obras – Maio a Agosto 2005
Alterações Topológicas
Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo
Região Sudeste/Centro Oeste
Região Norte/Nordeste
Região Sul
Atendimento à Ponta do Sistema
Intercâmbios entre Regiões
Despachos Previstos por Restrição Elétrica
Considerações Adicionais Sobre o Despacho
Térmico
Despachos Previstos por Requisitos Energéticos
%
5.1
5.1.1
5.1.2
5.2
5.2.1
5.2.2
5.3
5.3.1
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.9.1
5.9.2
5.9.3
5.9.4
$
6
6
8
11
11
11
12
12
13
13
!%
14
17
17
!&
" '
(
Desempenho em Regime Normal de Operação
Controle de Tensão
Controle de Carregamento
Desempenho em Condições de
Emergência/Segurança do Sistema
Análise de Segurança
Operação do SIN durante a indisponibilidade do
circuito 500 kV Serra da Mesa / Rio das Éguas /
Bom Jesus da Lapa
Análise de Contingências
Contingências Simples na Rede Básica que podem
acarretar em cortes de carga
Perdas Elétricas no SIN
Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul
Limites de Fornecimento pela Região Sul
Alteração da posição dos tapes fixos da
transformação 500/345kV – 400 MVA da SE Jaguara
Atendimento aos Principais Centros Consumidores
– Capitais
Avaliação dos Limites de Geração das Usinas
conectadas à malha de 440kV do Estado de São
Paulo
Cenários Avaliados
Contingências Avaliadas
Desenvolvimento dos Estudos
Conclusões e Recomendações
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
21
21
27
27
27
30
31
34
41
42
43
43
43
43
43
43
43
43
$
6.1
6.1.1
6.1.2
6.1.3
6.1.4
6.1.5
6.1.6
6.1.7
6.1.8
)
Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos
Patamar de Carga Pesada
Patamar de Carga Média
Patamar de Carga Leve
Patamar de Carga Mínima
Patamar de Carga Sábado 11 horas
Patamar de Carga Sábado 21 horas
Patamar de Carga Domingo 12 horas
Patamar de Carga Domingo 21 horas
%
43
43
43
43
43
43
43
43
43
%
*+, -. /0
,*12 ,-
.5 *6.* -
* . +,3.4,*
%
.4,+7
Revisão 1
Seção
5.1.1
páginas
21
descrição
Área Rio de Janeiro /
Espírito Santo.
5.1.1
26
Controle de Tensão na
Interligação
Norte
/
Nordeste e na área Norte
da Região Nordeste.
5.2.2
30
Operação do SIN durante
a
indisponibilidade
do
circuito 500 kV Serra da
Mesa / Rio das Éguas /
Bom Jesus da Lapa
5.9
48
Avaliação dos Limites de
Geração
das
Usinas
conectadas à malha de
440kV do Estado de São
Paulo.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
!
"
Este estudo tem como objetivo avaliar o desempenho da operação elétrica do
Sistema Interligado Nacional (SIN) previsto para o mês de Agosto de 2005,
considerando as eventuais alterações das premissas contidas no estudo
Quadrimestral de Maio a Agosto de 2005 – Relatório ONS RE-3-120/2005.
Mediante as novas previsões do cronograma de implantação das obras de
transmissão e/ou geração, a evolução da sua carga e os cronogramas de
manutenção de unidades geradoras, são determinadas estratégias para a
operação do Sistema Interligado Nacional visando preservar a segurança e
buscando atender as metas energéticas.
Este relatório foi produzido a partir de simulações e análises realizadas pelo
ONS, com a colaboração dos representantes das diversas empresas integrantes
do SIN.
É importante registrar que as recomendações constantes no Relatório
Quadrimestral de Maio a Agosto de 2005, são válidas, à exceção das
informações específicas contempladas neste relatório.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
#"
Atendendo aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, para este
mês os grandes centros consumidores atendidos pelo SIN apresentarão
comportamentos satisfatórios. Com relação à Região Central de Minas Gerais,
incluindo a Grande Belo Horizonte, tem sido possível em função da carga e
geração interna da área, bem como do Fluxo Serra da Mesa(FSM) e da geração
das usinas do Paranaíba, atender aos critérios estabelecidos pelos
Procedimentos de Rede sem a necessidade de utilizar despacho térmico. Para a
região de Campo Grande (Mato Grosso do Sul), a geração local é insuficiente
para atender a sua carga no advento da perda da LT 230kV Guaíra – Dourados
dependendo da carga da área, conforme detalhado no item 5.8 - Atendimento
aos Principais Centros Consumidores – Capitais.
2.1
Entrada em Operação de Novos Equipamentos
O cronograma completo das obras previstas para a malha principal do Sistema
Interligado Nacional é apresentado em detalhes no item 2.1.2. Entretanto,
destacam-se a seguir os empreendimentos que entraram em operação no mês
anterior e aqueles com previsão de entrada em operação no mês em estudo.
2.1.1
Horizonte Mensal
a) Entrou em operação, no dia 24/07, a LT 230kV Campos Novos – Lagoa
Vermelha que, em conjunto com o ATR 230/138kV – 150MVA da SE Lagoa
Vermelha e a LT 230kV Lagoa Vermelha – Santa Marta (integradas ao SIN
em 17/04), interliga em anel a nova SE Lagoa Vermelha ao sistema de
transmissão em 230kV do estado do Rio Grande do Sul. A completa
integração deste empreendimento proporciona ganhos da ordem de 100 MW
no limite de atendimento a este estado.
b) No dia 1o de julho foi sincronizada para testes a 1a unidade geradora da UHE
Santa Clara (60 MW), cuja entrada em operação está prevista para o dia
1o de agosto. A integração desta unidade geradora ao SIN, mais
especificamente ao sistema de 138kV da Copel, proporcionará uma melhoria
no atendimento à região do Médio Iguaçu no estado do Paraná, bem como
aumentará a disponibilidade de geração do Sistema Sul.
c) No dia 17/07 foi integrado ao SIN o 2o ATR 525/230kV – 600MVA da SE
Bateias, enquanto que a conclusão dos serviços de recapacitação do
3o circuito da LT 230kV Bateias – Campo Comprido, incluindo a
complementação de sua conexão nas subestações terminais está prevista
para o dia 1o de agosto. A integração conjunta destes elementos minimizará a
ocorrência de sobrecarga inadmissível nesta transformação, quando da
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
contingência da LT 525kV Bateias – Curitiba. Adicionalmente, após a entrada
em operação das LT 525kV Londrina – Assis e Assis – Araraquara, prevista
para outubro de 2005, possibilitará a ampliação dos limites de transferência
de energia entre as Regiões SE/CO e Sul.
d) Está prevista para o dia 14/08 a entrada em operação do 2o circuito da
LT 230kV Itaúba – D. Francisca, o qual, entre outros benefícios, permitirá:
- o desligamento do ECE atualmente implementado para corte de
geração de unidades geradoras da UHE Dª. Francisca, que atua
quando da ocorrência de perda simples do único circuito da
LT 230kV Dª. Francisca – Itaúba;
- com a rede completa, a eliminação das restrições para o
fechamento de anel entre as subestações de Dª. Francisca e
Itaúba evitando o desligamento da UHE Dª. Francisca para permitir
a recomposição do segundo circuito entre estas subestações.
e) Está prevista para o dia 20/08 a conclusão dos serviços de reencabeçamento
da LT 230kV J.Lacerda A – Palhoça, que transferirá o terminal de J.
Lacerda A desta LT, para o terminal J. Lacerda B, o que evitará a ocorrência
de sobrecarga da LT 230kV J.Lacerda A – J.Lacerda B em condição N-1
(indisponibilidade da LT 230kV J.Lacerda B – Blumenau), quando da prática
de geração elevada em J. Lacerda.
f) Está prevista para o dia 16/08 a entrada das LTs 230 kV Coxipó – Cuiabá C1
e C2 e Cuiabá – Rondonópolis, que possibilitará um aumento de até 60 MW
nos limites de exportação do Mato Grosso.
g) No dia 20 de julho foi sincronizada para testes a 1a unidade geradora da UHE
Aimorés cuja entrada em operação está prevista para o final de agosto. A
integração desta unidade geradora ao SIN, trará uma nova fonte de
abastecimento e um novo ponto de controle de tensão, tanto para a região
Leste de Minas Gerais, quanto para o sistema da ESCELSA que alimenta a
região Centro Norte do Espírito Santo.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
2.1.2
Cronograma de Obras – Maio a Agosto 2005
Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste
Empresa
Descrição da Instalação
Previsão
Inicial
Situação Atual
Efeitos da Obra
Ago/05
Set/05
Reduz
a
necessidade
de
abertura de LTs 440 kV para
controle de tensão nos períodos
de carga leve e mínima em
cenários de baixa geração nas
usinas ligadas ao sistema em
440 kV, além de ser necessário
para
a
recomposição
do
Sistema.
Dez/04
Comissionamento a partir de
Junho de 2005.
Aumento de disponibilidade de
geração para a área Rio de
Janeiro/Espírito Santo, com
melhoria no controle de tensão
do sistema 138 kV.
Out/04
Em Operação
Em Operação
Out/05
Dez/05
Dez/05
SE Araraquara
1 reator de barra
de 200 Mvar/440 kV
CTEEP
FURNAS
Termorio S/A
SE Sumaré
1 reator de barra
de 100 Mvar/440 kV
UTE Santa Cruz – 200 MW
Obras de Modernização –
conversão para gás.
UTE Termorio
4 unidades geradoras de 105 MW
1 unidade geradora de 171 MW
2 unidades geradora de 105 MW
2 unidades geradora de 115 MW
AHE Ourinhos
Ourinhos
Energia S/A
1ª unidade geradora 14,7 MW
2ª unidade geradora 14,7 MW
3ª unidade geradora 14,7 MW
Jun/05
Jul/05
Set/05
Set / 05
Set / 05
Set / 05
UHE Picada
Consórcio
Paraibuna
Amazônia –
Eletronorte
Transmissora
de Energia
S/A
1ª unidade geradora 25 MW
2ª unidade geradora 25 MW
Ago/05
Set/05
Set/05
Out/05
Ago/05
Previsto para
16 de Agosto de
2005.
Aumento de disponibilidade de
geração para a área Rio de
Janeiro/Espírito Santo, com
melhoria no controle de tensão
do sistema 138 kV.
A entrada em operação da AHE
Ourinhos melhora o controle de
tensão na região de Ourinhos.
No
entanto,
agrava
os
problemas já existentes de
sobrecarga em regime normal
de operação na LT 88 kV Salto
Grande – Chavantes.
Melhora a regulação de tensão
na SE Juiz de Fora 1, além de
reduzir as sobrecargas no eixo
de
138 kV Barbacena 2 –
Santos Dumont – Juiz de Fora
quando da perda da LT 345 kV
Barbacena 2-Juiz de Fora 1 ou
de um dos ATRs 345/138kV de
Juiz de Fora.
LT 230 kV Coxipó – Cuiabá C1 e
C2
LT 230 kV Cuiabá – Rondonópolis
com compensação série de 60%
SE Cuiabá
Setor de 230 kV
Possibilita um aumento de até
60
MW
nos
limites
de
exportação do Mato Grosso.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
&
Empresa
Consórcio
UHE Aimorés
Descrição da Instalação
UHE Aimorés - 3 x 110 MW
1ª unidade
2ª unidade
3ª unidade
Seccionamento da LT 230 kV Gov
Valadaress – Mascarenhas em
Aimorés
UHE Ponte de Pedra 3 X 58,7 MW:
Ponte de
1ª unidade
Pedra
2ª unidade
Energética S/A
3ª unidade
CELG
LT 138 kV Santa Maria –
Pacaembu
Previsão
Inicial
Set/04
Out/04
Nov/04
Set/04
Situação Atual
Comissionamento Funcionará como uma nova
fonte de abastecimento e um
da 1ª unidade
previsto para
novo ponto de controle de
Agosto de 2005.
tensão, tanto para a região
Leste de Minas Gerais, quanto
para o sistema da ESCELSA
Em operação.
que alimenta a região Centro
Norte do Espírito Santo.
Set/2004
Out/2004
Dez/2004
Nov/2004
Efeitos da Obra
Ago/05
Ago/05
Set/05
Previsto para
final de Agosto
de 2005.
Aumento de disponibilidade de
geração para a área MT.
A SE Samambaia passará a
suprir as cargas de Pacaembu e
Marajoara via Ceb através
desta LT, reduzindo da ordem
de 5% no carregamento da
transfortmação da SE 345/138
kV de Brasília Sul.
Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul
Situação
Atual
Efeitos da Obra
Jul/05
Ago/05
Evitará a ocorrência de sobrecarga da
LT 230kV J.Lacerda A – J.Lacerda B em
condição
N-1
(indisponibilidade
da
LT 230kV J.Lacerda B – Blumenau),
quando da prática de geração elevada em
J. Lacerda.
2o ATR 525/230kV – 600MVA da
SE Bateias
Mar/05
Em
operação
desde
17/Jul/05
Evitará a ocorrência de sobrecarga
inadmissível nesta transformação, na
contingência da LT 525kV Bateias –
Curitiba, deixando de consistir em um dos
fatores limitantes para a exploração do
recebimento pela Região Sul .
LT 230kV Bateias – Campo
Comprido C.3 – recapacitação e
complementação do arranjo com
a inclusão de disjuntores próprios
para este circuito.
Out/04
Ago/05
Minimizará a sobrecarga neste circuito na
condição N-1.
Mai/05
Set/05
Alívio do carregamento na rede de 138 kV
da Copel e dos TR 230/138 kV da SE
P.Grossa Norte.
UHE Santa Clara (1 x 60MW)
1ª unidade
Mar/05
Ago/05
UHE Santa Clara (1 x 60MW)
2ª unidade
Mar/05
Set/05
Empresa
Descrição da Instalação
Eletrosul
Reencabeçamento do terminal de
J. Lacerda A da LT 230kV
J.LacerdaA – Palhoça, para o
terminal de J. Lacerda B
Copel
Previsão
Inicial
TR 1 230/138 kV da SE P.Grossa
Sul (75 MVA)
TR 2 230/138 kV da SE P.Grossa
Sul (50 MVA)
Centrais
Elétricas Rio
Jordão
Aumento da confiabilidade e flexibilidade
do sistema da região, bem como da
capacidade de atendimento ao estado do
Paraná e disponibilidade de geração no
Sistema Sul.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
8
Empresa
CEEE
ETAU –
Empresa
Transmissora
do Alto
Uruguai
CERAN –
Companhia
Energética Rio
das Antas
Descrição da Instalação
LT 230kV D.Francisca – Itaúba
C.2
LT 230 kV Campos Novos –
Lagoa Vermelha
UHE Monte Claro
(2 x 65,3 MW)
2a unidade
geradora
Previsão
Inicial
Situação
Atual
Efeitos da Obra
Ago/05
Na condição de geração elevada na
região Oeste do RS, esta obra elimina a
necessidade de redução da potência
gerada na UHE D. Francisca, quando da
perda de um dos circuitos da LT 230kV D.
Francisca
–
Itaúba,
agilizando
a
recomposição deste equipamento.
Em
operação
desde
24/07
Com a entrada em operação desta linha
em conjunto com a LT 230kV L.Vermelha
– Santa Marta e SE L.Vermelha
230/138kV (integradas em 17/04/05), a
região atendida pela SE Santa Marta
passa a apresentar níveis adequados de
tensão em condição normal de operação e
na indisponibilidade das LT 230 kV Passo
Real – Santa Marta ou Passo Fundo –
Santa Marta. A integração completa desta
obra proporcionará ganhos da ordem de
100 MW no limite de recebimento pelo
estado Rio Grande do Sul.
Dez/04
Dez/05
Aumento da confiabilidade e flexibilidade
do sistema da região, bem como da
capacidade de atendimento ao estado do
Rio Grande do Sul e disponibilidade de
geração no Sistema Sul.
Previsão
Inicial
Situação
Atual
Efeitos da Obra
Mar/05
Em
operação
desde
03/07/05
Mar/05
Em
operação
desde
03/07/05
Dez/05
Previsto
para
31/07/05
Fev/05
Ago/04
Quadro 2.1.2-3: Sistema Norte / Nordeste
Empresa
Descrição da Instalação
LT 230 kV Sobral II – Sobral III
C1 e C2
CHESF
SE Sobral III
1 autotransformador 500/230 kV –
600 MVA
Transferência da LT Fortaleza –
Cauípe 04S1 da barra de 230 kV
de Fortaleza para a barra de 230
kV de Fortaleza II
Elevará os níveis de tensão da área
Oeste, e proporcionará o atendimento ao
critério N – 1 desta região, eliminando
necessidade de atuação de ECE que
restringe 43% da carga da SE Sobral. Esta
obra tem uma grande influência na área
Norte do sistema Nordeste, pois reduz em
15% o carregamento dos
autotransformadores da SE Fortaleza II.
Permitirá a energização do 3º link Fortaleza
– Fortaleza II, prevista para dez/05. Obra
em continuidade às propostas pelo Grupo
de Trabalho de Análise do Atendimento ao
Estado do Ceará.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
2.2
Alterações Topológicas
Não são previstas para este mês alterações topológicas significativas, à exceção
das obras ou indisponibilidades destacadas.
2.3
Manutenções e Indisponibilidades de Longo Prazo
O programa de manutenções em unidades geradoras e equipamentos de
transmissão é aquele constante no Sistema de Gestão de Intervenções – SGI, no
entanto vale que sejam destacados os seguintes equipamentos:
2.3.1
Região Sudeste/Centro Oeste
Transformadores
Transformador TR06 de 765 / 345 kV de Tijuco Preto.
Fora de operação desde 16/05/2005. Previsão de retorno para 31/12/2005.
•
Compensadores Estáticos de Reativo
Compensador Estático de Reativo 100/-50 Mvar da SE Bandeirantes.
Fora de operação desde 16/04/2005. Retorno previsto para 15/10/05.
•
Compensadores Síncronos
Compensador Síncrono 02 (13,8 kV) da SE Brasília Geral.
Fora de operação desde 19/08/2002. Retorno previsto para 31/07/05.
•
Compensador Síncrono 01 ( 13,8 kV) da SE Mesquita.
Fora de operação desde 19/07/2005. Retorno previsto para 30/07/2005.
•
Reatores
Reator 1de 100 Mvar (440 kV) da SE Santo Ângelo
Fora de operação desde 20/06/2005. Retorno previsto para 18/08/2005.
•
Reator de Linha 09 de 90,6 Mvar (500 kV) da SE Jaguara
Fora de operação desde 10/01/2005. Retorno previsto para 30/07/2005.
•
Reator 02 de 25 Mvar (13,8 kV) da SE Rio Verde
Fora de operação desde 07/10/2004. Retorno previsto para 30/12/2005.
•
Reator 1 de 10 Mvar (13,8 kV) da SE Brasília Geral
Fora de operação desde 03/11/2004. Retorno previsto para 30/07/2005.
•
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!!
Unidades Geradoras
Durante todo o mês de Agosto estarão indisponíveis à operação as seguintes
unidades geradoras:
•
a. Unidade
b. Unidade
c. Unidade
d. Unidade
2.3.2
3
1
7
2
e 4 da UTE Piratininga (230kV)
da UTE Piratininga (88kV)
da UHE Henry Borden (88kV)
da UHE Três Marias
Região Norte/Nordeste
Compensadores Síncronos
Compensador Síncrono -105/150 Mvar da SE Teresina II (13.8kV)
Fora de operação desde 13/11/2002. Retorno previsto para Agosto/2005.
•
Reatores
Reator 05E3 de 100 Mvar da SE Luiz Gonzaga 500kV
Fora de operação desde 06/04/2005. Retorno previsto para 31/12/2005.
•
•
Reator 02 de 136 Mvar da SE Marabá 500 kV
Fora de operação desde 18/03/2005. Retorno previsto para 30/09/2005.
Unidades Geradoras
Durante todo o mês de agosto estarão indisponíveis à operação as seguintes
unidades geradoras:
•
a. Unidades 5 e 6 da UHE Tucuruí (Etapa I)
2.3.3
Região Sul
Transformadores
TR 3 230/138kV – 150MVA da SE Campos Novos
Equipamento substituído, em 03/07, por um transformador de mesma
capacidade, disponibilizado sob empréstimo junto a Copel. A Eletrosul informa
que não tem previsão de data para o retorno da unidade em recuperação.
•
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
Unidades Geradoras
Durante todo o mês de agosto estarão indisponíveis à operação as seguintes
unidades geradoras:
•
a. Uma das unidades da UHE Gov. Bento Munhoz;
b. Unidade 6 da UTE J. Lacerda (retorno previsto para o dia 04/09);
2.4
Atendimento à Ponta do Sistema
Considerando os cenários de carga e geração previstos para o mês de Agosto
de 2005, não são esperados problemas para o atendimento à ponta de carga do
sistema.
2.5
Intercâmbios entre Regiões
Permanecem válidos os limites descritos no Relatório ONS RE-3-120/2005 Quadrimestral de Maio a Agosto de 2005, a exceção daqueles atualizados neste
documento.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
3.1
Despachos Previstos por Restrição Elétrica
Os despachos mínimos de geração térmica consideram adicionais por restrições
elétricas, em relação aos valores mínimos de conservação de equipamentos e/ou
contratos de combustíveis, ressaltando que os despachos mínimos serão
revisados na programação diária da operação em virtude das previsões de carga
e geração.
As Tabelas 3.1-1, 3.1-2 e 3.1-3 indicam os despachos térmicos mínimos
necessários para atender requisitos elétricos da rede em regime normal de
operação. Os valores foram calculados tendo como base as diretrizes indicadas
no submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.
Na Tabela 3.1-1 a seguir, os valores indicados apresentam a geração de
potência ativa mínima considerando as restrições operacionais da instalação e,
entre parênteses, a geração de potência ativa efetivamente necessária, caso
fosse possível desconsiderar a restrição física da instalação.
Tabela 3.1-1 - Geração térmica mínima no Complexo Jorge Lacerda para atendimento às restrições elétricas
Despacho de Geração (MW)
Intercâmbio SUL→
→SE/CO
Pesada
Média
Leve
-1900 < RSUL < -850
2P + 1GG
1P + 1M + 1GG
2M + 1GG
= 230 (230)
= 238
= 246
2P + 1GG
1P + 1M + 1GG
2M + 1GG
= 230 (230)
= 238
= 246
---
-850 < RSUL < -500
1P + 2M + 1G
2P + 1GG
1P + 1M + 1GG
= 171 (171)
= 230
= 238
1P + 2M + 1G
2P + 1GG
1P + 1M + 1GG
= 171 (171)
= 230
= 238
---
-500 < RSUL < 400
2P + 1M + 1G
1P + 2M + 1G
2P + 1GG
= 163 (163)
= 171
= 230
2P + 1M + 1G
1P + 2M + 1G
1M+ 1GG
= 163 (150)
= 171
= 213
---
400 < RSUL
1P + 1M + 1G
2M + 1G
2P + 1M + 1G
= 138 (138)
= 146
= 163
1P + 1M + 1G
2M + 1G
2P + 1M + 1G
= 138 (110)
= 146
= 163
---
Observações :
(1) Os despachos e configurações apresentados são os mínimos necessários, considerando a maximização das tensões
nas SE elevadoras do Complexo Termelétrico J.Lacerda, bem como na SE 230kV de Palhoça. Para tanto, verifica-se a
necessidade de operação com a seguinte configuração de bancos de capacitores: 2 bancos em Blumenau e 1 banco
em Palhoça na carga pesada, 2 bancos em Blumenau na carga média e nenhum banco em Blumenau e Palhoça
durante a carga leve. Na indisponibilidade de 1 dos bancos de capacitores de Blumenau ou Palhoça, sincronizar mais 1
máquina no complexo de J.Lacerda.
(2) Para a execução do controle de tensão na região de influência, na condição (N-1) da LT 230kV J.Lacerda A – J.Lacerda
B, existe a necessidade de estarem sincronizadas na UTE J.Lacerda A, 2 máquinas no período de carga pesada e 1
máquina no período de carga média. Nesta avaliação não se considerou o reencabeçamento da LT 230kV J.Lacerda A
– Palhoça para o terminal J.Lacerda B, previsto para o final de agosto.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!%
Tabela 3.1-2 - Geração térmica mínima na UTE William Arjona para atender restrições elétricas
Nº de unid. sincronizadas
0
1
2
3
4
5
unid.
x 30 MW
x 30 MW
x 30 MW
x 30 MW
x 30 MW
Notas:
(1) CP
Pesada
Média
------------------CP ≤ 495
495 < CP ≤ 535
535 < CP ≤ 560
560 < CP ≤ 590
Leve
CP ≤ 280
280 < CP ≤ 335
335 < CP ≤ 375
----------------------------
------------------CP ≤ 460
460 < CP ≤ 505
505 < CP ≤ 540
540 < CP ≤ 570
carga própria do estado do Mato Grosso do Sul, incluindo o sistema nordeste atendido pela CTEEP (em MW).
(2) A carga própria do MS nos regimes de carga pesada, média e leve previstas pela Enersul para o mês de agosto/05 é de
620MW, 580MW e 320MW, respectivamente.
(3) A utilização do reator de linha na SE 230kV de Dourados minimiza a degradação do perfil de tensão na perda da
LT 230kV Dourados – Guaíra, sendo desta forma recomendada a sua utilização, em regime normal, em todos os
patamares de carga. O desligamento do mesmo é recomendado somente quando não for possível manter o controle de
tensão na região dentro da faixa requerida.
(4) A utilização dos capacitores existentes nas SE 13,8kV de Dourados Maxwell e Dourados Alvorada minimiza a
degradação do perfil de tensão nesta região na perda da LT 230kV Dourados – Guaíra, postergando a atuação do ECE
da SE 13,8kV de Dourados Maxwell. Desta forma, recomenda-se a utilização integral destes elementos nos períodos de
carga pesada e média, desligando-os apenas quando não for possível manter o controle de tensão na região dentro da
faixa requerida, notadamente nos períodos de carga leve e mínima.
(5) Deverá ser incluída uma unidade geradora adicional na UTE W. Arjona, se a unidade 2 da UHE Mimoso estiver fora de
operação.
(6) Os valores da tabela são referenciais, podendo ser alterados na programação diária da operação.
(7) Os valores da tabela foram obtidos considerando o cenário de fornecimento do Sul. Na ocorrência de recebimento pela
Região Sul, a UTE W.Arjona deverá ser despachada conforme estabelecido no Relatório Quadrimestral Maio a
Agosto/2005 ONS RE-3-120/2005.
Tabela 3.1-3 - Geração térmica mínima nas demais UTEs do SIN para atender restrições elétricas
Usina
Pesada
Presidente Médici A – 2P
ou
Presidente Médici B – 2G
2P x 25
Presidente Médici A – 2P
Presidente Médici B – 2G
Uruguaiana (2G + 1 V)
Média
(1)
+ 1G x 0
1G x 0
(1)
(1) (2)
1P x 0
(1)
+ 1G x 0
(3)
---
1P x 50
(1)
2P x 0
(1)
1G x 0
1G x 20
1P x 0
Leve
--(1)
---
---
---
Canoas (gás)
---
---
---
Charqueadas
---
---
---
Piratininga ou Nova Piratininga 88kV
(4)
(4)
---
Ibiritermo
---
---
---
Mário Covas
20
60
---
Notas:
(1) Necessidade de haver a máquina sincronizada.
(2) Havendo transferência de carga (15MW) da SE 138kV S.Maria 3 para a SE 69kV S.Maria 1, não será necessária a
sincronização desta máquina.
(3) Considerando a carga informada pelas empresas do Rio Grande do Sul (AES-Sul, RGE e CEEE), não existe a
necessidade de haver máquina sincronizada para contorle de tensão nas cargas leve e mínima.
(4) Necessidade de uma máquina despachada em seu valor mínimo.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
a) O valor de despacho no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, bem como a
configuração das máquinas sincronizadas, são os necessários para evitar a
violação dos níveis mínimos admissíveis de tensão e corte de carga em
Santa Catarina (área leste), no caso da perda da LT 525kV Campos Novos –
Blumenau. São os necessários também para evitar tensões abaixo dos
limites de emergência na região do Planalto Serrano, Palhoça, Gravatal e
Tubarão, no caso da contingência da LT 230kV Jorge Lacerda A – Jorge
Lacerda B. Nos patamares de carga pesada e média de dias úteis,
recomenda-se, dentro do possível, a utilização dos bancos de capacitores
existentes nas SE 230kV Blumenau (2 x 125Mvar) e na SE 230kV Palhoça
(1 x 50Mvar), de modo a minimizar os efeitos de subtensão decorrentes das
contingências críticas para a região, conforme nota 1 da Tabela 3.1-1. No
caso de serem praticados, por razão de inflexibilidade, na UTE Jorge
Lacerda, valores de geração superiores àqueles aqui definidos por razões
elétricas, não deverá ser necessária à utilização de toda a compensação
capacitiva indicada.
b) O despacho mínimo da UTE W. Arjona visa evitar corte de carga na perda da
LT 230kV Guaíra – Dourados. Cabe ressaltar que esta usina deverá ser
despachada em valor superior ao de sua inflexibilidade, conforme indicado na
Tabela 3.1-2.
c) O despacho mínimo na UTE Presidente Médici é dimensionado para evitar
corte de carga na perda da LT 230kV Cidade Industrial – Pelotas 3.
d) Durante todos os patamares de carga, os despachos nas usinas térmicas no
Estado do Rio Grande do Sul, definidos por razões elétricas de caráter local,
são suficientes para evitar a atuação do ECE instalado na SE Gravataí na
ocorrência da perda simples mais crítica da interligação com este estado, a
LT 525kV Itá – Gravataí, considerando a carga prevista, geração hidráulica e
os conseqüentes níveis de Fluxo para o Rio Grande do Sul previstos para
este mês.
e) Não será necessário o despacho na UTE Charqueadas por razões elétricas
locais. Contudo, a mesma será despachada no valor da inflexibilidade
declarada pela Tractebel Energia.
f) O despacho mínimo definido para UTE Governador Mário Covas é apenas
referencial, devendo ser revisto na programação diária da operação, em
virtude das previsões de carga e geração. Este despacho visa atender as
inequações de Recebimento do Mato Grosso (RMT) e o controle de
carregamento da transformação de Coxipó, desde que esgotados os demais
recursos.
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DE AGOSTO 2005
!$
g) Em função da condição hidrológica favorável das UHEs da Região Sul e da
necessidade da Região Norte de ser importadora, não há previsão de
operação com valores elevados de Fluxo Serra da Mesa(FSM). Neste
cenário, não é esperada a utilização do despacho da UTE Ibiritermo para
controle do Fluxo Minas Gerais(FMG). No entanto, a utilização deste recurso
deverá ser revista periodicamente em função das possíveis variações de
carga e disponibilidades energéticas na Região Central de Minas Gerais,
geração na bacia do Paranaíba e intercâmbio Norte / Sudeste.
h) O despacho térmico no setor de 88kV da SE Piratininga visa evitar
sobrecarga na transformação 230/88kV desta subestação em caso de
contingência de algum dos transformadores desta subestação, ou em caso
de contingência de algum dos transformadores 345/88kV da SE Baixada
Santista ou da SE Bandeirantes, que impliquem em necessidade de
remanejamento de carga da SE Baixada Santista ou da SE Bandeirantes
para a SE Piratininga.
3.2
Considerações Adicionais Sobre o Despacho Térmico
3.3
Despachos Previstos por Requisitos Energéticos
A programação dos despachos, por requisitos energéticos é definida a partir das
simulações realizadas quando da definição do programa Mensal de Operação e
suas revisões semanais.
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%
a) A programação de transferência de energia com a Argentina, através da
Conversora de Freqüência de Uruguaiana deverá ser nula em todos os
patamares de carga.
b) Não há previsão de transferência de energia com o Uruguai pela Conversora
de Freqüência de Rivera.
c) Não há previsão de transferência de energia com a Argentina pelas
Conversoras de Freqüência de Garabi I e II, em todos os períodos de carga.
d) Para a montagem e análise dos casos de referência foram consideradas todas
as informações relatadas nos itens 2, 3 e 4.
Os intercâmbios considerados nos casos analisados são apresentados na
Tabela 4-1, que ilustra uma série de grandezas do Sistema Interligado Nacional,
incluindo fluxos de recebimentos, fluxos entre áreas e geração de Itaipu. Os
valores apresentados foram utilizados como referência nas simulações.
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Tabela 4-1 – Níveis de Transferência entre Regiões e Geração de Itaipu (MW)
Fluxos
Patamar de Carga
Pesada
Média
Leve
Mínima
FMG
4994
4429
3506
3017
FRS
2214
1958
823
579
FGB
2102
1898
1206
1091
FSM
1580
827
237
-83
FMT
259
197
260
263
FRJ
6208
5810
3555
3150
FNS
556
4
-388
-445
FSENE
304
232
184
182
FNE
194
-141
-188
-182
RNE
498
90
-3
0
RSUL
-746
-1400
-1885
-1839
RSE
6344
6317
5037
4988
FSE
5817
5511
4043
3845
ITAIPU 60Hz
5700
5000
3200
3200
Elo CC
4719
4824
2021
2021
Garabi I (ARG->BRA)
0
0
0
0
Garabi II (ARG->BRA)
0
0
0
0
Onde:
• FMG
• FRS
• FGB
• FSM
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
FMT
RMT
FRJ
FSE
RSE
RNE
RSUL
FNS
FSENE
FNE
fluxo de potência ativa para a área Minas Gerais
fluxo de potência ativa para a área Rio Grande do Sul
fluxo de potência ativa para a área Goiás-Brasília
fluxo de potência ativa que sai do barramento 500kV de Serra
da Mesa para a área Goiás-Brasília
fluxo de potência ativa que sai do estado do Mato Grosso
fluxo de potência ativa que entra no estado do Mato Grosso
fluxo de potência ativa para a área Rio de Janeiro
fluxo de potência ativa que sai do barramento 765kV de
Ivaiporã para Itaberá
recebimento pelo Sudeste
recebimento pelo Nordeste
recebimento pelo Sul
fluxo de potência ativa na interligação Norte-Sul
fluxo de potência ativa na interligação Sudeste-Nordeste
fluxo de potência ativa na interligação Norte-Nordeste
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!8
As demandas utilizadas para cada patamar de carga são apresentadas no item
6.1. Estas tabelas mostram os valores totalizados das cargas informados pelos
Agentes, em cada região, e que foram consideradas nos estudos. São
apresentados, para os diferentes patamares, os valores da carga por empresa e
por região, bem como os valores totalizados do sistema.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
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(
As análises relativas ao mês em estudo estão contidas no ONS RE-3-120/2005 Relatório Quadrimestral “Planejamento Elétrico da Operação do Sistema
Interligado Nacional – Maio a Agosto de 2005”. No entanto, a seguir são
apresentados os principais pontos de destaque para a operação durante o mês
de Agosto.
5.1
Desempenho em Regime Normal de Operação
5.1.1
Controle de Tensão
Como orientação geral, a medida de abertura de circuito(s) para controle de
tensão só poderá ser tomada em situações onde todos os outros recursos
disponíveis já tenham sido explorados de forma coordenada.
Região Sudeste / Centro Oeste
Área Rio de Janeiro / Espírito Santo
Em função da área Rio de Janeiro / Espírito Santo não estar necessitando do
banco de capacitor 1X200Mvar/345kV – SE Itutinga como recurso para o
controle de tensão, e pelo fato da presença deste equipamento não aumentar os
limites de fluxo para atendimento da Região Central do estado de Minas Gerais,
e que a manobra do mesmo provoca um acréscimo da ordem de 5% na tensão
do barramento de 345kV da SE Itutinga, estamos recomendando que este
equipamento permaneça desligado. Vale ressaltar que para ligar este capacitor é
necessário efetuar uma série de medidas operativas, devendo o mesmo ser
manobrado somente como último recurso.
Área São Paulo
A dificuldade observada em tempo real para manter a tensão dentro da faixa
estabelecida para o barramento de 230kV da SE Piratininga tem sido verificada
também nos estudos de Planejamento da Operação Elétrica de curto prazo.
Uma vez que as análises têm demonstrado que a operação com tensões
inferiores ao valor mínimo da faixa de tensão, atualmente em vigor, não traz
prejuízo para os consumidores da área de influência da SE Piratininga, já que o
LTC da transformação 230/88kV da SE Piratininga é capaz de manter a tensão
no barramento de 88kV no valor solicitado pela Eletropaulo (1,000 pu na carga
pesada e média e 0,977pu na carga leve e mínima) sem no entanto, esgotar o
recurso de comutação do LTC. Recomendamos readequar as faixas de controle
do barramento de 230kV da SE Piratininga conforme a tabela a seguir:
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
Tabela 5.1.1-1: Alteração de Faixa de Tensão
Barra
Piratininga 230 kV
Pesada / Média
Leve / Mínima
228 – 238 kV ( 0,990 – 1,034 pu )
226 – 236 kV ( 0,980 – 1,026 pu )
Área Minas Gerais
Foram alteradas as faixas recomendadas de controle de tensão, em função da
troca de tapes dos transformadores da SE Jaguara 500/345 kV de 537,5 kV para
550 kV:
Tabela 5.1.1-2: Alteração de Faixa de Tensão da CEMIG
Barra
Pesada
Média
Leve
Jaguara 500 kV
520-560
520-560
515-560
Nova Ponte 500 kV
525-555
520-550
490-545
Região Sul
Área 525kV
Considerando os cenários elétrico e energético, os montantes de carga previstos
devido às baixas temperaturas, os níveis de tensão atualmente praticados na SE
525kV de Ivaiporã e as indisponibilidades simultâneas por motivo de manutenção
que irão ocorrer nas usinas dos rios Iguaçu e Uruguai, em alguns períodos deste
mês, verifica-se, no período de carga mínima, a possibilidade de ocorrer o
esgotamento dos recursos para regulação na UHE Itá, acarretando em maiores
dificuldades para o controle de tensão no setor de 525kV da região de Caxias.
Neste caso, os seguintes recursos deverão ser utilizados:
- Manutenção de todas as máquinas disponíveis em operação no sistema Sul
operando subexcitadas, mesmo como compensador síncrono, evitando o
desligamento daquelas que não operam nesta modalidade;
- Utilização integral dos recursos de compensação reativa disponíveis;
- Dentro do possível, promover a elevação das tensões para os valores
máximos da faixa operativa no 230kV de Blumenau, Gravataí e Caxias, utilizando
o recurso dos LTC dos ATR 525/230kV destas SE, monitorando, contudo, o
efeito no sistema de 230kV.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
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- Redução da tensão no 525kV de Ivaiporã, utilizando o recurso dos LTC dos
ATR 765/525kV desta SE, desde que não leve à necessidade da abertura de
linhas de 765 kV para controle de tensão.
Se, após a utilização de todos os recursos existentes, ainda não seja possível o
controle da tensão no sistema de 525 kV, recomenda-se, para cada caso, o
desligamento das seguintes LT:
- Ocorrendo o esgotamento dos recursos para regulação na UHE Itá e não
havendo intercâmbio entre Brasil e Argentina via conversora de freqüência de
Garabi II: abrir a LT 525kV Itá – Garabi II e, posteriormente, mediante tratativas
junto a CIEN, conectar o reator desta linha na barra da SE Itá.
- Por fim, após a tomada de todas as medidas operativas existentes para
redução da tensão no sistema de 525kV e ainda havendo a ocorrência de
tensões elevadas na SE Caxias: abrir a LT 525kV Itá – Caxias sendo que, neste
caso, o fluxo para o RS (FRS) deverá, dentro do possível, ser mantido em
valores inferiores a 1200MW, de modo a evitar o corte de carga pela lógica 1
deste ECE no caso de perda adicional da LT 525kV Itá – Gravataí ou da
LT 525kV Campos Novos – Caxias.
Área Paraná
Considerando a carga prevista para a região metropolitana de Curitiba e as
restrições do sistema de distribuição nesta área, poderão ser verificados, nos
períodos de carga pesada e média, maiores dificuldades para o controle de
tensão no setor de 69kV, notadamente na SE Umbará, permitindo, contudo, o
atendimento à carga em níveis satisfatórios. Neste caso, deverão ser utilizados
todos os recursos disponíveis, incluindo os recursos de compensação capacitiva,
sobrexcitação das máquinas da UHE Gov. Parigot de Souza e da PCH
Guaricana, bem como a maximização da geração destas usinas, quando
necessário.
Área Santa Catarina
No período de carga mínima, poderão ser verificadas maiores dificuldades para o
controle de tensão no 230kV de Xanxerê. Neste caso, deverão ser explorados
todos os recursos de compensação reativa disponíveis em Xanxerê,
subexcitação das máquinas de Passo Fundo, Salto Osório e Quebra Queixo e
ainda, dentro do possível, reduzir as tensões no 138kV de Campos Novos e
elevar os níveis de tensão no 138kV da região de Xanxerê.
Área Rio Grande do Sul
Considerando a necessidade de despacho da UTE Uruguaiana por razões
elétricas (conforme Tabela 3.1-3) e não havendo a possibilidade de sua
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
operação neste período, as medidas a seguir deverão ser tomadas, de forma a
minimizar ou até mesmo evitar o corte de carga nas SE São Vicente e Santa
Maria 3, na perda da LT 230kV Dona Francisca – Santa Maria 3, nos regimes de
carga pesada e média:
- Otimizar as tensões no sistema de 230kV da região, através da
sobrexcitação das máquinas da UTE Presidente Médici, do chaveamento dos
reatores de Alegrete e da maximização da tensão no 230kV de S.Ângelo,
utilizando o recurso do LTC dos ATR 525/230kV desta SE, monitorando,
contudo, as tensões na região da fronteira oeste do Rio Grande do Sul;
- No caso da necessidade de serem tomadas ações para redução da tensão
nesta região por conta das medidas do item anterior, utilizar
preferencialmente os reatores da SE Alegrete 2, os quais são desligados
automaticamente para tensões menores que 93%;
- Remanejar até 15MW de carga da SE Santa Maria 3 para a SE Santa Maria
1.
No período de carga mínima, poderão ser verificadas maiores dificuldades para o
controle no 230kV de Lagoa Vermelha. Neste caso, deverão ser explorados os
recursos de subexcitação das máquinas de Passo Fundo, Monte Claro e usinas
no Rio Jacuí.
Adicionalmente, a indisponibilidade da UTE Uruguaiana causará, em todos os
patamares de carga, principalmente nas cargas mais baixas, dificuldades para o
controle de tensão no setor de 230kV na região da fronteira oeste do RS,
notadamente nas SE Missões, São Borja, Uruguaiana, Rivera e Livramento.
Neste caso, as seguintes providências deverão ser tomadas:
- Abertura da LT 230kV Alegrete 2 - UTE Uruguaiana e adicionalmente a
utilização integral dos recursos de compensação reativa indutiva disponíveis
nas SE Alegrete, Maçambará e da C. F. Uruguaiana;
- Redução da tensão na SE 230kV P.Médici, através da utilização dos
recursos de compensação reativa das unidades geradoras da UTE P. Médici,
sendo que, em caso de esgotamento destes, deverão ser utilizados os
reatores disponíveis nesta SE e na SE 230kV de Quinta;
- Manter sincronizadas e operando de forma subexcitada todas as unidades
geradoras disponíveis no estado do Rio Grande do Sul, mesmo que como
compensador síncrono, evitando o desligamento daquelas que não operam
nesta modalidade;
- Redução da tensão no 230kV de Santo Ângelo, utilizando o recurso dos LTC
do ATR 525/230kV desta SE, monitorando, contudo, a tensão no sistema de
525kV (SE Santo Ângelo) e sua repercussão na capacidade de regulação da
UHE Itá;
- Ocorrendo o esgotamento dos recursos para regulação na UHE Itá e não
havendo intercâmbio entre Brasil e Argentina via conversora de freqüência
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
-
de Garabi II: abrir a LT 525kV Itá – Garabi II e, posteriormente, mediante
tratativas junto a CIEN, conectar o reator desta linha na barra da SE Itá.
Após a implementação de todas as medidas indicadas para permitir o
controle de tensão no sistema de 230kV do Rio Grande do Sul e ainda
permanecendo tensões elevadas, recomenda-se abrir a LT 230kV
Maçambará – Santo Ângelo, transferindo ou mantendo o reator de linha da
SE Maçambará (30MVAr) conectado à LT 230kV Maçambará – Uruguaiana.
Região Nordeste
Áreas Norte e Oeste
O procedimento a ser adotado para o controle de tensão das áreas Norte e
Oeste do Sistema Nordeste, considerando a entrada em operação do
ATR 500/230kV - 600MVA da SE Sobral III e da SE Pici, encontra-se o relatório
ONS RE-3/171/2005.
Ressalta-se o retorno à operação dos reatores não manobráveis 230kV/10Mvar
04E1 das SE Piripiri e Sobral II.
Vale salientar, que para reduzir a tensão na barra de 500 kV da SE Sobral III,
deve-se operar com a tensão na barra de 230 kV da SE Sobral II em 242 kV.
O procedimento a ser adotado para o controle de tensão das áreas Norte e
Oeste do Sistema Nordeste não será alterado com a transferência da
LT Fortaleza – Cauípe 04S1 da barra de 230 kV de Fortaleza para a barra de
230 kV de Fortaleza II, prevista para o dia 31 de julho.
Região Norte
Área Pará
A faixa de tensão na SE Tucuruí 230kV foi ampliada,sendo a mesma agora de
218 kV a 230 kV, nos períodos de carga pesada e média, por solicitação do
consumidor industrial Eletronorte, CCM. Recomenda-se, entretanto, que a tensão
na barra de 230kV da SE Altamira seja monitorada para que não ultrapasse
242kV. A SE Altamira é o ponto de tensão mais elevada do Tramo-Oeste, pois se
encontra com o reator de 30Mvar/230kV substituído por um de 20Mvar/230kV,
com um prazo para retornar à normalidade em novembro de 2006.
Considerando a redução da geração da UHE de Tucuruí, poderão ser
observados problemas de controle de tensão. Esta situação deverá ser
contornada com utilização dos equipamentos de controle de tensão disponíveis e
conforme os procedimentos vigentes para desligamento de linhas de 500kV na
região.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Interligação Norte / Nordeste e Área Norte da Região Nordeste
Tendo em vista os registros da operação em tempo real que tem indicado
tensões elevadas, de até 556 kV ( 111,2% ) na SE Sobral III, foram definidos
procedimentos adicionais para o controle de tensão tanto na interligação Norte /
Nordeste quanto na área Norte da Região Nordeste.
Ressalta-se que as reincidentes queixas da operação do sistema tornaram
inevitáveis a proposição destas medidas adicionais e que sua adoção garante o
atendimento aos critérios definidos nos Procedimentos de Rede, segundo os
quais não deve haver perda de carga no SIN quando de contingências simples
na rede. Entretanto, como essas medidas fragilizam o desempenho do SIN sob
contingências, as mesmas só devem ser adotadas quando esgotados todos os
recursos convencionais de controle de tensão na região.
Recomenda-se trocar as manobras de desenergização de até quatro circuitos de
230 kV pelas manobras de dois circuitos de 500kV, além de flexibilizar o limite
inferior de tensão em Presidente Dutra.
A seguir estão descritos os procedimentos adicionais para controle de tensão,
tanto em situações de redução de carga quanto em condições de crescimento da
mesma.
Procedimentos:
Na demanda decrescente:
1 – Reduzir o valor da tensão do barramento de 500 kV da SE Presidente Dutra
para 525 kV.
2 – Estando a demanda da área Norte do Nordeste superior a 900 MW,
desenergizar um dos circuitos da LT 230 kV Cauípe - Fortaleza. Este
procedimento tem o objetivo de retardar o desligamento dos circuitos de 500 kV
para que o mesmo seja efetuado com uma demanda adequada, visando a não
atuação do ECE de subtensão da região em contingência da rede de 500 kV de
atendimento à região.
3 – Estando a demanda da área Norte do Nordeste igual ou inferior a 900 MW e
todos os recursos para controle de tensão esgotados, desenergizar o circuito em
500 kV Fortaleza - Quixadá - Milagres. Caso a LT 230 kV Cauípe - Fortaleza
tenha sido desligada para controle de tensão, retornar imediatamente à
operação.
No crescimento da carga:
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
1 - Estando a área Norte do Nordeste com demanda igual ou superior a 900 MW,
retornar com o circuito em 500 kV Fortaleza - Quixadá - Milagres. Caso o retorno
dos circuitos traga dificuldades para o controle de tensão da região, poderão ser
desenergizados circuitos de 230 kV, conforme os procedimentos vigentes.
Ressalta-se que as medidas propostas só podem ser implementadas, quando da
presença da interligação Sudeste / Nordeste, e adotadas em carga leve e mínima
de domingo. Estando a LT 500 kV Fortaleza - Quixadá - Milagres desenergizada
para controle de tensão, o recebimento pela Região Nordeste deverá ser mantido
em valores iguais ou inferiores a 1300 MW.
5.1.2
Controle de Carregamento
Em função da carga prevista pela CPFL, a transformação de 345/138kV –
4X150MVA da SE Campinas poderá vir a operar em sobrecarga, cuja medida a
ser adotada consiste na radialização de cargas através de manobras de linhas
conforme procedimento vigente.
Considerando as diretrizes eletroenergéticas e a carga prevista para o mês em
estudo, são esperados carregamentos acima de 95% do nominal nos
equipamentos da rede básica, apresentados na tabela a seguir:
Tabela 5.1.2-1 – Equipamentos com Carregamento Elevado no SIN
EQUIPAMENTO
ESTADO
TR 345/138kV de Campinas
SP
TR 230/138kV de Anhangüera
GO
TR 230/138kV de Xavantes
GO
TR 440/138kV de Jupiá
SP
TR 230/69kV de Uberaba (TR 1 e 2)
PR
TR 230/138kV de Foz do Chopim
PR
TR 230/69kV de Gravataí 2
RS
As medidas operativas para controle destes carregamentos, quando não
explicitadas neste relatório, estão descritas no ONS RE-3-120/2005 - Relatório
Quadrimestral Maio a Agosto de 2005.
5.2
Desempenho em Condições de Emergência/Segurança do Sistema
5.2.1
Análise de Segurança
Os limites de transferência de energia entre as regiões foram considerados de
acordo com os critérios constantes nos Procedimentos de Rede, ou seja, o
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
sistema suportará, sem perda de carga e/ou violações inadmissíveis de tensão
ou carregamento, qualquer contingência simples.
No entanto, com o objetivo de analisar a segurança do SIN e de seus
equipamentos foram estabelecidas algumas inequações que visam evitar
violação em equipamentos quando de contingências simples e, em casos
especiais, contingências duplas. Estas inequações foram estabelecidas em
estudos anteriores, tendo sido incorporadas ao Relatório Quadrimestral Maio a
Agosto, e são monitoradas no processo de validação diária da programação e na
operação em tempo real do sistema elétrico.
A reavaliação, que visa identificar a necessidade de alteração de alguma destas
inequações e/ou inclusão de novas, foi realizada utilizando os casos base do
mês em estudo.
Quadro 5.2.1-1 – Inequações que Apresentaram Necessidade de Revisão/Inclusão
Inequação
P BAT-CCO C.3 + 0,56 x P BAT-CCO (C.1 e C.2)
< 362 MW
P BTA-CCO (C.1 ou C.2) + 0,19 x P BTA-CBA <
374 MW
P BTA-CCO (C.3) + 0,19 x P BTA-CBA < 362 MW
Descrição
Objetivo
• P BAT-CCO 3 é a potência em
MW no C.3 da LT 230kV Bateias
Evitar sobrecarga acima do limite
– C.Comprido, lado de Bateias
de curta duração no C.3 da
LT 230 kV Bateias – C. Comprido
• P BAT-CCO (C.1 e C.2) é soma
na perda da LT 230 kV Bateias –
da potência em MW nos circuitos
C.Comprido C.1 e C2.
1 e 2 da LT 230kV Bateias –
C.Comprido, no lado de Bateias.
• P BTA-CCO é a potência em
MW em um dos circuitos da LT
230kV Bateias – C. Comprido, no
terminal de Bateias
• P BTA-CBA é a potência em
MW na LT 525kV Bateias –
Curitiba, no terminal de Bateias.
Evitar sobrecarga acima do limite
de curta duração na LT 230 kV
Bateias – C. Comprido na perda
da LT 525 kV Bateias – Curitiba.
Notas: (1) Inequações válidas a partir da entrada em operação do 3º circuito da LT 230kV Bateias - Campo Comprido,
prevista para o dia 1º de agosto.
Após a integração conjunta do 2o ATR 525/230kV de Bateias e do 3o circuito da
LT 230kV Bateias – C.Comprido, considerando a situação de rede alterada ,
quando da indisponibilidade de um destes ATR, deverão se monitoradas as
seguintes inequações:
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
&
Quadro 5.2.1-2– Inequações para Rede Alterada
Inequação
Descrição
Limite de curta duração – ATR 525/230kV Bateias 1 ou 2: 760 •P ATR BAT é a potência
em
MW
no
ATR
MVA à tensão nominal
525/230kV de Bateias, no
lado de 525kV.
Períodos Pesada e Média:
- Sem o ECE:
•P BAT-CBA é a potência
P ATR BAT + 0,51 x P BAT-CBA < 717 MW
em MW na LT 525kV
- Para atuação da lógica 1 do ECE:
Bateias – Curitiba, no
P ATR BTA + 0,60 x P BTA-CBA - 0,44 x P BTA-IBI 1 e 2 < 635
terminal de Bateias.
MW
- Para atuação da lógica 1 do ECE e tap fixo no ATR BTA 1 ou 2
•P BAT-IBI 1 e 2 é a
P ATR BTA + 0,60 x P BTA-CBA - 0,44 x P BTA-IBI 1 e 2 < 695
potência em MW na LT
MW
500kV Ibiúna – Bateias
- Para atuação da lógica 2 do ECE:
C1 e C2, no terminal de
P ATR BTA + 0,66 x P BTA-CBA - 0,54 x P ARE-BTA < 648 MW
- Para atuação da lógica 2 do ECE e tap fixo no ATR BTA 1 ou 2. Bateias.
P ATR BTA + 0,66 x P BTA-CBA - 0,54 x P ARE-BTA < 716 MW
•P ARE-BAT é a potência
em MW na LT 525kV
Períodos Leve e Mínima:
- Sem o ECE:
Areia – Bateias, no
P ATR BTA + 0,50 x I BTA-CBA < 744 MW
terminal de Bateias.
Objetivo
Evitar sobrecarga acima
do limite de curta duração
no ATR 525/230 kV –
600 MVA da SE Bateias
na perda da LT 525 kV
Bateias – Curitiba.
São citadas também as seguintes inequações que, com base nos casos de
referência e considerando os cenários de cargas e gerações previstos para o
mês, apresentaram resultados iguais ou superiores a 90% de seus limites (nas
cargas pesada e média):
•
Tendência de violação da inequação que visa evitar sobrecarga na
LT 345kV Porto Colômbia – Volta Grande para a perda da LT 500kV São
Simão – Jaguara ou da LT 500kV Nova Ponte – Jaguara.
•
Tendência de violação da inequação que visa evitar sobrecarga no
transformador 345/138kV da SE Mascarenhas de Moraes para a perda da
LT 500 kV São Simão – Água Vermelha ou da LT 345 kV Mascarenhas
de Moraes - Furnas.
•
Tendência de violação da inequação que visa evitar sobrecarga
inadmissível no transformador remanescente 500/440kV da SE Água
Vermelha para perda do outro.
•
Tendência de violação dos limites operativos do ATR 440/230kV da SE
Assis, quando da contingência da LT 525kV Ivaiporã – Londrina.
•
Tendência de violação dos limites operativos do ATR 525/230kV da SE
Cascavel Oeste, quando da contingência da LT 525kV Segredo – Areia.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
8
•
Tendência de violação dos limites operativos do LT 525kV Segredo –
Areia, quando da contingência da LT 525kV Salto Santiago – Ivaiporã.
•
Tendência de violação dos limites operativos do LT 525kV Segredo –
Areia, quando da contingência da LT 525kV Salto Santiago – Itá.
•
Tendência de violação dos limites operativos do LT 230kV Salto Osório –
Foz do Chopim, quando da contingência da LT 525kV Salto Caxias –
Cascavel Oeste.
•
Tendência de violação dos limites operativos do LT 138kV Rosana –
Dourados (trechos Rosana – Porto Primavera e Ivinhema – Dourados),
quando da contingência da LT 230kV Guaíra – Dourados.
Observação:
A lista de inequações apresentadas acima mostra somente aquelas que
apresentaram violação ou tendência de violação baseando-se nos casos de
referência. Vale ressaltar que a ocorrência de cargas e despachos de geração
diferentes dos previstos poderá acarretar em violação de inequações não
listadas acima.
No entanto, durante o processo da validação diária da
programação eletroenergética, estas violações serão identificadas e as restrições
atendidas.
5.2.2
Operação do SIN durante a indisponibilidade do circuito 500 kV Serra da
Mesa / Rio das Éguas / Bom Jesus da Lapa
Tendo em vista a indisponibilidade do circuito 500 kV Usina Serra da Mesa / Rio
das Éguas / Bom Jesus da Lapa, devido à indisponibilidade do reator 05E1 da
SE Rio das Éguas, cuja a normalização está prevista para o dia 28/08, conforme
Solicitação de Intervenção cadastrada no SGI, foi verificado que, em
determinadas condições de carga, podem ocorrer valores de corrente no circuito
230kV Catu - Governador Mangabeira que levassem à atuação do primeiro
estágio referente ao esquema de perda do barramento 230kV B2 da SE
Camaçari II, ajustado em 700A.
A atuação do referido esquema implicaria na abertura dos três circuitos 230kV
Governador Mangabeira / Sapeaçu e conseqüente operação isolada da área sul
da Bahia com a área Sudoeste do Nordeste. Esta operação certamente levaria
ao desligamento de carga nas áreas em questão. Para evitar a atuação do
esquema, o mesmo deverá permanecer desativado até que seja normalizado o
circuito em questão.
Adicionalmente, faz-se necessário procedimentos para controle de carregamento
nos circuitos Camaçari / Governador Mangabeira (04C7), Catu / Governador
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Mangabeira (04M3) e Camaçari II / Tomba (04S1), evitando que um dos circuitos
seja submetido a sobrecarga elevada, em caso de contingência em outro
circuito. Para controle de carregamento nos referidos circuitos, deverá ser
monitorada a inequação apresentada a seguir, objetivando evitar violação do
limite térmico do TC associado ao circuito Camaçari II / Governador Mangabeira:
P(04C7) + 0,65*P(04M3) < 385 MW, onde:
P(04C7): Fluxo de potência ativa no circuito Camaçari II - Governador
Mangabeira 04C7, lido na SE Camaçari II.
P(04M3): Fluxo de potência ativa no circuito Catu - Governador Mangabeira
04M3, lido na SE Catu.
Para controle desta inequação a UHE Pedra do Cavalo será sincronizada com
sua geração máxima (160MW) durante os períodos de carga pesada e média, e
a UHE Itapebi com geração de 90MW (01 UG) durante o período de carga
pesada.
Entretanto, vale salientar que, para controle de carregamento nos circuitos
Camaçari / Governador Mangabeira (04C7), Catu / Governador Mangabeira
(04M3) e Camaçari II / Tomba (04S1) a UHE Pedra do Cavalo deverá
permanecer sincronizada com geração máxima em todas as condições de carga.
Na contingência de algum dos circuitos Camaçari / Governador Mangabeira
(04C7), Catu / Governador Mangabeira (04M3) ou Camaçari II / Tomba (04S1), e
objetivando eliminar as referidas sobrecargas, a UHE Itapebi deverá ser
imediatamente sincronizada e sua geração elevada até que o circuito em
sobrecarga tenha seu carregamento reduzido para o seu valor limite. Para as
condições analisadas, é esperada necessidade de geração na UHE Itapebi em
200MW na carga pesada, e 150MW na carga média.
Caso o circuito em contingência permaneça indisponível por um período
prolongado, o que leve à impossibilidade de utilizar-se da geração da UHE
Itapebi, será necessário efetuar corte de carga nas subestações da área sul do
estado da Bahia (Governador Mangabeira, Santo Antônio de Jesus, Brumado,
Funil e Eunápolis).
O corte de carga, se necessário, será solicitado à Coelba, a qual deverá ter
definido sua prioridade entre as subestações apresentadas acima. A expectativa
de montantes de carga a ser reduzido na contingência, reporta-se à geração que
estaria sincronizada na UHE Itapebi, ou seja, até 200MW na carga pesada e até
150MW na carga média.
5.3
Análise de Contingências
Exceto quando explicitados, os procedimentos em vigor permanecerão válidos
para se contornar eventuais problemas no sistema quando de contingências.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
Área São Paulo
Em função de entendimentos entre ONS, Eletropaulo e CTEEP não foram
instalados ECEs para evitar sobrecargas inadmissíveis nos transformadores
230/88kV das SEs Pirituba e Bandeirante. No entanto, visando resguardar os
equipamentos envolvidos foram estabelecidas medidas de retaguarda, adicionais
àquelas já constantes no Relatório Quadrimestral (2Q2005), conforme informado
a seguir:
- SE Pirituba
Caso a Eletropaulo não consiga num período de 10 minutos eliminar a
sobrecarga nos transformadores 230/88kV remanescentes, através da adoção
das medidas já normatizadas, a CTEEP está autorizada a desligar os
alimentadores 1 e 2 da ETD Pirituba.
- SE Bandeirantes
Caso a Eletropaulo não consiga realizar em tempo hábil a transferência das
cargas alimentadas pelo circuito 3 da LT 88kV Piratininga – Bandeirantes para a
SE Piratininga, a CTEEP está autorizada a efetuar a abertura dos circuitos 3 e 4
da LT 88kV Piratininga – Bandeirantes.
Área Mato Grosso do Sul
A Tabela 5.3-2 apresenta as contingências simples que poderão resultar em
violação de limites operativos, considerando o cenário energético e a previsão de
carga para o mês de agosto de 2005.
Tabela 5.3-2 – Contingências Simples – Área Mato Grosso do Sul
Contingência
LT 230kV Guaíra – Dourados
Conseqüências
Resumo das Medidas Operativas
Subtensão com cortes de carga na região
para demandas superiores a 590MW e
570MW nos períodos de carga pesada e
média, respectivamente, mesmo com 5
unidades sincronizadas na UTE W.Arjona.
Chavear banco de capacitores no MS,
maximizar a tensão em W.Arjona,
Mimoso, Rosana e Jupiá 138kV, além de
maximizar o despacho em Mimoso e
W.Arjona.
Área Santa Catarina
Nos patamares de carga pesada e média, quando da perda de um dos
TR 230/138kV – 79,4 MVA de J.Lacerda (TR-5 ou 7), poderá ser verificada
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
sobrecarga acima do limite de emergência no TR 230/69kV – 83MVA (110%)
desta SE e, ainda, nos TR 230/138kV da SE Palhoça, após a conclusão dos
serviços de reencabeçamento do terminal de J.Lacerda A da LT 230kV J.Lacerda
A – Palhoça para o terminal J.Lacerda B. Esta condição ocorre quando da
prática de elevados níveis de geração nas unidades 3, 4, 5, 6 e 7 do Complexo
Termelétrico J.Lacerda, sendo agravado em situações de baixa geração nas
unidades 1 e 2 deste Complexo.
Neste caso, são indicados na Tabela 5.3-3 os valores máximos de geração nas
unidades 3 a 7 para cada configuração de máquinas no setor de 138kV de
J.Lacerda.
Tabela 5.3-3 – Geração máxima em J.Lacerda – unids. 3 a 7
Geração nas UTE J.Lacerda unidades
3 a 7 (MW)
Num. Mínimo de unidades em operação no
setor de 138kV de J.Lacerda (unidades 1 e 2)
Σ Ger. Unids. 3 a 7 < 455
0
515 < Σ Ger. Unids. 3 a 7 < 575
1
(1)
575 < Σ Ger. Unids. 3 a 7 < 700
2
(1)
Nota:
(1) A cada aumento de 25 MW na geração das unidades 1 e/ou 2, os limites de geração das unidades 3 a 7 são elevados
em cerca de 60MW.
Área Rio Grande do Sul
De modo a evitar a ocorrência de sobrecarga na LT 138kV Cidade Industrial –
Cachoeirinha e, eventualmente, na transformação 230/138kV da SE Cidade
Industrial, quando da contingência do TR 230/138kV – 150MVA de Taquara,
recomenda-se que as SE 138kV S. Antonio da Patrulha, Mostardas e Palmares
sejam alimentadas pela SE Osório 2, uma vez que, neste período do ano, a
transformação 230/138kV desta SE apresenta valores de carregamento bastante
inferiores ao nominal, não levando à sobrecarga nesta transformação, mesmo na
condição N-1.
A partir do mês de agosto, a contingência de um dos TR 230/138kV de Pelotas 3
poderá levar à sobrecarga o transformador remanescente desta SE. De modo a
eliminar esta violação, as seguintes medidas operativas deverão ser tomadas:
Abertura da LT 230kV P.Médici – Pelotas 3;
Transferência de toda a carga da SE 69kV Pelotas 1 para a SE 69kV Quinta.
Considerando que a SE 230kV Caxias 5 encontra-se atendida a partir de uma
derivação simples da LT 230kV Farroupilha – Lageado Grande, a contingência
dessa LT, acarretará na perda total da carga atendida desta SE. Neste caso,
dever-se-á transferir cerca de 15 MW de carga, via rede de distribuição, para
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
subestações atendidas a partir da SE Caxias 2 230/69 kV (Caxias 3 e Caxias 2
69/13,8 kV) e SE Farroupilha 230/69 kV (Flores da Cunha).
Na contingência de um dos TR 230/69/13,8kV – 83MVA da SE Guarita, poderá
ser verificada sobrecarga na unidade remanescente, de até 120%, no período de
carga pesada. Neste caso, a geração da PCH Ferradura deverá ser maximizada
e, em situações de indisponibilidade de longa duração, deverá ser transferido um
montante de 5MW da carga da SE Guarita para o sistema de 69kV da SE Santo
Ângelo 2.
A contingência do TR-6 230/69/13,8 kV – 88 MVA da SE Charqueadas acarretará
na interrupção das cargas atendidas pelas SE 69kV Charqueadas, Triunfo e
Taquari sendo que, nos casos em que as SE 69kV Taquari e Satipel estiverem
sendo atendidas pela a SE Charqueadas, dever-se-á transferir suas cargas para
a SE Venâncio Aires.
Nota:
Durante a carga pesada, a contingência de um dos TR 230/138/13,8kV – 84MVA
da SE Passo Fundo poderá levar a ocorrência de sobrecarga na unidade
remanescente em valores máximos de 102%. A Eletrosul, no entanto, admite
sobrecarga de 110% nestes equipamentos por um período máximo 2 horas, no
TR-3 e 1 hora, no TR-5.
5.3.1
Contingências Simples na Rede Básica que podem acarretar em cortes
de carga
Devido às restrições em alguns pontos do SIN, características topológicas e em
função das condições de carga, algumas contingências simples na Rede Básica
poderão conduzir a cortes de carga. O corte de carga pode ser necessário para
reduzir a sobrecarga decorrente da perda de circuitos ou de transformadores, na
transformação remanescente ou em circuitos remanescentes de suprimento de
carga. Outra condição que pode requerer corte de carga como medida corretiva
refere-se as subtensões que implicam no comprometimento da qualidade da
energia suprida. Contingências de linhas de transmissão que suprem carga de
forma radial ou que possuem subestações em derivação implicarão na
interrupção de fornecimento, sendo a causa decorrente da topologia da rede.
Ressalta-se que o corte de carga pode ser efetuado de forma manual ou
decorrente da atuação de ECEs.
Cabe registrar que os efeitos têm repercussão local, não tendo reflexos para o
restante do sistema. Essas contingências estão a seguir relacionadas:
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
Região Sudeste/Centro-Oeste
Área Rio de Janeiro/Espírito Santo
Tabela 5.3.1-1 Contingências que podem causar corte de carga na Área RJ/ES
Contingência
Transformadores 4 e 41 345/138kV –
225MVA da SE Vitória - disjuntor
comum
Motivo
Sobrecarga nos TRs remanescentes.
Área São Paulo
Tabela 5.3.1-2 Contingências que podem causar corte de carga na Área SP
Contingência
1 Transformador 345/88kV – 400MVA da SE Baixada Santista
Motivo
Sobrecarga no TR remanescente.
1 Transformador 230/88kV – 150MVA da SE Edgard de Souza
Sobrecarga nos TRs remanescentes.
1
1
1
1
1
1
Sobrecarga nos TRs remanescentes.
Sobrecarga nos TRs remanescentes.
Sobrecarga no TR remanescente.
Sobrecarga no TR 440/138 kV – 150MVA de Cabreúva.
Sobrecarga no TR remanescente.
Subtensão e Sobrecarga no TR 440/138 kV – 150MVA de
Capivara.
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
Transformador
230/88kV – 150MVA da SE Pirituba
345/88 kV – 400 MVA da SE Nordeste
440/88 kV – 300MVA da SE Bom Jardim
440/138 kV – 150MVA da SE Bom Jardim
440/138 kV – 150MVA da SE Bauru
440/138 kV – 300MVA da SE Taquaruçu
1 Transformador 440/138 kV – 315MVA da SE Santa Bárbara
D’Oeste
1 Transformador 440/138 kV – 300MVA da SE Embu Guaçu
Transformador 440/230 kV – 330 MVA de Taubaté
LT 345 kV Mogi- Nordeste
LT 230kV Avaré Nova – Botucatu
LT 230kV Chavantes – Botucatu
Sobrecarga no TR remanescente.
Sobrecarga no TR remanescente.
Sobrecarga no trecho Mogi-Q – São José do circuito 1 da
LT 230kV Mogi – São José.
Sobrecarga na LT 345 kV Guarulhos – Nordeste.
Sobrecarga na transformação de Jurumirim e em
equipamentos do 138kV da região.
LTs 230kV Edgard Souza – Pirituba C1 ou C2
Sobrecarga no circuito remanescente.
LT 345 kV Guarulhos – Nordeste
Sobrecarga na LT 345 kV Mogi – Nordeste.
Área Goiás/Brasília
Tabela 5.3.1-3 Contingências que podem causar corte de carga na Área GO/BR
Contingência
Motivo
1 Transformador 230/69 kV – 2 x 42 MVA da SE Planalto
Sobrecarga no TR remanescente.
Transformador 230/69 kV – 1 x 50 MVA da SE Anhanguera
1 Transformador 230/138kV – 150MVA da SE Xavantes
Topologia da Rede.
Sobrecarga nos remanescentes.
Configuração da SE. Este equipamento está operando de
forma segregada.
Sobrecarga no TR remanescente.
1 Transformador 230/34,5kV – 60MVA da SE Brasília Geral
1 Transformador 230/138kV – 100MVA da SE Anhanguera
Transformador 230/138 kV – 1 x 150 MVA da SE Firminópolis
Topologia da Rede.
Transformador 230/69 kV – 1 x 50 MVA da SE Barro Alto
Topologia da Rede.
Transformador 230/69 kV – 50 MVA da SE Palmeiras
Topologia da Rede.
1 Transformador 230/13,8 kV – 2 x 50 MVA + 1 x 36 MVA da
SE Goiânia Leste
Transformador 230/69kV – 50MVA da SE Anhanguera
LTs 230kV Niquelândia – N.Tocantins e Niquelândia – Codemin
LT 230kV Anhanguera – Firminópolis (tape em Palmeiras)
Topologia da Rede.
Topologia da Rede - Característica Radial.
Topologia da Rede - Característica Radial.
Subtensão na região de Firminópolis.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Contingência
Motivo
LT 230 kV Cachoeira Dourada – Anhanguera com tape para
Planalto
Topologia da Rede.
LT 230 kV Barro Alto - Itapaci
Topologia da Rede - Característica Radial.
Área Minas Gerais
Tabela 5.3.1-4 Contingências que podem causar corte de carga na Área MG
Contingência
1 Transformador 230/13,8kV – 33MVA da SE Itabira
1 Transformador 230/13,8kV – 33MVA da SE Ipatinga
Transformador 4 230/138kV – 225MVA da SE Ipatinga
LT 345kV Várzea da Palma – Montes Claros
LT 345kV Barbacena – J.Fora
LT 230kV Acesita – Ipatinga 1
LT
LT
LT
LT
LT
LT
230kV Ipatinga 1 – Usiminas
230 kV Mesquita – Usiminas
230 kV Guilman Amorim – Itabira 2
345 kV Três Marias – Várzea da Palma
230kV Gov. Valadares 2 – Mascarenhas
230 kV Monlevade 2 – Taquaril
LT 500kV Vespasiano – Mesquita
LT 500kV Emborcação – São Gotardo
Motivo
Topologia da Rede.
Topologia da Rede.
Topologia da Rede.
Subtensão na região de Montes Claros.
Subtensão na região de Juiz de Fora e sobrecarga em LTs
de 138kV da região.
Atuação do ECE da UHE Sá Carvalho, ilhando a usina
com as cargas essenciais da Acesita e provocando
interrupção à SE Timóteo.
Topologia da Rede - Característica Radial.
Topologia da Rede - Característica Radial.
Topologia da Rede - Característica Radial.
Subtensão na região de Várzea da Palma e Montes Claros
Topologia da Rede.
Topologia da Rede.
Sobrecargas inadmissíveis em LTs do 230kV da área
Leste de Minas Gerais.
Subtensão na Região Central e Norte de Minas Gerais.
Área Mato Grosso
Tabela 5.3.1-5 Contingências da Rede Básica que podem causar corte de carga na Área MT
Contingência
LT 230kV Coxipó – Nobres
LTs 230kV a partir da SE Nobres
Motivo
Topologia da Rede – Característica Radial.
Área Mato Grosso do Sul
Tabela 5.3.1-6 – Contingências na Rede Básica na Área MS que podem causar corte de carga
Contingência
LT 230kV Dourados – Guaíra
Motivo
Subtensão para demandas superiores a 590MW e 570MW
nos períodos de carga pesada e média, respectivamente,
mesmo com 5 unidades sincronizadas na UTE W.Arjona.
Região Sul
Área Paraná
Tabela 5.3.1-7 – Contingências na Rede Básica na Área PR que podem causar corte de carga
Contingência
LT 525kV Ivaiporã – Londrina
Motivo
Subtensão na região norte do Paraná, nos patamares de
carga pesada e média.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
Contingência
Motivo
Sobrecarga inadmissível nas LT 69kV Barigüi – Cidade
LT 230 kV Campo do Assobio – Distrito Industrial de São José
Industrial de Curitiba C1 e C2 e Barigüi – Santa Quitéria
dos Pinhais e da LT 230kV Uberaba – Umbará
C1 e C2. Subtensão em Quatro Barras.
Sobrecarga inadmissível nas LT 69kV Barigüi – Cidade
LT Distrito Industrial de São José dos Pinhais – Uberaba e LT
Industrial de Curitiba C1 e C2 e Barigüi – Santa Quitéria
230 kV Uberaba – Umbará
C1 e C2. Subtenção em 4 Barras.
Sobrecarga inadmissível nas LT 69kV Barigüi – Cidade
LT 230kV Uberaba – Umbará e LT 230kV Campo do Assobio –
Industrial de Curitiba C1 e C2 e Barigüi – Santa Quitéria
Umbará
C1 e C2. Subtensão na região metropolitana de Curitiba.
SE Jaguariaíva Transformador 230/138 kV – 2 x 150 MVA (um Sobrecarga inadmissível no TR remanescente (ponta de
dos TR)
sábado)
SE Ponta Grossa Norte 230/138 kV – 2 x 75 MVA (um dos TR)
Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.
(1)
SE Uberaba – um dos TR 230/138kV – 2 x 150MVA
Sobrecarga inadmissível no TR remanescente.
SE Cidade Industrial de Curitiba – um dos TR 230/13,8 kV – 2
Sobrecarga indmissível no TR remanescente.
x 50 MVA
Notas: (1) Somente até a entrada a instalação dos TR 230/138kV da SE Ponta Grossa Sul.
Área Santa Catarina
Tabela 5.3.1-8 – Contingências na Rede Básica na Área SC que podem causar corte de carga
Contingência
Motivo
Subtensão nos barramentos de 138kV das SE de
LT 230 kV Canoinhas – São Mateus
Canoinhas, Mafra, Rio Negrinho, Mili e RIGESA, nos
períodos de carga média e pesada.
SE Campos Novos – Transformadores 4 e 5 230/138kV – Sobrecarga no TR 3 230/138kV – 150MVA de Campos
150MVA – disjuntor comum
Novos.
SE Joinville – Transformadores 3 e 4 230/138kV – 1 x
Sobrecarga nas unidades remanescentes de 230/138kV e
150MVA ou Transformadores 6 e 7 – 1 x 150 MVA – disjuntor
230/69kV.
comum
SE Xanxerê Transformadores 3 e 4 230/138 kV – 84MVA – Sobrecarga nos TR remanescentes e atuação do ECE de
disjuntor comum
Xanxerê.
Sobrecarga nas unidades remanescentes de 138/69kV –
SE Jorge Lacerda A – TR 230/69 kV – 83 MVA
50MVA e 25MVA.
SE Siderópolis Transformadores 3 e 4 230/69kV – 2 x 88MVA
Sobrecarga e atuação de ECE da SE Siderópolis.
– disjuntor comum
SE Siderópolis Transformadores 1 e 2 230/69kV – 1 x 88MVA
Sobrecarga e atuação de ECE da SE Siderópolis.
e 1 x 33MVA – disjuntor comum
Área Rio Grande do Sul
Tabela 5.3.1-9 – Contingências na Rede Básica que podem causar corte de carga na Área RS
Contingência
LT 230 kV Alegrete 2 – Santa Maria 3
LT 230 kV Camaquã – Porto Alegre 9
LT 230 kV Charqueadas – Itaúba
LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9 C.1
LT 230 kV Cidade Industrial – Passo Real
Motivo
Topologia da Rede (SE São Vicente conectada em
derivação).
Topologia da Rede (SE Eldorado e SE Guaíba 2
conectadas em derivação).
Topologia da Rede (SE Santa Cruz 1 conectada em
derivação).
Subestação conectada em derivação (SE Canoas 1).
Topologia da Rede (SE Lageado 2 conectada em
derivação).
LT 230 kV Cidade Industrial – Pólo Petroquímico C.1 e C.2
Subtensão na área do Pólo Petroquímico.
LT 230kV Farroupilha – Garibaldi
Topologia da Rede – Configuração Radial.
Topologia da Rede (SE Caxias 5 conectada em
derivação).
LT 230kV Farroupilha – Lajeado Grande
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DE AGOSTO 2005
Contingência
LT 230kV Gravataí 2 – Osório 2
Motivo
Topologia da Rede (SE Fibraplac conectada em
derivação).
LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 13
Topologia da Rede – Configuração Radial.
LT 230 kV Santo Ângelo – São Borja 2
Topologia da Rede (SE Missões conectada em derivação).
SE Cidade Industrial TR 230/138 kV – 150 MVA
Sobrecarga na unidade remanescente de 230/138kV.
SE Passo Real TR 230/138 kV – 150 MVA
Desconexão da UHE Jacuí, por motivo de perda de
sincronismo e eventual perda de carga.
SE Quinta TR 230/138 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Santa Marta TR 230/138kV – 2 x 75MVA – disjuntor comum
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Lagoa Vermelha 2 TR 230/138 kV – 150 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Bagé TR 230/69kV – 50MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Camaquã TR 230/69 kV – 83 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Caxias 2 TR 230/69kV – 165MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Campo Bom TR 230/69kV – 165MVA
Sobrecarga nas unidades remanescentes de 230/69kV –
83MVA.
SE Farroupilha um dos TR 230/69 kV – 2 x 88MVA – bay
comum
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Garibaldi TR 230/69 kV – 83 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Gravataí 2 um dos TR 230/69 kV – 2 x 165 MVA
Sobrecarga do TR remanescente.
SE Guaíba 2 TR 230/69 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Livramento 2 TR 230/69 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Maçambará TR 230/69kV – 50MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Missões TR 230/69 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Nova Prata 2 um dos TR 230/69 kV – 2 x 50 MVA
Sobrecarga no TR remanescente.
SE Porto Alegre 9 TR 230/69 kV – 165 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Porto Alegre 6 um dos TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA
Sobrecarga no TR remanescente.
SE Porto Alegre 10 TR 230/69 kV – 83 MVA
Sobrecarga nos TR da SE Porto Alegre 6 durante os
períodos de carga pesada e média.
SE Pólo Petroquímico TR 230/69kV – 50 MVA
Topologia da Rede.
SE Quinta TR 230/69 kV – 165 MVA
Subtensão nas SE 69kV de Quinta e Pelotas 1.
SE Santa Marta TR 230/69kV – 83MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE São Borja 2 TR 230/69kV – 50MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE São Vicente um dos TR 230/69 kV – 2 x 50 MVA
Topologia da Rede e sobrecarga no TR remanescente.
SE Campo Bom TR 230/23 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Canoas 1 TR 230/23 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Cidade Industrial Transformador 230/23 kV – 50 MVA
Sobrecarga no TR remanescente.
SE Eldorado do Sul TR 230/23kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial..
SE Gravataí 2 TR 230/23 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Scharlau TR 230/23 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Caxias 5 TR 230/13,8kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Porto Alegre 4 um dos TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Porto Alegre 9 TR 230/13,8 kV – 60 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Porto Alegre 10 TR 230/13,8 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
SE Porto Alegre 13 TR 230/13,8 kV – 50 MVA
Topologia da Rede – Configuração Radial.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
&
Região Nordeste
Área Sudoeste
Eixo 230kV Sobradinho – Bom Jesus da Lapa fechado
Tabela 5.3.1-10 Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste
Contingência
LT Barreiras – Bom Jesus da Lapa 230kV
Motivo
Topologia da rede – radial.
SE Barreiras TR 230/138kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Barreiras TR 230/69kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Bom Jesus da Lapa TR 230/69kV – 33 MVA 04T1 ou 04T2
Sobrecarga da rede.
SE Irecê TR 230/138kV – 55 MVA
Topologia da rede.(*)
SE Juazeiro TR 230/69kV – 100 MVA
Sobrecarga.
(*)Interrupção temporária do suprimento às cargas até a energização do Transformador 225/138-60MVA, reserva fria.
SE Bom Jesus da Lapa II 500kV atendendo as cargas das SE Bom Jesus da
Lapa e Barreiras (com a LT Irecê–Bom Jesus da Lapa 230kV aberta)
Tabela 5.3.1-11 Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste
Contingência
Motivo
LT Sr. do Bonfim – Irecê 230kV
Topologia da rede
LT Barreiras – Bom Jesus da Lapa 230kV
Topologia da rede – radial.
SE Barreiras TR 230/138kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Barreiras TR 230/69kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Bom Jesus da Lapa TR 230/69kV – 33 MVA 04T1 ou 04T2
Sobrecarga.
SE Irecê TR 230/138kV – 55 MVA
Topologia da rede.(*)
SE Juazeiro TR 230/69kV – 100 MVA
Sobrecarga.
(*)Interrupção temporária do suprimento às cargas até a energização do Transformador 225/138-60MVA, reserva fria.
Sem SE Bom Jesus da Lapa II 500kV (toda a área Sudoeste atendida pela
SE Sobradinho)
Tabela 5.3.1-12 Contingências que podem causar corte de carga na Área Sudoeste
Contingência
LT Senhor do Bonfim-Irecê 230kV
LT Irecê – Bom Jesus da Lapa 230kV
LT Barreiras – Bom Jesus da Lapa 230kV
Motivo
Topologia da rede.
Topologia da rede.
Topologia da rede – radial.
SE Sobradinho Autotransformador 500/230/13.8kV – 300MVA 05T4 ou 05T5
Sobrecarga.
SE Barreiras TR 230/138kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Barreiras TR 230/69kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Bom Jesus da Lapa TR 230/69kV – 33 MVA 04T1 ou 04T2
Sobrecarga.
SE Irecê TR 230/138kV – 55 MVA
Topologia da rede.(*)
SE Juazeiro TR 230/69kV – 100 MVA
Sobrecarga.
(*)Interrupção temporária do suprimento às cargas até a energização do Transformador 225/138-60MVA, reserva fria.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
8
Área Sul
Tabela 5.3.1-13 Contingências que podem causar corte de carga na Área Sul
Contingência
Motivo
LT Camaçari – Tomba – Gov. Mangabeira 230kV,
entroncamento das linhas 04S1/04S2
Topologia da rede.
LT Itapebi – Eunápolis 230kV 04N1 e 04N2
Topologia da rede (suprimento através do eixo de 138 kV
Funil / Eunápolis).
SE Sto Antônio de Jesus TR 230/69 – 100 MVA
Sobrecarga.
SE Itabaiana TR 230/69kV-100MVA
Sobrecarga.
SE Catu TR 04T3 230/69kV-100MVA
Sobrecarga.
SE Jardim TR 230/69kV-100MVA
Sobrecarga.
LT Camaçari – Jacaracanga 230KV 04C3 e 04C4
Sobrecarga.
Área Leste
Tabela 5.3.1-14 Contingências que podem causar corte de carga na Área Leste
Contingência
Motivo
SE Angelim TR 230/69 kV – 100MVA
Sobrecarga.
SE Mirueira TR 230/69kV – 100 MVA
Sobrecarga.
SE Goianinha TR 230/69kV – 100MVA
Sobrecarga.
SE Tacaimbó Transformador 230/69kV – 100MVA
Sobrecarga.
SE Natal II TR 230/69 kV – 100MVA
Sobrecarga.
LT Rio Largo – Penedo 230kV, 04S9
Topologia da rede.
LT Recife Il – Bongi 230kV 04V2 e 04V3
Sobrecarga.
LT Recife Il – Goianinha 230kV 04C8 e 04C9
Sobrecarga.
LT Recife Il – Mirueira 230kV 04C5 e 04C6
Sobrecarga.
LT Recife Il – Pirapama II 230kV 04C1 e 04C2
Topologia da rede.
LT Messias – Maceió 230kV, 04S6 e 04S7
Topologia da rede.
Área Norte
Tabela 5.3.1-15 Contingências que podem causar corte de carga na Área Norte
Contingência
Motivo
SE Bom Nome TR 230/69kV – 39 MVA
Sobrecarga.
SE Banabuiú TR 230/69kV – 33 MVA
Sobrecarga.
SE Pici TR 230/69kV – 100 MVA
Sobrecarga.
SE Cauípe TR 230/69kV – 100MVA (TR único)
Topologia da rede.
SE Russas TR 230/69kV-100MVA
Sobrecarga.
SE Icó TR 230/69kV-100MVA(TR único)
Topologia da rede.
LT Milagres - Coremas 230kV
Topologia da rede – radial.
LT Milagres – Icó – Banabuiú 230kV
Topologia da rede.
LT Banabuiu-Delmiro Gouveia e LT Fortaleza-Delmiro Gouveia
230kV(04F3 e 04F5)
Topologia da rede.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
Área Oeste
Tabela 5.3.1-16 Contingências que podem causar corte de carga na Área Oeste
Contingência
Motivo
SE Piripiri TR 230/138kV - 55MVA
Topologia da rede.
SE Teresina TR 230/69kV - 100 MVA
Sobrecarga.
Região Norte
Área Maranhão
Tabela 5.3.1-17 Contingências que podem causar corte de carga na Área Maranhão
Contingência
Motivo
SE P. Dutra TR 230/69kV – 50MVA
Topologia da rede.
SE Peritoró TR 230/69/13,8kV – 100 MVA
Topologia da rede.
SE Miranda II TR 230/138/13kV – 100MVA
Topologia da rede.
LT São Luís II – São Luís I 230kV
Sobrecarga.
LT Imperatriz – Porto Franco 230kV
Topologia da rede – radial.
SE Imperatriz TR 230/69 – 100 MVA
Sobrecarga.
SE Coelho Neto TR 230/69/13,8kV – 65MVA
Topologia da rede.
SE Porto Franco TR 230/138kV – 100MVA
Topologia da rede.
SE São Luís I TR 230/69/13,8kV – 100 MVA
Sobrecarga.
Área Pará
Tabela 5.3.1-18 Contingências que podem causar corte de carga na Área Pará
Contingência
LT Marabá – Carajás 230kV
Motivo
Topologia da rede – radial.
LT Tucuruí – Altamira – Tansamazônica – Rurópolis 230kV
Topologia da rede – radial.
SE Santa Maria TR 230/69/13,8kV – 150MVA
Topologia da rede.
SE Guamá TR 230/69/13,8kV – 150MVA
Sobrecarga.
SE Utinga TR 230/69/13,8kV – 150MVA
Sobrecarga.
SE Altamira TR 230/69/13,8kV – 60MVA
Topologia da rede.
SE Transamazônica TR 230/34,5kV – 30MVA
Topologia da rede.
5.4
Perdas Elétricas no SIN
As Tabelas 5.3-1, 5.3-2 e 5.3-3 apresentam um resumo dos valores das perdas
elétricas totais no Sistema Interligado Nacional e por região. Os valores são
apresentados considerando as perdas verificadas em todo o sistema e
considerando as perdas elétricas verificadas apenas na rede básica (Caso Base:
Agosto 2005).
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%!
É interessante observar que, independente do patamar de carga, o percentual de
perdas totais em relação à carga fica entre 4 e 6% para a rede completa (SIN) e
3 e 4% para a rede básica. Estes valores indicam que, das perdas totais do
sistema, cerca de 70 a 80% ocorrem na Rede Básica.
Tabela 5.4-1 - Perdas totais e por região: carga pesada
Perdas em Relação à Carga
(%)
Perdas na Rede (MW)
Área
34705
9223
7700
2728
54355
SE
SUL
NE
N
TOTAL
Notas:
Carga
(MW)
Completa
AC
DC
1989
485
292
139
2905
1931
451
297
149
2828
Básica
AC
DC
1398
374
273
100
2145
1420
357
280
89
2146
Completa
AC
DC
Básica
AC
DC
5,7
5,3
3,8
5,1
5,3
4,0
4,1
3,5
3,7
3,9
5,6
4,9
3,9
5,5
5,2
4,1
3,9
3,6
3,3
3,9
Perdas em Relação às Perdas Totais
(%)
Completa
AC
DC
68,5
16,7
10,1
4,8
100,0
Básica
AC
DC
68,3
48,1
15,9
12,9
10,5
9,4
5,3
3,4
100,0
73,8
50,2
12,6
9,9
3,1
75,9
As perdas “AC” referem-se ao método convencional para cálculo do fluxo de potência
Tabela 5.4-2 - Perdas totais e por região: carga média
Perdas em Relação à Carga
(%)
Perdas na Rede (MW)
Área
SE
SUL
NE
N
TOTAL
Carga
(MW)
33281
9459
7325
2626
52691
Completa
AC
DC
1569
461
285
91
2406
1516
427
287
95
2325
Básica
AC
DC
1096
365
267
64
1792
1112
349
270
59
1790
Completa
AC
DC
Básica
AC
DC
4,7
4,9
3,9
3,5
4,6
3,3
3,9
3,6
2,4
3,4
4,6
4,5
3,9
3,6
4,4
3,3
3,7
3,7
2,2
3,4
Perdas em Relação às Perdas Totais
(%)
Completa
AC
DC
65,2
19,2
11,8
3,8
100,0
Básica
AC
DC
65,2
45,6
18,4
15,2
12,3
11,1
4,1
2,7
100,0
74,5
47,8
15,0
11,6
2,5
77,0
Tabela 5.4-3 - Perdas totais e por região: carga leve
Perdas em Relação à Carga
(%)
Perdas na Rede (MW)
Área
SE
SUL
NE
N
TOTAL
5.5
Carga
(MW)
24104
5394
5210
2180
36888
Completa
AC
DC
851
230
148
70
1299
792
201
145
70
1208
Básica
AC
DC
582
187
140
48
957
561
167
137
42
907
Completa
AC
DC
Básica
AC
DC
3,5
4,3
2,8
3,2
3,5
2,4
3,5
2,7
2,2
2,6
3,3
3,7
2,8
3,2
3,3
2,3
3,1
2,6
1,9
2,5
Perdas em Relação às Perdas Totais
(%)
Completa
AC
DC
65,5
17,7
11,4
5,4
100,0
Básica
AC
DC
65,6
44,8
16,6
14,4
12,0
10,8
5,8
3,7
100,0
73,7
46,4
13,8
11,3
3,5
75,1
Limites de Fluxo para o Rio Grande do Sul
A Tabela 5.5-1 apresenta os valores de fluxo para o Rio Grande do Sul (FRS) a
partir dos quais haverá a atuação da lógica 2 do ECE de Gravataí (subtensão),
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
considerando a eventual perda simples mais crítica de um circuito de 525 kV da
interligação com este estado (LT 525 kV Itá – Gravataí).
• Análise de contingência → t0+ e posterior atuação dos LTC da distribuição.
• Critério: Evitar a atuação do ECE de Gravataí e dos ECE de retaguarda.
Tabela 5.5-1 - Limites de FRS para ativação da lógica 2 do ECE de Gravataí
Referência
Reatores Ligados
Patamar
YTA
Pesada
Média
3
3
CNO
2
2
GRA
0
0
STA
1
1
Vpré 525kV
Gravataí
[pu/kV]
LFRS
0
0,985/517,1
2900
0
1,000/525,0
3000
1
1,000/525,0
3100
0
0,985/517,1
2950
1
0,995/522,3
3060
2
1,010/530,3
3150
Capacitores
Ligados
CAX
0
0
GRA
Notas:
(1) Cargas constantes no caso de referência do estudo mensal de agosto/05.
(2) Para tensões no 230kV da SE Gravataí abaixo do valor desejado (103%), manter o limite indicado na tabela.
(3) A cada 1% de aumento na tensão regulada pelo LTC no 230kV da SE Gravataí, reduzir 100MW no limite indicado na
tabela.
(4) Os valores apresentados consideram a usina térmica de Canoas em operação, com despacho de 160MW. A entrada em
operação desta UTE implica na redução dos limites da tabela em cerca de 350MW.
(5) Os valores apresentados não consideram a LT 230kV Campos Novos – Lagoa Vermelha integrada ao SIN. Os limites
deverão ser ampliados em 100MW quando da integração deste elemento.
5.6
Limites de Fornecimento pela Região Sul
O fornecimento pela região Sul (FSUL) está limitado, nos períodos de carga
pesada e média, pelo máximo carregamento em emergência do TR 230/138kV –
75MVA da SE Dourados, quando da contingência de um dos transformadores
desta subestação, sendo o limite de carregamento de curta duração igual a
90MVA (120%).
Na tabela 5.6-1 a seguir, são apresentados os valores limites de fornecimento
pela região Sul, a partir dos quais poderá ocorrer sobrecarga inadmissível neste
equipamento.
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DE AGOSTO 2005
%
Tabela 5.6-1 - Limites de Fornecimento pelo Sul
Regime
de
Carga
Valores de Referência (MW)
Limite de FSUL
Aproximado (MW)
(1) (2)
UHE
UHE
UHE
UHE
UHE
Itaipu
Rosana
Chavantes
S. Osório
S.Caxias
Carga
Própria
MS
Pesada
800
5100
360
150
890
1100
620
Média
1500
5000
280
150
970
1240
580
Notas:
(1) A análise de sensibilidade ao carregamento do TR 230/138kV da SE Dourados ao redespacho de geração é
apresentada no Relatório Quadrimestral Maio a Agosto/2005 ONS RE-3/120/2005.
(2) Está sendo analisada a criação de um ECE para a minimização da restrição de fornecimento pela Região Sul dada pelo
carregamento pós-contingência do TR 230/138kV da SE Dourados.
Alternativa para redução do carregamento do TR 230/138kV – 75MVA da SE
Dourados remanescente, na contingência de um destes elementos, visando
minimização da restrição de fornecimento pela Região Sul.
Atualmente, a Eletrosul admite carregamento de até 120% (por 2 horas) nos
TR 230/138kV – 75MVA da SE Dourados, na condição N-1. Em situações de
transferência de energia no sentido Sul → Sudeste, se verifica que, na perda de
um destes transformadores, o equipamento remanescente poderá ultrapassar
este limite emergencial, limitando assim o fornecimento pela Região Sul,
conforme ilustra a Tabela 5.6-1.
Como alternativa para minimizar a restrição do fornecimento pela Região Sul, as
unidades geradoras da UHE Rosana poderão ser operadas de forma segregada
através de duas barras distintas, conforme a seguinte configuração:
UHE Rosana:
Barra 1
2 unidades geradoras, com geração máxima limitada a 130MW
LT 138kV Rosana – Porto Primavera C.1
LT 138kV Rosana – Porto Primavera C.2
Barra 2
2 unidades geradoras
LT 138kV Rosana – Loanda
LT 138kV Rosana – Presidente Prudente C.1
LT 138kV Rosana – Presidente Prudente C.2
Considerando a tomada da ação operativa supracitada, os limites de
recebimento pela Região Sul passam a ser os seguintes:
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%%
Tabela 5.6-2 - Limites de Fornecimento pelo Sul
Valores de Referência (MW)
Limite de
FSUL
Aproximado
(1) (2)
(MW)
Itaipu
Pesada
1100
Média
2400
Regime
de
Carga
UHE
UHE
Rosana
UHE
S.Caxias
Ilha
Solteira
Carga
Própria
MS
UHE
UHE
UHE
Chavantes
S. Osório
B.1
B.2
5100
130
180
150
990
1100
2170
635
5000
120
180
150
970
1240
2050
590
Quando da operacionalização desta alternativa, recomenda-se que a geração
das unidades da UHE Rosana conectadas a Porto Primavera (Barra 1) deverá
ser limitada em cerca de 130MW, de forma a evitar a redução das tensões na SE
230kV de Dourados, fato que poderia levar ao esgotamento dos recursos para o
controle de tensão nas SE Dourados Sta. Cruz, Ivinhema, Nova Andradina e
Dourados das Nações e ainda a sobrecarga em regime normal no trecho da
LT 138kV Rosana – Porto Primavera. Assim, sendo, adicionalmente, deverão ser
utilizados de forma integral os capacitores disponíveis na região de Dourados,
bem como serem explorados os recursos de sobrexcitação das unidades
geradoras da UHE Rosana conectadas a barra 1.
5.7
Alteração da posição dos tapes fixos da transformação 500/345kV – 400
MVA da SE Jaguara
A alteração dos tapes fixos dos autotransformadores 500/345kV – 400 MVA da
SE Jaguara da posição atual 537,5kV (1,075 pu) para a posição 550kV (1,10 pu)
proporciona um aumento da ordem de 100 MW nos limites de fluxo para a
Região Central de Minas Gerais (LMG) apresentados no relatório ONS
186/3/2005, a exceção para a condição de fluxo FMG da ordem de 5000 MW e
somatório do fluxo FSM e geração na bacia do Rio Paranaíba igual a 6300 MW,
quando o aumento obtido foi de 50 MW. Os valores dos limites de FMG, após a
troca dos referidos tapes, estão descritos na Figura 5.7-1.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
Figura 5.7-1: Limites Operativos de FMG após a troca de Tape de Jaguara
FSM + Paranaíba
8400
8300
7900
7500
7000
Operação com
segurança após a
troca do tape
Operação com
risco
6300
4500
4600
4700
4800
4900
5000
5100
Limite de FMG
As análises indicaram que há uma elevação no perfil de tensão do barramento
de 500kV da SE Jaguara da ordem de 1%, podendo atingir valores de tensão de
até 112%, sendo que a CEMIG informou que não há restrição em se operar o
barramento de 500kV com tais valores, uma vez que a suportabilidade dos
equipamentos é de 575kV (1,15pu), cujo equipamento mais restritivo é o TPC.
Quanto aos autotransformadores, não haverá nenhuma restrição sob o aspecto
de energização, uma vez que podem ser energizados por ambos os lados.
Para as condições de carga, geração, topologia da rede e fluxos considerados,
os recursos existentes no sistema deverão ser suficientes para um adequado
controle de tensão no período de carga leve ao se considerar a alteração
proposta para o tape fixo da transformação 500/345kV – 400MVA da SE
Jaguara. As avaliações indicaram que esta medida não implica em alterações
significativas no perfil de tensão do barramento de 500kV da SE Neves, sendo a
elevação da ordem de 0,5%. Em resumo, a troca dos tapes fixos da
transformação da SE Jaguara não implicará em dificuldades adicionais no
controle de tensão da área Minas Gerais durante o período de carga leve.
Em relação aos requisitos para recomposição do SIN, a fase de recomposição
fluente do eixo de 500kV Emborcação – São Gotardo – Bom Despacho – São
Gonçalo do Pará e do eixo de 345kV Jaguara – Pimenta – Taquaril – Neves
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%$
independem da posição do tape da transformação 500/345kV da SE Jaguara. Na
fase coordenada, quando é efetuado o fechamento do anel na SE Nova Ponte
das LTs 500kV Emborcação – Nova Ponte e Nova Ponte – Jaguara, os valores
das tensões nos barramentos de 500kV podem ser ajustados através dos
sistemas de excitação das unidades geradoras das UHEs dos rios Grande e
Paranaíba. Portanto, não há necessidade de alteração nos procedimentos
vigentes no que se refere aos processos de recomposição.
Conforme recomendado no relatório ONS 228/3/2005, a CEMIG procedeu nos
dias 27, 28 e 29 de julho, a alteração dos tapes fixos da transformação
500/345kV – 400 MVA da SE Jaguara.
5.8
Atendimento aos Principais Centros Consumidores – Capitais
Para este mês os grandes centros consumidores atendidos pelo SIN
apresentarão desempenhos satisfatórios, atendendo aos critérios estabelecidos
nos Procedimentos de Rede, à exceção de:
Grande Belo Horizonte: Dependendo dos despachos de geração no Paranaíba
e do valor do FSM, aliados às condições de carga e geração hidráulica da região
central do estado de Minas Gerais, este sistema poderá não suportar a perda da
LT 500kV Emborcação – São Gotardo em períodos de carga pesada. Para essa
condição poderá ocorrer perda de carga na Região Central (Grande Belo
Horizonte e Malha Regional Norte), indicando a necessidade de geração térmica
nesta região, cuja usina será definida levando-se em conta o montante requerido
e os respectivos custos de operação das mesmas.
•
Campo Grande (Mato Grosso do Sul): No períodos de carga pesada e média,
a contingência da LT 230kV Guaíra – Dourados implicará em corte de carga
nesta região para demandas superiores a 530MW e 505MW, respectivamente,
mesmo estando sincronizadas 5 máquinas na UTE William Arjona.
•
Região Metropolitana de Curitiba: Nos períodos de carga pesada e média as
seguintes contingências poderão acarretar em necessidade de corte de carga
para alívio de sobrecarga:
•
a. LT 230 kV Campo do Assobio – Distrito Industrial de São José dos
Pinhais e LT 230kV Uberaba – Umbará;
b. LT 230 kV Distrito Industrial de São José dos Pinhais – Uberaba e
LT 230kV Uberaba – Umbará;
c. LT 230kV Uberaba – Umbará e LT 230kV Campo do Assobio –
Umbará;
d. Um dos TR 230/138kV – 2 x 150MVA da SE Uberaba;
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
e. Um dos TR 230/138kV – 2 x 150MVA da SE Cidade Industrial de
Curitiba.
Região Metropolitana de Porto Alegre: Nos períodos de carga pesada e média
as seguintes contingências poderão acarretar em necessidade de corte de carga
para alívio de sobrecarga e por configuração radial:
•
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
5.9
LT 230 kV Cidade Industrial – Porto Alegre 9;
LT 230 kV Porto Alegre 6 – Porto Alegre 13;
SE Porto Alegre 9 TR 230/69 kV – 165 MVA;
Um dos TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA da SE Porto Alegre 6;
TR 230/69 kV – 83 MVA da SE Porto Alegre 10
Um dos TR 230/13,8 kV – 5 x 50 MVA da SE Porto Alegre 4;
TR 230/13,8 kV – 60 MVA da SE Porto Alegre 9;
TR 230/13,8 kV – 50 MVA da SE Porto Alegre 10;
TR 230/13,8 kV – 50 MVA da SE Porto Alegre 13.
Avaliação dos Limites de Geração das Usinas conectadas à malha de
440kV do Estado de São Paulo
Esta avaliação visa identificar, do ponto de vista da estabilidade eletromecânica,
os limites de geração das usinas conectadas à malha de 440kV do estado de
São Paulo (UHEs Água Vermelha, Ilha Solteira, Jupiá, Três Irmãos, Taquaruçu,
Porto Primavera e Capivara) nos vários cenários possíveis de intercâmbio entre
os subsistemas, considerando a presença ou não do ECE de corte de geração
das usinas de Ilha Solteira e Jupiá.
No estabelecimento dos limites operativos, a partir das avaliações de
desempenho dinâmico, utilizou-se os critérios dos Procedimentos de Rede,
submódulo 23.3, que estabelece que as oscilações de tensão pico a pico no
instante t = 10s (após a contingência), seja inferior a 2%. Pela característica do
amortecimento das oscilações, prescindiu-se do estabelecimento de margem de
segurança, dado que há tendência de amortecimento positivo mesmo para as
avaliações que resultaram em uma tensão pico a pico superior a 2 %. Este
critério foi utilizado na determinação dos limites operativos tanto nas condições
em que o referido ECE de corte de geração estiver desligado quanto nas que o
mesmo estiver habilitado.
Adicionalmente foi pesquisada a melhor forma de parametrização, para os
referidos limites, a qual será apresentada no item de conclusões e
recomendações.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%&
5.9.1
Cenários Avaliados
Primeiro Cenário:
• FSM elevado (exportação do Norte para o Sudeste/Centro Oeste);
• Geração das usinas do Rio Paranaíba elevada;
• Geração das usinas do Rio Grande elevada;
• RSUL elevado;
• Geração das usinas da bacia do Rio Tietê conectadas à malha de 138kV do
estado de São Paulo reduzida (da ordem de 30% do nominal);
• Fluxo de potência ativa elevado pela Transformação 500/440kV da SE Água
Vermelha no sentido do 500 para o 440kV;
Segundo Cenário:
• Região Sudeste exportando para as Regiões Norte e Nordeste;
• Geração das usinas do Rio Paranaíba reduzida;
• Sul exportador (RSUL negativo);
• Fluxo de potência ativa elevado pela Transformação de Água Vermelha no
sentido do 440 para o 500kV;
• Geração das usinas conectadas à malha de 138kV do estado de São Paulo
reduzida (da ordem de 30% do nominal);
De forma a avaliar a influência da geração da malha de 138 kV do estado de São
Paulo, foram avaliados dois cenários adicionais.
Terceiro Cenário:
• Idêntico ao cenário 1 com geração das usinas conectadas à malha de 138kV
do estado de São de Paulo elevada (da ordem de 90% do nominal);
Quarto Cenário:
• Idêntico ao cenário 2 com geração das usinas conectadas à malha de 138kV
do estado de São Paulo elevada (da ordem de 90% do nominal);
5.9.2
Contingências Avaliadas
1. Perda dupla dos circuitos 440kV Ilha Solteira – Água Vermelha com Ilha Araraquara 2
2. Perda dupla dos circuitos 440kV Ilha Solteira – Araraquara 1 e 2
3. Perda dupla dos circuitos 440kV Ilha Solteira – Araraquara 1 com Ilha Solteira
– Bauru 2
4. Perda dupla dos circuitos 440kV Jupiá - Bauru 1 e 2
5. Perda dupla dos circuitos 440kV Jupiá - Bauru 1 com Jupiá - Três Irmãos
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DE AGOSTO 2005
%8
5.9.3
Desenvolvimento dos Estudos
Cargas Pesada e Média:
Cenário 1
Neste cenário, caracterizado pela contribuição da geração da UH Água
Vermelha, bem como do fluxo pela transformação 500/440kV da SE Água
Vermelha no carregamento das linhas de escoamento de geração das usinas
conectadas ao sistema de 440kV, sobretudo nas LTs 440kV Ilha Solteira –
Araraquara e Jupiá – Bauru, a contingência mais crítica foi a perda dos dois
circuitos em 440kV da SE Ilha Solteira para a SE Araraquara.
A elevada exportação de energia para a Região Sul, o que torna necessária a
abertura do barramento 230kV da SE Assis, implica numa redução do
amortecimento do sistema, o que pode ser compensando com elevação de
tensão nos barramentos 440kV mais próximos ao centro de carga, como os de
Bauru e Araraquara.
Considerando estas variantes, a saber: geração das usinas conectadas ao
sistema de 440kV (UHEs Água Vermelha, Ilha Solteira, Jupiá, Três Irmãos,
Taquaruçu, Porto Primavera e Capivara), fluxo de potência ativa pela
transformação 500/440kV da SE Água Vermelha neste sentido, e importação de
energia pela Região Sul, é necessário, para melhor caracterizar a segurança
operativa do SIN, adicionar ao limite de geração das usinas do sistema de 440kV
o fluxo de potência pela transformação da SE Água Vermelha no sentido do 500
kV para o 440kV.
Neste cenário, a grandeza para a qual os limites foram determinados está
definida a seguir:
•
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW): Somatório das gerações de todas as usinas
conectadas à malha de 440kV mais o fluxo de potência ativa pela
transformação 500/440kV da SE Água Vermelha no sentido do 500 para o
440kV.
Os valores seguros foram da ordem de 9400 MW para a situação com ECE de
corte de geração nas UHs Ilha Solteira e Jupiá ativado, e da ordem de 9200 MW
para a situação com o referido ECE desabilitado. Estes valores são válidos para
tensão nos barramentos de 440kV das SEs Bauru e Araraquara iguais ou
superiores a 1,02 pu (449kV) sem ECE, sendo que para cada 2% de redução na
tensão em um destes barramentos, sem que haja recursos para recuperação do
valor, os limites deverão ser reduzidos em 300 MW.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Com o ECE habilitado, não há necessidade de redução dos limites de geração
quando a tensão em um dos barramentos supracitados ficar inferior a 1,02 pu
(449kV).
Ressalta-se que não é recomendável operar com valores de tensão inferiores a
1,00 pu (440kV) em ambas as situações.
Estas limitações estão apresentadas no item referente às conclusões.
Cenário 2
Neste cenário, o carregamento da malha de 440kV é função basicamente das
usinas conectadas a este sistema, exceto a UHEs Água Vermelha, uma vez que
o fluxo de potência ativa na LT 440kV Ilha Solteira – Água Vermelha se encontra
neste sentido. Pelas análises efetuadas, pôde-se constatar que a geração da
UHE Capivara também não necessita ser incorporada no somatório. A
contingência mais severa foi a perda dupla do circuito 2 da LT 440kV Ilha
Solteira – Araraquara com a LT 440kV Ilha Solteira – Água Vermelha.
Neste cenário, a grandeza para a qual os limites foram determinados está
definida a seguir:
•
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá setor de 440kV, Taquaruçu e Porto
Primavera.
Nestas condições, foi possível explorar uma geração no somatório das UHEs Ilha
Solteira, Jupiá 440kV, Três Irmãos, Taquaruçu e Porto Primavera da ordem de
7000 MW em carga pesada e 6900 MW em carga média para a situação com
ECE de corte de geração nas UHEs Ilha Solteira e Jupiá ativado, e da ordem de
6800 MW em carga pesada e 6700 MW para a situação com o referido ECE
desabilitado. Estes valores são válidos para tensão nos barramentos 440kV das
SEs Bauru e Araraquara iguais ou superiores a 1,02 pu (449kV) sem ECE, sendo
que para cada 2% de redução na tensão em um destes barramentos, sem que
haja recursos para recuperação do valor, os limites deverão ser reduzidos em
100 MW.
Com o ECE habilitado, não há necessidade de redução dos limites de geração
quando a tensão em um dos barramentos supracitados ficar inferior a 1,02 pu
(449kV).
Ressalta-se que não é recomendável operar com valores de tensão inferiores a
1,00 pu (440kV) em ambas as situações.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
!
Estas limitações estão apresentadas no item referente às conclusões.
Cenário 3
Neste cenário onde foi avaliada a influência da geração interna da malha de
138kV do estado de São Paulo no desempenho dinâmico do SIN quando das
contingências duplas do sistema de 440kV de São Paulo, foi possível observar
que à medida que se aumentava a geração nas UHEs Ibitinga, Promissão, Nova
Avanhandava, Rosana e UTE Três Lagoas, o comportamento do SIN se
mostrava mais oscilatório, para uma mesma referência de geração nas usinas
conectadas à malha de 440kV. Cabe ressaltar que o aspecto que diferencia este
cenário do cenário 3, é o valor da geração da malha do sistema de 138 kV do
estado de São Paulo.
Como o despacho de geração global das usinas conectadas ao sistema de
138 kV influencia nos limites de Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW), definiu-se a
seguinte grandeza:
•
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ibitinga, Nova Avanhandava, Promissão, Três Lagoas (A e B) e
Rosana.
Como referência, pode ser registrado que para gerações superiores à 400 MW
no somatório das UHEs Nova Avanhandava, Ibitinga, Promissão, Rosana e UTE
Três Lagoas, os valores explicitados para a grandeza Σ Ger.440kV + Ftr_agv
(MW) devem ser reduzidos. A sensibilidade é da ordem de 150 MW de redução
na geração do 440kV para cada 100 MW a mais de geração no grupo de usinas
do 138kV citado.
As mesmas diretrizes quanto à influência da redução dos valores de tensão dos
barramentos de 440 kV das SEs Bauru e Araraquara nos limites de geração,
apresentadas no cenário 1, são válidas para este cenário.
Estas limitações estão apresentadas no item referente às conclusões.
Cenário 4
O comportamento observado no cenário 4 é similar ao descrito para o cenário 3,
indicando que independente da condição energética global do SIN, elevados
despachos de potência ativa nas UHEs Ibitinga, Promissão, Nova Avanhandava,
Rosana e UTE Três Lagoas implicarão em necessidade de restrição adicional na
geração das usinas conectadas ao sistema de 440kV de São Paulo. Cabe
ressaltar que o aspecto que diferencia este cenário do cenário 2, é o valor da
geração da malha do sistema de 138 kV do estado de São Paulo.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
As mesmas diretrizes quanto à influência da redução dos valores de tensão dos
barramentos de 440 kV das SEs Bauru e Araraquara nos limites de geração,
apresentadas no cenário 2, são válidas para este cenário.
Estas limitações estão apresentadas no item referente às conclusões.
Cargas Leve e Mínima:
Cenário 1
Neste cenário, mesmo explorando uma elevada importação de energia pela
Região Sul, ao se buscar um elevado despacho de potência ativa nas usinas
conectadas à malha de 440kV o fluxo de potência ativa na LT 440kV Ilha Solteira
– Água Vermelha é no sentido de Ilha Solteira para Água Vermelha, que é o fator
determinante para o agrupamento de gerações que devem ser limitadas.
Dessa forma, o comportamento nos cenários 1 e 2 é influenciado basicamente
pelo montante de geração nas usinas de Ilha Solteira, Jupiá 440kV, Três Irmãos,
Taquaruçu e Porto Primavera, sobretudo nas três primeiras, e a contingência
mais severa é a perda dupla do circuito 2 da LT 440kV Ilha Solteira – Araraquara
com o circuito único da LT 440kV Ilha Solteira – Água Vermelha.
Outro fator importante para o desempenho da área nestes patamares de carga é
a configuração operativa do barramento 230kV da SE Assis, uma vez que com
menos inércia no sistema, a questão do desacoplamento entre as áreas tende a
ser mais relevante, implicando numa restrição adicional ao somatório de geração
das usinas conectadas ao sistema de 440kV.
Vale também destacar que as tensões nos terminais de 440kV das SEs Bauru e
Araraquara não necessitam ser reguladas em 1,02 pu (449kV) como nos
patamares de carga média e pesada, devendo ficar no mínimo em 1,00 pu
(440kV).
Como referência, o somatório de geração das usinas de Ilha Solteira, Jupiá
440kV, Três Irmãos, Taquaruçu e Porto Primavera não poderá ser superior à
5800 MW com o ECE ativado e 5600 MW sem o ECE, estando o barramento
230kV da SE Assis interligado.
Cenário 2
Da mesma forma que para os patamares de carga pesada e média, a elevação
de geração nas usinas conectadas à malha de 138kV do estado de São Paulo
também piora o desempenho dinâmico do SIN frente às contingências duplas no
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
sistema de 440kV. No entanto neste patamar de carga a sensibilidade é da
ordem de 1 para 1. Ou seja, para cada 100 MW a mais na geração das usinas
do 138kV, deve-se reduzir 100 MW no somatório de geração das usinas do
440kV.
5.9.4
Conclusões e Recomendações
Para garantir que o SIN apresente comportamento satisfatório quando de
contingências duplas na malha de 440kV do estado de São Paulo, recomenda-se
atender às seguintes restrições:
• Estando o fluxo de potência ativa na LT 440kV Ilha Solteira – Água
Vermelha no sentido Água Vermelha
Ilha Solteira
Os limites de geração do 440 kV foram determinados utilizando as seguintes
grandezas:
•
•
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW): Somatório das gerações de todas as usinas
conectadas à malha de 440kV mais o fluxo de potência ativa pela
transformação 500/440kV da SE Água Vermelha no sentido do 500 para o
440kV.
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ibitinga, Nova Avanhandava, Promissão, Três Lagoas (A e B) e
Rosana.
Figura 5.9-1: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Pesada com ECE
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW)
9400
9250
9100
8950
8800
8650
8500
8350
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
%
Figura 5.9-2: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Pesada sem ECE
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW)
9200
9050
8900
8750
8600
8450
8300
8150
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Figura 5.9-3: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Média com ECE
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW)
9300
9150
9000
8850
8700
8550
8400
8250
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Figura 5.9-4: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Média sem ECE
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW)
9100
8950
8800
8650
8500
8350
8200
8050
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
• Estando o fluxo de potência ativa na LT 440kV Ilha Solteira – Água
Vermelha no sentido Ilha Solteira
Água Vermelha
Os limites de geração do 440 kV foram determinados utilizando as seguintes
grandezas:
•
•
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá setor de 440kV, Taquaruçu e Porto
Primavera.
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ibitinga, Nova Avanhandava, Promissão, Três Lagoas (A e B) e
Rosana.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
Figura 5.9-5: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Pesada com ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
6900
6750
6600
6450
6300
6150
6000
5850
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Figura 5.9-6: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Pesada sem ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
6700
6550
6400
6250
6100
5950
5800
5650
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
Figura 5.9-7: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Média com ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
6800
6650
6500
6350
6200
6050
5900
5750
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Figura 5.9-8: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Média sem ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
6600
6450
6300
6150
6000
5850
5700
5550
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
&
Figura 5.9-9: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Leve com ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
5800
5700
5600
5500
5400
5300
5200
5100
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Figura 5.9-10: Limitação de geração das usinas conectadas à malha de 440kV – Carga Leve sem ECE
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW)
5600
5500
5400
5300
5200
5100
5000
4900
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
8
Onde:
•
•
•
Σ Ger.440kV + Ftr_agv (MW): Somatório das gerações de todas as usinas
conectadas à malha de 440kV mais o fluxo de potência ativa pela
transformação 500/440kV da SE Água Vermelha no sentido do 500 para o
440kV.
Σ Ger.IBI+NAV+PRO+TLA+TLB+ROS (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ibitinga, Nova Avanhandava, Promissão, Três Lagoas (A e B) e
Rosana.
Σ Ger.ILS+TRI+JUP440+TAQ+PPR (MW): Somatório das gerações das
usinas de Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá setor de 440kV, Taquaruçu e Porto
Primavera.
A área “verde” das figuras indica a região de operação segura, enquanto que a
área em “vermelho” indica a região de operação com risco de oscilações mal
amortecidas no SIN para as perdas duplas no sistema de 440kV de São Paulo.
Nas avaliações de desempenho dinâmico para as contingências citadas, onde as
oscilações de tensão pico a pico no instante t = 10s (após a contingência)
ficaram superiores a 2%, pode-se constatar que o Esquema de Controle de
Emergência de Corte de Geração em questão é bastante efetivo no que se refere
ao amortecimento das oscilações, podendo em algumas situações ser fator
decisivo para manutenção da estabilidade do sistema diante de contingências
múltiplas, evitando assim o desligamento em cascata de usinas conectadas ao
sistema de 440 kV.
Adicionalmente recomenda-se:
•
Nos patamares de carga pesada e média, manter as tensões nos barramentos
440kV das SEs Bauru e Araraquara em no mínimo 1,02 pu (449kV), (sem
ECE) ou 1,00 pu (440kV) (com ECE). Para isso, recomenda-se utilizar os
recursos para controle de tensão disponíveis na área, inclusive a redução de
geração das usinas conectadas à malha de 440kV, que deve ser utilizada
como último recurso.
•
Nos patamares de carga leve e mínima, manter as tensões nos barramentos
das SEs Bauru e Araraquara em no mínimo 1,00 pu (440kV).
•
Manter a máxima geração possível selecionada para corte, quando o ECE
estiver habilitado.
•
Visando uma segurança adicional para o SIN, em períodos de carga leve e
mínima os limites de geração do 440kV devem ser reduzidos de 400 MW
sempre que o barramento 230kV da SE Assis estiver desinterligado.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
O ECE deverá ser habilitado sempre que a geração das usinas conectadas à
malha de 440kV estiver em 95% do valor limite, ou quando uma das tensões de
referência citadas anteriormente, estiver inferior ao valor mínimo.
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$!
$
)
6.1
Cargas e Gerações Consideradas nos Estudos
6.1.1
Patamar de Carga Pesada
Tabela 6.1.1-1 - Patamar de carga pesada: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
MW
M var
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
MW
M var
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
C a rg a P ró p ria
MW
MW
FURNAS
9 8 9 7 ,0
4 1 ,7
5 4 4 ,2
4 7 6 8 ,7
6 5 3 ,7
1 1 9 7 ,9
C E M IG
5 5 1 0 ,9
1 1 1 6 ,2
6 6 8 9 ,6
2 1 4 6 ,8
4 3 0 ,0
7 1 1 9 ,6
0 ,0
0 ,7
0 ,0
0 ,0
5 1 8 ,7
5 1 8 ,7
CPFL
CTEEP
4 1 ,0
1 ,0
3 9 0 4 ,0
1 3 8 3 ,4
7 7 ,7
3 9 8 1 ,7
CESP
4 9 8 5 ,3
- 7 3 4 ,2
1 5 4 ,0
6 5 ,6
1 3 ,7
1 6 7 ,7
L IG H T
5 7 1 ,0
3 0 5 ,2
4 2 1 5 ,5
1 0 7 6 ,4
2 6 ,5
4 2 4 2 ,0
CERJ
5 9 ,0
2 ,0
1 5 5 5 ,8
6 1 2 ,2
3 1 ,5
1 5 8 7 ,3
E S CE LS A
1 9 4 ,0
2 5 ,1
1 2 2 9 ,4
3 4 9 ,9
3 5 ,6
1 2 6 5 ,0
C E LG
6 5 2 ,0
-6 6 ,5
1 4 3 3 ,9
5 5 4 ,8
4 4 ,3
1 4 7 8 ,2
1 6 ,0
5 ,0
7 4 8 ,3
3 1 6 ,3
2 0 ,6
7 6 8 ,9
CGEET
2 1 7 4 ,0
3 3 8 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D U K E -G P
1 5 6 4 ,0
1 8 2 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
C E L T IN S
CATAG UAZES
EMAE
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
0 ,0
0 ,0
5 ,1
- 8 ,3
0 ,0
5 ,1
2 0 7 ,5
-1 4 ,2
2 0 9 ,3
7 1 ,6
5 ,9
2 1 5 ,2
5 4 ,0
1 5 0 ,5
0 ,0
0 ,0
7 ,3
7 ,3
0 ,0
0 ,0
6 9 8 6 ,9
1 6 5 1 ,1
2 ,6
6 9 8 9 ,5
0 ,0
0 ,0
2 0 4 9 ,9
3 7 9 ,6
0 ,1
2 0 5 0 ,0
3 3 ,1
0 ,0
1 9 1 3 ,2
3 1 3 ,3
1 ,3
1 9 1 4 ,5
3 7 9 ,5
-2 9 ,2
6 9 6 ,1
1 7 3 ,6
6 7 ,1
7 6 3 ,2
0 ,0
0 ,0
5 1 0 ,7
1 7 1 ,8
0 ,0
5 1 0 ,7
G R U P O P A U L IS T A
1 4 ,6
5 ,5
2 3 2 ,3
6 4 ,0
0 ,0
2 3 2 ,3
SANTA CRUZ
2 3 ,0
9 ,2
1 6 1 ,6
4 3 ,6
0 ,3
1 6 1 ,9
8 0 4 ,0
1 3 4 ,4
1 0 8 8 ,9
3 8 0 ,4
0 ,5
1 0 8 9 ,4
6 6 ,7
- 8 ,1
5 8 4 ,5
1 3 5 ,0
4 2 ,0
6 2 6 ,5
0 ,0
0 ,0
1 8 5 7 ,6
3 1 7 ,9
1 ,3
1 8 5 8 ,9
6 2 ,5
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
7 ,4
0 ,0
6 2 ,5
1 3 ,2
0 ,0
1 4 6 ,0
3 2 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
2 7 4 0 0 ,0
1 4 9 8 ,9
3 6 8 3 3 ,3
1 4 9 8 0 ,9
1 9 8 0 ,7
3 8 8 1 4 ,0
TRACTEBEL
5 4 0 3 ,0
- 1 1 0 ,7
5 4 ,3
2 2 ,9
0 ,2
5 4 ,5
E LE TR O S U L
0 ,0
3 0 ,0
4 2 ,1
1 ,3
2 6 8 ,1
3 1 0 ,2
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
COPEL
4 1 8 7 ,3
5 1 4 ,8
3 5 0 7 ,7
1 4 5 8 ,4
1 0 4 ,8
3 6 1 2 ,5
CEEE
1 1 8 9 ,0
1 6 7 ,7
1 2 2 7 ,8
3 1 6 ,3
4 8 ,0
1 2 7 5 ,8
CGTEE
1 5 5 ,0
7 ,0
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 5 0 ,0
1 5 ,5
2 4 7 9 ,7
3 4 6 ,2
4 7 ,4
2 5 2 7 ,1
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
1 1 2 0 ,1
2 2 8 ,0
7 ,2
1 1 2 7 ,3
RGE
3 5 ,5
1 0 ,8
1 3 2 0 ,1
1 3 0 ,7
8 ,5
1 3 2 8 ,6
C IE N - G A R A B I
0 ,1
- 2 7 5 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,4
0 ,4
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
0 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 7 2 ,0
6 6 ,0
0 ,2
1 7 2 ,2
TO TAL SU L
1 1 1 8 8 ,9
3 6 0 ,2
9 9 3 9 ,3
2 5 7 7 ,5
4 8 4 ,8
1 0 4 2 4 ,1
NORDESTE
7 6 7 6 ,9
- 4 3 2 ,2
7 8 7 9 ,8
1 9 4 1 ,5
2 9 1 ,9
8 1 7 1 ,7
N O R TE + LA JE A D O
4 3 4 7 ,3
- 5 6 4 ,2
3 4 6 6 ,9
1 0 0 0 ,1
1 3 8 ,6
3 6 0 5 ,5
T O T A L N /N E
1 2 0 2 4 ,2
- 9 9 6 ,4
1 1 3 4 6 ,7
2 9 4 1 ,6
4 3 0 ,5
1 1 7 7 7 ,2
IT A IP U
1 1 4 3 3 ,4
3 1 4 7 ,3
1 0 2 3 ,0
4 8 5 ,0
8 ,3
1 0 3 1 ,3
T O T A L D O S IS T E M A
6 2 0 4 6 ,5
4 0 1 0 ,0
5 9 1 4 2 ,3
2 0 9 8 5 ,0
2 9 0 4 ,3
6 2 0 4 6 ,6
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
6.1.2
Patamar de Carga Média
Tabela 6.1.2-1 - Patamar de carga média: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
MW
M var
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
MW
M var
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
C a rg a P ró p ria
MW
MW
FURNAS
8 6 4 4 ,0
- 1 3 0 ,2
5 5 3 ,1
4 8 0 4 ,5
5 1 9 ,7
1 0 7 2 ,8
C E M IG
4 6 5 9 ,4
- 3 7 7 ,6
5 6 6 6 ,7
1 6 4 5 ,1
3 1 0 ,4
5 9 7 7 ,1
0 ,0
3 0 ,4
0 ,0
0 ,0
4 1 7 ,9
4 1 7 ,9
CPFL
CTEEP
4 1 ,0
1 ,0
3 5 1 9 ,8
1 5 6 1 ,9
6 3 ,9
3 5 8 3 ,7
CESP
4 5 7 9 ,0
- 1 0 0 5 ,7
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
1 3 ,9
2 9 9 ,9
L IG H T
4 8 5 ,0
2 3 0 ,9
3 9 6 0 ,6
1 2 5 1 ,1
2 5 ,6
3 9 8 6 ,2
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
1 2 3 3 ,1
5 2 6 ,0
2 0 ,7
1 2 5 3 ,8
E S CE LS A
1 8 2 ,0
2 0 ,6
1 1 6 9 ,5
4 3 4 ,2
3 2 ,7
1 2 0 2 ,2
C E LG
6 3 9 ,0
-8 3 ,7
1 2 3 7 ,5
6 4 9 ,4
3 9 ,6
1 2 7 7 ,1
8 ,0
5 ,0
7 1 9 ,4
3 4 7 ,8
2 1 ,9
7 4 1 ,3
1 9 2 3 ,0
2 2 3 ,2
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
9 5 9 ,0
4 5 ,2
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
CGEET
D U K E -G P
0 ,0
0 ,0
4 ,6
- 8 ,3
0 ,0
4 ,6
CATAG UAZES
C E L T IN S
4 3 ,3
6 9 ,2
1 6 9 ,6
8 4 ,0
6 ,2
1 7 5 ,8
EMAE
5 4 ,0
2 9 6 ,2
0 ,0
0 ,0
4 ,1
4 ,1
0 ,0
0 ,0
6 2 1 1 ,0
1 7 1 3 ,8
1 ,0
6 2 1 2 ,0
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
0 ,0
0 ,0
1 8 1 1 ,5
4 9 3 ,7
0 ,0
1 8 1 1 ,5
3 3 ,1
0 ,0
1 7 0 0 ,3
4 3 0 ,9
0 ,8
1 7 0 1 ,1
3 3 6 ,5
-5 3 ,9
7 3 6 ,7
1 8 3 ,8
4 9 ,2
7 8 5 ,9
0 ,0
0 ,0
4 0 0 ,6
1 9 2 ,8
0 ,0
4 0 0 ,6
1 ,7
0 ,3
2 0 0 ,2
7 4 ,9
0 ,0
2 0 0 ,2
1 7 ,0
3 ,9
1 2 4 ,7
3 3 ,5
0 ,2
1 2 4 ,9
8 1 5 ,0
9 1 ,2
1 0 3 6 ,8
3 5 0 ,2
0 ,2
1 0 3 7 ,0
3 6 ,2
- 7 ,2
5 5 2 ,6
1 8 1 ,2
3 2 ,1
5 8 4 ,7
0 ,0
0 ,0
1 7 1 7 ,2
4 2 4 ,1
1 ,0
1 7 1 8 ,2
4 7 ,1
4 ,6
0 ,0
4 7 ,1
1 7 ,3
0 ,0
1 4 6 ,0
3 3 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
2 3 6 2 7 ,1
- 6 0 5 ,8
3 3 0 5 8 ,6
1 5 5 1 3 ,7
1 5 6 1 ,1
3 4 6 1 9 ,7
TRACTEBEL
5 3 0 8 ,0
5 1 ,8
5 4 ,3
2 2 ,9
0 ,1
5 4 ,4
E LE TR O S U L
0 ,0
3 0 ,0
4 2 ,1
1 ,2
2 6 4 ,9
3 0 7 ,0
COPEL
4 1 9 7 ,3
5 4 0 ,4
3 1 6 8 ,5
1 5 0 5 ,2
8 8 ,4
3 2 5 6 ,9
CEEE
1 1 8 9 ,0
1 5 6 ,1
1 0 9 3 ,2
2 9 7 ,3
5 0 ,3
1 1 4 3 ,5
CGTEE
1 5 5 ,0
3 ,2
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 3 3 ,0
8 ,5
2 3 4 5 ,3
4 5 9 ,5
4 6 ,8
2 3 9 2 ,1
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
1 0 9 8 ,5
3 2 9 ,0
3 ,4
1 1 0 1 ,9
RGE
3 5 ,5
1 2 ,4
1 2 2 0 ,3
1 9 3 ,1
6 ,4
1 2 2 6 ,7
C IE N - G A R A B I
0 ,1
- 2 7 5 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,4
0 ,4
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
2 ,5
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 7 6 ,3
4 9 ,3
0 ,1
1 7 6 ,4
TO TAL SU L
1 1 0 8 6 ,9
5 2 9 ,1
9 2 1 4 ,0
2 8 6 5 ,2
4 6 0 ,8
9 6 7 4 ,8
NORDESTE
7 8 2 2 ,4
- 4 6 4 ,7
7 6 2 1 ,2
1 8 5 3 ,8
2 8 5 ,2
7 9 0 6 ,4
3 3 2 1 ,3
- 6 4 5 ,2
3374
1 0 0 2 ,3
9 0 ,7
3 4 6 4 ,7
T O T A L N /N E
1 1 1 4 3 ,7
- 1 1 0 9 ,9
1 0 9 9 5 ,2
2 8 5 6 ,1
3 7 5 ,9
1 1 3 7 1 ,1
IT A IP U
1 0 4 3 8 ,4
2 5 0 0 ,9
6 2 3 ,0
2 9 1 ,0
7 ,4
6 3 0 ,4
T O T A L D O S IS T E M A
5 6 2 9 6 ,1
1 3 1 4 ,3
5 3 8 9 0 ,8
2 1 5 2 6 ,0
2 4 0 5 ,2
5 6 2 9 6 ,0
N O R TE + LA JE A D O
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
6.1.3
Patamar de Carga Leve
Tabela 6.1.3-1 - Patamar de carga leve: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
M var
C a rg a P ró p ria
MW
MW
MW
M var
FURNAS
4 8 9 7 ,0
- 2 0 5 9 ,0
3 7 4 ,9
1 6 4 3 ,5
2 5 8 ,0
6 3 2 ,9
C E M IG
3 4 2 4 ,4
- 7 6 9 ,0
4 5 1 2 ,5
1 2 4 0 ,2
2 1 4 ,6
4 7 2 7 ,1
CTEEP
MW
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
0 ,0
- 1 2 7 ,4
0 ,0
0 ,0
2 0 9 ,6
2 0 9 ,6
CPFL
4 1 ,0
1 ,0
2 1 5 2 ,8
7 7 3 ,6
2 2 ,4
2 1 7 5 ,2
CESP
3 7 3 6 ,2
- 1 6 3 9 ,6
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
6 ,0
2 9 2 ,0
L IG H T
4 6 1 ,0
1 1 7 ,8
2 3 1 9 ,8
4 9 3 ,7
1 3 ,9
2 3 3 3 ,7
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
7 9 3 ,3
2 7 2 ,5
1 3 ,1
8 0 6 ,4
E S CE LS A
1 5 8 ,0
-1 3 ,4
9 2 5 ,2
2 9 2 ,0
2 2 ,4
9 4 7 ,6
C E LG
4 7 3 ,0
-8 6 ,8
8 5 3 ,6
4 3 4 ,9
2 3 ,2
8 7 6 ,8
0 ,0
4 ,2
3 9 0 ,4
2 0 2 ,8
8 ,5
3 9 8 ,9
1 1 5 1 ,0
- 7 1 0 ,7
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
8 8 5 ,0
- 2 6 8 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
CGEET
D U K E -G P
0 ,0
0 ,0
3 ,0
- 9 ,5
0 ,0
3 ,0
CATAG UAZES
C E L T IN S
4 2 ,1
1 9 ,5
1 0 7 ,1
5 2 ,1
1 ,7
1 0 8 ,8
EMAE
5 4 ,0
5 5 ,5
0 ,0
0 ,0
1 ,2
1 ,2
0 ,0
0 ,0
3 3 0 1 ,3
6 2 3 ,4
0 ,3
3 3 0 1 ,6
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
0 ,0
0 ,0
1 2 6 3 ,1
3 7 0 ,2
0 ,0
1 2 6 3 ,1
3 3 ,1
0 ,0
1 2 0 5 ,8
1 9 5 ,8
0 ,4
1 2 0 6 ,2
2 1 9 ,3
-7 9 ,6
4 5 3 ,2
1 1 4 ,6
3 6 ,9
4 9 0 ,1
0 ,0
0 ,0
2 4 6 ,8
7 6 ,6
0 ,0
2 4 6 ,8
1 3 8 ,1
1 ,5
- 0 ,2
1 3 8 ,1
4 2 ,4
0 ,0
1 7 ,0
- 1 ,7
8 4 ,0
2 2 ,9
0 ,1
8 4 ,1
7 0 5 ,0
5 1 ,4
1 0 2 8 ,6
3 4 7 ,6
0 ,1
1 0 2 8 ,7
3 2 ,4
- 3 ,3
3 0 5 ,7
5 5 ,9
1 5 ,8
3 2 1 ,5
0 ,0
0 ,0
1 2 9 5 ,3
2 3 4 ,2
0 ,3
1 2 9 5 ,6
2 3 ,8
1 ,9
1 ,0
2 3 ,8
7 ,1
0 ,0
3 0 ,0
5 ,5
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
1 6 3 8 3 ,2
- 5 5 0 1 ,7
2 2 0 6 4 ,3
7 6 0 8 ,3
8 4 8 ,5
2 2 9 1 2 ,8
TRACTEBEL
3 9 5 8 ,0
- 9 0 7 ,0
6 6 ,2
2 2 ,9
0 ,1
6 6 ,3
E LE TR O S U L
0 ,0
-1 0 ,0
4 2 ,1
1 ,2
1 4 3 ,4
1 8 5 ,5
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
COPEL
2 7 2 8 ,5
- 3 9 3 ,4
2 0 2 1 ,0
8 4 5 ,3
4 3 ,8
2 0 6 4 ,8
CEEE
7 5 9 ,0
- 2 0 4 ,1
6 3 0 ,6
1 6 6 ,2
1 8 ,8
6 4 9 ,4
CGTEE
1 5 5 ,0
-2 5 ,3
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 1 3 ,0
- 4 ,7
1 4 8 5 ,2
2 6 ,7
2 1 ,0
1 5 0 6 ,2
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
6 2 2 ,0
4 1 ,8
1 ,2
6 2 3 ,2
RGE
3 4 ,0
1 0 ,5
6 4 0 ,3
-2 2 ,6
1 ,8
6 4 2 ,1
C IE N - G A R A B I
0 ,0
- 1 0 4 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,3
0 ,3
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
8 ,7
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 7 0 ,7
4 6 ,1
0 ,1
1 7 0 ,8
TO TAL SU L
7 8 1 6 ,5
- 1 6 2 9 ,7
5 6 9 3 ,6
1 1 3 5 ,3
2 3 0 ,5
5 9 2 4 ,1
NORDESTE
5 6 7 1 ,5
- 1 3 5 8 ,1
5 5 1 6 ,4
1 3 3 9 ,2
1 4 8 ,3
5 6 6 4 ,7
N O R TE + LA JE A D O
2 3 8 1 ,3
- 8 5 4 ,1
2 8 9 3 ,3
7 4 8 ,5
6 9 ,8
2 9 6 3 ,1
T O T A L N /N E
8 0 5 2 ,8
- 2 2 1 2 ,2
8 4 0 9 ,7
2 0 8 7 ,7
2 1 8 ,1
8 6 2 7 ,8
IT A IP U
5 8 3 4 ,8
- 7 5 6 ,9
6 2 1 ,0
2 9 1 ,0
2 ,2
6 2 3 ,2
3 8 0 8 7 ,3
- 1 0 1 0 0 ,5
3 6 7 8 8 ,6
1 1 1 2 2 ,3
1 2 9 9 ,3
3 8 0 8 7 ,9
T O T A L D O S IS T E M A
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$%
6.1.4
Patamar de Carga Mínima
Tabela 6.1.4-1 - Patamar de carga mínima: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
MW
M var
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
MW
M var
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
C a rg a P ró p ria
MW
MW
FURNAS
3 7 0 0 ,2
- 2 8 8 3 ,3
3 7 4 ,9
1 6 4 3 ,5
2 5 0 ,0
6 2 4 ,9
C E M IG
2 8 6 6 ,7
- 1 1 2 5 ,7
4 1 2 3 ,8
1 1 3 2 ,9
1 6 9 ,9
4 2 9 3 ,7
0 ,0
- 1 5 1 ,6
0 ,0
0 ,0
1 8 8 ,6
1 8 8 ,6
CPFL
CTEEP
4 1 ,0
1 ,0
1 7 7 9 ,4
5 8 5 ,6
1 6 ,5
1 7 9 5 ,9
CESP
3 3 9 2 ,2
- 1 5 1 6 ,8
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
5 ,4
2 9 1 ,4
L IG H T
4 2 5 ,0
1 2 5 ,9
2 4 4 3 ,0
1 0 2 ,5
1 4 ,0
2 4 5 7 ,0
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
7 5 0 ,0
2 5 6 ,0
9 ,3
7 5 9 ,3
E S CE LS A
1 1 3 ,8
1 8 ,9
8 8 7 ,7
2 8 2 ,6
2 2 ,6
9 1 0 ,3
C E LG
4 2 3 ,0
- 1 1 1 ,2
7 3 6 ,6
3 7 8 ,8
1 9 ,2
7 5 5 ,8
0 ,0
2 ,4
3 5 2 ,3
1 7 7 ,2
7 ,2
3 5 9 ,5
CGEET
9 2 5 ,8
- 7 1 1 ,7
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D U K E -G P
8 4 0 ,3
- 2 9 9 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
0 ,0
0 ,0
2 ,5
- 9 ,3
0 ,0
2 ,5
CATAG UAZES
C E L T IN S
4 1 ,5
1 4 ,2
1 0 2 ,9
4 9 ,0
1 ,5
1 0 4 ,4
EMAE
9 4 ,0
4 5 ,1
0 ,0
0 ,0
1 ,4
1 ,4
0 ,0
0 ,0
2 9 1 0 ,0
3 3 1 ,9
0 ,5
2 9 1 0 ,5
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
0 ,0
0 ,0
1 0 1 6 ,2
7 3 ,3
0 ,0
1 0 1 6 ,2
3 3 ,1
0 ,0
1 0 5 0 ,9
1 6 0 ,5
0 ,4
1 0 5 1 ,3
2 1 6 ,8
-6 9 ,3
3 5 0 ,8
8 7 ,4
3 4 ,5
3 8 5 ,3
0 ,0
0 ,0
2 1 5 ,3
4 9 ,7
0 ,0
2 1 5 ,3
1 2 0 ,2
1 ,6
0 ,1
1 2 0 ,2
3 4 ,7
0 ,0
1 7 ,0
- 3 ,0
7 6 ,1
2 1 ,1
0 ,2
7 6 ,3
1 1 2 0 ,7
-7 1 ,5
1 0 2 7 ,9
3 4 7 ,3
0 ,1
1 0 2 8 ,0
2 5 ,9
- 6 ,1
2 6 2 ,3
4 2 ,2
1 5 ,6
2 7 7 ,9
0 ,0
0 ,0
1 0 7 8 ,7
1 7 7 ,2
0 ,3
1 0 7 9 ,0
2 1 ,4
CENF
1 ,9
1 ,0
2 1 ,4
5 ,7
0 ,0
TRACTEBEL MS
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
1 4 3 0 0 ,8
- 6 7 3 9 ,5
1 9 9 6 8 ,9
6 0 5 1 ,6
7 5 7 ,2
2 0 7 2 6 ,1
TRACTEBEL
2 9 4 2 ,0
- 1 2 6 3 ,7
8 5 ,4
2 2 ,9
0 ,1
8 5 ,5
E LE TR O S U L
0 ,0
-2 8 ,0
4 2 ,1
1 ,2
1 0 6 ,5
1 4 8 ,6
TO TAL SU D E STE
COPEL
2 5 4 8 ,5
- 5 9 0 ,7
1 6 9 0 ,9
5 3 6 ,8
3 1 ,6
1 7 2 2 ,5
CEEE
6 3 9 ,0
- 2 7 2 ,1
5 7 4 ,0
1 3 0 ,6
1 2 ,7
5 8 6 ,7
CGTEE
1 5 5 ,0
-3 4 ,9
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 1 0 ,0
- 5 ,6
9 9 1 ,6
-5 6 ,8
1 2 ,8
1 0 0 4 ,4
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
4 9 2 ,4
-1 1 ,8
0 ,6
4 9 3 ,0
RGE
3 4 ,0
1 0 ,5
4 4 4 ,8
-5 0 ,9
1 ,0
4 4 5 ,8
C IE N - G A R A B I
0 ,0
- 1 0 4 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,3
0 ,3
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
-2 8 ,1
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 5 1 ,0
4 3 ,2
0 ,1
1 5 1 ,1
TO TAL SU L
6 4 9 7 ,5
- 2 3 1 7 ,0
4 4 8 7 ,7
6 2 2 ,9
1 6 5 ,7
4 6 5 3 ,4
NORDESTE
5 2 7 8 ,3
-1 7 7 0
5 1 4 5 ,8
1 2 5 6 ,5
1 2 8 ,9
5 2 7 4 ,7
N O R TE + LA JE A D O
2 1 9 1 ,3
- 9 0 2 ,8
2 7 5 9 ,9
6 8 4 ,3
6 5 ,5
2 8 2 5 ,4
T O T A L N /N E
7 4 6 9 ,6
- 2 6 7 2 ,8
7 9 0 5 ,7
1 9 4 0 ,8
1 9 4 ,4
8 1 0 0 ,1
IT A IP U
5 8 3 4 ,9
- 5 7 3 ,8
6 2 1 ,0
2 9 1 ,0
2 ,2
6 2 3 ,2
3 4 1 0 2 ,8
- 1 2 3 0 3 ,1
3 2 9 8 3 ,3
8 9 0 6 ,3
1 1 1 9 ,5
3 4 1 0 2 ,8
T O T A L D O S IS T E M A
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
6.1.5
Patamar de Carga Sábado 11 horas
Tabela 6.1.5-1 - Patamar de carga sábado 11h: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
M var
C a rg a P ró p ria
MW
MW
MW
M var
FURNAS
6 1 4 8 ,0
- 2 2 2 9 ,0
5 4 3 ,7
4 7 6 8 ,7
4 1 7 ,9
9 6 1 ,6
C E M IG
4 4 1 6 ,4
- 4 7 3 ,1
5 3 2 7 ,1
1 5 4 7 ,0
2 5 1 ,6
5 5 7 8 ,7
CTEEP
MW
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
0 ,0
-7 6 ,1
0 ,0
0 ,0
2 8 6 ,6
2 8 6 ,6
CPFL
4 1 ,0
1 ,0
2 9 3 8 ,8
1 2 2 9 ,6
4 0 ,7
2 9 7 9 ,5
CESP
3 9 7 4 ,7
- 1 1 8 4 ,1
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
6 ,4
2 9 2 ,4
L IG H T
4 8 5 ,0
1 8 0 ,4
3 2 5 0 ,8
4 8 9 ,5
2 1 ,1
3 2 7 1 ,9
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
1 1 1 0 ,9
4 7 2 ,6
1 7 ,5
1 1 2 8 ,4
E S CE LS A
1 8 2 ,0
1 5 ,0
1 0 3 8 ,7
3 8 8 ,2
2 8 ,5
1 0 6 7 ,2
C E LG
6 3 9 ,0
-6 2 ,1
1 0 9 4 ,2
5 8 6 ,4
3 6 ,3
1 1 3 0 ,5
8 ,0
1 ,6
5 4 9 ,2
2 7 8 ,6
1 3 ,0
5 6 2 ,2
1 2 5 2 ,0
- 1 2 7 ,9
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
9 4 3 ,0
- 2 3 3 ,2
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
CGEET
D U K E -G P
0 ,0
0 ,0
3 ,6
- 8 ,1
0 ,0
3 ,6
CATAG UAZES
C E L T IN S
4 3 ,3
5 6 ,3
1 4 8 ,1
6 3 ,4
4 ,2
1 5 2 ,3
EMAE
5 4 ,0
3 3 3 ,4
0 ,0
0 ,0
3 ,5
3 ,5
0 ,0
0 ,0
5 2 0 3 ,0
1 5 7 8 ,7
1 ,1
5 2 0 4 ,1
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
0 ,0
0 ,0
1 5 6 1 ,9
3 7 1 ,9
0 ,0
1 5 6 1 ,9
3 3 ,1
0 ,0
1 5 7 9 ,6
3 7 1 ,3
0 ,8
1 5 8 0 ,4
3 3 5 ,5
-7 2 ,9
6 2 5 ,9
1 5 6 ,7
5 8 ,6
6 8 4 ,5
0 ,0
0 ,0
3 5 2 ,9
1 3 3 ,4
0 ,0
3 5 2 ,9
1 ,5
0 ,3
1 7 0 ,1
6 1 ,0
0 ,0
1 7 0 ,1
2 2 ,0
- 3 ,0
1 0 6 ,8
2 8 ,8
0 ,2
1 0 7 ,0
8 1 5 ,0
5 6 ,4
1 0 3 6 ,8
3 5 0 ,2
0 ,1
1 0 3 6 ,9
2 5 ,9
- 4 ,2
4 3 8 ,8
1 2 8 ,2
1 8 ,3
4 5 7 ,1
0 ,0
0 ,0
1 5 2 7 ,9
3 3 4 ,7
0 ,8
1 5 2 8 ,7
4 0 ,4
4 ,6
0 ,0
4 0 ,4
1 3 ,4
0 ,0
1 1 8 ,0
- 6 ,6
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
1 9 5 6 2 ,3
- 3 8 2 5 ,8
2 8 9 3 5 ,2
1 3 4 6 6 ,0
1 2 0 7 ,2
3 0 1 4 2 ,4
TRACTEBEL
4 2 1 8 ,0
- 6 0 9 ,9
6 6 ,2
2 2 ,9
0 ,1
6 6 ,3
E LE TR O S U L
0 ,0
3 0 ,0
4 2 ,1
1 ,2
1 7 4 ,8
2 1 6 ,9
COPEL
3 4 2 7 ,3
- 1 4 5 ,3
2 6 5 6 ,7
1 2 3 6 ,0
6 1 ,5
2 7 1 8 ,2
CEEE
1 1 8 9 ,0
4 5 ,8
9 3 2 ,5
2 4 7 ,0
3 9 ,5
9 7 2 ,0
CGTEE
1 5 5 ,0
-3 1 ,8
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 5 0 ,0
1 3 ,4
1 8 4 0 ,0
2 6 2 ,0
2 7 ,5
1 8 6 7 ,5
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
8 7 9 ,8
2 0 4 ,1
1 ,9
8 8 1 ,7
RGE
4 0 ,0
1 2 ,9
9 4 5 ,0
1 2 6 ,1
4 ,6
9 4 9 ,6
C IE N - G A R A B I
0 ,1
- 2 7 5 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,4
0 ,4
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
- 0 ,6
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 5 1 ,0
4 3 ,2
0 ,1
1 5 1 ,1
TO TAL SU L
9 2 4 8 ,4
- 9 6 1 ,3
7 5 2 8 ,8
2 1 5 0 ,2
3 1 0 ,4
7 8 3 9 ,2
NORDESTE
6705
- 1 2 4 8 ,2
6 5 8 8 ,1
1 6 4 5 ,7
203
6 7 9 1 ,1
N O R TE + LA JE A D O
2 7 1 1 ,3
- 1 0 4 4 ,8
3 0 8 0 ,7
8 1 7 ,6
7 6 ,2
3 1 5 6 ,9
T O T A L N /N E
9 4 1 6 ,3
- 2 2 9 3 ,0
9 6 6 8 ,8
2 4 6 3 ,3
2 7 9 ,2
9 9 4 8 ,0
IT A IP U
1 0 3 3 3 ,3
2 3 6 1 ,5
6 2 3 ,0
2 9 1 ,0
7 ,3
6 3 0 ,3
T O T A L D O S IS T E M A
4 8 5 6 0 ,3
- 4 7 1 8 ,6
4 6 7 5 5 ,8
1 8 3 7 0 ,5
1 8 0 4 ,1
4 8 5 5 9 ,9
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$$
6.1.6
Patamar de Carga Sábado 21 horas
Tabela 6.1.6-1 - Patamar de carga sábado 21h: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
M var
C a rg a P ró p ria
MW
MW
MW
M var
FURNAS
8 8 6 4 ,0
- 8 1 9 ,5
5 4 4 ,2
4 7 6 8 ,7
6 0 3 ,7
1 1 4 7 ,9
C E M IG
6 0 1 7 ,9
5 9 6 ,7
6 6 7 9 ,2
1 9 9 9 ,3
3 7 7 ,0
7 0 5 6 ,2
CTEEP
MW
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
0 ,0
- 5 ,5
0 ,0
0 ,0
4 1 9 ,2
4 1 9 ,2
CPFL
7 0 ,0
1 ,0
3 5 8 4 ,8
1 2 3 7 ,0
6 2 ,6
3 6 4 7 ,4
CESP
4 5 0 6 ,0
- 1 3 5 6 ,0
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
9 ,1
2 9 5 ,1
L IG H T
5 7 1 ,0
2 4 2 ,6
3 9 8 2 ,8
5 1 4 ,4
2 7 ,9
4 0 1 0 ,7
CERJ
5 9 ,0
2 ,0
1 5 3 8 ,2
6 0 5 ,0
3 1 ,6
1 5 6 9 ,8
E S CE LS A
1 9 4 ,0
3 3 ,2
1 2 8 2 ,4
3 7 7 ,3
3 5 ,6
1 3 1 8 ,0
C E LG
6 5 2 ,0
-5 0 ,4
1 5 2 8 ,0
5 8 9 ,3
5 1 ,2
1 5 7 9 ,2
1 6 ,0
5 ,6
7 2 5 ,7
2 8 3 ,1
2 2 ,8
7 4 8 ,5
CGEET
1 8 8 0 ,0
5 9 ,3
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D U K E -G P
1 1 9 2 ,0
-6 0 ,3
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
C E L T IN S
CATAG UAZES
EMAE
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
0 ,0
0 ,0
5 ,0
- 7 ,9
0 ,0
5 ,0
2 0 7 ,5
-1 3 ,5
2 0 4 ,8
7 2 ,3
5 ,8
2 1 0 ,6
5 4 ,0
2 6 3 ,1
0 ,0
0 ,0
7 ,3
7 ,3
0 ,0
0 ,0
6 0 3 7 ,7
1 7 0 2 ,8
2 ,7
6 0 4 0 ,4
0 ,0
0 ,0
1 9 2 2 ,1
3 7 6 ,6
0 ,1
1 9 2 2 ,2
3 3 ,1
0 ,0
1 9 7 5 ,5
3 2 1 ,2
1 ,5
1 9 7 7 ,0
3 5 9 ,3
8 0 ,7
7 1 8 ,2
1 8 0 ,1
7 2 ,3
7 9 0 ,5
0 ,0
0 ,0
4 9 8 ,9
1 4 4 ,6
0 ,0
4 9 8 ,9
7 ,1
2 ,2
2 1 9 ,4
5 6 ,2
0 ,0
2 1 9 ,4
2 3 ,0
1 1 ,8
1 5 9 ,6
5 5 ,4
0 ,2
1 5 9 ,8
8 6 4 ,0
1 2 3 ,9
1 0 3 4 ,9
3 4 9 ,6
0 ,2
1 0 3 5 ,1
5 2 ,2
-1 6 ,2
5 9 8 ,0
1 4 0 ,2
4 4 ,2
6 4 2 ,2
0 ,0
0 ,0
1 8 1 6 ,4
2 6 0 ,5
1 ,2
1 8 1 7 ,6
5 9 ,4
7 ,4
0 ,2
5 9 ,4
1 2 ,9
0 ,0
1 4 6 ,0
7 ,1
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
2 5 7 7 5 ,5
- 8 9 2 ,0
3 5 4 0 1 ,2
1 4 1 6 0 ,4
1 7 7 6 ,2
3 7 1 7 7 ,4
TRACTEBEL
4 9 3 8 ,0
- 2 3 2 ,4
6 1 ,7
2 2 ,9
0 ,1
6 1 ,8
E LE TR O S U L
0 ,0
3 0 ,0
4 2 ,1
1 ,3
2 5 7 ,6
2 9 9 ,7
COPEL
4 1 8 7 ,3
6 4 6 ,9
3 5 0 5 ,6
1 6 8 9 ,7
1 0 2 ,7
3 6 0 8 ,3
CEEE
1 1 8 9 ,0
5 9 ,4
1 2 1 0 ,9
3 1 6 ,6
4 4 ,5
1 2 5 5 ,4
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
CGTEE
1 5 5 ,0
1 5 ,5
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 5 0 ,0
2 1 ,1
2 1 6 1 ,9
2 6 6 ,4
4 0 ,0
2 2 0 1 ,9
A E S -S U L
2 9 ,0
0 ,0
1 0 3 6 ,5
1 5 5 ,7
6 ,6
1 0 4 3 ,1
RGE
3 5 ,5
1 0 ,8
1 1 0 0 ,0
1 4 6 ,1
6 ,9
1 1 0 6 ,9
C IE N - G A R A B I
0 ,1
- 2 7 5 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,4
0 ,4
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
- 0 ,1
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 5 1 ,0
4 3 ,2
0 ,3
1 5 1 ,3
TO TAL SU L
1 0 7 2 3 ,9
2 7 5 ,4
9 2 8 5 ,2
2 6 4 9 ,6
4 5 9 ,1
9 7 4 4 ,3
NORDESTE
7 6 3 7 ,5
- 3 1 7 ,2
7 8 4 3 ,4
1 9 8 0 ,3
2 9 2 ,3
8 1 3 5 ,7
4 0 3 9 ,3
- 6 3 8 ,9
3 3 9 3 ,2
9 5 3 ,6
1 2 7 ,7
3 5 2 0 ,9
T O T A L N /N E
1 1 6 7 6 ,8
- 9 5 6 ,1
1 1 2 3 6 ,6
2 9 3 3 ,9
4 2 0 ,0
1 1 6 5 6 ,6
IT A IP U
1 1 4 3 3 ,7
3 4 1 2 ,5
1 0 2 3 ,0
4 8 5 ,0
8 ,4
1 0 3 1 ,4
T O T A L D O S IS T E M A
5 9 6 0 9 ,9
1 8 3 9 ,8
5 6 9 4 6 ,0
2 0 2 2 8 ,9
2 6 6 3 ,7
5 9 6 0 9 ,7
N O R TE + LA JE A D O
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$
6.1.7
Patamar de Carga Domingo 12 horas
Tabela 6.1.7-1 - Patamar de carga domingo 12h: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
M var
C a rg a P ró p ria
MW
MW
MW
M var
FURNAS
5 9 5 4 ,0
- 2 0 9 6 ,4
3 7 4 ,9
1 6 4 3 ,5
2 9 2 ,4
6 6 7 ,3
C E M IG
4 6 1 8 ,4
- 7 0 5 ,0
4 6 1 7 ,6
1 3 4 0 ,2
2 2 6 ,1
4 8 4 3 ,7
CTEEP
MW
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
0 ,0
-6 5 ,4
0 ,0
0 ,0
2 3 5 ,5
2 3 5 ,5
CPFL
4 1 ,0
1 ,0
2 3 1 3 ,7
8 6 2 ,6
2 6 ,6
2 3 4 0 ,3
CESP
3 8 7 1 ,8
- 1 5 5 7 ,5
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
5 ,7
2 9 1 ,7
L IG H T
4 6 1 ,0
3 6 ,0
2 8 4 3 ,1
3 8 2 ,6
1 8 ,1
2 8 6 1 ,2
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
9 4 9 ,4
4 0 1 ,1
1 4 ,7
9 6 4 ,1
E S CE LS A
1 5 8 ,0
1 7 ,1
9 4 9 ,1
2 9 4 ,2
2 0 ,5
9 6 9 ,6
C E LG
4 7 3 ,0
- 1 4 8 ,6
9 3 9 ,1
4 3 5 ,2
2 6 ,7
9 6 5 ,8
0 ,0
5 ,0
4 7 8 ,1
2 4 5 ,3
1 2 ,2
4 9 0 ,3
1 1 5 1 ,0
- 5 0 6 ,1
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
7 2 9 ,0
- 1 5 2 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
CGEET
D U K E -G P
0 ,0
0 ,0
2 ,7
- 9 ,0
0 ,0
2 ,7
CATAG UAZES
C E L T IN S
4 3 ,3
2 5 ,9
1 2 0 ,8
4 6 ,3
2 ,2
1 2 3 ,0
EMAE
5 4 ,0
1 3 2 ,2
0 ,0
0 ,0
3 ,3
3 ,3
0 ,0
0 ,0
4 1 5 4 ,8
9 5 7 ,8
1 ,1
4 1 5 5 ,9
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
0 ,0
0 ,0
1 2 4 0 ,7
1 4 3 ,4
0 ,0
1 2 4 0 ,7
3 3 ,1
0 ,0
1 2 0 3 ,0
1 9 8 ,3
0 ,3
1 2 0 3 ,3
2 1 9 ,3
- 1 2 2 ,3
4 6 6 ,5
1 1 7 ,0
3 6 ,9
5 0 3 ,4
0 ,0
0 ,0
2 9 9 ,6
8 0 ,5
0 ,0
2 9 9 ,6
1 3 7 ,5
5 ,1
2 ,2
1 3 7 ,5
4 0 ,9
0 ,0
1 7 ,0
- 1 ,8
9 2 ,0
2 2 ,2
0 ,1
9 2 ,1
7 0 5 ,0
1 2 0 ,5
1 0 3 5 ,7
3 4 9 ,8
0 ,4
1 0 3 6 ,1
3 2 ,0
- 4 ,1
3 4 6 ,1
8 6 ,2
1 8 ,7
3 6 4 ,8
0 ,0
0 ,0
1 2 9 6 ,3
2 8 5 ,5
0 ,5
1 2 9 6 ,8
3 3 ,2
4 ,6
1 ,0
3 3 ,2
1 0 ,1
0 ,0
6 0 ,0
4 ,6
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
1 8 6 5 0 ,9
- 5 0 1 2 ,1
2 4 1 7 9 ,9
8 0 5 5 ,5
9 4 2 ,0
2 5 1 2 1 ,9
TRACTEBEL
4 0 1 3 ,0
- 8 8 7 ,4
6 4 ,7
2 2 ,9
0 ,1
6 4 ,8
E LE TR O S U L
0 ,0
-1 0 ,0
4 2 ,1
1 ,2
1 3 3 ,3
1 7 5 ,4
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
COPEL
2 8 4 7 ,3
- 3 3 9 ,7
2 2 0 4 ,4
1 0 1 4 ,5
4 8 ,1
2 2 5 2 ,5
CEEE
7 5 9 ,0
- 1 8 5 ,6
7 9 5 ,9
1 7 5 ,2
2 0 ,3
8 1 6 ,2
CGTEE
1 5 5 ,0
-2 3 ,6
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 5 0 ,0
1 2 ,8
1 3 3 2 ,9
-2 6 ,0
1 8 ,8
1 3 5 1 ,7
A E S -S U L
5 ,0
0 ,0
6 5 8 ,3
3 8 ,0
1 ,0
6 5 9 ,3
3 4 ,0
1 0 ,5
6 4 3 ,2
- 1 ,2
2 ,0
6 4 5 ,2
C IE N - G A R A B I
0 ,0
- 1 0 4 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,2
0 ,2
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
-1 2 ,2
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 5 1 ,0
4 3 ,2
0 ,1
1 5 1 ,1
RGE
TO TAL SU L
8 0 0 3 ,3
- 1 5 3 9 ,6
5 9 0 8 ,0
1 2 7 5 ,5
2 2 3 ,9
6 1 3 1 ,9
NORDESTE
5 8 9 7 ,3
- 1 5 8 9 ,1
5 7 0 9 ,3
1 3 9 1 ,4
1 6 5 ,3
5 8 7 4 ,6
N O R TE + LA JE A D O
2 2 9 0 ,3
-1 1 5 8
2 8 5 6 ,4
735
6 8 ,7
2 9 2 5 ,1
T O T A L N /N E
8 1 8 7 ,6
- 2 7 4 7 ,1
8 5 6 5 ,7
2 1 2 6 ,4
2 3 4 ,0
8 7 9 9 ,7
IT A IP U
5 8 3 4 ,8
- 7 0 6 ,1
6 2 1 ,0
2 9 1 ,0
2 ,1
6 2 3 ,1
4 0 6 7 6 ,6
- 1 0 0 0 4 ,9
3 9 2 7 4 ,6
1 1 7 4 8 ,4
1 4 0 2 ,0
4 0 6 7 6 ,6
T O T A L D O S IS T E M A
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$&
6.1.8
Patamar de Carga Domingo 21 horas
Tabela 6.1.8-1 - Patamar de carga domingo 21h: carga e geração
G e ra ç ã o T o ta l
E m p r e s a / R e g iã o
C a rg a p o r
E m p re s a
/ R e g iã o
M var
C a rg a P ró p ria
MW
MW
MW
M var
FURNAS
6 7 0 3 ,0
- 1 3 0 4 ,4
5 4 4 ,2
4 7 6 8 ,7
5 0 6 ,7
1 0 5 0 ,9
C E M IG
5 7 1 3 ,4
8 2 9 ,9
6 1 6 4 ,4
1 8 4 4 ,9
3 4 9 ,9
6 5 1 4 ,3
CTEEP
MW
P e rd a s n a
T r a n s m is s ã o
0 ,0
-2 8 ,4
0 ,0
0 ,0
3 4 6 ,4
3 4 6 ,4
CPFL
4 1 ,0
1 ,0
3 2 8 6 ,4
1 0 7 0 ,1
5 4 ,4
3 3 4 0 ,8
CESP
4 1 1 7 ,9
- 1 4 7 2 ,4
2 8 6 ,0
1 2 1 ,8
6 ,5
2 9 2 ,5
L IG H T
4 8 5 ,0
5 6 5 ,4
3 6 2 6 ,0
4 4 5 ,4
2 3 ,0
3 6 4 9 ,0
CERJ
2 0 ,3
2 ,0
1 4 2 5 ,0
5 6 0 ,4
3 0 ,2
1 4 5 5 ,2
E S CE LS A
1 8 2 ,0
4 5 ,1
1 1 8 6 ,0
4 2 5 ,2
3 1 ,8
1 2 1 7 ,8
C E LG
6 3 9 ,0
-6 3 ,9
1 4 3 1 ,4
5 5 5 ,0
4 3 ,2
1 4 7 4 ,6
8 ,0
5 ,0
6 8 7 ,1
2 6 8 ,1
2 1 ,6
7 0 8 ,7
1 2 5 2 ,0
- 2 3 1 ,1
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
9 4 3 ,0
- 1 3 4 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
CEB
CGEET
D U K E -G P
C E L T IN S
CATAG UAZES
EMAE
E LE TR O P A ULO
B A N D E IR A N T E
E LE K TRO
CEMAT
GRUPO REDE
G R U P O P A U L IS T A
SANTA CRUZ
P .IN D E P E N D E N T E S
ENERSUL
C IA . P IR A T IN IN G A
CENF
0 ,0
0 ,0
4 ,8
- 8 ,6
0 ,0
4 ,8
2 0 7 ,5
0 ,1
1 7 3 ,5
5 7 ,3
5 ,6
1 7 9 ,1
5 4 ,0
2 0 1 ,1
0 ,0
0 ,0
6 ,3
6 ,3
0 ,0
0 ,0
5 3 8 4 ,7
1 3 4 7 ,3
2 ,4
5 3 8 7 ,1
0 ,0
0 ,0
1 7 0 2 ,3
2 6 9 ,0
0 ,1
1 7 0 2 ,4
3 3 ,1
0 ,0
1 6 2 4 ,3
2 3 1 ,2
0 ,7
1 6 2 5 ,0
2 9 4 ,5
-8 0 ,5
6 4 7 ,6
1 6 1 ,7
4 7 ,3
6 9 4 ,9
0 ,0
0 ,0
4 5 6 ,4
1 1 4 ,8
0 ,0
4 5 6 ,4
5 ,5
2 ,3
1 9 5 ,8
4 3 ,0
0 ,0
1 9 5 ,8
2 9 ,0
4 ,6
1 4 6 ,7
4 4 ,7
0 ,2
1 4 6 ,9
8 1 5 ,0
8 0 ,8
1 0 3 5 ,8
3 4 9 ,9
0 ,2
1 0 3 6 ,0
5 7 ,2
-1 6 ,9
5 5 1 ,4
1 5 0 ,8
3 1 ,9
5 8 3 ,3
0 ,0
0 ,0
1 6 1 7 ,6
2 4 1 ,2
0 ,9
1 6 1 8 ,5
4 6 ,6
7 ,4
0 ,0
4 6 ,6
9 ,8
0 ,0
1 4 6 ,0
- 9 ,2
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
2 1 7 5 3 ,8
- 1 6 0 3 ,5
3 2 2 2 4 ,0
1 3 0 7 1 ,7
1 5 0 9 ,3
3 3 7 3 3 ,3
TRACTEBEL
4 6 1 8 ,0
- 6 3 7 ,3
5 4 ,3
2 2 ,9
3 ,0
5 7 ,3
E LE TR O S U L
0 ,0
3 0 ,0
4 2 ,1
1 ,2
1 9 9 ,0
2 4 1 ,1
COPEL
3 8 1 7 ,3
2 1 3 ,8
3 1 0 6 ,3
1 3 7 5 ,0
8 0 ,2
3 1 8 6 ,5
CEEE
1 1 7 5 ,0
3 9 ,8
1 1 1 2 ,2
2 7 2 ,6
4 3 ,8
1 1 5 6 ,0
TRACTEBEL MS
TO TAL SU D E STE
CGTEE
1 5 5 ,0
- 0 ,5
1 5 ,5
7 ,7
0 ,0
1 5 ,5
C E LE SC
1 5 0 ,0
1 5 ,5
1 8 1 5 ,8
9 8 ,7
3 2 ,5
1 8 4 8 ,3
A E S -S U L
5 ,0
0 ,0
9 4 7 ,9
1 1 7 ,4
1 ,8
9 4 9 ,7
3 5 ,5
1 2 ,4
9 6 7 ,0
7 9 ,1
5 ,7
9 7 2 ,7
C IE N - G A R A B I
0 ,1
- 2 7 5 ,8
0 ,0
0 ,0
0 ,4
0 ,4
A E S -U R U G U A IA N A
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
D E M A IS A G E N T E S S /M S
4 0 ,0
- 2 ,4
0 ,0
0 ,0
0 ,0
0 ,0
C O N S U M ID O R L IV R E R S
0 ,0
0 ,0
1 5 1 ,0
4 3 ,2
0 ,1
1 5 1 ,1
TO TAL SU L
9 9 9 5 ,9
- 6 0 4 ,5
8 2 1 2 ,1
2 0 1 7 ,8
3 6 6 ,5
8 5 7 8 ,6
NORDESTE
7 6 2 8 ,3
- 2 5 2 ,4
7 4 8 7 ,2
1 8 3 8 ,3
2 7 7 ,4
7 7 6 4 ,6
RGE
4 4 8 1 ,3
- 2 8 9 ,8
3 3 2 0 ,1
9 0 7 ,2
1 6 5 ,6
3 4 8 5 ,7
T O T A L N /N E
1 2 1 0 9 ,6
- 5 4 2 ,2
1 0 8 0 7 ,3
2 7 4 5 ,5
4 4 3 ,0
1 1 2 5 0 ,3
IT A IP U
1 0 3 3 3 ,3
2 4 4 7 ,3
6 2 3 ,0
2 9 1 ,0
7 ,3
6 3 0 ,3
T O T A L D O S IS T E M A
5 4 1 9 2 ,6
- 3 0 2 ,9
5 1 8 6 6 ,4
1 8 1 2 6 ,0
2 3 2 6 ,1
5 4 1 9 2 ,5
N O R TE + LA JE A D O
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
$8
Participaram da realização deste trabalho, por parte do ONS, os seguintes
profissionais:
Equipe:
Ana Claudia Batista Sampaio
André Della Rocca
Francisco Carlos Souza de Araújo
Frederico Vidigal Diniz de Figueiredo
Gerson Frederico Cabral da Rocha
José Mario Manfrim Capano Jr.
Juliana Gubert Ehrensperger
Kátia Cristina Vieira de Melo
Marcelo Cruz Lopes
Marcelo de Castro Guarini
Rodrigo Freitas Barbosa
Sérgio Souza da Silva
Leonardo Cortes Soares
Cesar Gonzaga Martins
Adriano de Andrade Barbosa
Lilian Monteath
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Revisão:
Gilson Mussi Machado
[email protected]
RE 3-235/2005 PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - MENSAL
DE AGOSTO 2005
*+, -. /0
,*12 ,-
* . +,3.4,*
# ,- *
Quadro 2.1.2-1: Sistema Sudeste / Centro Oeste
Quadro 2.1.2-2: Sistema Sul
Quadro 2.1.2-3: Sistema Norte / Nordeste
Quadro 5.2.1-1 – Inequações que Apresentaram
Necessidade de Revisão/Inclusão
Quadro 5.2.1-2– Inequações para Rede Alterada
8
9
10
28
29
,3.4,*
Tabela 3.1-1 - Geração térmica mínima no Complexo Jorge
Lacerda para atendimento às restrições elétricas
Tabela 3.1-2 - Geração térmica mínima na UTE William
Arjona para atender restrições elétricas
Tabela 3.1-3 - Geração térmica mínima nas demais UTEs do
SIN para atender restrições elétricas
Tabela 4-1 – Níveis de Transferência entre Regiões e
Geração de Itaipu (MW)
Tabela 5.1.1-1: Alteração de Faixa de Tensão
Tabela 5.1.1-2: Alteração de Faixa de Tensão da CEMIG
Tabela 5.1.2-1 – Equipamentos com Carregamento Elevado
no SIN
Tabela 5.3-2 – Contingências Simples – Área Mato Grosso
do Sul
Tabela 5.3-3 – Geração máxima em J.Lacerda – unids. 3 a 7
Tabela 5.3.1-1 Contingências que podem causar corte de
carga na Área RJ/ES
Tabela 5.3.1-2 Contingências que podem causar corte de
carga na Área SP
Tabela 5.3.1-3 Contingências que podem causar corte de
carga na Área GO/BR
Tabela 5.3.1-4 Contingências que podem causar corte de
carga na Área MG
Tabela 5.3.1-5 Contingências da Rede Básica que podem
causar corte de carga na Área MT
Tabela 5.3.1-6 – Contingências na Rede Básica na Área MS
que podem causar corte de carga
Tabela 5.3.1-7 – Contingências na Rede Básica na Área PR
que podem causar corte de carga
Tabela 5.3.1-8 – Contingências na Rede Básica na Área SC
que podem causar corte de carga
Tabela 5.3.1-9 – Contingências na Rede Básica que podem
causar corte de carga na Área RS
Tabela 5.3.1-10 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Sudoeste
Tabela 5.3.1-11 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Sudoeste
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DE AGOSTO 2005
14
15
15
19
22
22
27
32
33
35
35
35
36
36
36
36
37
37
39
39
!
Tabela 5.3.1-12 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Sudoeste
Tabela 5.3.1-13 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Sul
Tabela 5.3.1-14 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Leste
Tabela 5.3.1-15 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Norte
Tabela 5.3.1-16 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Oeste
Tabela 5.3.1-17 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Maranhão
Tabela 5.3.1-18 Contingências que podem causar corte de
carga na Área Pará
Tabela 5.4-1 - Perdas totais e por região: carga pesada
Tabela 5.4-2 - Perdas totais e por região: carga média
Tabela 5.4-3 - Perdas totais e por região: carga leve
Tabela 5.5-1 - Limites de FRS para ativação da lógica 2 do
ECE de Gravataí
Tabela 5.6-1 - Limites de Fornecimento pelo Sul
Tabela 5.6-2 - Limites de Fornecimento pelo Sul
Tabela 6.1.1-1 - Patamar de carga pesada: carga e geração
Tabela 6.1.2-1 - Patamar de carga média: carga e geração
Tabela 6.1.3-1 - Patamar de carga leve: carga e geração
Tabela 6.1.4-1 - Patamar de carga mínima: carga e geração
Tabela 6.1.5-1 - Patamar de carga sábado 11h: carga e
geração
Tabela 6.1.6-1 - Patamar de carga sábado 21h: carga e
geração
Tabela 6.1.7-1 - Patamar de carga domingo 12h: carga e
geração
Tabela 6.1.8-1 - Patamar de carga domingo 21h: carga e
geração
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40
40
40
41
41
41
42
42
42
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43