Aula 1 gestao de energia e operacao de sistemas eletroenergeticos

Aula 1:Gestão de Energia e Operação de

Sistemas Elétricos de Potência

Planejamento de Sistemas Energéticos

Sistemas Elétricos de Potência

Docente: Dr. Raphael Augusto de Souza BeneditoE-mail:[email protected]

disponível em: http://paginapessoal.utfpr.edu.br/raphaelbenedito

Conteúdo

1. Introdução

2. Evolução da Gestão e Operação de Sistemas Elétricos de Potência

3. Estados Operativos de um Sistema Elétrico de Potência

4. Conceito de Segurança em Sistemas Elétricos e Sistema de Análise de Redes

5. Gestão de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

1. Introdução

• Os Sistemas Elétricos de Potência ou Sistemas Eletro-Energéticos:- podem ser definidos como conjunto de equipamentos

físicos e elementos de circuitos elétricos conectados, queatuam de modo coordenado

- com o intuito de gerar, transmitir e distribuir EnergiaElétrica aos consumidores.

Geração: Perfaz a função de converter alguma forma de energia(hidráulica, térmica, etc) em energia elétrica;

Transmissão: Responsável pelo transporte de energia elétrica dos Centrosde Produção aos Centros de Consumo, ou até outros sistemas elétricos,interligando-os;

Distribuição: Distribui a energia elétrica recebida do sistema detransmissão aos grandes, médios e pequenos consumidores.

1. Introdução

Fig. 1: Desenho ilustrativo de um Sistema Elétrico de Potência (ou Sistema Eletro-Energético)

1. Introdução

Fig. 2: Diagrama unifilar exemplificando um Sistema Elétrico de Potência

• A gestão de energia e operação de Sistemas Elétricos é umatarefa extremamente difícil e complexa,- exigindo um planejamento prévio bem elaborado;- e a análise simultânea de uma grande quantidade de informações

técnicas e econômico-financeiras.• Além disso, vale lembrar que armazenar uma grande quantidade

de energia na forma elétrica é uma tarefa inviável.

1. Introdução

Mas qual é o objetivo da gestão de energia e operação deSistemas Elétricos?

• Podemos dizer que a gestão de energia e a operação de sistemaseletro-energéticos tem como objetivo principal o suprimento do seumercado de energia elétrica, levando-se em conta:– Continuidade;– Qualidade;– Economia.

• Em decorrência do grande desafio e da grande quantidade deinformações a serem analisadas e processadas, tornou-seimprescindível automatizar a Operação e o Gerenciamento deSistemas Eletro-Energéticos.

• A automação da Operação, ou Gerenciamento de Energia, só foipossível com a implantação de dois tipos de Centros de Controle:- Um responsável pela gestão dos Sistemas de Geração e

1. Introdução

- Um responsável pela gestão dos Sistemas de Geração eTransmissão, denominado Sistema de Gerenciamento de Energiaou EMS (Energy Managment System);

- Outro responsável pela gestão dos Sistemas de Distribuição deEnergia, denominado Sistema de Gerenciamento de Distribuiçãoou DMS (Distribution Managment System).

1. Introdução

Fig. 3: Visão geral de 2 Centros de Operação e Controle: a) CPFL; b) ISA-CTEEP

- Planejamento (Operação e Expansão);- Supervisionamento;- Operação e Controle;- Análise das atividades;

Tarefas dos Centros de Controle

EMS

DMS

responsáveis pelo

1. Introdução

- Análise das atividades;- Vários outros estudos em SEP.

DMS

• A dificuldade ou até mesmo a complexidade da gestão deenergia aumenta à medida que mais agentes (geradores,transmissores, consumidores, etc), novas tecnologias e forçassócio-econômicas são incluídos nos Sistemas Eletro-Energéticos.

• Os Estudos tradicionais em Sistemas Elétricos podem serdivididos da seguinte forma:

Tipo de Estudo Período de análise

Transitório Eletromagnético Milisegundos (0,001 s)

Transitório Eletromecânico 0,1 segundos

1. Introdução

Atuação dos Reguladores de velocidade 1 a poucos segundos

Atuação do Controle Automático de Geração alguns segundos (10s), ou até 100 segundos

Redespacho Econômico vários minutos

Planejamento da Operação do Sistema horas; 1 dia; 1 semana ou 1 mês

Planejamento da Expansão do Sistema 5; 20; 30 anos

Estudos em Regime Permanente (fluxo de potência)

-


• Até meados do século XX- a mentalidade vigente em relação ao gerenciamento de energia

elétrica era local, já que os sistemas eram isolados.

• Entretanto, devido à necessidade de um maior aproveitamentoenergético, e à expansão e interligação dos Sistemas Elétricos,tornou-se imperativo uma gestão ou controle central para todo Sistematornou-se imperativo uma gestão ou controle central para todo Sistemasob jurisdição de uma mesma empresa.

Desse modo, os controles locais passaram a compartilhar seusdados com um controle central e assim integrar o nível mais baixona hierarquia de gestão e controle.Os controles centrais ficaram responsáveis pela coordenação geraldos sistemas, isto é, passaram a ocupar o nível mais alto nahierarquia.

Os primeiros Centros de Controle eram dotados de 2 sistemasindependentes:

• Sistema Supervisório (ou SCADA - Supervisory Control and DataAcquisition):- aquisição e processamento de dados no sistema elétrico através das

unidades terminais remotas (UTRs);- representação dos dados aos operadores via interfaces homem-máquina;


- representação dos dados aos operadores via interfaces homem-máquina;- controle remoto de abertura e fechamento de disjuntores e de dispositivos

reguladores de níveis de tensão (reatores, capacitores, taps detransformadores, etc).

• Controle de Geração:- controle de geração das usinas do sistema com intuito de estabilizar

a freqüência, devido às alterações nas cargas demandadas.- Para este fim, duas sub-funções são inerentes ao processo:

- Controle Automático de Geração (CAG);- Despacho Econômico (ou ótimo).

• Essa estratégia, de dois sistemas independentes, perdurou até o finalda década de 60, quando os pesquisadores começaram a analisar oproblema de um ponto de vista sistêmico, tendo como motivação:- Blecautes freqüentes que ocorriam nas redes elétricas em todos

os países (principalmente no Nordeste dos EUA);- Avanço tecnológico nas áreas de computação e telecomunicação;- Evidente necessidade de se dispor de estratégias de controle e


- Evidente necessidade de se dispor de estratégias de controle eoperação mais rápidas e efetivas, em resposta a fragilidade dosSistemas Elétricos face às mudanças dos estados operativos.

• A partir daí surge o conceito de Segurança e de Controle deSegurança em Tempo-Real- definido como um sistema integrado de controles manuais e

automáticos (computador), responsáveis pela permanenteoperação do Sistema Elétrico frente às várias condições deoperações.

• Funções de um Centro de Controle Moderno- Controle de Geração;- Sistema e Controle Supervisório;- Análise e Controle de Segurança em Tempo-Real.

• Novo objetivo da Operação em Tempo-Real:


• Novo objetivo da Operação em Tempo-Real:- Manter o Sistema Elétrico operando sem sobrecarga em

equipamentos e atendendo todos os consumidores, em qualquercondição ou estado de operativo.

Obs.: A determinação dos estados operativos de um sistema elétrico é imprescindívelà operação e controle do mesmo. Isto porque consiste em verificar se o sistema estáou não operando adequadamente e, caso não esteja, deve indicar o que deve ser feitopara corrigir essa operação inadequada.


Para a determinação dos estados operativos, as seguintes restriçõesdevem ser consideradas:

• Restrições de Carga [ g(x) = 0 ]:- traduzem o fato de que o Sistema deve atender todos os seus

consumidores. Logo, são restrições de igualdade, sendo “x” as variáveisde estado (tensões fasoriais nas barras do sistema);

• Restrições de Operação [ h(x) ≤ 0 ]:- refletem a necessidade de serem obedecidos os limites de operação dos

equipamentos do Sistema, por exemplo, a máxima potência que pode sertransmitida por uma determinada linha de transmissão;

• Restrições de segurança [ s(x) ≤ 0 ]:- consiste de analisar um conjunto preestabelecido de contingências

possíveis (ou as mais prováveis) de equipamentos do Sistema para umdeterminado estado de operação. Tem o papel de verificar a capacidadedo Sistema elétrico continuar operando da forma adequada após asimulação de alguma perturbação (contingência).

Baseando-se nas restrições, quatro estados operativos foramdefinidos: Normal Seguro; Normal Alerta; Emergência; Restaurativo.

• Estado Normal Seguro:- É o estado de operação ideal, pois são obedecidos os três conjuntos

de restrições: carga, operação e segurança. Isto significa que o sistemaestá em perfeitas condições de operação, sendo que, nenhuma dascontingências de segurança preestabelecidas, se de fato ocorrer, levará o


está em perfeitas condições de operação, sendo que, nenhuma dascontingências de segurança preestabelecidas, se de fato ocorrer, levará osistema ao estado de emergência.

• Estado Normal Alerta (ou Inseguro):- Neste estado, são obedecidas as restrições de carga e operação; nem

todas as restrições de segurança são obedecidas. Da mesma maneira queno estado seguro, o sistema está intacto, com atendimento de toda a suademanda e sem nenhuma violação de limites de operação, porém, aocorrência de pelo menos uma das contingências listadas como possíveispoderá levar o sistema para o estado de emergência.

• Estado de Emergência:- O que caracteriza o estado de emergência é a violação das restrições de

operação. A emergência pode ser provocada por uma contingência econseqüente desligamento de um ou mais componentes do sistema(linhas, geradores, etc).

• Estado Restaurativo:


• Estado Restaurativo:- Este estado é atingido quando uma emergência é eliminada por

desligamento manual ou automático de partes do sistema, efetuadopelo centro de controle ou por dispositivos locais.

- As restrições operacionais são obedecidas, mas o sistema não estáintacto (cargas não-atendidas, ilhamentos, etc). Nota-se, portanto, que aose passar do estado de emergência para o estado restaurativo, sacrifica-sea integridade total do sistema, a fim de se resgatar a observância dasrestrições de operação.

Em linhas gerais, as transições possíveis de estados operativos podemser visualizadas através da figura a seguir:


Fig. 4: Estados operativos e transições possíveis de estados


Considerando os Estados Operativos, pode-se dizer que oobjetivo do Controle de Segurança é:- Manter o sistema operando no estado normal de operação, ou seja,

minimizar as transições desse estado para o estado de emergênciaou para o estado restaurativo.

• Segurança de um Sistema Elétrico de Potência:- Está relacionada diretamente com as estratégias de segurança

adotadas pelos centros de controle, quando o Sistema está noestado normal.

Monitoração de Segurança;- Estratégias: Análise de Segurança (propriamente dito);

Controle Preventivo.

• Monitoração de Segurança:- Consiste na identificação da topologia e das condições atuais de

operação do sistema e de possíveis violações das restrições de operação.Para isto, os dados obtidos em tempo-real são processados em intervaloscurtos de tempo.

• Análise de Segurança (propriamente dito):- Caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema frente a um


- Caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema frente a umconjunto de contingências previamente estabelecidas. Realiza-se atravésde programas de simulações estáticas e/ou dinâmicas, onde se verifica aresposta do sistema perante as várias contingências, e o novo estadooperativo obtido.

• Controle Preventivo:- Caso a análise de segurança acuse que o sistema esteja no estado normal-

alerta, o próximo passo é determinar as ações que devem ser tomadaspara levar o sistema ao estado seguro (atendimento aos limites de carga,operativos e de segurança) se isto for possível.

• Como são executadas as estratégias de Segurança apresentadasanteriormente?- Para a execução das estratégias supracitadas, os centros de

controle são constituídos pelo Sistema de Análise de Redes, queaglutinam várias funções ou programas distintos, que seinteragem.


Nota: Devido às jurisdições das empresas e visando à redução das dimensõesdos problemas de análise de redes, a rede elétrica é comumente dividida emsistema interno e sistema externo.

i) Sistema interno: abrange todas as barras e circuitos pertencentes esupervisionados por uma dada empresa, e também de áreas fronteiriçassupervisionadas.

ii) Sistema externo: compreende todas as áreas não supervisionadas que sãointerligadas ao sistema interno de uma dada empresa.

Sistema de Análise de Redes:

Funções do Sistema de Análise de Redes

• Programa de Pré-Filtragem:- executa testes de compatibilidade sobre as medidas analógicas, de modo

a detectar e excluir possíveis medidas errôneas contidas no plano demedição, as quais comprometeriam a modelagem do SEP e, porconseguinte, os demais aplicativos do sistema de análise de redes. Sãoaquelas realizadas continuamente e usualmente se constituem de fluxo depotência ativa e reativa nas linhas, injeção de potência ativa e reativa emagnitudes de tensão nas barras.

• Configurador de redes:- é responsável pela obtenção, em tempo-real, da topologia e a

correspondente configuração de medidores, no modelo barra linha, quecorresponde ao diagrama unifilar (ou trifilar) da rede. Para isto, oconfigurador processa medidas digitais, transmitidas pelo sistemaSCADA, que consistem em informações lógicas sobre os estados dedisjuntores/chaves.

Exemplo de Modelo Barra-Linha considerando chaves e medidores

� Barra – Usinas e subestações

� Linha – linhas de transmissão e transformadores

� Geradores e cargas são considerados parte externa dosistema e são modelados através de injeções de potêncianas barras do sistema


• Processo de Estimação de Estado:- Responsável pelo processamento de medidas e informações

redundantes e contaminadas por ruído, com a finalidade defornecer a melhor estimativa para as tensões complexas (variáveisde estado) nas barras pertencentes ao sistema interno.

i) Análise de Observabilidade;ii) Estimação de Estado propriamente dito;iii) Processamento de Erros Grosseiros.iii) Processamento de Erros Grosseiros.

i) Análise de Observabilidade- verifica se as informações contidas nas telemedidas são suficientes para o

cálculo das tensões complexas em todas as barras do sistema. Em casonegativo, o algoritmo deve indicar ou as ilhas observáveis do sistemainterno, ou as pseudo-medidas (dados históricos ou de previsão de carga)necessárias para restauração da observabilidade.





ii) Estimação de Estado propriamente dito- através da representação matemática do SEP em equações algébricas

não-lineares, realiza-se o cálculo das variáveis de estado da porçãoobservável do sistema;





iii) Processamento de Erros Grosseiros- é responsável pela detecção e identificação de medidas com grau de

imprecisão muito maior do que o suportado pelo modelo de medição, ouseja, de medidas portadoras de erros grosseiros (EGs). Caso o algoritmodetecte e identifique alguma medida com EG, esta é removida e asvariáveis de estado são estimadas novamente.


• Programa de Previsão de Carga:- baseia-se na previsão de demanda da rede supervisionada e da não

supervisionada. Este programa é utilizado pelo Controle Automático deGeração (CAG) para melhor balancear a potência gerada com a cargademandada, e, consequentemente, evitar alterações bruscas na freqüênciado sistema interligado. O programa de previsão de carga possibilita,ainda, a previsão da demanda por barra do sistema interligado, atravésdos fatores de distribuição, obtidos pelas análises das curvas de consumo(diário-semanais).(diário-semanais).

• Fluxo de Carga (ou Potência):- visa à determinação das tensões complexas (magnitudes e ângulos) de

todas as barras da rede interna e/ou externa do SEP. Para isto, oconfigurador deve conter, previamente, informações a respeito datopologia e da previsão de carga da rede externa.

- Neste programa, as tensões complexas são obtidas pela execução doalgoritmo de fluxo de carga, considerando as barras da rede interna comoreferências (a partir dos resultados do estimador de estado), e as da redeexterna dos tipos PV ou PQ. Também pode ser utilizado na verificaçãodos efeitos de ações de controles preventivos ou corretivos, antesmesmo de os mesmos serem executados.


• Programa de Análise de Segurança:- Este programa caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema

elétrico através da análise de um conjunto de contingências previamenteestabelecidas. Dessa forma o programa de análise de segurança éconstituído por subprogramas, ou rotinas específicas, responsáveis pelaseleção e simulação das contingências mais plausíveis de ocorrer. Estassimulações podem ser divididas em estáticas ou dinâmicas.

i) Simulações Estáticas:- desprezam o comportamento dinâmico dos elementos dos sistemas- desprezam o comportamento dinâmico dos elementos dos sistemas

elétricos, representando tais sistemas através de equações algébricasnão-lineares ou lineares.

- Apesar das aproximações na modelagem matemática, as simulaçõesestáticas dão um bom indicativo do comportamento dos sistemaselétricos e, além disso, suas exigências computacionais viabilizam suasutilizações em tempo-real.

- Dentre as análises que englobam esse tópico pode-se citar: a Análise deInstabilidade (ou colapso) de Tensão, Análise de Fluxo de Potência e deEstimação de Estado sob condições de contingências de equipamentos (perdade geradores, linhas, trafos, medidores, UTRs, etc); a Análise e Detecção deIlhamento Elétrico e Identificação de Ramos Críticos (ou Linhas Críticas).


• Programa de Análise de Segurança:- Este programa caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema

elétrico através da análise de um conjunto de contingências previamenteestabelecidas. Dessa forma o programa de análise de segurança éconstituído por subprogramas, ou rotinas específicas, responsáveis pelaseleção e simulação das contingências mais plausíveis de ocorrer. Estassimulações podem ser divididas em estáticas ou dinâmicas.

i) Simulações Dinâmicas:- exigem grande esforço computacional, já que o comportamento- exigem grande esforço computacional, já que o comportamento

dinâmico dos elementos não é desprezado, fazendo-se com que ossistemas elétricos sejam representados através de equações diferencias.

- Dentre as análises de simulações dinâmicas, enquadram-se: o problemade estabilidade à pequenas perturbações e estabilidade transitória


• Programa de Análise de Segurança:• Controle Preventivo:- Caso a análise de segurança acuse que o sistema elétrico em análise

esteja vulnerável a uma dada contingência, o próximo passo é determinaras ações que devem ser tomadas para levar o sistema ao estado desegurança, se isto for possível.

- Para determinar as melhores estratégias preventivas a serem tomadas,executa-se novamente simulações estáticas e dinâmicas.

- Após tais simulações, as ações preventivas são implementadas.- Após tais simulações, as ações preventivas são implementadas.

• Programa de Carga Ótimo:- é comumente utilizado para se determinar quais as melhores estratégias

de controle corretivo ou preventivo devem ser tomadas pela operação esuas conseqüências para o sistema.

- Neste aplicativo, busca-se encontrar uma solução ótima que satisfaça asrestrições de operação, de cargas, e de segurança, sem alterar em demasiao ponto de operação do sistema. A ele, podem-se agregar fatoreseconômicos, de modo a diminuir os custos operativos.


• Setor Elétrico Brasileiro (SEB):- Opera sob concessão, autorização ou permissão do Estado;- Atualmente atende 98% da população;- Marco regulatório do SEB foi consolidado pela Lei No.10.848 de

15 de Março de 2004.

• Marco Regulatório:- Um dos aspectos principais deste marco:

Operação sistêmica da Rede de Transmissão e Despacho Centralizado da Geração

• ONS (regido pela Lei nº 9.648)- Responsável pela Gestão de Energia das instalações de Geração e

Transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional(SIN), compreendendo as seguintes atividades:

Coordenação;Controle;


Controle;PlanejamentoProgramação

- Está sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional deEnergia Elétrica (ANEEL)

Exemplo de Hierarquia da Operação

ONS => Agentes (de geração e transmissão)

CNOS Centro Nacional de

Operação do Sistema

Brasília DF


Regional Sul

Florianópolis SC

Regional Sudeste Rio Janeiro. RJ

Regional Norte

Belém. PA

Regional Nordeste

Recife. PE

COS-SP

CENTRO DE OPERAÇÃO CESP

Usina Ilha Solteira

Usina Três Irmãos

Usina JupiáUsina

P. PrimaveraUsina

JaguariUsina

Paraibuna

Regional CTEEP Bauru

Regional CTEEP Cabreuva

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:• Institucionaliza e define responsabilidades entre entidades da

estrutura do setor elétrico.• Resolução CNPE No. 005, de 21 de Julho de 2003 versa sobre:


Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:


Fig. 5: Instituições principais do modelo do setor elétrico nacional

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:• Conselho Nacional de Política Energética (CNPE):

- é um órgão de assessoramento interministerial à Presidência daRepública, regido pela Lei nº 9.478. Atua através da elaboração depolíticas e diretrizes para o aproveitamento dos recursosenergéticos, principalmente do petróleo e seus derivados como o


energéticos, principalmente do petróleo e seus derivados como ogás natural no Brasil e não somente da energia elétrica.

• Ministério de Minas e Energia (MME) :- é responsável por formular e implantar as políticas elaboradas

pelo CNPE, além de monitorar os suprimentos de energia nacionale planejar a sua utilização, inclusive em aproveitamento derecursos hidráulicos.

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:• Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE):

- Está no mesmo âmbito do MME. Avalia continuamente asreservas eletroenergéticas do país. Também é sua atribuiçãoacompanhar a geração, transmissão, distribuição ecomercialização de energia elétrica, além da sua importação e


comercialização de energia elétrica, além da sua importação eexportação.

• Empresa de Pesquisa Energética (EPE) :- Foi criada através da Lei nº 10.847. É responsável por pesquisas e

estudos de planejamento do setor eletroenergético para subsidiar aimplantação de ações definidas pelo MME, elaborar e publicar oBalanço Energético Nacional (BEN) e determinar oaproveitamento ótimo dos potenciais hidráulicos.

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:• Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL):

- Teve início em 1996, através da Lei 9.247 e também é vinculada aoMME. Suas funções são fiscalizar e regular a geração e transmissão deenergia elétrica, mediar conflitos entre agentes do setor elétrico econsumidores.


consumidores.- Exclusivamente para os consumidores, deve garantir a qualidade do

serviço prestado pelas concessionárias, promover tarifas justas, exigirinvestimentos dos agentes e estimular a competição entre eles.

• Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE):- Atua desde o Decreto nº 5.177, sob tutela da ANEEL, e é uma entidade

sem fins lucrativos, que tem o propósito de viabilizar acomercialização de energia elétrica através do Sistema InterligadoNacional (SIN), intermediando compra e venda de energia e todo oprocesso contratual.

Fig. 6: Integração Eletro-energética no Brasil

Fig. 7: Sistema Interligado Nacional (SIN) – Horizonte 2013

Fig. 8: Oferta de Energia Elétrica por Fonte – 2010.Fonte: Empresa de Pesquisa Energética (2011, p. 16)

Referências BibliográficasABUR, A. & EXPÓSITO, A.G. (2004). Power system state estimation: theory and implementation.

Marcel & Dekker Publishers, Nova York, EUAAZEVEDO, G. P.; OLIVEIRA FILHO, A. L. (2001) Control Centers with Open Archictectures.

IEEE Computer Applications in Power Transaction on Power, p.27-32, outubro.DY LIACCO, T. E. (1974). Real-Time Computer Control of Power Systems. Proceedings of the

IEEE, Vol. 62, no7, p.884-891, julho.MONTICELLI, A. (1999). State Estimation in Electric Power Systems: A Generalized Approach.

Kluwer Academic Publishers, Massachusetts, USA.MONTICELLI, A. (2000). Electric Power System State Estimation. Proceedings of the IEEE, Vol.

88, No 2, fevereiro.88, N 2, fevereiro.MONTICELLI, A. J. (1983). “Fluxo de Carga em Redes de Energia Elétrica”, São Paulo - Brasil:

Edgard Blucher.WU, F. F.; MOSLEHI, K.; BOSE, A. (2005). Power System Control Centers: Past, Present, and

Future. Proceedings of the IEEE, Vol. 93, No11, p.1890-1908, novembro.WU, F. F. (1988). Real-time network security monitoring, assessment and optimization. Electrical

Power and Energy Systems, Vol. 10, No 2, p.83-100, Abril.ONS - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (2009). Procedimento de Redes.

Revisão 2009. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br.EPE – Empresa de Pesquisa Energética (2011). Endereço na Internet: http://www.epe.gov.br.

CANAL DE COMUNICAÇÃO ATRAVÉS DE MICRO ONDAS, LEVANDO SINAIS DE PULSOS PARA ALTERAR A GERAÇÃO DA USINA, DISTÂNCIA DE APROXIMADAMENTE 500KM

G

USINA ILHA SOLTEIRA

COS-SP BOM

JARDIM

USINA QUE OPERA NO CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO

SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE AUTOMÁTICO DA GERAÇÃO

UTR

UTRRV

FREQÜÊNCIA 60 Hz, NÃO É ENVIADO PULSOS PARA ALTERAR GERAÇÃO

FREQÜÊNCIA 59,90 Hz, É ENVIADO PULSOS PARA AUMENTAR A GERAÇÃO ENTRANDO CARGA

FREQÜÊNCIA 60,10 Hz, É ENVIADO PULSOS PARA DIMINUIR A GERAÇÃO SAINDO CARGA

45000

50000

55000MW

Durante o 1º tempo, queda na carga do Brasil de 993MW, devido grande concentração de pessoas diante da televisão, aparelho de baixo consumo, onde apagaram a iluminação dos outros cômodos. Durante o intervalo, aumento na carga do Brasil de 3183MW, devido grande números de pessoas, deslocarem ao mesmo tempo para outros cômodos, ascendendo a iluminação, abrindo a geladeira, utilizando o micro ondas e outros.

Durante o 2º tempo queda na carga de 2222MW, em função das pessoas retornarem para diante da televisão.

No final do jogo aumento na carga em 4210MW em 13 Minutos, em função das pessoas deslocarem para outros cômodos, ascendendo iluminação, abrindo geladeira , utilizando o micro ondas e o chuveiro elétricoEssas variações bruscas de carga, requer uma atenção especial das equipes de operação, pois ocorrem variações rápidas na freqüência, devendo as equipes atuarem rapidamente nos ajustes de geração.

Azul: dia normal

COMPORTAMENTO DA CARGA DURANTE O JOGO DA COPA DO MUNDO BRASIL E TURQUIA

25000

30000

35000

40000

45000

00

:00

01

:05

02

:10

03

:15

04

:20

05

:25

06

:30

07

:35

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:40

09

:45

10

:50

11

:55

13

:00

14

:05

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:10

16

:15

17

:20

18

:25

19

:30

20

:35

21

:40

22

:45

23

:50

Hora

Inicio 1º tempo

término 1º tempo

Inicio 2º tempo

término 2º tempo

Vermelho: dia de jogo

59,85

59,90

59,95

60,00

60,05

60,10

60,15

06:0

1

06:0

4

06:0

7

06:1

0

06:1

3

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6

06:1

9

06:2

2

06:2

5

06:2

8

06:3

1

06:3

4

06:3

7

06:4

0

06:4

3

06:4

6

06:4

9

06:5

2

06:5

5

06:5

8

Freqüência no SIN (06h00 às 07h00)

COMPORTAMENTO DA FREQÜÊNCIA DURANTE O JOGO DA COPA DO MUNDO BRASIL E TURQUIA

06:0

1

06:0

4

06:0

7

06:1

0

06:1

3

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6

06:1

9

06:2

2

06:2

5

06:2

8

06:3

1

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4

06:3

7

06:4

0

06:4

3

06:4

6

06:4

9

06:5

2

06:5

5

06:5

8

Verificada Lim. Inf. Reg. Permanente Lim. Sup. Reg. PermanenteFreqüência no SIN (07h00 às 08h00)

59,85

59,90

59,95

60,00

60,05

60,10

60,15

07:0

1

07:0

4

07:0

7

07:1

0

07:1

3

07:1

6

07:1

9

07:2

2

07:2

5

07:2

8

07:3

1

07:3

4

07:3

7

07:4

0

07:4

3

07:4

6

07:4

9

07:5

2

07:5

5

07:5

8

(Hz)

Verificada Lim. Inf. Reg. Permanente Lim. Sup. Reg. Permanente

Engineering

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