X EDAO ENCONTRO PARA DEBATES DE ASSUNTOS DE OPERAÇÃO APLICAÇÕES DE PMU E SEU IMPACTO NA OPERAÇÃO DO SIN

Transcrição

1 X EDAO ENCONTRO PARA DEBATES DE ASSUNTOS DE OPERAÇÃO APLICAÇÕES DE PMU E SEU IMPACTO NA OPERAÇÃO DO SIN Hector Volskis Rui Mano Raul Sollero ONS KEMA Brasil CEPEL Rio de janeiro RJ Rio de janeiro RJ Rio de janeiro RJ Michel Moreale Celso Sardinha Luiz Correa Lima ONS KEMA Brasil CEPEL Brasília DF Rio de janeiro RJ Rio de janeiro RJ Diogo Cruz Marco A. Rodrigues Juliana Timbó KEMA Brasil CEPEL CEPEL Rio de janeiro RJ Rio de janeiro RJ Rio de janeiro RJ RESUMO O Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS vem desenvolvendo um Sistema de Medição Fasorial Sincronizado a ser implantado no Sistema Interligado Nacional. Em seu segundo projeto sobre este tema, concluído recentemente, foram definidas e especificadas as aplicações de tempo real, para utilização nos Centros de Controle do ONS, que farão uso das informações sincrofasoriais a serem geradas pelo sistema. Tais aplicações ainda precisam ser desenvolvidas para sua implantação junto ao novo Sistema de Gerenciamento de Energia - EMS/SCADA também em processo de implantação no Sistema Interligado Nacional - SIN, pelo ONS. Entretanto, um piloto destas aplicações já foi desenvolvido para avaliação dos operadores do Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS, do ONS. PALAVRAS-CHAVE PMU; StressMon; SynchAssist; LoopAssist; SOM; Sincrofasores; EMS 1.0 INTRODUÇÃO Ao longo dos anos, a operação dos sistemas de potência vem se tornando cada vez mais complexa, com uma crescente preocupação por parte dos operadores dos sistemas para manter uma operação do Sistema Interligado Nacional - SIN com níveis de segurança e de confiabilidade de fornecimento de energia exigida pela ANEEL e agentes do sistema. Com este anseio, o ONS recebeu da ANEEL a autorização para implantação de um Sistema de Medição Sincronizada de Fasores - SMSF, que prevê a instalação de uma rede de medição sincronizada de fasores no SIN. Dentro deste projeto, o ONS contratou a empresa de consultoria KEMA para realizar um estudo com o objetivo de identificar as aplicações da tecnologia de Medição Fasorial em sistemas de apoio à tomada de decisão em tempo real. Neste estudo foram identificadas algumas possíveis aplicações, apresentadas em [1]. Dentre estas, foram escolhidas quatro aplicações para serem implementadas no sentido de realizar uma prova de conceito do uso de sincrofasores em tempo real. As funções selecionadas foram as seguintes: - Monitoração do Nível de Estresse do Sistema (System Stress Monitoring - StressMon) - Assistente para Conexão de Ilhas Elétricas (Electrical Islands Connection Assistant - SynchAssist) - Assistente para Fechamento de Loop (Loop Closing Assistant - LoopAssist) - Monitoração de Oscilações do Sistema (System Oscillations Monitoring - SOM) Para a prova de conceito destes aplicativos, o ONS e a KEMA decidiram que sua implantação se daria sobre a plataforma do EMS/SCADA desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica - CEPEL, denominado Sistema SAGE, sistema utilizado para supervisão e controle no CNOS, e decidiram contratar o desenvolvedor do SAGE, para também implementar o projeto piloto dos mesmos. O presente trabalho tem como objetivo apresentar estes aplicativos e a simulação de um estudo de caso, que demonstra as facilidades introduzidas na operação de sistemas de potência com a utilização das medidas de sincrofasores. Estas aplicações permitem suporte à execução de algumas ações que antes eram realizadas pelos operadores de sistema, por tentativas sucessivas, com o mínimo de informação, já que os parâmetros necessários para monitoração de certas manobras não eram acessíveis. Para a avaliação dos aplicativos selecionados foram gerados cenários a partir de casos históricos armazenados no sistema EMS/SCADA do ONS. Cada cenário foi implementado no Simulador Digital de Treinamento de Operadores desenvolvido pelo X EDAO SP-B-09 1/8

2 Electric Power Research Institute EPRI, denominado EPRI/OTS, já integrado ao SAGE e modificado de forma a permitir a exportação de valores de sincrofasores para a base de tempo real do sistema de supervisão do ONS (SAGE). Estes cenários permitem demonstrar alguns problemas da operação em tempo real que poderiam ter uma resposta mais rápida e precisa com a utilização dessas aplicações. Neste trabalho são demonstrados casos de: monitoramento de carregamento de corredor de transmissão, recomposição de ilhas elétricas, fechamento de anel e monitoramento da oscilação do sistema. Com essas ferramentas fica claro que se podem reduzir eventuais prejuízos causados à Operação SIN e aos agentes de transmissão decorrentes da perda de circuitos ou da demora em restaurá-los. Pelo fato da tecnologia de medição fasorial sincronizada ser relativamente recente e ainda estar em desenvolvimento, a tendência é que surjam novas aplicações e que outras, já existentes, sejam viabilizadas. Novas aplicações para controle em tempo real e proteção do sistema já vem sendo propostas, mas os requisitos de latência máxima e de confiabilidade de comunicação de dados têm limitado sua utilização atual praticamente a projetos de pesquisa. Atualmente o ONS está realizando ações para a homologação das Unidades de Medição Fasorial (PMUs) a serem implantadas no SMSF pelos agentes. 2.0 SIMULAÇÃO DAS FUNÇÕES DE PMU Para realizar a prova de conceito sobre os aplicativos de PMU selecionados no projeto foram criados cenários para simulação do uso em tempo real destas ferramentas. Como atualmente o ONS não possui nenhuma informação histórica de sincrofasores, o CEPEL teve que adaptar algumas ferramentas para a criação do caso base para a simulação. A Figura 1 apresenta todo o processo de tratamento dos dados para a criação do caso base e a execução das ferramentas selecionadas no projeto dentro da plataforma do sistema de supervisão e controle do CNOS. SageOrg Interface Options / Results MS-Windows User Operator SAGE MMI SAGE Real-Time Database SAGE State Estimator Base Case ONS Organon Linux SAGE Scada Communications protocol SOM output parameters Selected Time Series Output EPRI-OTS Engine OTS Database SOM Engine Linux User Instructor Position MS-Windows FIGURA 1 Tratamento de dados para o caso base Para os aplicativos StressMon, SynchAssist e LoopAssist, foi utilizado o OTS para fornecer uma solução do fluxo de potência para toda a rede de energia com uma taxa de amostragem de 1 a 2 segundos, simulando assim a aquisição de dados de PMUs do SIN. Para o SOM, como era necessário simular o comportamento dinâmico do sistema, foi utilizado o Organon, um programa para a simulação de fenômenos em regime permanente ou durante transitórios eletromecânicos, desenvolvido e mantido pelo ONS. A saída do Organon consiste de séries temporais representando tensões e ângulos no sistema elétrico, com um passo de integração variável. A partir de um caso do tempo real do Estimador de Estado, o Organon gerou um caso base com alta taxa de amostragem (superior à X EDAO SP-B-09 2/8

3 utilizada pelos PMUs) para, após o processamento devido, simular a aquisição de medições de sincrofasores no SIN. Para gerar os dados de entrada do OTS e do Organon foram simulados cenários no ambiente operativo do CNOS que justifiquem a utilização destas ferramentas. A Tabela 1 demonstra os parâmetros e requisitos utilizados para a implantação de cada ferramenta selecionada. Função Definição Taxa de Varredura Fonte de dados UI Execução Funções StressMon LoopAssist SyncAssist DampMon (SOM) Monitorar dif. angular entre 2 localidades para determinar margem de estabilidade Apoio no fechamento de conexões em paralelo (pode causar sobrecarga / instabilidade). Auxiliar no fechamento de linhas entre ilhas elétricas (quando não houver um relé de sincronismo disponível) Monitorar oscilações nas grandezas do sistema de energia 1 ou 2 seg. OTS 1 ou 2 seg. OTS << 1 s (1 ou 2 seg. Para este projeto). OTS << 1 s Organon Diagramas unifilares Tabelas Alarmes Corredores Tendências Diagramas unifilares Gráficos de tendências Diagramas unifilares Gráficos de tendências Alarmes Tabelas Diagrama de barras Gráfico de tendências Alarmes Contínua Sob demanda Sob demanda Contínua (para este projeto, sob demanda) Localizações pre-selecionadas das PMU Cálculos dinâmicos Checagem de limites Valores esperados Desvio da previsão Cores indicando distância Botão para Instruções de Operação Mudar cor das tendências quando o limite for excedido Sem medição de freqüência Sem duração de tempo Gráfico de tendências (Deriv. de V, derive. do ângulo) Duração temporal da derivada do ângulo abaixo do limite Alarmes relativos a pontos não disponíveis Alarmes relativos a não execução de testes de limites Gráfico de tendências (Deriv. de V, derive. do ângulo) Módulo Freqüência característica Fator de amortecimento TABELA 1 Resumo dos Aplicativos 3.0 STRESSMON O aplicativo StressMon (System Stress Monitoring), tem como principal objetivo monitorar a diferença de ângulo de fase entre dois ou mais pares de medidas de PMU para detectar o quão próximo dos limites de estabilidades predefinidos está o sistema. Esta comparação pode ser realizada entre duas subestações adjacentes interligadas por uma LT e monitorada por PMUs, como também, entre duas áreas operativas interligadas por diversas conexões. Para simular o uso desta ferramenta e quantificar suas vantagens e desvantagens, foi gerado um caso onde é simulada a perda de geração em Tucuruí e a monitoração dos fluxos e limites de carregamento da interligação Norte-Sul do SIN, como pode ser observado na Figura 2. A monitoração deve considerar ultrapassagem dos limites e divergência dos valores de referência previstos nos estudos de planejamento. Caso esses valores limites sejam excedidos, o aplicativo emite automaticamente uma mensagem de alarme relacionando a ultrapassagem de limites, retorno ao normal, e desvio dos valores previstos. Essa função é executada periódica e automaticamente em tempo real para os pares de medidas pré-selecionadas, e fornece representações gráficas para a visualização dos níveis de carregamento em corredores de transmissão selecionados e das tendências dos valores calculados ao longo do tempo. Os valores apresentados pelo StressMon podem ser usados para apoio à tomada de decisão em tempo real ou para estudos posteriores de análise pós-evento. 3.1 Estudo de Caso FIGURA 2 Interligação Norte-Sul X EDAO SP-B-09 3/8

4 Em um caso normal, o sistema da região trabalha exportando energia para as regiões Sul e Sudeste, ou seja, o fluxo nas linhas Norte-Sul é todo direcionado de Tucuruí para o sistema Sudeste. A Figura 3 apresenta uma tela do SAGE com o diagrama unifilar que representa a interligação entre essas duas áreas operativas. Para este aplicativo, foram acrescentadas linhas de fluxo que demonstram a situação do fluxo de potencia quanto aos limites de estabilidade da LT para cada par de fasores (na Figura 3 cada estrela representa uma localidade com medição fasorial). Sua cor varia de verde, amarelo ao vermelho para alarmar a aproximação ao valor do limite predefinido. Se a medida estiver ultrapassando o limite, ela fica amarela para advertência e vermelha para urgência. Na figura o sistema está em seu comportamento normal, onde o fluxo de energia flui do Norte para o Sul-Sudeste. uma ferramenta que vai alem do limite de carregamento da linha, pois, ele pode avisar do limite térmico e com o limite de estabilidade angular. Nesta situação, não há imediatamente perda de estabilidade na interligação Norte/Sudeste, mas com a perda simples de um trecho da interligação, ou até mesmo a perda da interligação Centro- Oeste/Nordeste, a interligação pode se tornar instável e separar as regiões Norte/Nordeste das regiões Sul/Sudeste, podendo ocasionar, com o sentido de fluxo que se encontrava nesta interligação, a atuação do esquema regional de alívio de carga por variação de freqüência (ERAC) na região Norte/Nordeste e rejeição de geração nas regiões Sul/Sudeste. FIGURA 3 Simulação do StressMon Neste estudo de caso fictício, é simulada a perda progressiva de toda a geração da Usina de Tucuruí, com o objetivo de modificar drasticamente as interligações Norte/Nordeste/Sudeste. Com o decorrer da perda da geração, concomitantemente, o fluxo na LT vai se invertendo para alimentar a carga do sistema Norte. Durante essa inversão, a geração da área Sul-Sudeste aumenta para atender as cargas do Sistema Norte, e com isto, o fluxo de energia que passa no corredor de transmissão. No ponto final da simulação, quando a usina de Tucuruí não gera mais energia, o fluxo destas LTs viola os limites preestabelecidos para carregamento das LTs. Na Figura 4 a visualização de violação do carregamento do tronco de transmissão é feita por meio de uma linha que assume a cor vermelha, indicando uma situação crítica. FIGURA 4 Atingido o limite do carregamento da linha Norte Sul Além deste modo de visualizar a dinâmica do sistema através do StressMon, também pode-se utilizar gráficos, tabulares e outros. Esta função é Este monitoramento é feito atualmente pela limitação do fluxo de potência ativa nos trechos das linhas da interligação. Estes limites são variáveis somente no decorrer do dia, pela distinção de tipo de carga (mínima, leve, média e pesada) 3.2 Vantagens da Aplicação Este aplicativo possibilita um aumento na dinâmica de operação do SIN, dando ao operador a possibilidade de otimizar a troca de energia entre as regiões, verificando a possibilidade de realizar reprogramações continuamente. 4.0 SYNCHASSIST O aplicativo SynchAssist (Electrical Islands Connection Assistant) tem como principal função auxiliar a reconexão de ilhas elétricas no sistema de potencia, monitorando a diferença de módulo e ângulo da tensão de duas ou mais medidas (se necessário) de PMUs escolhidas, bem como da divergência de freqüência dos sistemas selecionados. Esta função fornece informações que auxiliam o operador a direcionar o sistema de potência para uma situação, a qual possibilite a reconexão das ilhas elétricas, evitando assim, situações instáveis, cortes de carga, eventos em cascata ou sobrecargas severas. Além de suportar a tomada de decisão em tempo real, os resultados do aplicativo podem ser usados para auditorias posteriores. Esta função pode ser ativada quando identificação de ilhas elétricas no sistema de potência. Atualmente, o sistema de supervisão e controle do CNOS (SAGE) já possui recursos (telas e processador de topologia) para automaticamente descobrir, sinalizar, dar alarme, identificar visualmente ilhas individuais e listar equipamento candidatos à reconexão. X EDAO SP-B-09 4/8

5 Selecionado os equipamentos propícios a reconexão do sistema, o operador deverá selecionar as estações mais próximas ao local da reconexão que possuam medidas de fasores. A partir desta seleção, o SynchAssist fornece representações gráficas para visualização das diferenças em módulo e ângulo para os pares selecionados e tendências de valores calculados ao longo do tempo também. Também fornece um cálculo e visualização do Tempo de Duração da Diferença Angular entre as duas ilhas. Os cálculos e a visualização são feitos o tempo todo. O aplicativo cria meios de identificar visualmente quando a diferença de tempo estiver acima de um limite predefinido. Para cada par de medições selecionadas, o SyncAssist adiciona uma definição de ponto de cálculo dinâmico para a base de dados de tempo real. O operador pode então configurar limites para aqueles cálculos a qualquer momento. 4.1 Estudo de Caso FIGURA 6 Interligação do Sistema Norte ao SIN Foi simulada uma seqüência de eventos para recomposição do sistema, com a restituição da geração e das cargas desta região. A partir destas ações iniciais o operador já pode começar a monitorar as condições das duas ilhas para que no momento certo possa executar a reconexão. Neste caso, foram escolhidas as medidas de fasores das estações de Tucuruí e Marabá. Na Figura 7 está sendo representada a divergência de freqüência entre os dois sistemas em todo o processo de reconexão das ilhas. As linhas em azul, vermelho e verde que representam respectivamente as regiões operativas do Nordeste, Sudeste e Sul do SIN estão com o mesmo valor de freqüência A curva em amarelo representa a comportamento do valor da freqüência da região Norte que estava desconectada durante todo o processo de reconexão. Inicialmente, há uma diferença de mais de 3 Hz entre os dois sistemas. Com a retomada do sistema Norte, ocorre progressivamente uma redução dessa diferença. Para simular o uso desta ferramenta e quantificar suas vantagens e desvantagens foi gerado um caso onde é necessário realizar a reconexão da região Norte ao resto do SIN, indicados na Figura 5. FIGURA 7 Adequação da freqüência das ilhas elétricas Durante este processo o aplicativo demonstra as diferenças de modulo e ângulo da tensão dos pares de fasores selecionados, e a velocidade angular com que os dois sistemas trabalham, indicando o tempo da janela de reconexão entre as ilhas. FIGURA 5 Região Norte Neste caso, houve um blackout na região norte, no Pará, com a perda total da geração de Tucuruí e das Subestações adjacentes Marabá e Vila do Conde como podem ser observado na Figura abaixo A recomposição do sistema Norte é feita de forma fluente conforme procedimentos previamente acordados, pelos operadores das instalações. Quando se chega a fase coordenada, o ONS primeiramente verifica se a diferença de tensão e a diferença de freqüência entre as duas subestações estão dentro dos limites pré-estabelecidos em instrução de operação e com isso autoriza o fechamento do paralelo dos sistemas ao operador do Agente. Adicionalmente, com essa ferramenta, o operador do ONS irá verificar se está atendida a condição angular do sistema para o fechamento. Em caso de diferença angular superior ao limite préestabelecido em instrução de operação serão realizadas manobras no SIN de modo a condicionar o fechamento deste paralelo. 4.2 Vantagens da Aplicação Este aplicativo traz para os centros de operação regional do ONS ou até para o CNOS as informações sobre as condições de fechamento de paralelo entre sistemas, sendo com isso eliminada a X EDAO SP-B-09 5/8

6 possibilidade de tentativa e interligação entre sistemas com condições adversas para este fechamento. Este trabalho poderá poupar um tempo significativo na recomposição do sistema. 5.0 LOOPASSIST Neste cenário na área Minas, a situação de necessidade de fechamento de anel ocorre após uma contingência na linha Ouro Preto 2/Vitória. O operador seleciona então essas duas estações que possuem medidas fasoriais para que o LoopAssist monitore o fechamento do anel. A Figura 9 demonstra a linha aberta. O aplicativo LoopAssist (Loop Closing Assistant) tem como principal função monitorar o módulo de tensão e diferença angular sobre disjuntores envolvidos no fechamento de loops de transmissão de energia, em fechamento de anéis. Esta ferramenta pode auxiliar o operador na tomada de ações que permitam o fechamento do anel selecionado. O sistema mostra ao operador o exato momento que esta operação poderá ocorrer, evitando sobrecargas ou cortes de carga. Além de suporte à tomada de decisão em tempo real, os resultados do aplicativo podem ser usados para auditorias posteriores. Esta função pode ser ativada através da seleção, pelo operador, de um ou mais loops a serem monitorados através de telas de tempo real. O operador é responsável por escolher um par de medições com estreita proximidade a cada loop a ser monitorado. Após a seleção, a função computa periodicamente a diferença de módulo de tensão e diferença angular de tensão para as medições em pares. Esta função fornece representações gráficas para visualização das diferenças em módulo e em ângulo para os pares selecionados e para visualização das tendências dos valores calculados ao longo do tempo. 5.1 Estudo de Caso Para simular o uso desta ferramenta e quantificar suas vantagens e desvantagens foi gerado um caso onde é simulado o fechamento de anel pela LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória. Esta LT, segundo os estudos de planejamento, permite realizar o fechamento em anel com uma diferença angular de até 50 graus elétricos na tensão de seus dois terminais. Atualmente para se evitar a abertura desta linha é utilizado o desligamento monopolar para os casos de curto monofásico. As subestações de Ouro Preto 2 e Vitória, situadas em cidades de mesmo nome, são indicadas na Figura 8. FIGURA 9 Simulação do LoopAssist Em uma operação normal, sem medidas fasoriais, o operador executaria algumas ações para equilibrar o nível de tensão dos dois barramentos de ambas as subestações e tentaria fechar a linha. Esta ação poderia ser impossibilitada pela diferença angular entre estes dois pontos, contudo, como o operador não tem esta informação, ele tentaria realizar o fechamento o número de vezes necessário até o sistema entrasse em equilíbrio e a linha pudesse ser reconectada. Pela experiência dos operadores do ONS, este processo pode chegar a mais de uma hora de manobras. Com esta ferramenta o operador saberá qual a diferença angular entre as duas medidas de tensão das subestações e saberá se o fechamento do anel poderá ou não ocorrer. A figura 10 mostra a seleção do sincrofasores para executar esta operação. FIGURA 10 Seleção das PMUs para fechamento do Anel FIGURA 8 Linha Ouro Preto 2/Vitória Nesta simulação a diferença angular encontrava-se em torno de 49 graus elétricos. O valor máximo definido pelo estudo e ajustado no mecanismo de sincronismo dos disjuntores da LT, para a simulação, foi de 40 graus. Se o operador não executar nenhuma ação que diminua esta grande diferença, a proteção não permitirá o fechamento do anel. Caso esta verificação de sincronismo não estivesse atuando e o fechamento ocorresse, poderia ocorrer novo desligamento desta LT e, com isso acarretar, dependendo da variação oposta pela contingência, em desligamentos na área Rio de X EDAO SP-B-09 6/8

7 Janeiro e Espírito Santo, podendo até ocorrer um colapso no fornecimento de energia desta área. Para este caso, foi movimentada a relação de transformação na SE Ouro Preto 2, através do comutador de TAP sob carga de seus transformadores para condicionar os valores de tensão entre as subestações envolvidas. Para a condição de diferença angular, depois de verificada que esta se encontrava acima do limite para fechamento, foi realizado o aumento de geração na área Espírito Santo, demonstrado na simulação pela redução de cargas na subestação de Vitoria, com o desligamento das linhas de Pitanga, circuitos 2 e 3. Com isso, a diferença angular entre as subestações de Vitória e Ouro Preto 2 reduziu, de tal forma, que possibilitou o fechamento do anel. Na simulação, após as manobras descritas anteriormente a diferença angular foi reduzida para 34 graus elétricos, possibilitando o fechamento do anel com sucesso. 5.2 Vantagens da Aplicação Este tipo de operação era feito em muitos casos de forma empírica, pois em alguns pontos do sistema, nem mesmo os disjuntores indicam localmente a diferença angular existente sobre seus pólos. Com este aplicativo dentro da sala de controle, o operador irá esgotar todos os recursos de modo a adequar os valores de tensão e diferença angular antes de fazer a solicitação para o fechamento do anel, poupando um tempo muitas vezes significativo. 6.0 SOM O aplicativo SOM (System Oscillations Monitoring) tem como principal função monitorar as oscilações nas grandezas e nos pontos do sistema escolhidos pelo Operador. Estas grandezas podem ser medições fasoriais brutas, filtradas ou calculadas. Diferentemente das outras aplicações que fazem uso direto das medições fasoriais, o SOM implementa um algoritmo mais rebuscado. Esta função calcula a amplitude, a freqüência e o fator de amortecimento das oscilações a partir de uma longa seqüência de fasores. Esses parâmetros caracterizam as oscilações no sistema de potência. O SOM permite que o operador seja informado sobre condições de amortecimento críticas que podem levar o sistema de potência a um comportamento eletromecânico instável, resultando em desligamentos de LTs ou até mesmo colapsos e que, de outra forma, seriam desconhecidas em tempo real. O aplicativo SOM não será apresentado com maiores detalhes nesse trabalho, pois ele já foi abordado em [2]. 7.0 CONCLUSÃO O desenvolvimento desse ambiente para validação de conceitos foi extremamente proveitoso para o ONS. O ambiente foi montado sobre as ferramentas usualmente utilizadas pelos engenheiros e operadores de tempo real, possibilitando um entendimento das equipes de infra-estrutura sobre o impacto da introdução dessa tecnologia nas salas de controle. Além disso, oferece a possibilidade aos operadores e aos engenheiros de tempo real de demonstrarem suas opiniões, identificando os ganhos ao processo da operação do sistema elétrico interligado. Juntamente com o conjunto de treinamentos que foram desenvolvidos com o pessoal de tempo real com referência aos aplicativos citados neste artigo, foi possível nivelar o conhecimento de maneira simples e rápida sobre este novo processo de medição que é o PMU. Cabe ainda registrar que as funções SOM, LoopAssist e SynchAssist estão incluídas na especificação dos novos Sistemas de Supervisão e Controle (SSCs) que formam a Rede de Gerenciamento de Energia do ONS (REGER). Estas funções estarão disponíveis para os operadores de Tempo Real de todos os Centros de Controle do ONS. 8.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] KEMA, Projeto ESTAL: Utilização pelo ONS de Fasores no Sistema Interligado Nacional - Relatório 3: Aplicação das PMUs e seus Requisitos, Abril, [2] Rodrigues, M. A.; Lima, L. C.; Volskis A. R.; Sollero R. B.; Mano, Rui; Análise de sincrofasores para detecção de oscilações em sistemas elétricos interligados, IX STPC, Belo Horizonte, Minas Gerais, Junho, [3] MORAES, R. M.; VOLSKIS, H. A. R.; Challenges for Large-Scale PMU Application for the Brazilian Interconnected Power System ; 2nd CIGRE International Conference on Monitoring of Power System Dynamics Performance, Saint Petersburg, Russia, April BIOGRAFIAS Héctor Andrés Rodriguez Volskis Graduou-se em Engenharia Elétrica pela UFF em Realizou cursos de pós-graduação em: Análise Suporte de Sistemas Computacionais pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro - UERJ em 1987, Engenharia Econômica e Administração Industrial pela Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ em 1990 e Curso Avançado em Controle de Sistemas Elétricos pela Universidade Federal de Santa Catarina-UFSC em Já trabalhou em empresa de consultoria (Hidroservice) e na ELETROBRÁS. Atualmente está trabalhando no Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS desde 1999 como Engenheiro Especialista na área de Ferramentas de Apoio à Tomada de decisão aplicadas à Supervisão e Controle em Tempo Real. Suas áreas de interesse são: Análise de Redes, Estimação de Estado, Controles de Sistemas e Medição Fasorial. Michel dos Santos Moreale nascido em São Paulo-SP, é graduado em Engenharia Elétrica pela X EDAO SP-B-09 7/8

8 Universidade Federal de Santa Catarina em Mestrado em Engenharia Elétrica por esta universidade na área de Sistemas de Potência em Trabalhou a partir de 1998 na CELESC Distribuição S.A., como operador do Centro de Operação do Sistema desta empresa. Em 2003 tornou-se engenheiro eletricista nesta, assumindo o cargo de gerente comercial da regional de Joaçaba. Em 2004 passou para a ELETROSUL Centrais Elétricas S.A como engenheiro de projetos de proteção e controle de subestações. Ao final de 2005 ingressou no Operador Nacional do Sistema Elétrico, atuando desde então na área de operação em Tempo Real do CNOS e COSR-NCO. Michel@ons.org.br Telefone: (61) Rui Mano Engenheiro Eletrônico formado em 1971 pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, Mano é Consultor Principal da KEMA Brasil desde 1998 e Diretor Geral da KEMA Brasil. Participou de diversos projetos SCADA/EMS no Brasil e América do Sul, participou de projetos de PMUs para o ONS e também liderou o desenvolvimento completo de um software para DMS. É Professor (licenciado) da Pontifícia Universidade Católica PUC, no Rio de Janeiro, Brasil e publicou diversos artigos em conferências internacionais. rui.mano@kema.com Telefone: (21) Celso Sardinha Araújo Graduação em Engenharia Elétrica pela UFF em Trabalhou no PROCEL (ELETROBRAS), no ONS, em empresas concessionárias como a CHESF e em consultorias como MONASA, MILDER KAISER e BRASCEP. Atualmente é consultor da KEMA Brasil, onde presta serviços para o ONS, para a CEMIG e para a TBE. Tem coordenado todos os serviços desenvolvidos pelo ONS para implantação de Medição Fasorial no Sistema Interligado Nacional. Principais áreas de interesse: controle, medição e proteção de grandes sistemas e aplicações de medição fasorial em tempo real. celso.araujo@kema.com Telefone: (21) Diogo Cruz Engenheiro Eletricista graduado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em março de Atualmente é consultor Junior na KEMA Brasil, onde participa de projetos de diversas áreas em especial prestando serviços de consultoria a sistemas SCADA/EMS e ao projeto de desenvolvimento do SMSF do ONS. diogo.cruz@kema.com Telefone: (21) Integração de Sistemas, Interfaces Gráficas e Análise de Redes em Tempo-Real. lclima@cepel.br Telefone: (21) Raul Balbi Sollero obteve seu diploma de Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal de Minas Gerais e o título de Mestre em Ciências pela Universidade Federal do Rio de Janeiro - COPPE. Ele juntou-se ao CEPEL em 1982, onde, desde 2000, é o coordenador do Departamento de Automação de Sistemas Elétricos. Suas principais áreas de interesse incluem estabilidade, proteção e modelagem de sistemas elétricos, além de automação de sistemas. É membro do IEEE e do CIGRÉ e integra o Comitê Técnico de uma série de seminários, como o International Conference on Digital Power System Simulators, o SNPTEE, o Seminário Técnico de Proteção e Controle - STPC e o SIMPASE- Simpósio de Automação de Sistemas Elétricos. rbs@cepel.br Telefone: (21) Marco Antonio Macciola Rodrigues possui graduação em Engenharia Elétrica - Ênfase em Eletrônica pela UFRJ (1986), mestrado em Engenharia Elétrica (1991) e doutorado em Engenharia Elétrica (1999) pela COPPE. Atualmente é pesquisador do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). Tem experiência na área de Engenharia Elétrica, com ênfase em Medição, Controle, Correção e Proteção de Sistemas Elétricos de Potência, atuando principalmente nos seguintes temas: oscilografia, análise de perturbações, proteção de sistemas elétricos de potência, compressão e processamento de sinais em multiresolução. Também tem atuado como professor convidado em curso de extensão da UFRJ. É membro ativo do Cigré CE-B5 e do IEEE, participando também do comitê técnico do Seminário Técnico de Proteção e Controle STPC. mamr@cepel.br Telefone: (21) Juliana Maria Timbó Alves possui gaduação em Engenharia Elétrica pela UFRJ (2001), Mestrado em Engenharia Elétrica - Sistemas de Potência pela COPPE/UFRJ (2005). É pesquisadora do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) desde 2002, onde participa da equipe de desenvolvimento de aplicativos de análise de redes do sistema de gerenciamenteo de energia, SAGE. Áreas de interesse: Análise de Redes, Fluxo de Potência Ótimo, Treinamento de Operadores. jutimbo@cepel.br Telefone: (21) Luiz Corrêa Lima Graduado em Engenharia Elétrica pela UERJ, com Mestrado em Computação pela COPPE-UFRJ e Doutorado em Engenharia de Produção também pela COPPE-UFRJ. Trabalhou no Departamento de Operação de FURNAS, sendo atualmente pesquisador no CEPEL, na área de Automação. Suas áreas de interesse são Arquitetura de Sistemas Computacionais, X EDAO SP-B-09 8/8