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2006/ONS Todos os direitos reservados. Qualquer alteração é proibida sem autorização. ONS RE-3-057-2006 PRIMEIRA FASE DA COPA DO MUNDO DE FUTEBOL DE 2006
1 INTRODUÇÃO 4 2 PREVISÃO DO COMPORTAMENTO DA CARGA 4 3 PROCEDIMENTOS PARA A SEGURANÇA OPERATIVA DO SIN 8 4 DIRETRIZES PARA A OPERAÇÃO 10 5 RECOMENDAÇÕES 12 ANEXO 1 CURVAS DE CARGA SE/CO, SP E SUL 14 ANEXO 2 DIRETRIZES A SEREM ADOTADAS NA OPERAÇÃO DOS SUBSISTEMAS E PRINCIPAIS ÁREAS 16 ANEXO 3 RESERVA DE POTÊNCIA MÍNIMA A SER MANTIDA DURANTE OS JOGOS 22 ANEXO 4 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS INDISPONÍVEIS NO PERÍODO 27 Lista de figuras e tabelas 30 3 / 30
O maior impacto para a operação do Sistema Interligado Nacional SIN nos dias dos jogos da seleção brasileira na Copa do Mundo diz respeito ao comportamento atípico da curva de carga, caracterizado pela redução da demanda no período que antecede o início dos jogos e o seu crescimento, a taxas elevadas, nos intervalos dos jogos, principalmente, imediatamente após o término dos mesmos. Portanto, esta Nota Técnica tem por objetivo identificar as condições operativas que poderão ocorrer nos dias dos jogos do Brasil e estabelecer diretrizes a serem seguidas pelo ONS e pelas concessionárias de Geração, Transmissão e Distribuição, visando preservar a segurança operativa do SIN. Para tal, são estabelecidas medidas especiais para o controle da tensão, para o carregamento das interligações entre subsistemas e dos troncos de suprimento aos principais centros de carga. O controle da freqüência também é objeto de atenção, para o que são estabelecidas estratégias associadas à quantificação e alocação da reserva de potência, por subsistema e por usina, de forma a garantir o equilíbrio carga/geração. Cabe registrar que esta Nota Técnica analisa as condições operativas do SIN para os três jogos da seleção brasileira, na primeira fase da Copa do Mundo, que se realizarão nos dias 13/06 (terça-feira às 16 horas), 18/06 (domingo às 13 horas) e 22/06 (quinta-feira às 16 horas), horário de Brasília. Análises complementares poderão ser elaboradas com a classificação do Brasil para as etapas subseqüentes, em função do horário de realização dos jogos.! A previsão do comportamento da carga tomou por base a forma das curvas de carga verificadas na Copa do Mundo de 1998, realizada na França. Essa escolha se deveu ao fato do fuso horário das cidades da Alemanha, onde se realizarão os jogos do Brasil nessa fase, ser o mesmo da França. Considerando os horários e os dias dos jogos, foram estudadas duas condições: aquela que deverá ocorrer durante os jogos dos dias 13/06 e 22/06, dias úteis, iniciando às 16:00 horas e a do jogo do dia 18/06, domingo, iniciando às 13:00 horas. 4 / 30
São apresentadas a seguir as principais características do comportamento da carga: 2.1 Jogos em dias úteis início às 16:00 horas Cerca de 2 horas antes do início das partidas, a carga do SIN deverá se reduzir, em função da redução das atividades produtivas, atingindo um patamar semelhante ao de carga leve de dias úteis. Nos intervalos dos jogos são esperados comportamentos distintos nas diferentes regiões. A taxa de crescimento de carga é mais elevada no Sul, Sudeste e Centro-Oeste do que no Norte e Nordeste, devido às diferenças de padrão de consumo residencial. Ao término dos jogos, que deverá ocorrer por volta das 17:45 horas, a taxa de crescimento da carga é bem mais acentuada do que no intervalo, sendo bem maior nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, devido à simultaneidade da entrada da iluminação pública e residencial. No Nordeste, nesta época do ano, a iluminação pública já se faz presente a partir das 17:15 horas, não coincidindo com o incremento do consumo residencial que ocorrerá ao término dos jogos, suavizando, portanto, a taxa de crescimento da carga. No Norte essa taxa é ainda mais suave, uma vez que na composição da carga há participação significativa de consumidores industriais eletrointensivos, que não reduzem suas demandas durante a realização dos jogos. A seguir, é apresentado um quadro com a rampa de carga para a situação mais severa, ou seja, ao término dos jogos, e sua comparação com a rampa de um dia típico. Cabe registrar que, no intervalo dos jogos essa rampa apresenta uma taxa bem inferior. Subsistema Rampa em 9 minutos ao término do jogo Rampa de carga (dia típico) MW MW/min. MW/min. Sul/Sudeste/Centro-Oeste 7.400 820 (1) 120 Norte/Nordeste 720 80 (2) 35 SIN 8.000 890 (3) 150 Obs: Corresponde, a cada minuto, ao atendimento de uma carga similar a: (1) Distrito Federal (2) Campina Grande (3) Belo Horizonte + Florianópolis 5 / 30
2.2 Jogo de domingo início às 13:00 horas Em todo o SIN, espera-se que a carga comece a se reduzir em torno de 1 a 2 horas antes do início da partida, em função da redução das atividades vinculadas ao comércio e serviços, atingindo um patamar semelhante ao de carga mínima. Tendo em vista o dia do jogo, bem como o horário de realização, os montantes de redução e a taxa de crescimento da carga, no intervalo e no término do jogo, não serão tão acentuadas quanto nos jogos dos dias úteis. 2.3 Curvas de carga durante os jogos A seguir, são ilustradas as curvas de carga previstas para os jogos da primeira fase da Copa do Mundo de 2006. 62000 60000 58000 56000 54000 52000 50000 48000 46000 44000 42000 40000 38000 36000 34000 32000 30000 28000 26000 M W SIN Redução no início do Jogo 9500 M W (1h e 30) 18% Redução no início do Jogo 8000 M W (2horas) 20% 7:58 8:32 9:06 9:40 10:14 10:48 11:22 11:56 Término do Jogo 8000 M W (9min) 18% Término do Jogo 1800 M W (9min) 5% 12:31 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 15:54 16:28 17:01 17:36 18:09 18:44 19:18 Intervalo do Jogo 3500 M W (9min) 9% Jogo Domingo 13 horas Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo m inutos 19:51 20:25 20:59 21:33 22:06 22:40 23:13 6 / 30
50000 48000 46000 44000 42000 40000 M W Sistema S+SE+CO Término do Jogo 7400 M W (9min) 20% 38000 36000 34000 32000 30000 28000 26000 24000 22000 12000 11500 11000 10500 10000 9500 9000 8500 8000 7500 7000 Re dução no início do Jogo 8000 M W (1h e 30) 20% Redução no início do Jogo 5700 M W (2horas) 20% 7:58 8:32 9:06 9:40 M W 10:14 10:48 11:22 11:56 12:31 Sistema N+NE Redução no início do Jogo 1500 M W (1h e 30) 16% Redução no início do Jogo 1350 M W (2horas) 15% 7:58 8:32 9:06 9:40 10:14 10:48 11:22 11:56 Intervalo do Jogo 3500 M W (9min) 10% Término do Jogo 1250 M W (9min) 5% 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 15:54 16:28 17:01 17:36 18:09 18:44 19:18 19:51 20:25 Cabe registrar que as grandes variações ocorrem na carga do subsistema SE/CO e principalmente na área S.Paulo, maior carga do SIN. Os diagramas apresentados no Anexo 1 ilustram o comportamento da carga. Jogo Domingo 13 horas Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo Término do Jogo 720 M W (9min) 8% Término do Jogo 200 M W (9min) 3% Jogo Domingo 13 horas Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo 12:31 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 15:54 16:28 17:01 17:36 18:09 18:44 19:18 19:51 20:25 m inutos 20:59 21:33 22:06 22:40 23:13 m inutos 20:59 21:33 22:06 22:40 23:13 7 / 30
"! Os procedimentos relacionados abaixo estabelecem as diretrizes que deverão ser seguidas durante os jogos do Brasil, para preservar a segurança do SIN. Atenção especial é dada para a operação nos dias úteis, quando são impostas condições mais severas, em função do comportamento da carga, conforme exposto no item anterior. 3.1 Relacionados às intervenções no SIN Não deverão ser liberadas intervenções, com ou sem desligamento, na rede de operação, durante os períodos dos jogos do Brasil, exceto os desligamentos de longa duração que estiverem em curso. Todas as intervenções programadas para os dias de jogo deverão ser concluídas pelo menos 04 horas antes do início do jogo. Não deverão ser liberados desligamentos de unidades geradoras nos dias dos jogos do Brasil, exceto os desligamentos de urgência e os desligamentos de longa duração que não puderem ser postergados. 3.2 Relacionados ao controle da freqüência e aos fluxos nas interligações Para preservar o equilíbrio carga/geração durante as rampas de carga no intervalo e no fim dos jogos, é necessário se dispor do maior número de unidades geradoras sincronizadas ao SIN. Dessa forma, quando da redução da demanda, durante a realização dos jogos, deve ser evitado o desligamento de unidades geradoras, que deverão operar com despacho minimizado ou nulo, ou mesmo como compensadores síncronos, onde isso for possível. Em cada subsistema deve-se manter reserva de potência suficiente nas usinas hidráulicas, inclusive naquelas que não estiverem operando sob o Controle Automático de Geração CAG, de tal forma que se disponha de margem para fazer face às rampas de carga. Ao final do primeiro tempo e ao final dos jogos, deverá ser elevada manualmente a geração das usinas fora do CAG, acompanhando a rampa de carga. Esse procedimento visa evitar que, para as elevadas taxas de subida de carga, ocorra flutuação indesejável dos intercâmbios entre áreas de controle e principalmente entre os subsistemas, com risco de serem ultrapassados os limites de segurança ou mesmo redução da freqüência do sistema, uma vez que o CAG não teria velocidade suficiente para fazer frente a essa situação. Os fluxos nas interligações, bem como os fluxos nos troncos de transmissão que atendem aos principais centros de carga, deverão ser controlados em valores consideravelmente inferiores aos limites de confiabilidade, de forma a 8 / 30
evitar que eventuais flutuações de potência, ocasionadas pelas taxas de subida da carga, resultem na violação dos limites de segurança. As usinas térmicas, pelas suas características operativas, serão mantidas com despacho fixo durante os jogos, bem como durante as rampas de carga. 3.3 Relacionados ao controle de tensão Os fluxos nas interligações deverão ser controlados em valores consideravelmente inferiores aos limites de confiabilidade. Entretanto esses fluxos não poderão ser programados em valores muito reduzidos, para evitar a abertura de circuitos para o controle da tensão. Para evitar a abertura de circuitos que suprem os principais centros de carga, também deverá ser controlado o carregamento desses troncos de transmissão. Assim, antes do início dos jogos, quando ocorrerá a redução de carga, a geração nas usinas hidráulicas próximas aos centros de carga deverá ser reduzida, sem o desligamento de unidades geradoras. A manutenção em operação de todas as unidades tem por finalidade permitir a maximização da geração ao término dos jogos, de forma a evitar que a elevação da demanda resulte em carregamentos elevados nos troncos de transmissão, que poderiam ocasionar problemas de controle de tensão. As ações de controle da tensão deverão ser coordenadas de modo que as empresas de distribuição possam minimizar as manobras em bancos de capacitores e reatores, bem como as manobras nos tapes dos transformadores que operam no modo manual. Essa medida visa manter disponíveis maior quantidade de recursos para o adequado controle da tensão uma vez que, ao final dos jogos, é esperada uma rápida transição da carga leve para a carga pesada, o que tende a esgotar os recursos de controle. Durante o primeiro e o segundo tempo dos jogos, principalmente nos últimos 15 minutos, os compensadores síncronos e estáticos do sistema deverão ser controlados absorvendo reativos, para que tenham margem de resposta durante as rampas de carga, evitando afundamentos de tensão. Durante os jogos realizados em dias úteis, nos minutos que antecedem o início das rampas de subida, ao final do segundo tempo, buscar controlar as tensões no sistema de EAT próximas aos limites superiores das faixas estabelecidas para a carga média. Esse procedimento visa antecipar as medidas de controle para fazer frente à elevada taxa de crescimento da carga. 9 / 30
# Tendo por base os procedimentos gerais indicados anteriormente, são estabelecidas a seguir as diretrizes que deverão ser seguidas para a adequada operação do SIN durante os jogos do Brasil. 4.1 Diretrizes para a operação das interligações inter-regionais Durante os jogos, os intercâmbios nas principais interligações deverão ser programados e controlados nos valores abaixo indicados. As restrições superiores garantem que, mesmo nos períodos de crescimento acentuado da carga, serão respeitados os limites de segurança. Por outro lado, as restrições inferiores têm por objetivo evitar a abertura de circuitos nos períodos de menor demanda, provendo maior segurança à operação SIN. Fluxo no tronco de 765 kv entre Ivaiporã e Itaberá (FSE): entre 3900 MW e 4700 MW Obs: A geração de Itaipu 60 Hz deverá ser limitada a 5600 MW (com 9 unidades em operação), ou a 5300 MW (com 8 unidades em operação). Recebimento pelo Sul: entre 1500 MW e 3000 MW Fluxo no tronco de 500 kv Norte/Nordeste (FNE): entre 800 MW e 1300 MW Fluxo de Colinas para Miracema (FCOMC): entre 700 MW e 1200 MW Fluxo do Norte para o Sudeste medido em Serra da Mesa (FNS): entre 1000 MW e 2000 MW Essas faixas de intercâmbio também deverão ser adotadas na programação durante a primeira meia hora após o término do jogo. Em tempo real, se necessário, essas faixas poderão ser ultrapassadas, observando-se os limites de segurança estabelecidos nas instruções de operação. Somente depois de esgotados os procedimentos previstos nas instruções de operação, poderá ser adotada a abertura de circuitos das interligações para controle de tensão. 4.2 Diretrizes para o controle da freqüência Para o adequado controle da freqüência e com o objetivo de fazer frente ao rápido crescimento da demanda que é esperado ao término dos jogos, deverá ficar sincronizado, no mínimo, o número de unidades geradoras hidráulicas indicado no Anexo 3. No Anexo, são destacados os montantes de reserva alocados em usinas fora do CAG, que deverão ter sua geração elevada 10 / 30
manualmente, acompanhando a elevação da demanda ao final dos jogos, uma vez que o CAG não teria velocidade suficiente, o que resultaria em maiores desvios de freqüência. Nas unidades que permanecerão sob o CAG deverão ser alocados os valores usualmente praticados. Cabe destacar que a alocação da reserva indicada no Anexo 3 foi definida de modo que cada subsistema seja capaz de responder à própria rampa de carga, buscando atenuar as variações de intercâmbio entre os subsistemas. Portanto, não sendo possível alocar em alguma usina o valor de reserva definido no Anexo 3, o mesmo deverá ser transferido para outra usina, no mesmo subsistema, também fora do CAG. Quanto à operação do Controle Automático de Geração, as seguintes diretrizes deverão ser adotadas para cada uma das áreas de controle do SIN: Área de controle do COSR-NE: O CAG deverá operar na modalidade TLB. Manter no CAG as seguintes usinas: Luiz Gonzaga; Paulo Afonso IV. Área de controle do COSR-N: O CAG deverá permanecer desligado. Essa medida tem por objetivo possibilitar a utilização da geração da UHE Itumbiara no acompanhamento da rampa de carga do Sudeste/ Centro-Oeste, sem provocar flutuações no fluxo da interligação Norte / Sudeste. As UHEs Tucuruí e Lajeado deverão ser utilizadas para acompanhar a rampa de carga da região Norte, devendo-se dar prioridade para a geração da UHE Lajeado. Área de controle do COSR-SE: O CAG deverá operar na modalidade TLB. Manter no CAG as seguintes usinas: L.C.Barreto; Furnas; Marimbondo. Manter Itaipu 60 Hz fora do CAG, para evitar violações das restrições de transmissão nos sistemas de 765 kv e receptores de 500 kv e 345 kv. Área de controle do COS-SP: O CAG do COS-SP deverá operar em FF (freqüência constante), para garantir o adequado controle da freqüência do SIN, caso seja esgotada a reserva nas demais áreas de controle. Manter no CAG as seguintes usinas: Ilha Solteira; Água Vermelha; Capivara. Área de controle do COS-MG: O CAG deverá permanecer desligado nos jogos realizados nos dias úteis, visando evitar problemas de controle de tensão na malha de 500 kv. No jogo de domingo, o CAG poderá permanecer ligado. Área de controle do COSR-S: O CAG deverá operar na modalidade TLB. Manter no CAG as seguintes usinas: Gov. Ney Braga, Salto Osório, Itá e Machadinho. Durante os jogos dos dias úteis, dado o montante e a taxa da rampa ao final do jogo, recomenda-se retirar do CAG as UHE GBM e S. Santiago, para permitir o acompanhamento da rampa de carga de carga do Sul. 11 / 30
4.3 Diretrizes para a operação dos subsistemas e principais áreas As diretrizes para o controle da tensão no SIN nos jogos que se realizarão nos dias úteis e no domingo estão detalhadas no Anexo 2. $ % Tendo em vista os aspectos mencionados nesse documento e visando prover segurança operacional para o SIN, nos dias de jogo do Brasil, recomenda-se: Ao ONS Programar as transferências de energia entre as regiões do SIN de forma a evitar que eventuais variações de potência, provocadas pelas elevadas taxas de subida da carga, resultem na violação dos limites de segurança; Programar o despacho de geração das usinas de forma a manter em operação o maior número de unidades geradoras sincronizadas ao SIN. Essa medida é necessária para se dispor de reserva de girante que garanta o equilíbrio carga/geração durante as rampas de carga no intervalo e no fim dos jogos; Coordenar as ações de controle de tensão de forma a permitir que as concessionárias de Distribuição possam manter em serviço, durante os jogos, maior número possível de bancos de capacitores. Essa medida visa o adequado controle da tensão ao final dos jogos, quando é esperada uma rápida transição da carga leve para a carga pesada; Coordenar as ações para a implementação das diferentes modalidades de operação do Controle Automático de Geração CAG, bem como as ações de elevação da geração das unidades fora do CAG, para o adequado controle da freqüência. As concessionárias de Geração e Transmissão Não deverão ser programadas intervenções, com ou sem desligamento, em instalações de geração e transmissão, durante os períodos dos jogos do Brasil; Todas as intervenções programadas para os dias de jogo do Brasil deverão ser concluídas pelo menos 4 horas antes do início do jogo; 12 / 30
Manter disponíveis e em operação normal os equipamentos das instalações de usinas, subestações e linhas de transmissão integrantes da Rede de Operação; Para as instalações não assistidas assegurar esquemas especiais para a pronta intervenção; Estabelecer esquema especial para as turmas de manutenção de modo a assegurar a pronta normalização das condições de atendimento na eventual ocorrência de problemas. As concessionárias de Distribuição Adotar procedimento análogo ao recomendado para as concessionárias de Geração e Transmissão. 13 / 30
& '! '() () 40000 38000 36000 34000 MW Sistema SE+CO Término do Jogo 5900 MW (9min) 20% 32000 30000 28000 Redução no início do Jogo 5600 MW (1h e 30) 18% 26000 24000 22000 20000 18000 16000 14000 12000 20000 18000 Redução no início do Jogo 8000 MW (2horas) 30% MW 7:58 8:32 9:06 9:40 10:14 10:48 11:22 São Paulo 11:56 12:31 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 Término do Jogo 3200 MW (9min) 20% Término do Jogo 1800 MW (9min) 10% Intervalo do Jogo 2450 MW (9min) 10% Jogo Domingo 13 horas Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo 15:54 16:28 17:01 17:36 18:09 18:44 19:18 19:51 20:25 20:59 minutos 21:33 22:06 22:40 23:13 16000 14000 Redução no início do Jogo 3800 MW (1h e 30) 25% 12000 Intervalo do Jogo 810 MW (9min) 6% 10000 Jogo Domingo 13 horas 8000 6000 Redução no início do Jogo 2300 MW (2horas) 20% 7:58 8:32 9:06 9:40 10:14 10:48 11:22 11:56 Término do Jogo 700 MW (9min) 8% 12:31 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 15:54 16:28 17:01 17:36 18:09 18:44 19:18 19:51 20:25 20:59 Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo minutos 21:33 22:06 22:40 23:13 14 / 30
12000 11000 10000 MW Sistema SUL Término do Jogo 1550 M W (9min) 20% 9000 8000 7000 Redução no início do Jogo 1700 M W (1h e 30) 20% 6000 Intervalo do Jogo 1000 MW (9min) 12% 5000 4000 3000 Redução no início do Jogo 1100 M W (2horas) 20% 7:58 8:32 9:06 9:40 10:14 10:48 11:22 11:56 Término do Jogo 300 MW (9min) 6% 12:31 13:04 13:38 14:13 14:46 15:20 15:54 16:28 17:01 Jogo Domingo 13 horas Jogos Dias Úteis 16 horas DomingoS/Jogo Dias Úteis S/Jogo 17:36 18:09 18:44 19:18 19:51 20:25 20:59 m inutos 21:33 22:06 22:40 23:13 15 / 30
& ' * As diretrizes que se seguem referem-se às condições mais severas, ou seja, para os jogos das 16:00 h dos dias úteis. Para o jogo de domingo não são esperadas maiores dificuldades. 1 Subsistema Sul 1.1 Sistema de 525 kv A partir da diminuição da carga, prevista para as 15:00 horas, reduzir a tensão terminal nas usinas conectadas ao sistema de 525 kv para 0,95 p.u. e desligar os capacitores de Gravataí 230 kv. Durante o jogo, manter todas as máquinas disponíveis sincronizadas, mesmo que operando como síncronos. Ao final do jogo, quando da elevação da carga, desligar gradativamente os reatores inseridos para o controle de tensão, reconectar os capacitores necessários em Gravataí e elevar tensão terminal e a geração das usinas alocadas para a execução da rampa manual. 1.2 Área Rio Grande do Sul Manter o FRS em valores entre 2000 MW a 2500 MW. Durante a redução de carga converter para síncronos as máquinas que operam nessa modalidade, ajustando a tensão terminal para o mínimo da faixa operativa. Para os barramentos com tensão controlada, operar com o perfil de tensão desejado para o patamar de carga média. 1.3 Área Santa Catarina Operar com o maior número de máquinas sincronizadas na UTE J.Lacerda. Durante a rampa de redução da carga, desconectar os capacitores de Blumenau e Palhoça - 230 kv, se estiverem em operação. Ao final do jogo, monitorar a tensão em Blumenau, reconectando um dos capacitores de 230 kv, se necessário. Para os barramentos com tensão controlada, operar com o perfil de tensão desejado para o patamar de carga média. 1.4 Área Paraná 16 / 30
Operar com todas as máquinas sincronizadas na UHE G. Parigot de Souza, mesmo como síncronos, convertendo-as para gerador nos minutos finais do jogo para o rampeamento de carga. Para os barramentos com tensão controlada, operar com o perfil de tensão desejado para o patamar de carga média. 1.5 Usinas para acompanhamento da carga De forma a acompanhar as variações de carga ao decorrer do jogo e a rampa durante o intervalo, recomenda-se utilizar as usinas próximas dos centros de carga, com prioridade para as usinas do rio Jacuí para a região metropolitana de Porto Alegre e de Gov. Parigot de Souza para a região metropolitana de Curitiba. Para a rampa de aproximadamente 1700 MW em 9 minutos, após a conclusão do jogo, recomenda-se a utilização da reserva indicada para as usinas da região Sul que estão fora do CAG, conforme indicado no Anexo 3. 2 Subsistema Nordeste Manter os compensadores síncronos e estáticos, durante os jogos, absorvendo potência reativa próximo ao limite de absorção, de modo que estes equipamentos possam responder rapidamente ao controle de tensão, durante a transição da carga leve para a carga média ao final dos jogos. Deverá ser necessário utilizar, durante os jogos, os reatores manobráveis de 500 kv e 230 kv, bem como desligar os bancos de capacitores de 230 kv e 69 kv. Será necessário reverter rapidamente, ao término dos jogos com início às 16:00h dos dias úteis, as manobras destes equipamentos que foram realizadas no início do jogo. As empresas de transmissão deverão ficar atentas para as manobras dos equipamentos de suporte de reativo que não pertencem à rede básica. Utilizar o plano de tensão da geração das UHE do complexo de Paulo Afonso, operando no item mais baixo possível, durante o período de carga reduzida, de modo a ajudar no controle de tensão do subsistema Nordeste, em especial o da área Norte. Antes do início da rampa de subida, ao final dos jogos das 16:00 horas dos dias úteis, as tensões deverão ser controladas na faixa recomendada para o período de carga média. Com o FNE programado em 800 MW durante os jogos, espera-se o desligamento de até 3 linhas de transmissão de 230 kv, da área Norte, para 17 / 30
controle de tensão. Com o FNE programado em 1300 MW, espera-se o desligamento de apenas 1 linha de transmissão de 230 kv. Caso a UTE Termo Pernambuco declare inflexibilidade, com geração de 248 MW conforme o PMO de maio/2006, a mesma deverá permanecer com o despacho fixo durante os jogos e as rampas de carga. 3 Subsistema Norte Manter os compensadores síncronos, durante os jogos, absorvendo potência reativa próximo ao limite de absorção, de modo que estes equipamentos possam responder rapidamente ao controle de tensão, durante a transição da carga leve para a carga média ao final dos jogos. Deverá ser necessário desligar, durante os jogos, até 2 bancos de capacitores de 230 kv da SE Vila do Conde. Será necessário reverter rapidamente, ao término dos jogos com início às 16:00 h dos dias úteis, as manobras destes equipamentos que foram realizadas no início do jogo. Antes do início da rampa de subida, ao final do jogo das 16:00h dos dias úteis, as tensões deverão ser controladas na faixa recomendada para o período de carga média. 4 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 4.1 São Paulo Com o objetivo de minimizar problemas de sobrecarga harmônica em Ibiúna e auxiliar no controle de tensão, o elo de corrente contínua deverá operar, durante todo o período, com 7 conversores e 1745 Mvar de bancos de filtros ligados. Deverá estar despachado, durante o jogo, em 4500 MW, devendo ser rampeado, ao término do jogo, para 5500 MW. Não deverá haver manobra de bancos de filtros durante a rampa. Poderão ser manobrados os dois bancos de capacitores de Ibiúna (2 x 294 Mvar). Para que seja possível elevar o elo de corrente contínua para 5500 MW ao término do jogo, deverão ser mantidas em operação 9 unidades geradoras em Itaipu 50 Hz. Manter os síncronos de Ibiúna, durante os jogos, absorvendo potência reativa próximo ao limite de absorção definido na IO-ON.SE (140 Mvar por síncrono). É previsto que seja necessário energizar, durante os jogos, reatores manobráveis das redes de 440 kv e 230 kv, e desligar os bancos de capacitores de Tijuco Preto 345 kv. 18 / 30
Somente depois de esgotados os demais recursos de controle de tensão da área São Paulo (conexão de reatores, subexcitação dos síncronos de Embu-Guaçu e Santo Ângelo), deverá ser solicitado o desligamento de bancos de capacitores de 88 kv da CTEEP, de forma a reduzir o consumo reativo dos síncronos de Ibiúna, conforme IO-ON.SE. Caso isso venha a ser necessário, deverá ser solicitada a conexão desses bancos de capacitores 15 minutos antes do término do segundo tempo do jogo. Deve-se atentar para a necessidade de reverter rapidamente, ao término dos jogos com início às 16:00 horas de dias úteis, as manobras de reatores e capacitores que tiverem sido adotadas no início do jogo. Caso venha a ocorrer sobrecarga harmônica, a primeira medida a ser adotada deverá ser a abertura de um circuito da LT 500 kv Ibiúna - Bateias, tendo em vista que, caso fosse adotada a abertura de um circuito da LT 345 kv Ibiúna - Interlagos, seria necessário religá-lo durante a rampa de carga, no final do jogo. Durante os jogos a UHE Henry Borden deverá ser mantida com despacho mínimo (34 MW), mantendo todas as unidades geradoras em operação. Ao término dos jogos com início às 16:00 horas de dias úteis, o despacho dessa usina deverá ser elevado até a potência máxima disponível. 4.2 Área Rio de Janeiro / Espírito Santo Durante o período dos jogos, controlar FRJ acima de 3500 MW, reduzindo o despacho das usinas hidráulicas da área. Para que isso seja possível, poderá ser necessário, durante a programação, limitar o despacho das usinas térmicas da área RJ/ES. Deve-se evitar a abertura de linhas de 500 kv para controle de tensão. Quando da redução da carga no período que antecede o início dos jogos, deverá ser recolhido o despacho nas seguintes usinas: Nilo Peçanha; Pereira Passos; Fontes; Ilha dos Pombos; Funil; Mascarenhas - Escelsa; Aimorés; Rosal. Isso tem como objetivo evitar que FRJ caia excessivamente, o que pode dificultar o controle de tensão. Todas as unidades geradoras disponíveis nessas usinas deverão ser mantidas em operação. Ao término dos jogos, o despacho dessas usinas deverá ser maximizando. Quinze minutos antes do término do segundo tempo, os compensadores síncronos de Grajaú deverão estar absorvendo potência reativa (pelo menos 100 Mvar por unidade). 19 / 30
4.3 Área Minas Gerais / Paranaíba Durante o período dos jogos, controlar FMG acima de 3100 MW pela redução dos despachos das usinas hidráulicas da área. Para tanto, quando da redução da carga no período que antecede o início dos jogos, deverá ser recolhido o despacho nas usinas internas à área MG (Miranda, Igarapava, Guilman Amorim, Porto Estrela, Sá Carvalho, Salto Grande, Santa Clara, Funil Grande, Aimorés), mantendo em operação todas as unidades geradoras disponíveis. Ao término dos jogos, o despacho dessas usinas deverá ser maximizando. Quinze minutos antes do término do segundo tempo, elevar os níveis de tensão dos barramentos da Região Central para o máximo da faixa e operar os compensadores síncronos de Neves e Mesquita, bem como o compensador estático de Ouro Preto com folga. No rampeamento da geração nas usinas do Rio Paranaíba a operação da área Minas Gerais deve ser mantida na área de segurança definida no gráfico de atendimento a esta área, devendo para isto ser observada a relação entre o FMG e o somatório da geração nas usinas do Paranaíba com o fluxo de Serra da Mesa (FSM). 4.4 Áreas Goiás - Brasília e Mato Grosso Nos dias de jogos da seleção brasileira, a UTE Cuiabá deverá estar em operação, com despacho mínimo (135 MW). Deverá ser mantida reserva de potência nas usinas hidráulicas da área Mato Grosso (Manso, Ponte de Pedra, Itiquira, Jauru e Guaporé), cujo despacho deverá ser elevado durante a rampa de carga, para evitar flutuações de FMT. 4.5 Área Mato Grosso do Sul: Durante o jogo, mesmo com a redução da carga, manter o mesmo número de máquinas que estavam sincronizadas por razões elétricas na UTE William Arjona no período anterior ao jogo. Para isso, durante a redução de carga, ajustar para o valor mínimo as tensões terminais nas UTE W. Arjona e nas UHE Rosana e Jupiá 138 kv e inserir reatores no sistema da Enersul e, por fim, o reator de barra na SE Dourados 230 kv. Destaca-se que, considerando a carga prevista, o reator da linha 230 kv Dourados Guaíra já deverá estar conectado, mesmo antes da redução da carga. Sendo ainda observadas dificuldades para o controle de tensão, desligar capacitores na região de Campo Grande. Esta estratégia visa evitar a desconexão de 20 / 30
capacitores, reduzindo a necessidade de chaveamentos de elementos shunt para elevação das tensões, durante o período da tomada de carga. Considerando a previsão de carga ao final da rampa, sincronizar as unidades na UTE W. Arjona que forem necessárias para o atendimento a mesma, cerca de 30 minutos antes do final da partida, desconectando gradativamente os reatores inseridos e elevando a tensão terminal nas na UTE W. Arjona e nas UHE Rosana e Jupiá 138 kv. Ainda, se necessário, conectar os capacitores que eventualmente estejam desligados. Para os barramentos com tensão controlada, operar com o perfil de tensão desejado para o patamar de carga média. 21 / 30
&"'!! +, Nas tabelas a seguir são destacados os montantes de reserva alocados em usinas fora do CAG, que deverão ter sua geração elevada manualmente, acompanhando a elevação da demanda ao final dos jogos. Os montantes de reserva são definidos para o período de demanda mínima, durante os jogos. 1. Jogos com início às 16:00 horas de dias úteis Os montantes de reserva de potência a serem mantidos fora do CAG foram calculados adotando as seguintes premissas: Expectativa de elevação da demanda entre o valor mínimo (1º tempo dos jogos) e máximo (cerca de 30 minutos após o término dos jogos): Sudeste: Sul: Nordeste: Norte: 12.000 MW 3.300 MW 2.600 MW 500 MW 22 / 30
Tabela 1-A - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sudeste USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida SUDESTE/CENTRO-OESTE geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Ilha Solteira (CAG) 19 2400 Água Vermelha (CAG) 6 750 Capivara (CAG) 4 340 L.C.Barreto (CAG) 6 120 Furnas (CAG) 7 200 Marimbondo (CAG) 7 360 Jupiá 12 560 980 Três Irmãos 4 520 120 Porto Primavera 14 420 1100 Taquaruçu 5 200 350 Chavantes 4 204 200 Jurumirim 2 40 50 Promissão 3 105 150 Nova Avanhandava 2 106 110 Ibitinga 3 45 80 Bariri 2 40 50 Barra Bonita 4 8 130 Caconde 2 30 50 E.Cunha 4 52 50 Limoeiro 2 10 20 São Simão 6 1380 300 Emborcação 3 600 290 Jaguara 4 320 100 Volta Grande 4 200 180 Nova Ponte 3 375 130 Miranda 2 160 100 Três Marias 5 175 150 Igarapava 4 52 110 Queimado 3 51 50 Guilman 4 80 60 Mascarenhas 3 15 87 Aimorés 1 45 60 Serra da Mesa 1 295 130 Itumbiara 6 600 1600 Cana Brava 3 180 280 Corumbá 3 120 250 M. Moraes 8 150 250 Porto Colômbia 4 160 160 Nilo Peçanha 4 90 250 Funil 3 90 120 Itaipu 60 Hz 9 5600 700 Elo de corrente contínua 9 4500 1000 Henry Borden 15 34 800 Cachoeira Dourada 9 334 200 TOTAL SUDESTE 22116 10797 23 / 30
Tabela 1-B - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sul USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Sul geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Itá (CAG) 4 290 Machadinho (CAG) 2 220 G. N. Braga (CAG) 3 800 Passo Fundo 2 110 110 G. B. Munhoz 4 1000 600 Salto Santiago 4 800 600 Salto Caxias 4 800 400 Salto Osório 5 400 500 G. P. Souza 4 150 110 Passo Real 2 70 70 Itaúba 4 150 350 Jacuí 5 75 75 D. Francisca 1 30 30 TOTAL SUL 4895 2815 Tabela 1-C - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Norte USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Norte geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Lajeado 5 500 400 Tucuruí I 11 3100 750 Tucuruí II 10 2400 1350 TOTAL NORTE 6000 2500 Tabela 1-D - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Nordeste USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Nordeste geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Paulo Afonso IV (CAG) 4 1090 Luiz Gonzaga (CAG) 4 640 Xingó 6 1900 1200 Sobradinho 5 400 475 Boa Esperança 2 104 0 Paulo Afonso II 1 70 0 Paulo Afonso III 1 155 45 Apolônio Sales 1 60 40 Itapebi 2 180 120 TOTAL NORDESTE 4599 1880 2. Jogo com início às 13:00 horas de domingo Os montantes de reserva de potência a serem mantidos fora do CAG foram calculados adotando as seguintes premissas: Expectativa de elevação da demanda entre o valor mínimo (início do jogo) e os valores de demanda após a rampa de carga ao término do jogo, por volta das 15:00 horas: 24 / 30
Sudeste: Sul: Nordeste: Norte: 5700 MW 1700 MW 360 MW 350 MW Tabela 2-A - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sudeste USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida SUDESTE/CENTRO- OESTE geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Ilha Solteira (CAG) 17 1700 Água Vermelha (CAG) 5 750 Capivara (CAG) 6 240 L.C.Barreto (CAG) 5 120 Furnas (CAG) 5 100 Marimbondo (CAG) 6 360 Jupiá 12 750 790 Três Irmãos 4 520 124 Porto Primavera 14 980 560 Taquaruçu 5 200 355 Chavantes 3 153 156 Jurumirim 1 20 29 Promissão 2 70 106 Nova Avanhandava 2 110 114 São Simão 4 920 200 Emborcação 3 600 294 Jaguara 4 320 104 Volta Grande 2 100 90 Nova Ponte 1 125 45 Miranda 1 80 53 Três Marias 4 140 120 Igarapava 2 26 58 Mascarenhas 3 45 87 Aimorés 1 45 65 Serra da Mesa 1 295 130 Itumbiara 5 600 1300 Cana Brava 1 60 95 Corumbá 2 100 150 M. Moraes 5 150 100 Porto Colômbia 1 40 42 Itaipu 60 Hz 9 4800 1500 Elo de corrente contínua 9 4500 1000 Henry Borden 15 34 800 TOTAL SUDESTE 19053 8467 25 / 30
Tabela 2-B - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sul USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Sul geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Itá (CAG) 4 170 Machadinho (CAG) 2 0 G. N. Braga (CAG) 3 540 Passo Fundo 2 0 G. B. Munhoz 4 250 600 Salto Santiago 4 275 600 Salto Caxias 4 0 600 Salto Osório 5 540 300 G. P. Souza 4 60 200 Passo Real 2 50 25 Itaúba 4 100 300 Jacuí 5 60 30 D. Francisca 1 30 30 TOTAL SUL 2075 2685 Tabela 2-C - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Norte USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Norte geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Lajeado Tucuruí I Tucuruí II TOTAL NORTE 5 500 400 11 3000 850 9 2300 1075 5800 2325 Tabela 2-D - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Nordeste USINAS Nº mínimo de unidades Despacho de referência Reserva mínima a ser mantida Nordeste geradoras sincronizadas no período de demanda mínima nas usinas fora do CAG Paulo Afonso IV (CAG) 3 850 Luiz Gonzaga (CAG) 5 800 Xingó 5 1550 1000 Sobradinho 5 400 475 Boa Esperança 2 104 0 Paulo Afonso II 1 70 0 Paulo Afonso III 1 160 40 Apolônio Sales 1 60 40 Itapebi 1 90 60 TOTAL NORDESTE 4084 1615 26 / 30
&#' -,!, Nas tabelas a seguir são apresentados os equipamentos que deverão estar indisponíveis durante a primeira fase da Copa do Mundo. Tabela 5 Unidades geradoras indisponíveis Região Agente Usina Nº da unidade Período de indisponibilidade ELETRONUCLEAR UTN ANGRA I 1 12/05/2006 a 01/07/2006 UHE Emborcação 3 16/05/2006 a 22/06/2006 UHE Funil (Grande) 2 22/05/2006 a 30/06/2006 UHE Igarapava 1 05/06/2006 a 10/08/2006 CEMIG UHE Itutinga 4 17/04/2006 a 16/06/2006 UHE Jaguara 2 01/05/2006 a 03/10/2006 UHE Miranda 2 21/04/2006 a 31/12/2006 UHE Salto Grande 1 02/05/2006 a 30/11/2006 UHE Três Marias 3 19/06/2006 a 08/07/2006 6 30/01/2006 a 17/06/2006 SUDESTE SUL NORDESTE DUKE UHE Capivara 3 28/05/2006 a 14/06/2006 CESP UHE Jupiá 10 01/06/2006 a 30/06/2006 UHE Ilha Solteira 11 08/05/2006 a 15/08/2006 1 29/05/2006 a 10/07/2006 UHE Três Irmãos 1 19/06/2006 a 31/07/2006 UHE Paraibúna 2 19/06/2006 a 03/07/2006 UHE N.AVANHANDAVA 2 23/05/2006 a 30/06/2006 AES TIETÊ 12/06/2006 a 18/06/2006 UHE Bariri 3 18/06/2206 a 28/02/2007 CANDONGA UHE Candonga 2 06/06/2006 a 14/06/2006 CDSA UHE C. Dourada 8 08/05/2006 a 16/06/2006 CEMIG UHE Itutinga 4 17/04/2006 a 15/06/2006 UHE MARIMBONDO 7 24/02/2006 a 28/07/2006 2 29/05/2006 a 08/09/2006 FURNAS UHE M.MORAES 6 19/06/2006 a 14/07/2006 UHE FURNAS 6 30/05/2006 a 31/07/2006 1 CGTEE UTE P.Médici 01/01/2006 à 31/07/2006 2 UHE Salto Osório 2 24/04/2006 a 09/08/2006 2 05/06/2006 a 10/06/2006 UHE Gov. Parigot de Souza COPEL 1 20/06/2006 a 21/06/2006 UHE Ney Braga 3 29/05/2006 a 06/07/2006 CEEE UHE Jacuí 6 16/05/2006 a 03/07/2006 UHE Dona Francisca 2 22/03/2006 a 22/10/2006 AES URUGUAIANA UTE Uruguaiana 1 28/03/2006 a 10/07/2006 AES URUGUAIANA UTE Uruguaiana 2, 3 20/04/2006 a 15/06/2006 UHE P.AFONSO IV 2 24/04/2006 a 23/06/2006 UHE P.AFONSO III 3 31/05/2006 a 30/06/2006 2 22/05/2006 a 16/06/2006 CHESF UHE P.AFONSO II 3 01/09/2005 a 31/07/2006 UHE L.GONZAGA 1 20/01/2006 a 28/08/2006 UHE L.GONZAGA 2 12/06/2006 a 16/06/2006 2 06/06/2006 a 05/07/2006 ELETRONORTE UHE TUCURUÍ 20 MÁQUINA EM TESTE VOTORANTIM UHE P.CAVALO 1 e 2 15/03/2006 a 05/07/2006 27 / 30
Tabela 6 Reatores de Linha Indisponíveis Área Região Agente Equipamento Previsão de Retorno Comentário 440kV SUDESTE CTEEP RE-3 440 kv 180 Mvar da SE Araraquara 30/06/2006 08/06/2006 à 30/06/2006 MG SUDESTE CEMIG RT 500 kv 90,6 Mvar Jaguara-SE RT13 MG 31/08/2006 MG SUDESTE CEMIG RT 500 kv 90,6 Mvar Jaguara-SE RT9 MG 31/08/2006 Tabela 7 Reatores de Barra Indisponíveis Área Região Agente Equipamento Previsão de Retorno Comentário GO / BR CENTRO-OESTE FURNAS RT2 25 Mvar (13,8 kv) da SE Rio Verde GO / BR CENTRO-OESTE FURNAS RT1 10 Mvar (13,8 kv) da SE Brasília Geral CENTRO-OESTE FURNAS RT 13,8 kv 25 Mvar Bras. Sul RT1 DF CENTRO-OESTE FURNAS RT 13,8 kv 180 Mvar Bras. Sul RT2B CENTRO-OESTE FURNAS RT 13,8 kv 180 Mvar Bras. Sul RT2A GO / BR CENTRO-OESTE FURNAS RT 13,8 kv 180 Mvar Bras. Sul RT2C PA NORTE ELETRONORTE RT2 136 Mvar (500 kv) da SE Marabá 30/06/2006 30/06/2006 01/11/2006 31/08/2006 31/08/2006 31/08/2006 31/07/2006 RJ SUDESTE FURNAS Banco de Reator n o 2 de 25 Mvar / 13.8 kv Sem previsão de retorno Fora de operação desde 07/10/2004 Fora de operação desde 03/11/2004 Fora de operação desde 13/01/2006 Tabela 7 Compensadores Síncronos Indisponíveis Região Agente Equipamento Previsão de Retorno Comentário SUDESTE CEMIG CS 100/-60 Mvar Neves 1 CS2 MG SUDESTE FURNAS CS 330/-220 Tijuco Preto CS1 NORDESTE CHESF CS1 da SE Irecê (-15 a +30 Mvar) NORDESTE CHESF CS 150/-105 Mvar Recife II CS2 PE CENTRO- OESTE FURNAS CS2 da SE Brasília Geral (-10 a +20Mvar) 30/06/2006. 31/08/2006 30/08/2006. 30/06/2006. 30/06/2006. Fora de operação desde 06/10/2005. Fora de operação desde 19/08/2002. 28 / 30
Tabela 8 Transformadores Indisponíveis Área Região Agente Equipamento Previsão de Retorno Comentário 765 kv FURNAS TR6 765/345 kv da SE Tijuco Preto 765 kv FURNAS TR7 765/345 kv da SE Tijuco Preto 01/07/2006 01/07/2006 88 kv CTEEP TR-3 345/88 kv Nordeste 10/09/2006 SUDESTE FURNAS TR 345/13,8kV M.Moraes 14/07/2006 MG CEMIG CEMIG TR-1 500/138 kv Neves I TR-11 500/345 kv Jaguara 765 kv SUL FURNAS TR2 765/525 kv da SE Ivaiporã 30/06/2006 02/07/2007 31/08/2006 Fora de operação desde 16/05/2005. Fora de operação desde 22/09/2005. Fora de operação a partir de 11/06/2006. Fora de operação a partir de 19/06/2006. Fora de operação a partir de 12/06/2006. Fora de operação a partir de 12/06/2006. Fora de operação desde 20/01/2006. 29 / 30
./012340.2/05260. Tabelas Tabela 1-A - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sudeste 23 Tabela 1-B - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sul 24 Tabela 1-C - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Norte 24 Tabela 1-D - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Nordeste 24 Tabela 2-A - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sudeste 25 Tabela 2-B - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Sul 26 Tabela 2-C - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Norte 26 Tabela 2-D - Reserva mínima a ser alocada nas usinas hidráulicas da região Nordeste 26 Tabela 5 Unidades geradoras indisponíveis 27 Tabela 6 Reatores de Linha Indisponíveis 28 Tabela 7 Reatores de Barra Indisponíveis 28 Tabela 7 Compensadores Síncronos Indisponíveis 28 Tabela 8 Transformadores Indisponíveis 29 30 / 30