Eduardo Augusto Ferreira Alves

UNIVERSIDADE CATÓLICA DE BRASÍLIA PRÓ-REITORIA DE GRADUAÇÃO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO Curso de Física Sistema Interligado Nacional (SIN) com ênfase no Controle de Tensão Autor: Eduardo Augusto Ferreira Alves Orientador: Prof. Dr. Sérgio L. Garavelli BRASÍLIA 2008

Eduardo Augusto Ferreira Alves Sistema Interligado Nacional SIN com ênfase no Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste Trabalho de Conclusão de Curso submetido à Universidade Católica de Brasília para obtenção do Grau de Licenciado em Física. Orientador: Prof. Dr. Sérgio Luiz Garavelli Brasília Novembro de 2008 2

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL: COM ÊNFASE NO CONTROLE DE TENSÃO RESUMO O Sistema Interligado Nacional (SIN) é formado pelas empresas do setor elétrico das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte do Brasil. O presente trabalho traz as definições dos principais equipamentos do sistema de potência e revela a importância do controle de tensão para o sistema elétrico em geral. A finalidade do horário de verão para a operação do sistema. Em anexo, o diagrama esquemático da rede de operação sistêmica e regional local, ou seja, localização das usinas e linhas de transmissão do sistema norte / centro-oeste geoelétrico. Utilizando-se recursos do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) como: ferramenta computacional (DOC s 12); Relatório Diário da Operação (RDO) e diagramas do SIN da área Norte / Centro-Oeste, com o objetivo de relacionar a teoria com a prática. PALAVRAS CHAVES: SIN. ONS. Energia Elétrica. Equipamentos para controle de tensão. 3

1. INTRODUÇÃO O setor elétrico brasileiro nos últimos anos tem evoluído muito no sentido de gestão de energia. No final da década de 90 foram criados vários órgãos, públicos e privados; exemplo: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Agencia Nacional de Energia Elétrica (Annel), Conselho Nacional de política Energética (CNPE), Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) no sentido de administrar, fiscalizar, monitorar, supervisionar, comandar o setor. Antes da desverticalização do setor as empresas de grande porte como FURNAS, ELETRONORTE, ELETROSUL, CHESF, etc. priorizavam a compra de energia entre si, com isso descartava a possibilidade de novos investimentos por parte das empresas de pequeno porte. Com a reestruturação do modelo do setor elétrico brasileiro, novas atribuições foram definidas para a operação do sistema elétrico que alteraram significativamente os paradigmas anteriores, as relações entre as organizações envolvidas e a forma de execução das atividades, tornando o processo ainda mais complexo (OLIVEIRA, 2007). Em todo o planeta, um sistema interligado apresenta diversas vantagens: confiabilidade, flexibilidade, continuidade, segurança e economia. Leis foram criadas a fim de determinar regras claras para o setor; Lei 10.848/2004 incentiva investidores na compra de consórcios de transmissão, geração e distribuição de energia elétrica. Além de esclarecer o papel estratégico do Ministério de Minas e Energia (MME), enquanto órgão mandatário da União; reforçar as funções de regulação, fiscalização e mediação da Aneel; organizar as funções de planejamento da expansão, de operação e de comercialização. O ONS é responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) da rede de operação; definidos em rede básica, complementar, operação, supervisão e simulação. O objetivo desse trabalho: relacionar os fenômenos físicos da natureza eletromagnética com o sistema elétrico brasileiro; conhecer os sistemas de transmissão de energia elétrica da região Norte / Centro-Oeste do Brasil; apresentar os principais equipamentos para controle de tensão do SIN; implementação do horário de verão e seus benefícios para a operação do sistema elétrico. 2. Metodologia 4

Para a construção do trabalho, inicialmente realizou-se pesquisa em artigos científicos, base de dados do ONS, sites, jornais e livros didáticos. O papel do ONS no setor elétrico brasileiro, sua responsabilidade atribuições perante aos centros de operação dos agentes; para a definição dessa atividade (SANTOS, 2005), esclarece bem esse papel. Função de cada equipamento da rede de operação, e os conceitos importantes para operação do sistema. A metodologia do trabalho é relacionar a teoria com a prática, definição teórica de cada equipamento elétrico extraído de livros didáticos de física e sites de universidades do Brasil versus aplicação na prática dos equipamentos elétricos no sistema de potência. Em anexo, segue documentos extraídos do ONS sobre perturbações no SIN em unidades geradoras, banco de capacitores e linhas de transmissão referente à área Norte / Centro- Oeste do Brasil. 3. Criação do ONS Em 1º de março de 1999 o Operador Nacional do Sistema Elétrico assumiu a coordenação, supervisão, monitoração e comando da operação do SIN. Em 11 de março de 1999 tivemos o primeiro blecaute da era ONS, os tempos gastos na recomposição foram considerados bastantes pequenos por empresas de consultoria internacional que analisou o desempenho das equipes de operadores e a filosofia adotada. Em 21 de Janeiro de 2002 tivemos outro grande blecaute no Sistema Elétrico Brasileiro e novamente a estratégia de recomposição foi bastante eficiente. Desde então o ONS vem exercendo suas funções no setor elétrico brasileiro. Para Márcia Pereira dos Santos (apud SANTOS, 2005): O ONS tem uma função vital para a economia e o bem estar social, pois ele é o órgão responsável por coordenar e controlar a operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN). Instituído pela lei 9.648/98 e pelo Decreto 2.655/98, o ONS teve seu funcionamento autorizado pela Aneel, com a Resolução 351/98, e assumiu o controle da operação do SIN em 1º de março de 1999. Recentemente, um Novo Modelo do Setor Elétrico foi instituído pela lei 10848/04, cujo Decreto 5081/04 regulamentou os artigos da lei 9648/98 e o artigo 23 da lei 10848/04, os quais introduziram modificações na política de gestão do ONS, mas não nas suas atribuições. Estas foram ratificadas pelo governo. Na nova estruturação, a direção da empresa é constituída por uma diretoria colegiada, composta pelas quatro diretorias já existentes, e o diretor geral. A principal modificação na gestão do ONS consiste na maior independência que esta diretoria tem sobre suas decisões. 5

A estrutura organizacional do sistema elétrico brasileiro está representado no diagrama na figura 1, onde mostra relações entre a operação do sistema e a operação das instalações na rede de operação. Para que o ONS possa cumprir suas atribuições legais, foram conceituadas as seguintes redes: a rede básica é a rede oficialmente definida e regulamentada pela ANEEL; rede complementar é a rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos têm influência significativa na operação ou no desempenho da rede básica; rede de operação é a união da rede básica, da rede complementar e das usinas despachadas centralizadamente; a rede de supervisão é a rede de operação e outras instalações cuja monitoração via sistema de supervisão são necessárias para que o ONS cumpra suas responsabilidades de operação do SIN; rede de simulação é a rede de supervisão e outras instalações necessárias que devem ser representadas nos programas de simulação para garantir que os estudos elétricos desenvolvidos pelo ONS, no cumprimento das suas responsabilidades, apresentem resultados que reproduzam, com grau de precisão adequado, os fenômenos que ocorrem no SIN. OPERAÇÃO DO SISTEMA ONS Coordenação Controle Supervisão OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO Agentes de Geração OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO Agentes de Transmissão e Distribuição OPERAÇÃO DAS INSTALAÇÕES Demais Agentes de Operação Comando Execução Supervisão Comando Execução Supervisão Comando Execução Supervisão Figura 1 - Relações entre a operação do sistema e a operação das instalações na rede de operação. Fonte: ONS (2008) 4. Conceituando Desde a Grécia antiga observou-se com o filosofo, Tales de Mileto, ao esfregar um âmbar com pele de carneiro e depois colocado próximo a pequenos pedaços de plumas: eram atraídos pelo âmbar. Um estudo mais sistemático da eletricidade começou com 6

William Gilbert (1544-1603) descobriu também que ao se esfregar seda num pedaço de vidro este adquiria propriedade semelhante, com algumas características diferentes, e deu nome aos dois efeitos, chamando-os de eletricidade resinosa referente ao âmbar e eletricidade vítrea referente ao vidro. O nome elétrico deriva da palavra grega Elektron, que significa âmbar (PEREIRA, 1997). Praticamente todos os equipamentos, tanto aqueles usados num sistema de potência quanto os que funcionam como a energia suprida por este sistema, são projetados para funcionar num dado nível de tensão, a tensão nominal ou tensão de placa. Se a tensão utilizada para o funcionamento destes equipamentos afasta-se deste valor, o desempenho bem como a expectativa de vida dos mesmos caem. Por exemplo, o conjugado de um motor de indução é proporcional ao quadrado da tensão aplicada; o fluxo luminoso de uma lâmpada incandescente varia fortemente com a tensão. As concessionárias distribuidoras de energia elétrica têm que entregar seu produto dentro de faixas de tensão compatíveis com seus consumidores. As empresas que entregam energia a essas concessionárias trabalham dentro de faixas pré-estabelecidas. As tensões de sistemas variam em decorrência das variações de carga e distúrbios, tendo por isso que ser controladas. Enquanto no caso da freqüência temos variações normais na faixa de poucos centésimos de Hertz (-+0,03Hz), por exemplo, em barramentos de 138 kv de entrega de energia as concessionárias de distribuição são admitidas faixas de variação de ate 7 kv (135-142 kv). 4.1. Efeitos danosos das variações de tensão As variações excessivas de tensão podem ocorrer nos dois sentidos, isto é, os sistemas elétricos colocam os equipamentos sujeitos a ocorrência de sobretensão 1 e subtensões 2. Tensões de operação muito baixa podem causar sobrecorrentes em motores provocando o desligamento por atuação de sua proteção e, até mesmo, queima destes equipamentos. Ainda nestes motores, baixas tensões podem impedir a partida do motor em função do baixo conjugado obtido. Lâmpadas e equipamentos industriais e residenciais apresentam problemas variados quando submetidos à operação sob baixas 1 - Tensões excessivamente baixas. 2 - Tensões excessivamente altas. 7

tensões. Modernos sistemas de controle de produção industrial também são afetados. A operação com tensões baixas pode acarretar riscos de instabilidade no sistema elétrico. Em situações extremas chegamos ao colapso de tensão, que corresponde à perda da margem de regulação de tensão. Até mesmo o fenômeno de instabilidade de tensão já foi experimentado pelo sistema elétrico brasileiro. A operação sob tensões baixas, ainda que nos limites mínimos das faixas aceitáveis, pode ter conseqüências graves na ocorrência da perda de equipamentos como geradores e linhas de transmissão. Por sua vez, tensões de operação muito altas causam problemas aos isolamentos dos equipamentos, danificando-os pela ocorrência de curto-circuito. Este tipo de operação leva os equipamentos a ficarem sujeitos a sobrecorrentes de efeitos danosos diversos em tipo e intensidade. Processos de controle industriais perdem sua capacidade de operação sob essas condições. A operação com tensões altas pode acarretar danos ao isolamento dos equipamentos e componentes do sistema elétrico de potência. Surgem também as danosas sobrecorrentes. Pára-raios podem ser queimados ou até mesmo levados à explosão. Máquinas síncronas podem sofre os danos de sobreexcitação. Outros equipamentos podem ser desligados por atuação de proteções de sobretensão causando grandes distúrbios no sistema. A operação sob tensões altas, ainda que nos limites máximos das faixas aceitáveis, pode ter conseqüências graves na ocorrência de rejeições de carga que levem o sistema a níveis insuportáveis de tensão. Outro fator importante no controle de tensão, quanto à violação da faixa permitida tanto inferior tanto para superior, são manobras operativas. Dependendo da manobra (em linhas de transmissão, transformadores, capacitor série, etc.) esse limite é violado, sendo registrada devidamente uma ocorrência. Segue abaixo, na figura 2, um exemplo de uma ocorrência: 8

Centro Responsável: COSR-NCO Início Término Data / Hora: Data / Hora: Acesso Público 22/05/2008 22/05/2008 Sim Seqüencial: 02:09 02:27 01 Item para o Bom Dia Não Processo Associado: Não Região/País: Área: Empresa de Origem: Empresa Afetada: Norte/Centro- Oeste Área Norte Eletronorte Local: Assunto: Detalhe do Assunto: SE Presidente Controle de Tensão Violação da faixa operativa Dutra Descritivo para a Data de Início: Operou abaixo da faixa operativa, a pedido do CNOS, para possibilitar manobras da LT 500 kv- FortalezaII / Quixadá/Milagres C1. Autor: Clécio Dias Fontoura Criado em: 22/05/2008 02:20:42 Figura 2: Ocorrência criada no Relatório Diário da Operação (RDO) do ONS. 4.2. Controle de tensão 4.2.1. Recursos Diversos recursos podem ser utilizados em um sistema para suprir a necessidade de reativos em excesso ou em déficit, dependendo das condições de carga e das características do sistema de transmissão. Capacitores podem ser conectados em paralelo no barramento das subestações, suprindo uma carência de reativos do sistema devido à natureza indutiva das cargas; Reatores são ligados em paralelo com os barramentos, no terciário dos transformadores ou nos extremos de uma linha de transmissão de comprimento apreciável para compensar a natureza capacitiva da linha; Compensadores Estáticos ou Síncronos fornecem ou absorvem reativos à medida que as tensões do sistema aumentam ou diminuem, com a variação da carga. Da mesma forma, as Unidades Geradoras contribuem com a regulação de reativos e, em conjunto com todos estes recursos, os LTCs 3 dos transformadores possibilitam um remanejamento do fluxo de reativos no sistema, melhorando os perfis de tensão. 3 - Load Tap Change LTC 9

4.2.2. Capacitores Capacitores são dispositivos constituídos por placas condutoras separadas por um material isolante chamado dielétrico e que se baseiam no principio eletrostático de acumulo de cargas elétricas. Sua finalidade no sistema de potencia é aumentar a tensão, inseridos em um circuito de corrente alternada, fornecem energia reativa. Suas vantagens: baixo custo pode ser instalado em subestações mais próximas da carga e podem ser manobrados. Desvantagens: quando ligados ao sistema, a potência reativa gerada por eles é reduzida com o decréscimo da tensão, indo contra a necessidade do sistema. Analogamente, quando a tensão aumenta, aumenta a potência reativa fornecida por eles; fornecem variações em degrau da potencia reativa gerada, de acordo com a tensão em seus terminais. Quando de desligamento automáticos em banco de capacitores, normalmente a proteção atuada é a de desbalanço de tensão. Isto indica que, provavelmente, houve rompimento de um ou mais elos fusíveis em uma das fases do banco de capacitores, o que ocasiona o desbalanço de tensão desta fase em relação às outras. Uma inspeção visual é realizada pelos operadores das instalações a fim de se constatar a existência de elos fusíveis rompidos. Caso não se verifique esta condição ou quando o número de elos rompidos é inferior ao limite para que o capacitor possa voltar à operação, o referido banco poderá ser liberado para uma tentativa de energização. Normalmente, deve-se aguardar um dado período entre religamentos de bancos de capacitores, para atenuar a corrente de descarga. Da mesma forma, quando um banco de capacitores for desligado para manutenção, também se deve aguardar um dado período antes do mesmo ser aterrado. Em alguns capacitores, não é possível a visualização de elos fusíveis rompidos por serem internos à unidade capacitiva. Neste caso, há procedimentos específicos que devem ser adotados de acordo com a proteção atuada. 4.2.3. Reatores Reatores são dispositivos constituídos por bobinas condutoras que se baseiam no principio eletromagnético de aumento de energia magnética em bobinas. Tem finalidade de reduzir a tensão do sistema. Quando inseridos em um circuito de corrente alternada absorvem energia reativa. A potência reativa absorvida é dada em Var. Suas vantagens: 10

baixo custo; conforme a necessidade do projeto pode ser instalada em qualquer barra, ou em terciário de transformadores, ou em extremidades de linhas de transmissão, evitando sobretensões indesejáveis nos extremos da LT quando de rejeição de carga; podem ser manobrados; quando ligados ao sistema, a potência reativa absorvida por eles, aumenta com a elevação de tensão, ajudando a reduzir tensão. Desvantagens: fornecem variações em degraus da potencia reativa absorvida. Em períodos de carga leve, a natureza capacitiva das linhas de transmissão prevalece em relação à natureza indutiva da carga. As tensões ficam bastante elevadas em função do acréscimo de reativos no sistema. Em linhas de transmissão de grandes comprimentos é comum a instalação de banco de reatores em seus terminais. Algumas vezes, a operação da linha esta condicionada a operação do reator e em outros casos, a LT poderá operar sem que o reator esteja ligado a ela. Porém, durante a recomposição do sistema após perturbações, os reatores de linha apresentam uma importância fundamental reduzindo os níveis de tensão na energização de equipamentos, quando a carga está interrompida ou muito reduzida em relação à operação normal. 4.2.4. Compensadores Estáticos É composto por um conjunto de indutores e capacitores montados em paralelo e que através de comando eletrônico tem sua potência reativa resultante variável, em função da necessidade do sistema, gerando ou absorvendo potência reativa. A função do compensador estático é regular a tensão do barramento, pela compensação de energia reativa e amortecer oscilações dinâmicas de tensão que possam aparecer durante perturbações no sistema. Pode operar em modo automático ou em manual. No modo de operação automático, o compensador estático atua, constantemente, alterando o ângulo de disparo dos tiristores, que varia a potência de reatores de zero até a sua potência máxima, que em composição com a potência fornecida pelos bancos de capacitores, resulta em uma potência reativa variável de natureza ora indutiva, ora capacitiva, controlando uma tensão de referência de um determinado barramento. No modo de operação manual, o compensador estático irá operar com potência fixa, até que seja realizado um comando manual, atuando no ângulo de disparo no sentido de elevar ou reduzir o reativo, de modo a permitir uma correção da tensão para o valor de referência. 11

A potência reativa capacitiva de um compensador estático é gerada a partir de filtros de harmônicos, que evitam que as correntes de harmônicos geradas pelos tiristores se propaguem pelo sistema. 4.2.5. Compensadores Síncronos O princípio de funcionamento de um compensador síncrono, no que diz respeito à sua capacidade de absorção ou fornecimento de energia reativa é o mesmo de um gerador síncrono. Na verdade é um motor síncrono, sem extensão dos eixos para associação de carga mecânica. A importância de um compensador síncrono é em relação à sua versatilidade. Respondem automaticamente as variações de tensão do sistema, tanto fornecendo como absorvendo reativos e podem ser instalados em subestações mais próximas aos centros consumidores. Porém, sendo uma máquina rotativa, apresenta a desvantagem de alto custo e manutenção difícil. 4.2.6. Unidades Geradoras O principio de funcionamento dos geradores permite tanto o controle de sua potência ativa, como de sua potência reativa, através da variação da corrente de excitação do campo dos geradores. A corrente de excitação de um gerador tem a finalidade de suprir uma força magneto motriz adequada à produção do fluxo magnético necessário para gerar uma determinada força eletro motriz nos enrolamentos do campo girante. A tensão nos terminais de uma unidade geradora é mantida dentro de uma faixa pré-determinada, através do regulador de tensão do gerador. Mesmo que as tensões do sistema variem, a tensão nos terminais do gerador é mantida pelo regulador de tensão, que atua, automaticamente, variando a corrente de campo. Ao excitarmos o gerador com uma corrente de magnetização acima da necessidade própria de magnetização dos enrolamentos de campo, o gerador exporta esse excesso de potência reativa para o sistema. Neste caso, dizemos que o gerador funciona sobreexcitado. Ao excitarmos o gerador com uma corrente de magnetização abaixo da necessidade de magnetização dos enrolamentos de campo, o gerador 12

necessita absorver reativo do sistema. Neste caso, dizemos que o gerador opera subexcitado. Essa característica do funcionamento das unidades geradoras absorvendo ou gerando reativos é utilizada como um dos principais recursos de controle de tensão no sistema elétrico. A potência reativa máxima absorvida ou fornecida por uma unidade geradora é definida segundo a sua curva de capabilidade 4. 4.2.7. Linhas de transmissão As linhas de transmissão apresentam intrinsecamente, além da sua resistência própria, uma indutância devido à condução em corrente alternada e uma capacitância gerada pela distancia entre seus condutores e entre seus condutores e a terra. O efeito da resistência da LT é o de sempre produzir queda de tensão, porém, o efeito indutivo ou capacitivo da linha prevalece de acordo com a carga do sistema. No caso de cargas leves, baixos carregamentos na LT reduzem a magnetização do elemento indutivo da linha. Prevalece e a natureza capacitiva da linha, gerando reativos para o sistema, elevando as tensões no terminal receptor em relação ao terminal transmissor. Quando a corrente da carga aumenta, a queda de tensão através da reatância indutiva aumenta e a energia eletrostática do elemento capacitivo diminui. A natureza indutiva da linha prevalece e a linha passa a absorver reativo do sistema, reduzindo a tensão do terminal receptor em relação ao terminal transmissor. 4.2.8. Tapes de Transformadores Vários transformadores do sistema apresentam além dos tapes fixos, trocados muito raramente e com o transformador desligado, tapes 5 que podem variar em carga, automaticamente, ou sob comando do operador de sistemas. Os LTC s não são considerados fontes de reativos; eles têm a propriedade de deslocar potência reativa de um lado para outro do sistema, melhorando os perfis de tensão. 4 - A curva de capabilidade determina os limites de potência reativa, em função da potência ativa gerada. 5 - Também chamado de LTC (Load Tap Changinging): variação de tape em carga. 13

O LTC envolve mais do que uma simples alteração do valor modular da tensão, mas sim toda uma movimentação de reativos e variação do perfil de tensão ao longo do sistema. È útil reparar que os reativos gerados pelas máquinas distantes da carga podem ser otimizados através da movimentação adequada de tapes ao longo do sistema. Nas barras de interligação de sistemas, os LTCs são operados manualmente conforme a necessidade requerida na estratégia de controle do sistema como um todo (Gabriela Pereira, 2003). 5. Períodos de carga Quando de um comportamento típico, ao longo de um dia, podemos dividir a curva de carga nos períodos de Carga Leve, Carga Média e Carga Pesada. A tabela-1 a seguir apresenta os períodos de carga definidos nas Instruções de Operação vigentes do ONS; na tabela-1 considera-se levando em consideração o horário de Brasília-DF: Tabela 1: Períodos de Carga para Operação da Interligação Norte / Nordeste. Carga Dias Horário Pesada Segunda a sábado 17 às 22 Média Segunda a sábado 07 às 17 e 22 às 24 Domingo e feriado 17 às 22 Leve Terça a sábado 00 às 07 Domingo e feriado 00 às 05, 10 às 17 e 22 às 24 Mínima Segunda 00 às 07 Domingo e feriado 05 às 10 Uma boa visualização destes períodos de carga pode ser feita quando observamos uma curva típica como apresentada na figura 3. 14

Figura 3: Gráfico de potência ativa (MW) X período (horas). (DOC s 12, ONS) A figura 3 representa a carga do norte / centro-oeste no dia vinte e quatro de setembro de 2008. Já na figura 4 é dada a carga do Distrito Federal nos dias seis, sete e oito de outubro de 2008 (respectivamente segunda, terça e quarta-feira). Observa-se que é bem característica a curva da carga. 15

Figura 4: Carga do Distrito Federal em função do período (DOC s 12, ONS). Curva característica no final de semana, apresentada na figura 5; a carga do DF diminui em determinados períodos ao longo do dia, isso devido a menos equipamentos elétricos ligados à rede de distribuição. Figura 5: Carga do Distrito Federal referente ao dia 05/10/2008 (DOC s 12, ONS). 16

As transições entre os períodos de carga caracterizam-se por variações nas condições de operação gerais do sistema. Evidentemente, não há regra rígida para os horários, duração e procedimentos a serem seguidos nestes momentos, no entanto, a forma típica da curva de carga é um indicio da possibilidade de antecipações de ações 6 por parte dos operadores. O horário de verão, no sistema elétrico, tem influência no período de ponta da carga (horário de pico), baseia-se no maior aproveitamento da iluminação natural. Observa-se na figura 5, por exemplo, ás 18h00min começa uma elevação na carga de forma considerável, horário iluminação do sol. Segundo o ONS: O Horário de Verão é uma medida que se baseia no maior aproveitamento da iluminação natural, produzindo alterações na forma da curva de carga dos subsistemas e Sistema Interligado Nacional, principalmente no horário correspondente ao anoitecer. A conjugação de fatores tais como a mudança de comportamento dos consumidores e o término do expediente de trabalho, ainda com luz natural, associado ao retardo do início da utilização da iluminação pública, reduz a coincidência do consumo de energia elétrica acarretando redução na demanda máxima dos subsistemas e do Sistema Interligado Nacional. Verifica-se que pelo fato do horário de verão aproveitar a extensão do período de luminosidade natural, a redução da carga de energia da ordem de 0,5% não é tão significativa quanto a redução de demanda do horário de ponta. Do ponto de vista da segurança operacional do sistema, a implantação do Horário de Verão é relevante pela redução de demanda proporcionada na hora da ponta de carga. Tal fato resulta em diminuição do carregamento das instalações de transmissão, maior flexibilidade no controle de tensão em condições normais de operação, com reflexo, principalmente, na segurança elétrica em situações de emergência, por minimizar ou mesmo evitar a necessidade de corte de carga nessas situações, bem como, pela economia relacionada à redução de geração térmica evitada para o atendimento a essas contingências. È importante, na definição das manobras do controle de tensão, a visão global do sistema para explorarmos os recursos nas linhas de transmissão como um todo e sempre que possível se antecipando. 6 - Nesse caso, refere-se fazer o controle preventivo (depende do operador). 17

Na transição da carga média para a carga leve, por volta de 0h00min, com a tendência de tensões altas pela redução de carga e excesso de reativos gerados pelas linhas pouco carregadas, são ações comuns e necessárias: retirada de capacitores, colocação de reatores, movimentação de LTC, subexcitação de unidades geradoras, subexcitação de compensadores e desligamento de linhas de transmissão dependendo do caso. Na transição de carga leve para a carga média, por volta de 7h00min, com a leve e gradativa tendência das tensões sofrerem redução pela elevação de carga e redução de reativos gerados pelas linhas pouco carregadas, são ações comuns: religamento das linhas de transmissão, movimentação de LTC, sobrexcitação de unidades geradoras, sobrexcitação de compensadores, retirada de reatores e colocada de capacitores no sistema elétrico. Na transição da carga média para a carga pesada, por volta de 17h00min, com a rápida redução das tensões pela elevação de carga e consumo de reativos pelas linhas bastante carregadas, são ações comuns: movimentação de LTC, sobrexcitação de unidades geradoras, sobrexcitação de compensadores e colocação de capacitores. Na operação de sistema os compensadores síncronos devem ser mantidos, sempre que possível, em torno de zero Mvar para que tenham margem de resposta nas perturbações que acarretem subtensões ocasionadas por perdas de linhas de transmissão, perdas de unidades geradoras ou perdas de equipamentos de controle de tensão, ou sobretensões, rejeições de carga do sistema. A utilização conjunta dos recursos disponíveis no sistema é fundamental no controle de tensão. Uma característica marcante dos sistemas interligados é a influencia de ações em pontos do sistema com conseqüências em outros pontos, relativamente distantes. Estudos com os sistemas elétricos modelados e simulados em computador podem apontar a influencia dos diversos recursos de controle de tensão nas diferentes barras do sistema, classificando-as em função da maior ou menor influencia de cada um destes equipamentos. Desta forma, alguns recursos podem ser classificados como recursos locais de controle de tensão uma vez que a influencia significativa de sua retirada ou inserção se restringe a um grupo pequeno se pontos, em geral, próximos da carga ou pontos de intercambio entre empresas ou entre os sistemas de transmissão e distribuição. Sua atuação se assemelha muito a compensação reativa local as cargas necessárias em função dos valores do fator de potencia das mesmas. Ouros recursos, no entanto têm 18

influencia significativa em um número maior de barramentos quando conectados, desconectados ou simplesmente explorados por atuação dos operadores. Apesar de estes barramentos sob influencia estarem dentro de uma mesma área ou região, este tipo de recurso, muitas vezes, é ponto decisivo para o estabelecimento de um perfil adequado de tensão nos significativos troncos de transmissão do sistema. Por esta característica, consideramos estes recursos como recursos regionais ou sistêmicos de controle de tensão. Ainda ocorrem os casos mais específicos em que recursos de tensão são identificados pelos estudos de simulação e pela pratica operativa como significativamente influentes em pontos de intercambio entre regiões ou até mesmo afetando a tensão em barramentos de regiões distintas do sistema interligado. Evidentemente, no estabelecimento da política de coordenação do controle de tensão, cada um destes tipos de recursos tem um tipo especifico de tratamento. Sendo assim, considerando a situação atual em que a operação do SIN depende da atuação de centros locais, centros regionais e do centro nacional, a responsabilidade pela utilização dos recursos tem a seguinte formação: Recursos locais são basicamente operados por atuação dos centros locais quando contratados para tal função ou, caso não haja esse tipo de contratação, pelos centros regionais correspondentes. A aplicação deste recurso visa o ajuste local de tensões em pontos de entrega de energia e, muitas vezes, é promovida pelo contato direto de empresas distribuidoras ou até mesmo consumidores específicos com o ONS para atendimento de suas necessidades locais. Recursos regionais ou sistêmicos são operados por atuação dos centros regionais correspondentes. A aplicação destes recursos visa o ajuste de tensões nos tronco de transmissão, permitindo o suporte de potência reativa necessária para perfis adequados até os pontos de entrega de energia. Evidentemente, a experiência dos operadores que atuam nos centros locais ou no centro nacional pode antever situações em que recursos de controle de tensão deste tipo sejam necessários e, neste caso, os mesmos fazem contato com os centro regionais para debates técnicos sobre o assunto. Esse tipo de debate também ganha importância na medida em que, como já foi visto anteriormente, manobras providas em recursos 19

sistêmicos podem ir de encontro e até mesmo anular os efeitos desejados com atuações simultâneas em recursos locais. Os recursos que atuam nos pontos de intercambio de energia entre as regiões devem merecer uma atenção mais detalhada, uma vez que o perfil de tensão nestes troncos de intercambio é fator fundamental para a estabilidade dos sistemas individualmente, entre os sistemas conectados e para a própria transferência de energia nos valores desejados. Estes recursos são utilizados sob responsabilidade dos centros regionais ou do centro nacional e, sua utilização é fator básico para o perfil de tensão do sistema no âmbito global. É importante notar que, apesar desta classificação dos recursos, a coordenação na utilização dos diferentes tipos também não pode ser negligenciada. Como já foi dito, efeitos da utilização de recursos de diferentes tipos podem se somar ou se subtrair, prejudicando o resultado final desejado. Outro momento em que o enfoque sobre os recursos de controle de tensão apresenta-se um pouco modificado é na coordenação das manutenções. A liberação de um equipamento para a manutenção com desligamento, obviamente, implica na sua indisponibilidade. É fundamental a analise do comportamento do sistema na ausência deste recurso quer seja em condições normais de operação ou em situações de perdas simples de outros equipamentos. É fundamental que haja segurança de que a manutenção do equipamento será realizada no período mais favorável para a mesma ou, pelo menos, em momentos em que a sua indisponibilidade não seja danosa às condições operativas gerais. Também é aspecto de destaque na operação do SIN, a coordenação da utilização destes recursos quando dos momentos em que esteja em curso a recomposição do sistema quer seja parcial ou global de uma região. A forma de coordenação nestes momentos, por força da necessidade, assume particularidades dos mais variados tipos. O estudo especifico destas situações não faz parte da abrangência deste material, mas a sua existência deve ser ressaltada (Jayme Darriba, 2003). 6. Sistemas Interligados Como o próprio nome define são sistemas oriundos da interligação de sistemas menores. Instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas as regiões do país interligadas eletricamente (Glossário ONS, 2008). Sistema isolado é um sistema composto, em sua etapa mais primitiva, por um gerador, uma linha de transmissão e equipamentos de consumo. No passado, quando do 20

inicio da utilização da energia elétrica com fins de proporcionar algum tipo de conforto, cada cidade instalava seu próprio sistema de produção de energia. Com o passar do tempo, e o crescimento da utilização da energia elétrica, estes sistemas primitivos foram aumentando de tamanho e por conveniência ou necessidade foram se interligando e se tornando cada vez maiores. 6.1. Fatores que influenciaram na interligação de sistemas Hidráulicidade existem no Brasil oito bacias hidrográficas; vamos citar as cinco maiores que são: Bacia do rio Amazonas, do rio Paraná, do rio São Francisco, do rio Paraguai e do rio Uruguai. Diferenças nos regimes de chuva fazem com que períodos de cheias em ema região correspondam a períodos de seca em outra e vice-versa. A interligação de sistemas elétricos situados em bacias hidrográficas diferentes faz com que na escassez de água em uma determinada bacia as empresas situadas nesta bacia possam ser socorridas pelas empresas situadas em outra bacia que esteja em melhores condições de armazenamento. Crescimento da carga com o crescimento econômico e o conseqüente aumento do consumo de energia elétrica os pequenos sistemas existentes iam atingindo sua capacidade máxima de geração. Para atender ao aumento da demanda novas usinas necessitavam serem construídas. A interligação dos sistemas isolados permitiu que uma empresa que tivesse sobras de energia pudesse vender esta energia excedente para a empresa que estivesse com déficit. 6.2. Vantagens e desvantagens da interligação de sistemas 6.2.1. Vantagens Ajuda de um sistema para o outro durante manutenção de geradores; Possibilidade de venda de energia de um sistema com superávit para outro com déficit; Ajuda de um sistema para outro em caso de perturbações; Melhoria na estabilidade do conjunto e conseqüentemente no controle da freqüência. 6.2.2. Desvantagens 21

Repercussão de perturbações de um sistema nos outros; Necessidade de instalação de medição para faturamento e supervisão; Instalação de equipamentos automáticos para controle de intercâmbio. 7. Considerações finais A tensão ou voltagem; os carregamentos (corrente elétrica); freqüência e confiabilidade, ou seja, capacidade do sistema elétrico de suportar contingências; caracterizam a qualidade de um fornecimento. Não há duvidas de que a eletricidade é essencial para a sociedade. A maior parte das atividades econômicas ou de lazer depende dela para ser realizada. No Brasil, o sistema de produção, transporte e distribuição de energia elétrica tem múltiplos proprietários e é interconectado desde o leste do Pará até o Rio Grande do Sul, formando o Sistema Interligado Nacional (SIN). São 170 agentes associados, que integram as usinas, subestações e linhas de transmissão. O SIN tem algumas características, que o tornam único em escala global. Em primeiro lugar, é um sistema de grande porte, com mais de 84.000 MW instalados em usinas hidroelétricas, térmicas e termonucleares. São 54 usinas com reservatório, 55 a fio d água e 4 de bombeamento, 31 empresas publicas e privadas. A rede de transporte de energia é outra particularidade do SIN, são mais de 83 mil quilômetros de linhas de transmissão em tensões iguais ou superiores a 230 kv, pertencentes a 35 empresas transmissoras em 321 subestações. Para garantir a produção de energia ao menor custo, com padrões adequados de segurança e continuidade, é preciso desenvolver uma serie de atividades, são ações que o ONS vem desenvolvendo ao longo dos seus dez anos de existência (OLIVEIRA, 2007). A maior parte da energia elétrica consumida no Brasil é gerada através da conservação da energia hidráulica e da energia térmica. A energia é gerada em corrente alternada trifásica e transmitida para os centros de consumo através de linhas de transmissão também trifásicas. A energia elétrica deve chegar aos consumidores dentro de determinados padrões de continuidade, confiabilidade e qualidade. Em sua representação mais simplificada, um sistema de energia elétrica pode ser dividido em: produção, transmissão e distribuição. Nas figuras 6,7,8,9 e 10, localizadas em anexo, representa cada cor uma classe de tensão: cor vermelha para linha de transmissão de 500 kv; cor azul para linhas de transmissão de 345 kv; cor verde para linha de 230 kv e 22

cor amarelo para 138 kv. Cada circulo no diagrama representa uma subestação, CE: compensador estático e usinas são representadas por um sinal de tio (~) dentro de um circulo. 9.1. Anexo Figura 6 Estado do Mato Grosso Fonte: ONS (2008) 23

Figura 7 - Área Goiás / Brasília Fonte: ONS (2008) 24

Figura 8 - Área Norte - Estado do Tocantins Fonte: ONS (2008) 25

Figura 9 - Área Norte - Estado do Pará Fonte: ONS (2008) 26

Figura 10 - Área Norte - Estado do Maranhão Fonte: ONS (2008) 27

10. Referência Bibliográfica Eletrobrás. Disponível em: <http://www.eletrobras.gov.br/elb/portal/data/pages/lumis482aefcfptbrie.htm>. Acessado no dia 07 de jul. 2008. Roberto Pereira d,araújo, Carlos Augusto Amaral Hoffmann. O novo contexto do setor elétrico brasileiro. ¾ Rio de Janeiro: CNI, COINFRA, 1997. Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de rede Modulo 10: Manual de Procedimentos da Operação. ONS. 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/eletricidade>. Acessado no dia 09 de set 2008. OLIVEIRA, Adel Mendonça Souza. Estratégia para integração das áreas de operação em tempo em tempo real e pós-operação dos centros de operação do ONS. Trabalho de conclusão de curso. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. IAG Master em Desenvolvimento Gerencial. CAISE. 2007. Rede Energia. Disponível em: <http://www.gruporede.com.br/regulacao/setor.asp>. Acessado no dia 11 set. 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://pt.wikipedia.org/wiki/hist%c3%b3ria_da_electricidade>. Acessado no dia 11 set 2008. Wikipédia. Disponível em: <http://www.bdtd.ufu.br/tde_arquivos/11/tde-2006-02-07t105218z- 92/Publico/WARagnev2DISSPRT.pdf>. Acessado no dia 07 de out. 2008. SANTOS, Márcia Pereira. O Trabalho em Equipe como Fator de Integração. Trabalho de conclusão de curso. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. IAG Master em Desenvolvimento Gerencial. CAISE. 2005. ONS. Expectativa dosbenefícios com a implantação do Horário de Verão. Disponível em: <http://www.ons.org.br/download/avaliacao_condicao/horario_verao/hv2007.08.pdf>. Acessado no dia 10 nov. 2008. 28