Revista do ONS

#02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

Estudos hidrológicos: informação com mais qualidade pág. 4

Energia da Amazônia Brasil 100% interligado. pág. 10

Acompanhe as tendências do setor em âmbito mundial pág. 6

Conheça o Programa de Mentoria do ONS pág. 14

EDITORIAL Uma publicação do:

Começamos o ano com muita energia!

Hermes Chipp Diretor Geral do ONS

Primeiramente, gostaria de agradecer às inúmeras congratulações que recebemos pelo lançamento da nossa revista e enfatizar que esta publicação se constitui em um canal aberto de diálogo entre o ONS e a sociedade.

Por isso, fiquem à vontade para enviar sugestões pelo e-mail revistaons@ons. org.br. A opinião dos nossos leitores é muito relevante para o estreitamento de nossas relações.

Nesta edição, trazemos uma entrevista exclusiva com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, que muito nos honrou em aceitar o convite de participar deste segundo número da Revista do ONS. O ministro discorre sobre algumas medidas adotadas pelo governo no que se refere às questões de natureza regulatória do setor elétrico, à renovação das concessões de geração e transmissão e à ampliação do Ambiente de Contratação Livre, entre outros temas.

A matéria de capa apresenta a importância dos projetos em andamento na Região Norte, que, além de representarem um marco para o SIN, com o país 100% interligado, abrem a possibilidade de expansão de fronteiras rumo à América Latina.

Além disso, destacamos os projetos pioneiros desenvolvidos pelo Operador Nacional no âmbito dos recursos hídricos e meteorologia; os principais estudos que vêm sendo realizados no grupo do Very Large Power Grid Operators (VLPGO); e o primeiro ano do Programa de Mentoria do ONS, entre outros assuntos.

Boa leitura e feliz 2012!

Diretoria do ONS Diretor Geral: Hermes Chipp Diretor de Administração dos Serviços de Transmissão: Roberto Gomes Diretor de Planejamento e Programação da Operação: Darico Pedro Livi Diretor de Operação: Ronaldo Schuck Diretor de Assuntos Corporativos: István Gárdos Comissão editorial: Gerente Executivo da Assessoria de Planejamento e Comunicação: Geraldo Pimentel Secretário Geral: Humberto Valle do Prado Júnior Gerente de Comunicação: Lúcia Helena Carvalho Jornalista responsável: Luzia Fialho (MTB/RS 8839) Edição e projeto editorial: Assessoria de Planejamento e Comunicação Conceito gráfico: Jaqueline Marques Redação e diagramação: Expressiva Comunicação e Educação (www.expressivaonline.com.br) Fotografia: Arquivo ONS Tiragem: 1.000 exemplares Endereço: Rua da Quitanda, 196 | Centro Rio de Janeiro | RJ | 20091-005 Tel.: (21) 2203 9580 www.ons.org.br Fale conosco: revistaons@ons.org.br

A diversificação das fontes fornecerá geração de base em nossa matriz

Foto: Valter Campanato/ABr

entrevista

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, fala sobre a expansão da matriz energética, a integração entre os países da América do Sul e sobre os principais desafios do setor para os próximos anos.

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

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entrevista esperamos que este processo se torne mais ágil para assegurar a entrada em operação dos empreendimentos, nos prazos previstos.

ONS: Há uma nítida tendência mundial de revisão dos planos de expansão nuclear após os acontecimentos de Fukushima.

Qual a política que o MME defende que seja implementada para o aproveitamento das reservas nacionais de urânio?

EL: Ainda não há uma decisão definitiva sobre o assunto, exceto quanto à conclusão da construção da Usina Angra 3.

Ressalto que o Brasil possui diversas opções para assegurar o atendimento de geração de energia elétrica nos próximos anos, o que nos dá tempo

Foto: Elza Fiuza/ABr

Revista do ONS: É sabido que, ao longo das duas últimas décadas, o sistema de produção de energia brasileiro vem perdendo sua capacidade de regularização de forma acentuada. Na sua visão, como a diversificação da matriz elétrica poderá contribuir para reduzir o impacto desse problema?

Edison Lobão: Primeiro, gostaria de esclarecer que o Brasil, em termos absolutos, não está perdendo capacidade de armazenamento. Ocorre que a relação entre capacidade de armazenamento e carga de energia vem se reduzindo ao longo dos anos. Com isso, os ciclos de enchimentos e esvaziamentos dos reservatórios tendem a ser mais curtos. A diversificação das fontes terá papel preponderante para atenuar esse fenômeno, pois fornecerá geração de base em nossa matriz. Acredito que esse modelo de operação será um grande desafio para o ONS.

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ONS: O setor elétrico tem alguns desafios de natureza regulatória que vêm sendo destacados por alguns segmentos. Que soluções o senhor considera para agilizar o processo de implantação das instalações de transmissão? E aquelas relacionadas à expansão da geração, contempladas nos leilões A-3, de fontes alternativas e de reserva, cujos prazos são ainda maiores?

EL: Na implantação de instalações de transmissão, a experiência recente demonstrou que era incerta a duração dos trâmites para licenciamento desses projetos.

Com a recente publicação de Portaria Interministerial regulamentando a atuação da Administração Pública Federal envolvida no licenciamento ambiental, bem como da Portaria do MMA estabelecendo os procedimentos para o licenciamento e a regularização ambiental federal de sistemas de transmissão de energia,

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

No âmbito da América do Sul (...) para trilhar um caminho seguro na efetiva implantação de projetos multilaterais será imprescindível discutir e minimizar as dificuldades em função da heterogeneidade dos marcos regulatórios. Nesse sentido, é preciso envolver os Congressos Nacionais de forma a obter tratados que deem segurança para os investimentos.

para estudar o assunto com a profundidade e cautela necessárias.

ONS: Como o senhor avalia a questão da integração energética nas Américas? Que ações vêm sendo desenvolvidas no âmbito das relações internacionais para a evolução das iniciativas e para a implantação de projetos multilaterais?

EL: No âmbito da América do Sul, uma desejável união entre nossos povos envolve a integração energética, uma vez que se pode obter agregação de valor no compartilhamento de diferentes características geológicas e climáticas e na diversidade hidrológica existente. Entretanto, para trilhar um caminho seguro na efetiva implantação de projetos multilaterais será imprescindível discutir e minimizar as dificuldades em função da heterogeneidade dos marcos regulatórios. Nesse sentido, é preciso envolver os Congressos Nacionais de forma a obter tratados que deem segurança para os investimentos. O Ministério participa de estudos e projetos com países vizinhos (Argentina, Peru, Uruguai...) cuja finalidade é a integração energética.

energia elétrica que não têm, em princípio, previsão de prorrogação do prazo.

Qualquer que seja a decisão sobre o assunto, os benefícios advindos da amortização ou da depreciação desses ativos serão capturados em favor da modicidade tarifária para a sociedade brasileira.

ONS: Como o MME pretende conciliar a demanda por novos investimentos, para assegurar o bom desempenho da rede de transmissão, com a necessidade de recursos para o retrofit das instalações mais antigas?

EL: Não existe problema de conciliação, uma vez que são necessidades em processos distintos. A regulação e a fiscalização da Aneel definem as obrigações das empresas transmissoras para assegurar o desempenho das redes.

Quanto ao atendimento da demanda de energia elétrica, com a ampliação da rede

de transmissão, exigindo investimentos novos, é um processo em vigor por meio do qual o MME encaminha para leilão os empreendimentos necessários, que devem ser agregados ao sistema brasileiro.

ONS: Como o senhor vê as iniciativas atualmente em desenvolvimento para ampliar o Ambiente de Contratação Livre no país?

EL: A ampliação do Ambiente de Contratação Livre é consoante com a necessidade crescente da indústria brasileira de poder contar com uma energia mais competitiva e que atenda a perfis e prazos de contratação. Nesse sentido, entendo que é de suma importância e, por isto, uma decisão do MME de destaque é a destinação para o Ambiente de Contratação Livre de parte da energia nos leilões dos projetos das Usinas Hidrelétricas Santo Antônio, Jirau e Belo Monte.

Foto: Valter Campanato/ABr

ONS: O ONS tem acompanhado as discussões envolvendo a renovação das concessões de geração e transmissão e os diferentes interesses já manifestados. Como o governo está tratando essa questão e quais os benefícios esperados para os consumidores?

EL: O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) instituiu Grupo de Trabalho, coordenado pelo MME, para elaborar os estudos que possam subsidiar definições competentes acerca da situação futura das instalações de

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

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Recursos Hídricos e Meteorologia

a ç n a r u g e s a n Foco a c i t é g r e n e e a c i elétr

de pe s quis a s o r t n e c m o sc s e par c e ria o d u t s e oló gic as e r m id e h s s o e t õ n ç e a m Inve s t im de das infor a d li ã o p ara a a is u c q e r d o e lh d e s m a d a garant e m idiam as t om s b u s e u q s ic a me te or oló g Sis te ma. o d o ã ç a r e op

O ONS vem desenvolvendo estudos e projetos visando à melhoria da qualidade das informações que são insumo básico para os estudos hidrológicos e, consequentemente, para a gestão dos recursos hídricos e para os estudos meteorológicos, com foco desde a geração hidrelétrica até as condições de segurança elétrica na malha de transmissão, passando pela previsão de carga. Um exemplo é a revisão de todas as séries de vazões naturais das bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN), desde 1931. Este projeto, que contou com o apoio do Ministério de Minas e Energia (MME), da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), da Agência Nacional de Águas (ANA) e dos agentes, acaba de ser concluído, com a revisão da bacia do Rio Paraíba do Sul e das bacias da região Amazônica. Com isso, o setor passa a contar com uma série de vazões de melhor qualidade.

Outro projeto importante, iniciado em 2004, foi o de melhoria da previsão de vazões de curto prazo para atendimento do Programa Mensal de Operação (PMO). “Passamos a considerar, na modelagem de previsão de vazões, a variável precipitação – prevista e observada”, explica Vinicius Forain Rocha, Gerente de Recursos Hídricos e Meteorologia do ONS.

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A modelagem chuva-vazão já cobre 90% da região Sul; 41% do Sudeste, e em meados de 2012, deverá chegar a 69%; e o Nordeste conta com 23%, e mais 67% em fase de aprovação na Aneel. “Estamos também acompanhando a iniciativa da ANA no desenvolvimento de aplicação de modelagem chuva-vazão para a região Norte. Nossa expectativa é absorver esta experiência para o SIN”, comenta Rogério Saturnino Braga, Especialista da Gerência de Recursos Hídricos e Meteorologia.

Mas o trabalho não termina por aí. “Estamos desenvolvendo um projeto para aprimorar o desempenho da previsão de precipitação, o que trará maior precisão ainda. Estamos analisando uma nova parametrização e resolução do modelo ETA, do Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos (Cptec/Inpe), que é o modelo que produz a previsão de chuva utilizada no PMO, e uma outra alternativa de modelo, o BRAMS, com larga utilização internacional, mas que tem a caracterização do tipo e uso do solo adaptada para as condições do Brasil”, comenta Vinicius. Neste projeto, o Cptec/Inpe está avaliando o desempenho desses modelos nas previsões de chuva diárias, até dez dias à frente, nos seis últimos anos, de 2005 a 2010.

“Vamos analisar o desempenho destes modelos e identificar possibilidades de melhoria. É um

estudo inédito. Como há agentes que têm grande experiência no tema, propusemos, no âmbito do subgrupo de Hidrologia do GT2 - Grupo de Trabalho de Aperfeiçoamento de Modelos e Evolução Metodológica do Planejamento e Programação da Operação, coordenado pelo ONS e CCEE, que eles participem com os modelos que eventualmente utilizam.

A Copel, por exemplo, em conjunto com o Instituto Tecnológico Simepar, irá integrar os estudos com outras alternativas de modelos. Com esses resultados, poderemos comparar e trocar experiências”, avalia o Gerente de Recursos Hídricos e Meteorologia.

“O ONS está buscando neste projeto o melhor disponível em modelagem de previsão do tempo, incluindo, além da previsão de precipitação, as previsões de vento, por conta das eólicas, e de temperatura, para previsão de carga. Nosso intuito é o de aperfeiçoar o processo de planejamento e programação por meio da inserção de informações mais precisas de tempo e clima”, ressalta Francisco Arteiro, Gerente Executivo de Programação e Desligamentos do ONS.

Aprimoramento do controle de cheias Em 2011, o ONS concluiu um trabalho com o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel) de desenvolvimento de uma melhoria para operação do controle de cheias. “Passamos a dispor de uma ferramenta, ainda em fase experimental, que busca antecipar a recuperação dos armazenamentos ao final do período úmido, com base na previsão hidrometeorológica, sem prejuízo para a proteção

Radar meteorológico do Simepar.

contra cheias e com ganhos para o atendimento energético. ”, comenta Vinicius Forain Rocha.

Parceria com Simepar aumenta segurança elétrica A partir de 2009, o Operador Nacional passou a adotar algumas medidas para a melhoria do monitoramento das condições de tempo severo, em especial da linha de Itaipu de 750 kV, com elo em corrente contínua. Em 2010, firmou um contrato com o Simepar para monitoramento contínuo das condições de tempo nessa região. “Hoje contamos com informações em tempo real do radar meteorológico do Simepar.

Com base nessas informações, os meteorologistas do ONS analisam e definem estados de alerta de tempo severo neste tronco de transmissão. A partir desse alerta, são tomadas

medidas pelo Operador Nacional para proteção do sistema. Em dezembro de 2011, este monitoramento foi ampliado para outras instalações estratégicas do SIN, nas regiões Sul e Sudeste/ Centro-Oeste, para linhas de 500 kV, 440 kV, 345 kV e 230 kV. Com este serviço estarão integrados mais dois radares para monitoramento em tempo real. Além disso, estamos acompanhando a implantação do sistema no oeste do Paraná, pelo próprio Simepar; o projeto de integração dos radares do Departamento de Controle do Espaço Aéreo (Decea); e há a possibilidade de recebermos informações do radar do Paraguai, em articulação com Itaipu e o próprio Simepar, o que trará benefícios relevantes”, conclui o Gerente de Recursos Hídricos e Meteorologia do ONS.

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #01 | Ano I | Set-Dez | 2011

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Tendências

Na pauta dos

maiores do mundo Os principais temas discutidos durante o encontro anual do grupo do Very Large Power Grid Operators (VLPGO), formado pelos 14 maiores Operadores de energia elétrica do mundo, apontam as tendências do setor em âmbito mundial.

Entre os dias 30 de outubro e 2 de novembro de 2011, foi realizada a 8ª reunião anual do Very Large Power Grid Operators (VLPGO), grupo formado pelos 14 maiores Operadores (ISOs) de energia do mundo e com capacidade instalada acima de 50 GW. Juntos, eles representam 70% da demanda de eletricidade mundial e atendem o equivalente a 3 bilhões de consumidores. O encontro foi organizado pelo Operador Korea Power Exchange (KPX), da Coreia do Sul. Além da KPX, fazem parte do VLPGO as seguintes empresas: Elia System Operator (Bélgica), MISO (Estados Unidos), National Grid (Reino Unido), ONS (Brasil), PJM (Estados Unidos), Power Grid of India (Índia), RTE (França), SGCC (China), SO UPS (Rússia), Tepco

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( Japão), Terna (Itália), Eskom (África do Sul) e Red Eléctrica de España (Espanha).

Os assuntos tratados como prioridade durante a reunião foram: integração de fontes renováveis, especialmente a energia eólica; sistemas de corrente contínua em extra e alta tensão; aprimoramento da segurança dos sistemas elétricos e a adoção de novas tecnologias.

O ONS esteve representado pelo seu Diretor Geral, Hermes Chipp, e pelo Gerente Executivo da Assessoria de Planejamento e Comunicação, Geraldo Pimentel.

Além dessas prioridades de curto prazo, o VLPGO está também avaliando, numa visão de mais longo prazo, o impacto dos sistemas de armazenamento de energia e a introdução do carro elétrico.

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

No encontro, também foi discutido e aprovado o roadmap, desenvolvido sob coordenação do National Grid UK (Reino Unido).

“Trata-se de um planejamento para o VLPGO, visando aos próximos dez anos, e olhando com detalhes o que pode ser produzido até 2015, na forma de um roadmap”, comenta Geraldo Pimentel.

Um dos destaques, e uma novidade no evento, foi a realização da Smart Grid Biz Fair, uma feira que contou com a participação de fornecedores de todo o mundo: ABB/Ventyz, Cepel, Ceptri & Sgepri, Doosan e Toshiba. Os visitantes puderam conhecer novas tecnologias em sistemas de Gestão de Energia (SEM), Unidades de Medição Fasorial (PMU) e outras soluções na área de Smart Grids.

Ao final do evento, os novos gestores do grupo tomaram posse: Dominique Maillard (RTE - França) assume a presidência do VLPGO; e Luis Atienza (Red Eléctrica de España), a vice-presidência. Em seguida ao encontro, os participantes fizeram, ainda, uma visita técnica a uma plataforma de teste, em Jeju Island.

Temas de Destaque de maior interesse para o Brasil Dentro do escopo de trabalho do VLPGO para 2012, considerando as características

e os desafios do setor elétrico brasileiro para os próximos anos, o ONS está priorizando os temas relacionados com a integração das fontes eólicas – especialmente no que se refere à segurança –, os sistemas de corrente contínua em extra e alta tensão, a implantação das Unidades de Medição Fasorial (PMU) e os assuntos associados diretamente com a segurança da operação, como por exemplo: Grid Expansion costs X security; Dynamic Assessment Security; Dynamic Rating; e Controle Automático da Geração (CAG).

superação de níveis de curtocircuito em equipamentos e instalações, ficou acordado que, em abril de 2012, o Operador Nacional deverá organizar um workshop no Rio de Janeiro, aberto também a não participantes do VLPGO, onde serão apresentados e debatidos os principais resultados alcançados pelo grupo de trabalho.

Como o ONS coordenou em 2011 um trabalho sobre

Foto: Site VLPGO

O grupo do VLPGO, formado pelos CEOs dos maiores Operadores mundiais.

Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

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alta tensão

Principais desafios da implantação do

projeto Madeira

Ricardo Barbi

A Usina Hidrelétrica Santo Antônio, em Rondônia, representa investimento de R$ 16 bilhões, tem capacidade instalada de 3.150,4 MW e estará totalmente concluída em 2016.

No entanto, já em dezembro de 2011, foram iniciados os testes de sua primeira unidade geradora, com a sincronização do equipamento ao Sistema Interligado Nacional programada para janeiro de 2012.

Os desafios que antecederam este momento, entretanto, começaram muito antes. Em 2001, foram iniciados os estudos para identificar os potenciais de aproveitamento hidrelétrico do rio Madeira. O mapeamento foi conduzido por Furnas e Odebrecht, hoje acionistas da Santo Antônio Energia, empresa responsável pela implantação e exploração do empreendimento ao longo de 35 anos. A concessionária também conta com Andrade Gutierrez, Cemig, Banif e FI-FGTS como acionistas.

Diante das características do Madeira, um dos rios de maior vazão e volume de água do mundo,

a turbina do tipo Bulbo é a mais eficiente. Com a tecnologia a fio d’água, a UHE Santo Antônio apresenta a melhor relação entre reservatório e potência do Brasil. Em 2008, o projeto básico foi aprovado pela Aneel.

Os desafios estavam apenas começando. Em setembro de 2008, foi realizada a escavação em rocha no trecho onde ficará o primeiro dos quatro grupos de casas de força da usina com oito turbinas e um vertedouro complementar. Este arranjo, aprovado pela Aneel, permitiu a antecipação da obra em quase um ano.

Outro desafio à antecipação foi a construção de uma Subestação Provisória de 500/230 kV de 465 MVA. Este investimento de mais de R$ 30 milhões permitiu o escoamento da energia gerada pela usina para o sistema local (Acre/ Rondônia) antes da conclusão das obras licitadas para escoamento da energia para este sistema (Back-to-Back 500/230kV) e para a região Sudeste por meio de duas linhas de transmissão em corrente contínua de 600 kV, com 2.375 km de extensão.

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Revista do Operador Nacional do Sistema Elétrico | #02 | Ano 2 | Jan-Abr | 2012

Foto: Divulgação Santo Antônio Energia

Diretor Comercial e Regulatório da Santo Antônio Energia, Ricardo Barbi

A Revista do ONS inaugura esta seção com as visões de dois agentes sobre seus respectivos empreendimentos no projeto Madeira: o Diretor Comercial e Regulatório da Santo Antônio Energia, Ricardo Barbi, e o Diretor Presidente da Porto Velho Transmissora de Energia, Luiz Antônio Dantas.

Leia o artigo técnico do ONS sobre este tema na pág. 18

Luiz Antônio Dantas

Inúmeros foram os desafios enfrentados por nossa equipe na implantação da SE Coletora Porto Velho, com suas duas Conversoras Back-to-Back (BtB) de 400 MW, que integram ao sistema ACRO (Acre/Rondônia) as Usinas Hidrelétricas (UHEs) Santo Antônio e Jirau, e das Linhas de Transmissão (LTs) 230 kV, que a conectam à SE Porto Velho existente, a começar pelo ajuste da obra ao orçamento do leilão da Aneel.

A grande questão foi a necessidade de otimizar aspectos como localização e arranjo da subestação, reduzindo custos de aquisição de área, terraplenagem e instalações eletro-mecânicas. A solução encontrada demandou acordo financeiro e técnico entre os agentes envolvidos, que resultou na solução de impasse que impedia originalmente o comissionamento tanto da primeira UHE a ser integrada ao Sistema Interligado Nacional (SIN), quanto das instalações de HVDC da SE Coletora Porto Velho. A Usina dependia de conexão ao sistema de transmissão para testes e este, por sua vez, necessitava de máquinas para testes de transmissão de potência em HVDC. A implantação de trafo provisório 500/230 kV, 465 MVA, pela Santo Antônio Energia S.A., em área disponibilizada pela PVTE, viabilizou estes testes.

Desafio de magnitude similar foi a discussão técnica entre as equipes dos agentes envolvidos sobre a integração de seus projetos executivos e o compartilhamento dos serviços auxiliares, que demandaram inúmeras reuniões, chamadas “reuniões de condomínio”, que lograram um bom termo dado o nível dos envolvidos e a colaboração estabelecida.

Um ponto que também demandou tempo e gerou incontáveis reuniões técnicas foi a aprovação do projeto básico pela Aneel, por meio de seu suporte técnico, o ONS. Não bastasse o ineditismo da solução de transmissão para os envolvidos, Aneel, EPE, ONS e Agentes, já que o Sistema de Transmissão de Itaipu não integra o SIN e possui tecnologia anterior ao atual estado da arte, agregou-se ao processo a discussão simultânea dos projetos básicos das BtB e da primeira retificadora a ser implantada na SE Coletora Porto Velho, sobretudo quanto ao dimensionamento dos filtros ligados à barra de 500 kV da subestação.

Resta o desafio de concluir nossas instalações, sem maiores desvios de custo em relação ao orçamento de nossa acionista, a Eletrosul, disponibilizando-as ao SIN com a maior brevidade, como já o fizemos em 15.11.2011 e 12.12.2011 com as LTs 230kV Coletora Porto Velho – Porto Velho, C1 e C2, que dão condições para que a UHE Santo Antônio possa, testando suas máquinas, cumprir seu programa antecipado de energização.

Foto: Divulgação PVTE

Diretor Presidente da Porto Velho Transmissora de Energia, Luiz Antônio Dantas

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CAPA

AvanÇo das fronteiras do SIN Com a entrada em operação da interligação Tucuruí-Manaus-Macapá, o Sistema Interligado Nacional (SIN) poderá comemorar a integração das capitais dos sistemas isolados da região Norte, iniciada com AcreRondônia, em 2009. Os empreendimentos na região representam uma importante conquista para o Brasil. Não só o país estará quase que 100% interligado, como abre a possibilidade de expandir as fronteiras do SIN para a região Andina da América do Sul e Venezuela e de compor uma rede de países interligados na América Latina.

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O atual cenário brasileiro e as projeções futuras apontam para um crescimento significativo da demanda por energia elétrica no país, tendo em vista o seu desenvolvendo econômico e social. O consumo de eletricidade tem crescido a uma taxa anual média de 5%. Vislumbrando essas perspectivas, uma das alternativas viáveis para o atendimento desse mercado é a utilização do potencial energético dos rios da região amazônica, com a implantação de novas usinas, linhas de transmissão e subestações (SEs).

No horizonte de médio prazo, está prevista a expansão da fronteira elétrica para a região Norte, por meio dos reforços da interligação do Sistema Acre-Rondônia ao SIN, a qual ocorreu em 2009; do sistema de escoamento da geração das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira; e da interligação das capitais Manaus e Macapá à usina de Tucuruí.

A longo prazo, a estratégia de aumentar a integração energética nacional tende a gerar um impacto positivo para o desenvolvimento econômico.

De forma mais imediata, possibilitará a redução das tarifas de distribuição de energia em escala nacional. As interligações permitirão a utilização de energia proveniente de usinas

hidrelétricas, diminuindo o uso de termelétricas a diesel na região Norte. Desta forma, provocará redução dos gastos com os encargos da Conta de Consumo de Combustível (CCC), que tem o objetivo de subsidiar o custo da geração termelétrica das regiões eletricamente isoladas do SIN e é rateada entre todos os consumidores de todo o Sistema Interligado.

Os empreendimentos na região Norte possibilitam a integração dos sistemas isolados ao restante do país, reforçando as interligações Acre-Rondônia, interligando Tucuruí-ManausMacapá, e, principalmente, suprindo a demanda local com energia mais barata, limpa e confiável. Essas interligações, no caso das usinas maiores, como as de Santo Antônio, Jirau e Belo Monte, abrem a possibilidade de expansão das fronteiras do SIN para outros países do continente, em especial aos países que compõem a Comunidade Andina das Nações – CAN (Colômbia, Equador, Peru e Bolívia).

Interligação dos sistemas Acre-Rondônia e as usinas do Madeira aproximam Bolívia e Peru

“Foram previstos na primeira etapa dois circuitos até Porto Velho. Essa duplicação ainda não foi concluída. Na segunda etapa, teremos mais uma terceira linha até Porto Velho e uma segunda até o Acre, explica o Assessor.

Com isso, o SIN ficará também mais próximo da Bolívia e do Peru. “Hoje, dispomos de um gasoduto que liga Brasil-Bolívia, transportando 30 milhões de m3/dia de gás. Isso possibilita uma integração energética com a Bolívia que pode ser viabilizada por meio de usinas termelétricas instaladas ao longo do gasoduto. Mas, com o avanço das fronteiras elétricas do SIN, podemos pensar também numa interligação elétrica com a Bolívia e o Peru, que está sendo coordenada pela Eletrobras. É claro que as distâncias ainda são muito grandes. Mas no âmbito da Comisión de Integración Energética Regional (Cier) vêm sendo realizados vários estudos e foi identificado um potencial hidrelétrico no Peru de aproximadamente 7 mil megawatts numa primeira etapa, que pode chegar a 20 mil megawatts, provenientes da implantação de usinas na Amazônia peruana”, comenta

Marcelo Prais, que também é delegado do Comitê Brasileiro da Cier para o Projeto Cier 15 de Interconexões.

O Assessor da Diretoria Geral ressalta também outra situação peculiar. “Um mesmo rio passa por uma usina com um grande reservatório no Peru, por outra hidrelétrica na Bolívia e vai dar nas duas usinas, em Santo Antônio e Jirau. Com a expansão elétrica, podemos pensar em uma operação coordenada inédita, em termos físicos e comerciais, entre três países, situação única no mundo. O avanço das fronteiras do SIN permitirá esse tipo de integração eletroenergética, que favorecerá a redução das desigualdades econômicas e sociais entre essas nações. A integração energética pode ser a ponta de lança para promover outros desenvolvimentos econômicos regionais na América do Sul.”

Tucuruí-Manaus-Macapá: desafios proporcionais ao projeto Principal projeto de transmissão inteiramente na região Norte do país no momento, a interligação

“Simbolicamente, a interligação Acre-Rondônia foi o primeiro passo na integração dos sistemas isolados e na expansão do SIN”, relembra Marcelo Prais, Assessor da Diretoria Geral do ONS. O processo de interligação entre os estados do Acre e Rondônia começou em 2006, com previsão de início de operação em 2008.

No entanto, devido às questões de licenciamento ambiental de diversas naturezas, a interligação só veio a ocorrer em outubro de 2009, ainda de forma parcial.

No gráfico acima, é possível visualizar o grande desafio que a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá representa para o setor.

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CAPA Tucuruí-Manaus-Macapá permitirá uma significativa redução de geração térmica local, hoje fundamentada em usinas termelétricas a óleo derivado do petróleo, com alto custo econômico e ambiental.

Além dos aspectos econômicos, o projeto configura-se, acima de tudo, como um grande desafio de engenharia. Serão mais de 1.800 km de linhas de transmissão, com vários trechos sobre a floresta, duas torres pouco menores que a Torre Eiffel e com a travessia do rio Amazonas (veja gráfico na pág. 11).

O empreendimento foi dividido em três lotes: Lote A à LT 500 kV Tucuruí - Xingu - Juruparí

(circuito duplo), SEs Xingu e Juruparí; Lote B à LT 500 kV Juruparí - Oriximiná (circuito duplo), LT 230 kV Juruparí Laranjal (circuito duplo), LT 230 kV Laranjal - Macapá (circuito duplo); e Lote C à LT 500 kV Silves - Oriximiná (circuito duplo), LT 500 kV Silves - Lechuga (circuito duplo), SEs Silves e Lechuga 2.

Esses lotes foram objeto de licitação pública pelo leilão realizado em 2008, sendo os contratos de concessão com os vencedores assinados nesse mesmo ano. No entanto, as Licenças de Instalação (LIs) só foram concedidas: Lote B, em 22 de outubro de 2010; Lote C, em 4 de novembro de 2010; e Lote A, em 11 de maio de 2011.

O primeiro trecho a entrar em operação deverá ser o do Lote C, da empresa Manaus Transmissora, em maio de 2012. A entrada do trecho compreendido no Lote B, do Grupo Isolux Corsán, está prevista para dezembro de 2012, já contando com uma antecipação. O trecho do Lote A, do mesmo grupo, será o último, previsto para junho de 2013. “Esse último trecho é que possibilitará a integração do sistema isolado. Lembrando que Manaus é uma das capitais-sede da Copa do Mundo, o sistema deverá estar operante antes de 2014”, destaca Marcelo Prais. “Do ponto de vista externo, podemos avançar no sentido da Colômbia e Venezuela”, comenta.

O Assessor lembra também que em setembro de 2011 foi licitado o trecho de interligação de cerca de 700 km em 500 kV Manaus – Boa Vista, cuja entrada em operação está prevista para 2015.

Com isso, não só todas as capitais passarão a ser atendidas pelo SIN como também o Brasil se aproxima ainda mais fortemente de uma interligação com a Venezuela (hoje parte do consumo da capital Boa Vista é suprido por uma interligação existente de 200 MW com a Venezuela).

Em relação a esse empreendimento, foi criado um verdadeiro escritório virtual para gestão do projeto na intranet do ONS. Os estudos estão disponíveis para

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os profissionais do Operador Nacional envolvidos: mapas, atas, apresentações, cronogramas, etc.

Além disso, desde novembro de 2011, parte deste ambiente ficou acessível também aos agentes, para que possam incluir mais informações e participar de uma forma mais dinâmica.

Todo o ONS envolvido As equipes do Operador Nacional já vêm trabalhando nestes projetos (ampliação da interligação AcreRondônia; Projeto Madeira, incluindo as usinas e o sistema de transmissão em corrente contínua; e a interligação Tucuruí-Manaus-Macapá) bem antes de eles se tornarem grandes pautas para a imprensa.

“Começamos a enfrentar os desafios desses empreendimentos desde os estudos promovidos no âmbito do Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica (PAR), com base nas informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). E também no caso dos novos acessos ao SIN, como Belo Monte e Madeira, por exemplo”, ressalta Dalton Camponês do Brasil, Assessor da Diretoria de Administração dos Serviços de Transmissão.

Toda a parte referente às especificações dos anexos para os leilões também passa pelo ONS. “No caso dos leilões de transmissão, como TucuruíManaus-Macapá, por exemplo, definimos os requisitos de desempenho, em subsídio à Aneel. Depois dos leilões, realizamos, ainda, a análise dos projetos básicos, como fizemos com Acre-Rondônia”, comenta Dalton. Mas o trabalho não para por aí. Há ainda toda a parte de estudos pré-operativos, estudos especiais, testes de

comissionamento, programação e realização de intervenções no SIN para a entrada dos equipamentos e, por fim, toda a preparação dos recursos e instrumentos operacionais.

Delfim Zaroni, representante da Diretoria de Operação do ONS no Comitê Técnico do Projeto Madeira, ressalta que “para todos esses grandes empreendimentos e interligações há também um grande trabalho de adequação dos processos e recursos dos Centros de Operação do ONS. As equipes de operação da organização e dos agentes envolvidos precisam ser treinadas, o que já está acontecendo. Em síntese, há bastante trabalho, o qual precisa ser integrado e coordenado em todas as suas ações e atividades e no tempo certo”.

Segundo Domingos Sávio de Souza Neto, Gerente de Operação da Região Norte/CentroOeste do ONS, em Brasília, de onde serão coordenadas e controladas em tempo real as usinas e linhas de transmissão desses empreendimentos, antes mesmo de começarem a operar, os profissionais de operação dos Centros estão sendo treinados sobre transmissão em corrente contínua. “As equipes do Centro de Operação estão trabalhando para definir os aspectos operacionais desse sistema, desde os relacionados à modelagem dos aplicativos de estudo em tempo real, à aquisição de dados para o sistema de supervisão e controle, bem como os aspectos voltados às normas de operação e rotinas de apuração referentes aos equipamentos que irão compor esses sistemas em corrente contínua”.

Segundo o Assistente da Diretoria de Operação do ONS, Ângelo de Franceschi, “é importante ressaltar

o grande empenho e apoio das equipes técnicas do ONS para esses empreendimentos, com orientação especial da própria Diretoria do Operador Nacional, pelos desafios e pelo caráter de altíssima importância para o SIN e para toda a sociedade brasileira”.

“Essas obras são muito desafiadoras para a operação do Sistema Interligado Nacional, envolvendo praticamente todo o ONS. A análise e o estabelecimento das configurações de compensação reativa de Tucuruí-ManausMacapá foram muito complexos, pois trata-se de uma linha muito extensa e isso demandou um trabalho adicional. Há também o problema das travessias de rios com vãos enormes, com torres de 200 metros de altura. Do ponto de vista da engenharia, é uma obra inédita no mundo”, exemplifica Dalton Camponês do Brasil.

Interligações internacionais Na América Latina, pode-se ressaltar o projeto de integração entre Panamá e Colômbia, interligando assim a América do Sul com a América Central, o que abre a possibilidade de integrar a América Latina com os sistemas da América do Norte. Hoje, todos os países da América Central já estão integrados pelo Projeto Siepac – interligação em 230 kV com 300 MW de capacidade com aproximadamente 1.000 km de extensão.

Essas iniciativas demonstram uma tendência do setor elétrico latino-americano, visando à sinergia e complementaridade entre sistemas, à economicidade e à segurança energética.

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Melhores Práticas

saber estratégico: dividir para multiplicar Com o foco no desenvolvimento de suas áreas estratégicas, o Operador Nacional do Sistema Elétrico implantou seu Programa de Mentoria. Com a participação de 17 duplas compostas por um mentor e um mentorando, o primeiro ciclo durou um ano, entre 2010 e 2011. A pesquisa realizada com os participantes da primeira turma confirmou a importância desta prática para a organização.

O projeto piloto foi conduzido pela equipe da Assessoria de Desenvolvimento de Recursos Humanos (ARH), em parceria com uma consultoria especializada em transição e desenvolvimento de organizações e equipes.

Trata-se de uma prática bem-sucedida, que pode servir de benchmark para outras organizações.

O mentor Roberto Furst, Assistente da Diretoria de Administração dos Serviços de Transmissão (à esq.), ao lado do seu mentorando André Bianco, Engenheiro de Sistema de Potência.

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Mentoria não é um assunto inédito, mas sua aplicação no mundo corporativo ainda não é muito difundida. O aprendizado por meio da convivência e orientação de um profissional com mais experiência potencializa o desenvolvimento da carreira do mentorando. O mesmo vale no sentido inverso: mentores também adquirem conhecimentos e revisam suas práticas ao longo do caminho.

Seguindo este viés, Hermes Chipp, Diretor Geral do ONS, idealizou e deu suporte a este programa que se destaca por seu caráter dinâmico e estimulador da integração entre profissionais.

“O Programa de Mentoria do ONS foi concebido a partir de uma visão estratégica da organização, com foco na orientação para o desenvolvimento de carreira dos mentorandos e no fortalecimento de uma cultura de gestão do conhecimento”, afirma Marco Antonio Carvalho, Gerente Executivo da ARH. “Para nós, vem sendo um novo e rico processo de aprendizado, com erros, acertos e correções de rota”.

São três os pilares que sustentam as premissas do Programa de Mentoria.

Em primeiro lugar, a adesão voluntária dos mentorandos. Em seguida, a escolha, por eles próprios, de seus mentores. E, por fim, a lista de participantes é orientada pela visão corporativa e estratégica, independentemente da distribuição proporcional do quantitativo por Diretoria.

É gratificante ver como o Programa de Mentoria tornou-se, já em seu primeiro ciclo, uma prática essencial para a consolidação e multiplicação de conhecimentos das áreas estratégicas do ONS, agregando valor tanto para a organização, quanto para os profissionais envolvidos.

Hermes Chipp

Processo estruturado O primeiro ciclo do Programa teve duração de um ano: de 27 de agosto de 2010 até 19 de agosto de 2011. Os trabalhos começaram com reuniões preparatórias, onde os pares se familiarizaram com seus papéis e com as atividades programadas.

Os encontros foram regidos por um Plano de Ação desenvolvido por cada equipe, com foco nas demandas de aprimoramento de carreira dos jovens seniores.

Bimestralmente, nos chamados Laboratórios de Mentoria, foram realizadas palestras e abordados assuntos que contribuíram para o processo de orientação de carreira. Estas reuniões se transformaram em um espaço aberto para esclarecer dúvidas e fazer novos questionamentos. O compartilhamento de soluções e boas práticas foi outro ponto alto dos encontros entre os grupos.

Entre os principais instrumentos de apoio, as duplas contaram com um “Plano de Voo” e um “Diário de Bordo”, cujo propósito era constituir uma agenda de trabalho dos encontros, uma espécie de guia para o par.

Monitoramento Para acompanhar e avaliar o alcance das metas, a coordenação do Programa de Mentoria realizou duas pesquisas de avaliação com as duplas ao longo do processo: uma no meio e outra no final do ciclo. Os participantes não precisavam se identificar no questionário, permitindo assim maior liberdade para transcrever as opiniões positivas e indicar pontos que precisam sofrer adequações.

As estatísticas apuradas nestas enquetes são animadoras. Nas opiniões dos mentorandos, foi detectado que o Programa de Mentoria atende ou supera suas expectativas. Já entre os mentores, mais de 90% deste público acredita que esta iniciativa traz benefícios para o ONS. Como em todo começo, alguns pontos passarão por ajustes.

Entre as principais questões está a otimização do tempo e uma comunicação mais explícita da expectativa da organização em relação aos participantes.

“Nós aprendemos juntos com esta primeira experiência.

Dentre os pontos positivos mencionados nas duas avaliações realizadas, destacam-se a liberdade tanto na escolha do mentor pelo mentorando quanto na elaboração do Plano de Ação, a realização dos Laboratórios de Mentoria, o patrocínio da alta direção e a possibilidade de ter uma orientação de carreira”, analisa Marco Antonio Carvalho.

O Programa de Mentoria está alinhado ao Planejamento Estratégico do ONS e integrado a outros Programas, como os de Sucessão, Gestão do Conhecimento e Trajetórias de Carreira.

A formação do segundo ciclo do Programa de Mentoria está prevista para março de 2012, já com alguns aperfeiçoamentos, tais como a ampliação da participação de profissionais de cargos de nível pleno (mais de três anos no cargo), além dos seniores mais recentes, e aumento do tempo dedicado à formação do mentor e ao acompanhamento do mentorando.

Objetivos do Programa Os principais objetivos do Programa são: Implementar a prática de mentoria visando a uma maior consistência da formação dos profissionais em áreas estratégicas para o Operador Nacional.

Criar os contextos de aprendizagem que permitam a mentores, mentorandos e respectivos gestores potencializar os resultados da prática da mentoria em seus compromissos com o ONS e com suas carreiras.

Promover orientação quanto ao desenvolvimento da carreira dos mentorandos e fortalecer a disseminação de valores, compartilhamento de conhecimentos e experiência adquirida de profissionais mais experientes para os mais novos na organização, buscando a perenidade do negócio.

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Na Rede

Palestra no

Encontro Nacional de Agentes do Setor Elétrico Durante os dias 5 e 6 de outubro de 2011, foi promovido o 8º Encontro Nacional de Agentes do Setor Elétrico – Enase 2011. O evento, uma iniciativa do Grupo Canal Energia em parceria com associações de classe do setor elétrico nacional, foi realizado no Rio de Janeiro e abordou vários assuntos importantes da área, como regulação, desafios ambientais, relações com os consumidores, autoprodução como fator de competitividade das empresas, mercado livre de energia, entre outros.

O ONS teve presença destacada no evento com a palestra “Demandas e Desafios do Operador”.

O Diretor Geral da organização, Hermes Chipp, discorreu sobre oportunidades e obstáculos na geração, no sistema de transmissão e na importação e exportação de energia. Também estiveram no 8º Enase o Diretor de Operação, Ronaldo Schuck, e o Diretor de Planejamento e Programação da Operação, Darico Pedro Livi, além de outros profissionais atuantes em áreas técnicas do Operador Nacional.

Representantes do ONS vão ao XI Sipda O XI Simpósio Internacional de Proteção contra Descargas Atmosféricas (Sipda), realizado de 3 a 7 de outubro de 2011, em Fortaleza – CE, contou com a presença do Diretor de Operação do ONS, Ronaldo Schuck, na cerimônia de abertura.

Organizado pelo Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) e pela Universidade de São Paulo (USP), o evento técnico-científico objetiva “contribuir para a discussão e difusão das inovações tecnológicas relativas à proteção contra descargas atmosféricas, aterramento e técnicas de modelagem e de medição”.

Um dos trabalhos apresentados no Sipda teve coautoria de Carlos Campinho, Engenheiro de Sistemas de Potência do ONS, que foi representado por Sergio Cordeiro Sobral, também Engenheiro de Sistemas. O profissional também foi goleiro de um time de futebol que competiu na III Copa Sipda. A equipe, que tinha jogadores de vários países, sagrou-se campeã do torneio, mas a vitória mais importante, destaca Sobral, “é a participação no evento e o aprendizado adquirido sobre suas questões centrais, num clima de muito respeito, profissionalismo e ética”.

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Operador Nacional em destaque no SNPTEE Foto: Arquivo SNPTEE

O Operador Nacional participou do XXI Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (SNPTEE), realizado de 23 a 26 de outubro de 2011, em Florianópolis.

Considerado o maior evento do setor no país, o Seminário é realizado a cada dois anos pelo Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia Elétrica (Cigré – Brasil).

A Eletrosul atuou como entidade coordenadora. A edição de 2011 comemorou os 40 anos do evento e reuniu mais de dois mil participantes.

O Diretor Geral do ONS, Hermes Chipp, e o Diretor de Assuntos Corporativos, István Gárdos, participaram da solenidade de abertura, no dia 23. István Gárdos esteve ainda ao lado do Diretor de Planejamento e Programação da Operação, Darico Pedro Livi, na sessão técnica de abertura, realizada no dia 24, quando o presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, proferiu a palestra “Desafios da Geração e da Transmissão no Brasil”. Os diretores do ONS presidiram duas mesas de trabalho: o “Grupo de Estudo de Eficiência e Gestão da Tecnologia, da Inovação e da Educação” ficou a cargo de István Gárdos e o “Grupo de Estudos de Análise e Técnicas de Sistemas de Potência” foi comandado por Darico Livi. Outros dois membros da Diretoria do Operador Nacional presidiram mesas no

dia 26. O “Grupo de Estudo de Operação de Sistemas Elétricos” ficou sob a responsabilidade do Diretor de Operação, Ronaldo Schuck. Já o “Grupo de Estudo de Comercialização, Economia e Regulação de Energia Elétrica” foi o tema que teve a tutela do Diretor de Administração dos Serviços de Transmissão do ONS, Roberto Gomes, que também representou a organização na sessão de encerramento do SNPTEE. Dez artigos de profissionais do ONS foram apresentados no SNPTEE. Eles foram submetidos à criteriosa análise da Comissão Técnica do Seminário, que recebeu um total de 1.600 resumos, dos quais selecionou 508. Destes, 493 Informes Técnicos foram apresentados, divididos entre os 15 Grupos de Estudo que compõem o evento.

A relevante participação do Operador contabiliza ainda a atuação de Manoel Botelho, Gerente Executivo do Núcleo Sul e representante do ONS na Comissão Técnica do Seminário, e a presença dos Assessores da Diretoria, Paulo Gomes e Dalton de Oliveira Camponês do Brasil, na formação dos temas preferenciais do “Grupo de Estudo de Operação de Sistemas Elétricos” e do “Grupo de Estudo de Desempenho de Sistemas Elétricos”, respectivamente.

Ambos foram relatores e coordenadores destes GEs. O Operador Nacional também contou com um espaço exclusivo na Expo SNPTEE, estrutura paralela ao evento principal, onde foram demonstrados seus produtos e serviços.

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ARTIGO

Antecipação da UHE Santo Antônio – Um Novo Desafio Para o Operador Nacional do Sistema Por Paulo Gomes, Sumara Ticom e Sergio Sardinha 1. INTRODUÇÃO Um dos grandes desafios do Operador Nacional do Sistema Elétrico é trabalhar de forma a otimizar o uso dos recursos disponíveis mantendo os níveis de segurança e economicidade do sistema. Nesse contexto, a antecipação das primeiras unidades da UHE Santo Antônio, em construção no Rio Madeira, trarão um enorme desafio para a operação do sistema, dado que essas máquinas entrarão em operação em um sistema de transmissão incompleto, com apenas um dos três circuitos previstos entre as subestações de 230 kV de Vilhena até Samuel e de Porto Velho até Rio Branco. Tal configuração é precária tanto para receber a energia proveniente do Sistema Interligado Nacional – SIN, como para exportar a energia da UHE Santo Antônio para suprimento aos consumidores dos estados do Acre e Rondônia.

Um fato complicador para essa integração é a forma provisória como ocorrerá a conexão das primeiras unidades, que será feita através de um transformador 525/230 kV – 465 MVA. Desse modo, como toda a usina será integrada ao sistema Acre e Rondônia através de um único elemento de conexão, a contingência desse elemento irá acarretar na perda de toda a UHE Santo Antônio, caracterizando uma situação de alta severidade para esse sistema.

res de geração da UHE Santo Antônio; intercâmbios praticados entre os sistemas Acre e Rondônia e o SIN; geração nas demais usinas da região, associadas às diversas condições de carga do sistema. Foi necessário também implantar Sistemas Especiais de Proteção – SEP, com o intuito de permitir explorar ao máximo a rede de transmissão, através da maximização da geração de Santo Antônio, e com isso garantir a importação da menor parcela possível de energia do SIN, evitando que as frequentes contingências que têm sido verificadas nessa rede de transmissão em 230 kV, de característica radial, levem a elevados montantes de corte de carga, rotineiramente vivenciados nos últimos dois anos.

2. CARACTERÍSTICAS DO EMPREENDIMENTO A UHE Santo Antônio será constituída de 44 unidades geradoras, distribuídas em 3 casas de força: a primeira na margem direita do Rio Madeira (grupo 1, com 8 unidades geradoras), a segunda em sua margem esquerda (grupo 2, com 12 unidades geradoras, e grupo 3, com 12 unidades geradoras) e a terceira no leito do rio (grupo 4, com 12 unidades geradoras).

A topologia do tronco de transmissão em 230 kV de suprimento ao sistema Acre e Rondônia é caracterizada pela existência de um circuito duplo entre as subestações de Jauru e Vilhena (354 km), um circuito simples de Vilhena até Samuel (598 km), um circuito duplo entre Samuel e Porto Velho (41 km) e um circuito simples de Porto Velho até Rio Branco (490 km). Adicionalmente, considerou-se a entrada em operação até dezembro de 2011 do Compensador Estático de Vilhena (-50/100 Mvar) e dos capacitores previstos para as subes-

Nesse cenário, o grande desafio é garantir a integração dessa usina, com maximização da sua geração, sem reduzir a confiabilidade no suprimento de energia aos estados do Acre e Rondônia. Apesar das dificuldades técnicas e operativas para a integração dessa usina com o sistema de transmissão existente, foram constatados diversos benefícios que serão alcançados, podendo-se citar entre eles a possibilidade de redução da dependência da geração térmica atualmente necessária, aumento da flexibilidade operativa de unidades geradoras e, principalmente, a redução do corte de carga quando da perda de trechos da transmissão entre as subestações de 230 kV de Jauru e Samuel. A maior flexibilidade operativa ficará caracterizada principalmente nas situações de indisponibilidades de unidades geradoras, dado o fato que no ano de 2011 foi necessária a utilização de toda a geração térmica e hidráulica disponível, associada à utilização de toda a capacidade de importação de energia pelo SIN para atendimento à demanda máxima.

Dessa forma, foram envidados todos os esforços com o intuito de permitir a máxima utilização desse sistema. Para tal, foi necessário criar regiões de segurança operativa, considerando a combinação das diversas variáveis relevantes para o desempenho dessa rede, tais como: diferentes patama-

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Diagrama Unifilar do Sistema da Região Acre e Rondônia e da Conexão da UHE Santo Antônio

As primeiras unidades geradoras da UHE Santo Antônio serão conectadas, provisoriamente, ao sistema Acre e Rondônia através de um transformador 525/230 kV – 465 MVA, dois circuitos simples em 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Coletora Porto Velho (17,3 km) e um circuito simples em 500 kV entre a usina e a subestação de 500 kV Coletora Porto Velho (12,5 km).

3. RESULTADOS OBTIDOS 3.1 Quanto aos limites operativos do sistema Apesar da integração da UHE Santo Antônio disponibilizar um maior número de unidades geradoras para o sistema Acre e Rondônia, para melhorar o desempenho frente às perturbações e ainda viabilizar o atendimento aos consumidores do estado do Acre sob o aspecto de controle de tensão, será imprescindível contar com a presença de, no mínimo, 2 unidades na UHE Samuel e com a UTE Termonorte II com 3 unidades (2 a gás e 1 a vapor – ciclo combinado) ou 3 unidades a gás (ciclo simples). Nesta configuração, a região poderá suportar sua mais grave contingência simples de geração, que corresponde à perda de 115 MW de geração na UTE Termonorte II. Isto poderá ocorrer quando da perda de sua unidade a vapor operando à plena potência ou quando da perda de uma das unidades a gás (e da correspondente parcela de potência da unidade a vapor).

Até a entrada em operação do segundo circuito de 230 kV entre as subestações de Vilhena e Samuel, o recebimento deste sistema deverá ser limitado a 180 MW de modo a minimizar os cortes de carga quando de perdas simples de circuitos a partir da subestação de Vilhena ou na perda da interligação (perda dupla dos circuitos da Linha de Transmissão – LT 230 kV Jauru-Vilhena). Para esse valor de intercâmbio, com os equipamentos de controle de tensão disponíveis e o SEP de corte de carga na SE Vilhena (apresentado no item 3 desse artigo), será possível suportar a perda da interligação com a atuação de até quatro estágios do ERAC. Com relação ao fornecimento deste sistema, o mesmo deverá ser limitado a 90 MW, de modo a limitar as sobretensões instantâneas observadas quando da perda dupla dos circuitos da LT Jauru-Vilhena.

Com a conexão das primeiras unidades da UHE Santo Antônio, o sistema Acre e Rondônia receberá um grande reforço sob o aspecto de geração.

Por outro lado, contingências de elementos de sua conexão passarão a ser as mais severas para este sistema, dado que haverá perda de um grande bloco de geração, o que no sistema existente somente é previsto em caso de contingências múltiplas. Na configuração provisória, a perda de elementos da conexão da UHE Santo Antônio poderá ocorrer nas contingências simples de perda do transformador provisório ou de qualquer dos transformadores elevadores da usina, da LT 500 kV Santo Antônio – Porto Velho ou nas contingências duplas da LT 230 kV Porto Velho – Coletora Porto Velho. Para suportar tais contingências sem corte de carga, será necessário operar o sistema dentro das regiões de segurança apresentadas no gráfico a seguir para os patamares de carga média (ponta de carga da área) e leve.

Da observação deste gráfico, verifica-se que não será possível operar na região segura com mais de 4 máquinas na UHE Santo Antônio. Outra constata-

Recebimento do Sistema Acre e Rondônia - ACRO (MW)

200

tações de Vilhena (3 x 18,5 Mvar), Ji-Paraná (1 x 18,5 Mvar) e Rio Branco (1 x 18,5 Mvar), sendo que os dois últimos já se encontram em operação.

180 160 140

REGIÃO COM RISCO

120

REGIÃO COM RISCO

100 80

REGIÃO SEGURA

60 40

REGIÃO SEGURA

20 0 -20

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270

GERAÇÃO NA UHE SANTO ANTÔNIO(MW)

-40 -60 -80 -100 -120

MÉDIA

LEVE

Região de Segurança para a Perda de Elementos da Conexão da UHE Santo Antônio

ção é que a operação dentro da região segura só será possível com elevados despachos de geração térmica na UTE Termonorte II. Assim, para viabilizar maior exploração da capacidade da UHE Santo Antônio, na contingência de quaisquer dos elementos de conexão desta usina, será necessário promover a abertura do tronco de 230 kV pela implantação de um SEP de abertura da LT 230 kV Samuel – Ariquemes, melhor detalhado no item 3.3.

Com relação à perda de trecho da LT 230 kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco, a rejeição de carga resultante dá origem a um excedente de geração que é injetado na LT 230 kV Samuel-Ariquemes, levando a um carregamento que pode assumir valores superiores à sua capacidade de transmissão e provocar um grave afundamento de tensão no tronco de 230 kV. Para eliminar este risco, seria necessário limitar o somatório dos fluxos nas LT 230 kV Samuel – Ariquemes e Porto Velho – Abunã a 210 MW, em qualquer período de carga, o que imporia uma grave restrição à plena utilização da capacidade de transmissão da LT 230 kV Samuel-Ariquemes e, consequentemente, à exploração da UHE Santo Antônio. Assim de modo a liberar tal restrição, será necessária a implantação de um SEP de abertura da LT 230 kV Ji-Paraná – Pimenta Bueno, que também será apresentado no item 3.3.

A perda de circuito da LT 230 kV Porto Velho – Samuel ou da LT 230 kV Coletora Porto Velho – Porto Velho também pode provocar grave afundamento de tensão na região da subestação de 230 kV de Ji-Paraná, quando estiverem sendo praticados elevados carregamentos na LT 230 kV Samuel – Ariquemes. De modo a evitar este fenômeno, deve-se limitar o fluxo nessa linha em 180 MW. 3.2 Quanto à Proteção de Perda de Sincronismo - PPS Com a integração da UHE Santo Antônio, e após a entrada em operação do CE Vilhena e ainda dos SEPs propostos, a proteção de perda de sincronismo (PPS) do tronco de 230 kV de suprimento aos estados do Acre e Rondônia deverá ser deslocada para a subestação de 230 kV de Ariquemes, na saída para a subestação de 230 kV de Samuel. Este fato deve-se à necessidade da PPS possuir seletividade de ações, de forma a distinguir duas contingências com características rigorosamente opostas, quais sejam: a perda de qualquer dos circuitos de 230 kV entre as subestações de Porto Velho e Rio Branco (que faz com que o excedente de geração que se forma no complexo gerador Samuel / Termonorte / Santo Antônio seja injetado no tronco de 230 kV, no sentido da região Sudeste) e a perda de quaisquer dos elementos de

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conexão da UHE Santo Antônio (que acarreta uma inversão de fluxo na LT 230 kV Samuel – Ariquemes, devido à contribuição da região Sudeste).

De modo a se contar com uma atuação seletiva, ou seja, que não atue para situações estáveis e garanta nas situações instáveis que a separação dos sistemas se dê em condições adequadas de tensão, a PPS deverá ter ajustes assimétricos, razão pela qual deverá ser instalada na subestação de 230 kV de Ariquemes (saída para Samuel), pois os relés existentes nesta subestação permitem tais ajustes.

3.3 Quanto aos Sistemas Especiais de Proteção - SEP As perdas de trechos de circuitos de 230 kV entre Porto Velho, Abunã e Rio Branco e a perda de quaisquer dos elementos de conexão da UHE Santo Antônio provocam afundamentos de tensão tão pronunciados em toda a rede de 230 kV, que a ação de uma PPS pode não ser suficientemente veloz para impedir tais fenômenos. Assim, de forma a evitar perda não controlada de carga na área, é necessária a implantação de um SEP com três lógicas de atuação detalhadas abaixo.

estágios do ERAC, não seja atingida a frequência mínima de 56 Hz e seja garantido o restabelecimento do equilíbrio carga versus geração, ou seja: 50% da carga da região ilhada < GST < 90% da carga da região ilhada

Deste modo, a geração de Samuel + Termonorte deverá ser igual a pelo menos 50% do somatório das cargas das subestações de 230 kV de Rio Branco, Abunã e Porto Velho. c) Lógica 3 Uma terceira lógica deverá ser adicionada ao SEP para o caso em que ocorra perda dupla dos circuitos de 230 kV entre Jauru e Vilhena. Nesta contingência, com níveis elevados de recebimento, na condição de carga média, o tronco de 230 kV entre Samuel e Vilhena ficará submetido a subtensões sustentadas até a atuação do ERAC. Assim, de modo a evitar o corte descontrolado de cargas, deverá ser implantado um SEP, localizado na subestação de 230 kV de Vilhena, que efetue o desligamento de seus transformadores abaixadores para tensões inferiores a 85%, por tempo superior a 300 ms.

4. CONCLUSÕES a) Lógica 1 Na perda de trecho da LT 230 kV Porto Velho – Abunã – Rio Branco, fazse necessária a implantação de uma lógica que, a partir da informação de somatório dos fluxos nas LT 230 kV Porto Velho – Abunã e Samuel – Ariquemes superior a 210 MW e ocorrendo a perda de qualquer trecho do circuito entre Porto Velho e Rio Branco, promova o desligamento da LT 230 kV JiParaná – Pimenta Bueno, em Pimenta Bueno. Essa lógica atuará antecipando-se à atuação da PPS, que passará a ser um back-up para uma eventual falha na atuação do esquema, ou agindo quando de contingências externas ou contingências internas múltiplas de baixa probabilidade. b) Lógica 2 Na perda de elementos da conexão da UHE Santo Antônio, faz-se necessária a implantação de outra lógica que, a partir da detecção da ocorrência de contingência (caracterizada pela redução a zero do(s) fluxo(s) no(s) transformador(es) elevador(es) da usina) e estando o sistema em um ponto de operação fora da região segura, promoverá o desligamento da LT Samuel-Ariquemes, em Samuel, antecipando-se à atuação da PPS. A habilitação da lógica (quando se desejar operar fora da região de segurança) será feita de forma automática, a partir das informações da carga, do recebimento do sistema Acre e Rondônia e dos fluxos nos transformadores elevadores da UHE Santo Antônio.

Para a habilitação da lógica, as fronteiras da região segura foram definidas para quatro patamares de carga ao longo da curva diária: até 500 MW, de 501 a 600 MW, de 601 a 700 MW e maior que 700 MW.

A conexão das primeiras unidades da UHE Santo Antônio e o conjunto de equipamentos de compensação reativa a serem instalados no tronco de 230 kV de interligação ao SIN dos estados do Acre e Rondônia, até o final de 2011, trarão benefícios para o suprimento à área, apesar do atraso nas obras de reforço do tronco de transmissão em 230 kV, pois será possível reduzir a dependência de geração térmica, aumentar a flexibilidade operativa, além de propiciar melhores condições de controle de tensão.

Adicionalmente, a geração da UHE Santo Antônio também contribuirá para a redução do corte de carga quando da perda de trechos da transmissão entre as subestações de 230 kV de Jauru e Samuel, dado que será possível otimizar o sistema de forma a maximizar a sua geração com o intuito de reduzir o recebimento de energia pelos estados do Acre e Rondônia.

Cabe ressaltar que todos os desafios associados ao Complexo Gerador do Rio Madeira estão apenas na sua fase inicial, dado que esse sistema passará por uma sequência de configurações provisórias, até o início da implantação do sistema de transmissão em corrente contínua, que deverá ocorrer apenas no ano de 2013. Logo, todas as soluções apresentadas nesse artigo têm o compromisso de elevar os níveis de segurança operativos, contribuir para a economicidade do sistema, bem como apresentar uma robustez de ações tal que possa se adaptar às sete configurações que serão estudadas durante o ano de 2012.

5. AUTORES Para a operação fora da região segura (mostrada na figura anterior), em caso de perda total da conexão da UHE Santo Antônio ocorrerá a atuação do SEP de abertura do sistema na LT 230 kV Samuel – Ariquemes, ilhando as subestações do estado do Acre e parte das subestações do estado de Rondônia com a geração da UHE Samuel e/ou das UTEs Termonorte I e II. Assim, na ilha formada, a carga será maior que a geração, provocando queda da frequência. Para que não ocorra perda de carga pela atuação do ERAC, o despacho das usinas de Samuel + Termonorte deve ser, no mínimo, igual a 90% da carga da região ilhada. Por outro lado, será necessário que o despacho das usinas de Samuel e/ou Termonorte seja pelo menos igual a 50% da carga da região ilhada, para que, após a atuação dos 5

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Esse trabalho foi coordenado pelo Assessor da Diretoria de Planejamento e Programação da Operação, Paulo Gomes, e elaborado pelos engenheiros: Sumara Ticom, Sergio Sardinha, Raphael Gárdos, Leandro Dehon, Rodrigo Villela, João Marco Francischetti, Guilherme Cardoso, Roberto Perret, Luiz Carlos Garcia. Contou ainda com contribuições de diversos profissionais do Centro Nacional de Operação do Sistema e das Gerências de Ampliações e Reforços na Rede Básica, de Planejamento da Operação Elétrica, de Desligamentos, de Estudos Especiais, de Proteção e Controle e de Metodologias e Modelos Elétricos, com especial agradecimento a Dalton Camponês, coordenador do Projeto Básico do Projeto Madeira.

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