Gestão Energia Sistemas Elétricos Potência

Aula 1:
Gestão de Energia e Operação de
Sistemas Elétricos de Potência
Planejamento de Sistemas Energéticos
Sistemas Elétricos de Potência
Docente: Dr. Raphael Augusto de Souza Benedito
E-mail:raphaelbenedito@utfpr.edu.br
disponível em: http://paginapessoal.utfpr.edu.br/raphaelbenedito

Conteúdo
1. Introdução
2. Evolução da Gestão e Operação de Sistemas
Elétricos de Potência
3. Estados Operativos de um Sistema Elétrico de
Potência
4. Conceito de Segurança em Sistemas Elétricos e
Sistema de Análise de Redes
5. Gestão de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

1. Introdução
• Os Sistemas Elétricos de Potência ou Sistemas Eletro-
Energéticos:
- podem ser definidos como conjunto de equipamentos
físicos e elementos de circuitos elétricos conectados, que
atuam de modo coordenado
- com o intuito de gerar, transmitir e distribuir Energia
Elétrica aos consumidores.
Geração: Perfaz a função de converter alguma forma de energia
(hidráulica, térmica, etc) em energia elétrica;
Transmissão: Responsável pelo transporte de energia elétrica dos Centros
de Produção aos Centros de Consumo, ou até outros sistemas elétricos,
interligando-os;
Distribuição: Distribui a energia elétrica recebida do sistema de
transmissão aos grandes, médios e pequenos consumidores.

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

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

• A gestão de energia e operação de Sistemas Elétricos é uma
tarefa extremamente difícil e complexa,
- exigindo um planejamento prévio bem elaborado;
- e a análise simultânea de uma grande quantidade de informações
técnicas e econômico-financeiras.
• Além disso, vale lembrar que armazenar uma grande quantidade
de energia na forma elétrica é uma tarefa inviável.
1. Introdução
Mas qual é o objetivo da gestão de energia e operação de
Sistemas Elétricos?
• Podemos dizer que a gestão de energia e a operação de sistemas
eletro-energéticos tem como objetivo principal o suprimento do seu
mercado de energia elétrica, levando-se em conta:
– Continuidade;
– Qualidade;
– Economia.

• Em decorrência do grande desafio e da grande quantidade de
informações a serem analisadas e processadas, tornou-se
imprescindível automatizar a Operação e o Gerenciamento de
Sistemas Eletro-Energéticos.
• A automação da Operação, ou Gerenciamento de Energia, só foi
possível com a implantação de dois tipos de Centros de Controle:
- Um responsável pela gestão dos Sistemas de Geração e
1. Introdução
- Um responsável pela gestão dos Sistemas de Geração e
Transmissão, denominado Sistema de Gerenciamento de Energia
ou EMS (Energy Managment System);
- Outro responsável pela gestão dos Sistemas de Distribuição de
Energia, denominado Sistema de Gerenciamento de Distribuição
ou DMS (Distribution Managment System).

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

- Planejamento (Operação e Expansão);
- Supervisionamento;
- Operação e Controle;
- Análise das atividades;
Tarefas dos Centros de Controle
EMS
DMS
responsáveis pelo
1. Introdução
- Análise das atividades;
- Vários outros estudos em SEP.
DMS
• A dificuldade ou até mesmo a complexidade da gestão de
energia aumenta à medida que mais agentes (geradores,
transmissores, consumidores, etc), novas tecnologias e forças
sócio-econômicas são incluídos nos Sistemas Eletro-
Energéticos.

• Os Estudos tradicionais em Sistemas Elétricos podem ser
divididos da seguinte forma:
Tipo de Estudo Período de análise
Transitório Eletromagnético Milisegundos (0,001 s)
Transitório Eletromecânico 0,1 segundos
1. Introdução
Atuação dos Reguladores de velocidade 1 a poucos segundos
Atuação do Controle Automático de Geração alguns segundos (10s), ou até
100 segundos
Redespacho Econômico vários minutos
Planejamento da Operação do Sistema horas; 1 dia; 1 semana ou 1 mês
Planejamento da Expansão do Sistema 5; 20; 30 anos
Estudos em Regime Permanente (fluxo de
potência)
-

• Até meados do século XX
- a mentalidade vigente em relação ao gerenciamento de energia
elétrica era local, já que os sistemas eram isolados.
• Entretanto, devido à necessidade de um maior aproveitamento
energético, e à expansão e interligação dos Sistemas Elétricos,
tornou-se imperativo uma gestão ou controle central para todo Sistematornou-se imperativo uma gestão ou controle central para todo Sistema
sob jurisdição de uma mesma empresa.
Desse modo, os controles locais passaram a compartilhar seus
dados com um controle central e assim integrar o nível mais baixo
na hierarquia de gestão e controle.
Os controles centrais ficaram responsáveis pela coordenação geral
dos sistemas, isto é, passaram a ocupar o nível mais alto na
hierarquia.

Os primeiros Centros de Controle eram dotados de 2 sistemas
independentes:
• Sistema Supervisório (ou SCADA - Supervisory Control and Data
Acquisition):
- aquisição e processamento de dados no sistema elétrico através das
unidades terminais remotas (UTRs);
- representação dos dados aos operadores via interfaces homem-máquina;
- representação dos dados aos operadores via interfaces homem-máquina;
- controle remoto de abertura e fechamento de disjuntores e de dispositivos
reguladores de níveis de tensão (reatores, capacitores, taps de
transformadores, etc).
• Controle de Geração:
- controle de geração das usinas do sistema com intuito de estabilizar
a freqüência, devido às alterações nas cargas demandadas.
- Para este fim, duas sub-funções são inerentes ao processo:
- Controle Automático de Geração (CAG);
- Despacho Econômico (ou ótimo).

• Essa estratégia, de dois sistemas independentes, perdurou até o final
da década de 60, quando os pesquisadores começaram a analisar o
problema de um ponto de vista sistêmico, tendo como motivação:
- Blecautes freqüentes que ocorriam nas redes elétricas em todos
os países (principalmente no Nordeste dos EUA);
- Avanço tecnológico nas áreas de computação e telecomunicação;
- Evidente necessidade de se dispor de estratégias de controle e
- Evidente necessidade de se dispor de estratégias de controle e
operação mais rápidas e efetivas, em resposta a fragilidade dos
Sistemas Elétricos face às mudanças dos estados operativos.
• A partir daí surge o conceito de Segurança e de Controle de
Segurança em Tempo-Real
- definido como um sistema integrado de controles manuais e
automáticos (computador), responsáveis pela permanente
operação do Sistema Elétrico frente às várias condições de
operações.

• Funções de um Centro de Controle Moderno
- Controle de Geração;
- Sistema e Controle Supervisório;
- Análise e Controle de Segurança em Tempo-Real.
• Novo objetivo da Operação em Tempo-Real:
• Novo objetivo da Operação em Tempo-Real:
- Manter o Sistema Elétrico operando sem sobrecarga em
equipamentos e atendendo todos os consumidores, em qualquer
condição ou estado de operativo.
Obs.: A determinação dos estados operativos de um sistema elétrico é imprescindível
à operação e controle do mesmo. Isto porque consiste em verificar se o sistema está
ou não operando adequadamente e, caso não esteja, deve indicar o que deve ser feito
para corrigir essa operação inadequada.

Potência
Para a determinação dos estados operativos, as seguintes restrições
devem ser consideradas:
• Restrições de Carga [ g(x) = 0 ]:
- traduzem o fato de que o Sistema deve atender todos os seus
consumidores. Logo, são restrições de igualdade, sendo “x” as variáveis
de estado (tensões fasoriais nas barras do sistema);
• Restrições de Operação [ h(x) ≤ 0 ]:
- refletem a necessidade de serem obedecidos os limites de operação dos
equipamentos do Sistema, por exemplo, a máxima potência que pode ser
transmitida por uma determinada linha de transmissão;
• Restrições de segurança [ s(x) ≤ 0 ]:
- consiste de analisar um conjunto preestabelecido de contingências
possíveis (ou as mais prováveis) de equipamentos do Sistema para um
determinado estado de operação. Tem o papel de verificar a capacidade
do Sistema elétrico continuar operando da forma adequada após a
simulação de alguma perturbação (contingência).

Baseando-se nas restrições, quatro estados operativos foram
definidos: Normal Seguro; Normal Alerta; Emergência; Restaurativo.
• Estado Normal Seguro:
- É o estado de operação ideal, pois são obedecidos os três conjuntos
de restrições: carga, operação e segurança. Isto significa que o sistema
está em perfeitas condições de operação, sendo que, nenhuma das
contingências de segurança preestabelecidas, se de fato ocorrer, levará o
Potência
está em perfeitas condições de operação, sendo que, nenhuma das
contingências de segurança preestabelecidas, se de fato ocorrer, levará o
sistema ao estado de emergência.
• Estado Normal Alerta (ou Inseguro):
- Neste estado, são obedecidas as restrições de carga e operação; nem
todas as restrições de segurança são obedecidas. Da mesma maneira que
no estado seguro, o sistema está intacto, com atendimento de toda a sua
demanda e sem nenhuma violação de limites de operação, porém, a
ocorrência de pelo menos uma das contingências listadas como possíveis
poderá levar o sistema para o estado de emergência.

• Estado de Emergência:
- O que caracteriza o estado de emergência é a violação das restrições de
operação. A emergência pode ser provocada por uma contingência e
conseqüente desligamento de um ou mais componentes do sistema
(linhas, geradores, etc).
• Estado Restaurativo:
Potência
• Estado Restaurativo:
- Este estado é atingido quando uma emergência é eliminada por
desligamento manual ou automático de partes do sistema, efetuado
pelo centro de controle ou por dispositivos locais.
- As restrições operacionais são obedecidas, mas o sistema não está
intacto (cargas não-atendidas, ilhamentos, etc). Nota-se, portanto, que ao
se passar do estado de emergência para o estado restaurativo, sacrifica-se
a integridade total do sistema, a fim de se resgatar a observância das
restrições de operação.

Em linhas gerais, as transições possíveis de estados operativos podem
ser visualizadas através da figura a seguir:
Potência
Fig. 4: Estados operativos e transições possíveis de estados

Considerando os Estados Operativos, pode-se dizer que o
objetivo do Controle de Segurança é:
- Manter o sistema operando no estado normal de operação, ou seja,
minimizar as transições desse estado para o estado de emergência
ou para o estado restaurativo.
• Segurança de um Sistema Elétrico de Potência:
- Está relacionada diretamente com as estratégias de segurança
adotadas pelos centros de controle, quando o Sistema está no
estado normal.
Monitoração de Segurança;
- Estratégias: Análise de Segurança (propriamente dito);
Controle Preventivo.

• Monitoração de Segurança:
- Consiste na identificação da topologia e das condições atuais de
operação do sistema e de possíveis violações das restrições de operação.
Para isto, os dados obtidos em tempo-real são processados em intervalos
curtos de tempo.
• Análise de Segurança (propriamente dito):
- Caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema frente a um
- Caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema frente a um
conjunto de contingências previamente estabelecidas. Realiza-se através
de programas de simulações estáticas e/ou dinâmicas, onde se verifica a
resposta do sistema perante as várias contingências, e o novo estado
operativo obtido.
• Controle Preventivo:
- Caso a análise de segurança acuse que o sistema esteja no estado normal-
alerta, o próximo passo é determinar as ações que devem ser tomadas
para levar o sistema ao estado seguro (atendimento aos limites de carga,
operativos e de segurança) se isto for possível.

• Como são executadas as estratégias de Segurança apresentadas
anteriormente?
- Para a execução das estratégias supracitadas, os centros de
controle são constituídos pelo Sistema de Análise de Redes, que
aglutinam várias funções ou programas distintos, que se
interagem.
Nota: Devido às jurisdições das empresas e visando à redução das dimensões
dos problemas de análise de redes, a rede elétrica é comumente dividida em
sistema interno e sistema externo.
i) Sistema interno: abrange todas as barras e circuitos pertencentes e
supervisionados por uma dada empresa, e também de áreas fronteiriças
supervisionadas.
ii) Sistema externo: compreende todas as áreas não supervisionadas que são
interligadas ao sistema interno de uma dada empresa.

Funções do Sistema de Análise de Redes
• Programa de Pré-Filtragem:
- executa testes de compatibilidade sobre as medidas analógicas, de modo
a detectar e excluir possíveis medidas errôneas contidas no plano de
medição, as quais comprometeriam a modelagem do SEP e, por
conseguinte, os demais aplicativos do sistema de análise de redes. São
aquelas realizadas continuamente e usualmente se constituem de fluxo de
potência ativa e reativa nas linhas, injeção de potência ativa e reativa e
magnitudes de tensão nas barras.
• Configurador de redes:
- é responsável pela obtenção, em tempo-real, da topologia e a
correspondente configuração de medidores, no modelo barra linha, que
corresponde ao diagrama unifilar (ou trifilar) da rede. Para isto, o
configurador processa medidas digitais, transmitidas pelo sistema
SCADA, que consistem em informações lógicas sobre os estados de
disjuntores/chaves.

Exemplo de Modelo Barra-Linha considerando
chaves e medidores
Barra – Usinas e subestações
Linha – linhas de transmissão e transformadores
Geradores e cargas são considerados parte externa do
sistema e são modelados através de injeções de potência
nas barras do sistema

• Processo de Estimação de Estado:
- Responsável pelo processamento de medidas e informações
redundantes e contaminadas por ruído, com a finalidade de
fornecer a melhor estimativa para as tensões complexas (variáveis
de estado) nas barras pertencentes ao sistema interno.
i) Análise de Observabilidade;
ii) Estimação de Estado propriamente dito;
iii) Processamento de Erros Grosseiros.iii) Processamento de Erros Grosseiros.
i) Análise de Observabilidade
- verifica se as informações contidas nas telemedidas são suficientes para o
cálculo das tensões complexas em todas as barras do sistema. Em caso
negativo, o algoritmo deve indicar ou as ilhas observáveis do sistema
interno, ou as pseudo-medidas (dados históricos ou de previsão de carga)
necessárias para restauração da observabilidade.

ii) Estimação de Estado propriamente dito
- através da representação matemática do SEP em equações algébricas
não-lineares, realiza-se o cálculo das variáveis de estado da porção
observável do sistema;

iii) Processamento de Erros Grosseiros
- é responsável pela detecção e identificação de medidas com grau de
imprecisão muito maior do que o suportado pelo modelo de medição, ou
seja, de medidas portadoras de erros grosseiros (EGs). Caso o algoritmo
detecte e identifique alguma medida com EG, esta é removida e as
variáveis de estado são estimadas novamente.

• Programa de Previsão de Carga:
- baseia-se na previsão de demanda da rede supervisionada e da não
supervisionada. Este programa é utilizado pelo Controle Automático de
Geração (CAG) para melhor balancear a potência gerada com a carga
demandada, e, consequentemente, evitar alterações bruscas na freqüência
do sistema interligado. O programa de previsão de carga possibilita,
ainda, a previsão da demanda por barra do sistema interligado, através
dos fatores de distribuição, obtidos pelas análises das curvas de consumo
(diário-semanais).(diário-semanais).
• Fluxo de Carga (ou Potência):
- visa à determinação das tensões complexas (magnitudes e ângulos) de
todas as barras da rede interna e/ou externa do SEP. Para isto, o
configurador deve conter, previamente, informações a respeito da
topologia e da previsão de carga da rede externa.
- Neste programa, as tensões complexas são obtidas pela execução do
algoritmo de fluxo de carga, considerando as barras da rede interna como
referências (a partir dos resultados do estimador de estado), e as da rede
externa dos tipos PV ou PQ. Também pode ser utilizado na verificação
dos efeitos de ações de controles preventivos ou corretivos, antes
mesmo de os mesmos serem executados.

• Programa de Análise de Segurança:
- Este programa caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema
elétrico através da análise de um conjunto de contingências previamente
estabelecidas. Dessa forma o programa de análise de segurança é
constituído por subprogramas, ou rotinas específicas, responsáveis pela
seleção e simulação das contingências mais plausíveis de ocorrer. Estas
simulações podem ser divididas em estáticas ou dinâmicas.
i) Simulações Estáticas:
- desprezam o comportamento dinâmico dos elementos dos sistemas- desprezam o comportamento dinâmico dos elementos dos sistemas
elétricos, representando tais sistemas através de equações algébricas
não-lineares ou lineares.
- Apesar das aproximações na modelagem matemática, as simulações
estáticas dão um bom indicativo do comportamento dos sistemas
elétricos e, além disso, suas exigências computacionais viabilizam suas
utilizações em tempo-real.
- Dentre as análises que englobam esse tópico pode-se citar: a Análise de
Instabilidade (ou colapso) de Tensão, Análise de Fluxo de Potência e de
Estimação de Estado sob condições de contingências de equipamentos (perda
de geradores, linhas, trafos, medidores, UTRs, etc); a Análise e Detecção de
Ilhamento Elétrico e Identificação de Ramos Críticos (ou Linhas Críticas).

- Este programa caracteriza-se pela determinação da segurança do sistema
elétrico através da análise de um conjunto de contingências previamente
estabelecidas. Dessa forma o programa de análise de segurança é
constituído por subprogramas, ou rotinas específicas, responsáveis pela
seleção e simulação das contingências mais plausíveis de ocorrer. Estas
simulações podem ser divididas em estáticas ou dinâmicas.
i) Simulações Dinâmicas:
- exigem grande esforço computacional, já que o comportamento- exigem grande esforço computacional, já que o comportamento
dinâmico dos elementos não é desprezado, fazendo-se com que os
sistemas elétricos sejam representados através de equações diferencias.
- Dentre as análises de simulações dinâmicas, enquadram-se: o problema
de estabilidade à pequenas perturbações e estabilidade transitória

• Controle Preventivo:
- Caso a análise de segurança acuse que o sistema elétrico em análise
esteja vulnerável a uma dada contingência, o próximo passo é determinar
as ações que devem ser tomadas para levar o sistema ao estado de
segurança, se isto for possível.
- Para determinar as melhores estratégias preventivas a serem tomadas,
executa-se novamente simulações estáticas e dinâmicas.
- Após tais simulações, as ações preventivas são implementadas.- Após tais simulações, as ações preventivas são implementadas.
• Programa de Carga Ótimo:
- é comumente utilizado para se determinar quais as melhores estratégias
de controle corretivo ou preventivo devem ser tomadas pela operação e
suas conseqüências para o sistema.
- Neste aplicativo, busca-se encontrar uma solução ótima que satisfaça as
restrições de operação, de cargas, e de segurança, sem alterar em demasia
o ponto de operação do sistema. A ele, podem-se agregar fatores
econômicos, de modo a diminuir os custos operativos.

• Setor Elétrico Brasileiro (SEB):
- Opera sob concessão, autorização ou permissão do Estado;
- Atualmente atende 98% da população;
- Marco regulatório do SEB foi consolidado pela Lei No.10.848 de
15 de Março de 2004.
• Marco Regulatório:
- Um dos aspectos principais deste marco:
Operação sistêmica da Rede de Transmissão e
Despacho Centralizado da Geração

• ONS (regido pela Lei nº 9.648)
- Responsável pela Gestão de Energia das instalações de Geração e
Transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional
(SIN), compreendendo as seguintes atividades:
Coordenação;
Controle;
Controle;
Planejamento
Programação
- Está sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL)

Exemplo de Hierarquia da Operação
ONS => Agentes (de geração e transmissão)
CNOS
Centro Nacional de
Operação do Sistema
Brasília DF
Regional Sul
Florianópolis SC
Regional Sudeste
Rio Janeiro. RJ
Regional Norte
Belém. PA
Regional Nordeste
Recife. PE
COS-SP
CENTRO DE
OPERAÇÃO CESP
Usina Ilha
Solteira
Usina Três
Irmãos
Usina Jupiá
Usina
P. Primavera
Usina
Jaguari
Usina
Paraibuna
Regional CTEEP
Bauru
Regional CTEEP
Cabreuva

Modelo Institucional do Setor Elétrico Brasileiro:
• Institucionaliza e define responsabilidades entre entidades da
estrutura do setor elétrico.
• Resolução CNPE No. 005, de 21 de Julho de 2003 versa sobre:

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

• Conselho Nacional de Política Energética (CNPE):
- é um órgão de assessoramento interministerial à Presidência da
República, regido pela Lei nº 9.478. Atua através da elaboração de
políticas e diretrizes para o aproveitamento dos recursos
energéticos, principalmente do petróleo e seus derivados como o
energéticos, principalmente do petróleo e seus derivados como o
gás natural no Brasil e não somente da energia elétrica.
• Ministério de Minas e Energia (MME) :
- é responsável por formular e implantar as políticas elaboradas
pelo CNPE, além de monitorar os suprimentos de energia nacional
e planejar a sua utilização, inclusive em aproveitamento de
recursos hidráulicos.

• Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE):
- Está no mesmo âmbito do MME. Avalia continuamente as
reservas eletroenergéticas do país. Também é sua atribuição
acompanhar a geração, transmissão, distribuição e
comercialização de energia elétrica, além da sua importação e
comercialização de energia elétrica, além da sua importação e
exportação.
• Empresa de Pesquisa Energética (EPE) :
- Foi criada através da Lei nº 10.847. É responsável por pesquisas e
estudos de planejamento do setor eletroenergético para subsidiar a
implantação de ações definidas pelo MME, elaborar e publicar o
Balanço Energético Nacional (BEN) e determinar o
aproveitamento ótimo dos potenciais hidráulicos.

• Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL):
- Teve início em 1996, através da Lei 9.247 e também é vinculada ao
MME. Suas funções são fiscalizar e regular a geração e transmissão de
energia elétrica, mediar conflitos entre agentes do setor elétrico e
consumidores.
consumidores.
- Exclusivamente para os consumidores, deve garantir a qualidade do
serviço prestado pelas concessionárias, promover tarifas justas, exigir
investimentos dos agentes e estimular a competição entre eles.
• Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE):
- Atua desde o Decreto nº 5.177, sob tutela da ANEEL, e é uma entidade
sem fins lucrativos, que tem o propósito de viabilizar a
comercialização de energia elétrica através do Sistema Interligado
Nacional (SIN), intermediando compra e venda de energia e todo o
processo contratual.

Fig. 6: Integração Eletro-energética no Brasil

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

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

Referências Bibliográficas
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Marcel & Dekker Publishers, Nova York, EUA
AZEVEDO, G. P.; OLIVEIRA FILHO, A. L. (2001) Control Centers with Open Archictectures.
IEEE Computer Applications in Power Transaction on Power, p.27-32, outubro.
DY LIACCO, T. E. (1974). Real-Time Computer Control of Power Systems. Proceedings of the
IEEE, Vol. 62, no7, p.884-891, julho.
MONTICELLI, A. (1999). State Estimation in Electric Power Systems: A Generalized Approach.
Kluwer Academic Publishers, Massachusetts, USA.
MONTICELLI, A. (2000). Electric Power System State Estimation. Proceedings of the IEEE, Vol.
88, No 2, fevereiro.88, N 2, fevereiro.
MONTICELLI, A. J. (1983). “Fluxo de Carga em Redes de Energia Elétrica”, São Paulo - Brasil:
Edgard Blucher.
WU, F. F.; MOSLEHI, K.; BOSE, A. (2005). Power System Control Centers: Past, Present, and
Future. Proceedings of the IEEE, Vol. 93, No11, p.1890-1908, novembro.
WU, F. F. (1988). Real-time network security monitoring, assessment and optimization. Electrical
Power and Energy Systems, Vol. 10, No 2, p.83-100, Abril.
ONS - OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (2009). Procedimento de Redes.
Revisão 2009. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br.
EPE – Empresa de Pesquisa Energética (2011). Endereço na Internet: http://www.epe.gov.br.

CANAL DE COMUNICAÇÃO ATRAVÉS DE MICRO ONDAS, LEVANDO
SINAIS DE PULSOS PARA ALTERAR A GERAÇÃO DA USINA,
DISTÂNCIA DE APROXIMADAMENTE 500KM
G
USINA
ILHA
SOLTEIRA
COS-SP
BOM
JARDIM
USINA QUE OPERA NO CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO
SISTEMA DE
SUPERVISÃO E
CONTROLE
AUTOMÁTICO DA
GERAÇÃO
UTR
UTR
RV
FREQÜÊNCIA 60 Hz,
NÃO É ENVIADO
PULSOS PARA
ALTERAR GERAÇÃO
FREQÜÊNCIA 59,90 Hz, É
ENVIADO PULSOS PARA
AUMENTAR A
GERAÇÃO ENTRANDO
CARGA
FREQÜÊNCIA 60,10 Hz, É
ENVIADO PULSOS PARA
DIMINUIR A GERAÇÃO
SAINDO CARGA

45000
50000
55000
MW
Durante o 1º tempo, queda na carga do Brasil de 993MW, devido grande concentração de pessoas diante
da televisão, aparelho de baixo consumo, onde apagaram a iluminação dos outros cômodos.Durante o intervalo, aumento na carga do Brasil de 3183MW, devido grande números de pessoas,
deslocarem ao mesmo tempo para outros cômodos, ascendendo a iluminação, abrindo a geladeira,
utilizando o micro ondas e outros.
Durante o 2º tempo queda na carga de 2222MW, em função das pessoas retornarem para diante da
televisão.
No final do jogo aumento na carga em 4210MW em 13 Minutos, em função das pessoas deslocarem para
outros cômodos, ascendendo iluminação, abrindo geladeira , utilizando o micro ondas e o chuveiro
elétrico
Essas variações bruscas de carga, requer uma atenção especial das equipes de operação, pois
ocorrem variações rápidas na freqüência, devendo as equipes atuarem rapidamente nos ajustes
de geração.
Azul: dia
normal
COMPORTAMENTO DA CARGA DURANTE O JOGO DA COPA DO
MUNDO BRASIL E TURQUIA
25000
30000
35000
40000
45000
00:00
01:05
02:10
03:15
04:20
05:25
06:30
07:35
08:40
09:45
10:50
11:55
13:00
14:05
15:10
16:15
17:20
18:25
19:30
20:35
21:40
22:45
23:50
Hora
Inicio 1º tempo
término 1º tempo
Inicio 2º tempo
término 2º tempo
Vermelho:
dia de jogo

59,85
59,90
59,95
60,00
60,05
60,10
60,15
06:01
06:04
06:07
06:10
06:13
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06:19
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06:25
06:28
06:31
06:34
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06:40
06:43
06:46
06:49
06:52
06:55
06:58
Freqüência no SIN (06h00 às 07h00)
COMPORTAMENTO DA FREQÜÊNCIA DURANTE O JOGO DA COPA
DO MUNDO BRASIL E TURQUIA
06:01
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06:07
06:10
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06:28
06:31
06:34
06:37
06:40
06:43
06:46
06:49
06:52
06:55
06:58
Verificada Lim. Inf. Reg. Permanente Lim. Sup. Reg. PermanenteFreqüência no SIN (07h00 às 08h00)
59,85
59,90
59,95
60,00
60,05
60,10
60,15
07:01
07:04
07:07
07:10
07:13
07:16
07:19
07:22
07:25
07:28
07:31
07:34
07:37
07:40
07:43
07:46
07:49
07:52
07:55
07:58
(Hz)
Verificada Lim. Inf. Reg. Permanente Lim. Sup. Reg. Permanente

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