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Estágio Supervisionado 01/2011

Estágio Supervisionado 01/2011. Rio de Janeiro, 26 de maio de 2011. Aluno: Renã Rosa da Silva Riquieri Matrícula: 2005.2.05327-11 Professor: Luis Sebastião Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA. Sumário. Parte 1: Conhecendo a TAESA. Parte 2: Atividades Desenvolvidas.

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Estágio Supervisionado 01/2011

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Presentation Transcript

  1. Estágio Supervisionado 01/2011 Rio de Janeiro, 26 de maio de 2011 Aluno: Renã Rosa da Silva Riquieri Matrícula: 2005.2.05327-11 Professor: Luis Sebastião Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA

  2. Sumário Parte 1: Conhecendo a TAESA Parte 2: Atividades Desenvolvidas Parte 3: PV

  3. Parte 1: Conhecendo a TAESA 1.1: Estrutura da holding 1.2: Visão Geral 1.2.1: Novatrans 1.2.2: TSN 1.2.3: ETEO 1.2.4: ETAU 1.2.5: Brasnorte

  4. Estrutura da holding - Transmissora Aliança

  5. Visão Geral - Organograma

  6. Visão Geral da Transmissora Aliança Transmissora Aliança é um dos maiores grupos de transmissão de energia elétrica do Brasil. A empresa é exclusivamente dedicada à construção, operação e manutenção de linhas de transmissão. • 5 concessões, sendo: • 4 concessões adquiridas no mercado secundário; • 1 concessão outorgada no leilão federal realizado em 7 de novembro de 2007. • Total de 3.712 km de linhas de transmissão (2.447 km em 500kV, 502km em 440kV, 763km em 230kV) e 28 subestações, com presença em todas as regiões do país. Legenda Novatrans TSN TSN LT Camaçari II/Sapeaçu (ex Munirah) TSN LT Paraíso/Açu (ex Patesa) TSN LT Goianinha/Mussuré (ex Gtesa) ETEO ETAU Brasnorte • 6,6% da receita do setor (com base na RAP do ciclo 2010/2011).

  7. Data de Operação: junho de 2003. Principais Atividades: Exploração da concessão de serviço de transmissão de energia elétrica e implantação, operação e manutenção das instalações de Rede Básica integrantes do grupo C – Interligação Norte-Sul II SE Imperatriz • 5 trechos de LT, totalizando em 1.278 km, sendo: • LT 500 kV Samambaia/Serra da Mesa – 248 km • LT 500 kV Serra da Mesa/Gurupi – 257 km • LT 500 kV Gurupi/Miracema – 256 km • LT 500 kV Miracema/Colinas – 174 km • LT 500 kV Colinas/Imperatriz – 343 km SE Colinas SE Miracema SE Gurupi • 6 Subestações • SE Imperatriz - Eletronorte • SE Colinas - Eletronorte • SE Miracema - Eletronorte • SE Gurupi - Furnas • SE Serra da Mesa - Furnas • SE Samambaia - Furnas SE Serra da Mesa SE Samambaia Fonte: ONS

  8. TCSC – Thyristor Controlled Series Capacitor – Capacitor Série Controlado a Tiristor

  9. TCSC – Thyristor Controlled Series Capacitor – Capacitor Série Controlado a Tiristor Subestação Imperatriz FSC TCSC

  10. Data de Operação: março de 2003 (TSN), outubro de 2005 (ex-Munirah), agosto de 2001 (ex-GTESA) e julho de 2002 (ex-PATESA). Principais Atividades: Exploração da concessão de serviço de transmissão de energia elétrica e implantação, operação e manutenção das instalações de Rede Básica integrantes do grupo C – Interligação Sudeste-Nordeste • 10 trechos de LT totalizando em 1.357 km, sendo: • LT 500 kV Serra da Mesa/Serra da Mesa II – 42,7 km • LT 500 kV Serra da Mesa II/Rio das Éguas – 208,36 km • LT 500 kV Rio das Éguas /Bom Jesus da Lapa II – 322 km • LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II /Ibicoara – 232 km • LT 500 kV Ibicoara/Sapeaçu – 257 km • LT 500 kV Sapeaçu/Camaçari II – 106 km • LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II/Bom Jesus da Lapa – 1,5 km • LT 230 kV Bom Jesus da Lapa II/Bom Jesus da Lapa – 1,5 km • LT 230 kV Goianinha/Mussuré II – 51 km • LT 230 kV Paraíso/Açu II – 135 km SE Açu II SE Paraíso SE Mussuré II SE Goianinha SE Bom Jesus da Lapa SE Camaçari II SE Rio das Éguas SE Serra da Mesa II SE Sapeaçu SE Bom Jesus da Lapa II SE Ibicoara • 12 Subestações • SE Serra da Mesa - Furnas • SE Serra da Mesa II - Intesa • SE Rio das Éguas - TSN • SE B. Jesus da Lapa II -TSN • SE Ibicoara - TSN • SE Sapeaçu - TSN • SE Camaçari II - Chesf • SE B. Jesus da Lapa - Chesf • SE Goianinha - Chesf • SE SEMussuré II • SE Paraíso - Chesf • SE Açu II - Chesf SE Serra da Mesa Fonte: ONS

  11. SVC – Static Var Compesator – Compesador Estático

  12. SVC – Static Var Compesator – Compesador Estático

  13. Data de Operação: outubro de 2001. Principais Atividades: Exploração da concessão de serviço de transmissão de energia elétrica e implantação, operação e manutenção das instalações de Rede Básica. • 2 trechos de LT, totalizando em 505,35 km, sendo: • LT 440 kV Taquaraçu/Assis – 173,35 km • LT 440 kV Assis/Sumaré – 332 km • 3 Subestações • SE Taquaraçu – Duke Energy • SE Assis - CTEEP • SE Sumaré - CTEEP SE Taquaraçu SE Sumaré SE Assis Fonte: ONS

  14. Data de Operação: abril de 2005. Principais Atividades: Exploração da concessão de serviço de transmissão de energia elétrica e implantação, operação e manutenção das instalações de Rede Básica. • 3 trechos de LT, totalizando em 188,37 km, sendo: • LT 230 kV Santa Marta/Lagoa Vermelha II – 95,63 km • LT 230 kV Lagoa Vermelha II/Barra Grande – 58,11 km • LT 230 kV Barra Grande/Campos Novos – 34,63 km SE Campos Novos • 4 Subestações • SE Santa Marta – CEEE GT • SE Lagoa Vermelha – ETAU • SE Barra Grande - ETAU • SE Campos Novos - Eletrosul SE Barra Grande SE Santa Marta SE Lagoa Vermelha II Fonte: ONS

  15. Data de Operação: julho de 2009. Principais Atividades: Exploração da concessão de serviço de transmissão de energia elétrica e implantação, operação e manutenção das instalações de Rede Básica. • 2 trechos de LT, totalizando em 402 km, sendo: • LT 230 kV Brasnorte/Nova Mutum – 273 km • LT 230 kV Jauru/Nova Juba – 129 km SE Brasnorte • 4 Subestações • SE Nova Jauru - Eletronorte • SE Nova Juba - Brasnorte • SE Nova Mutum - Eletronorte • SE Brasnorte - Brasnorte SE Nova Mutum SE Nova Juba SE Nova Jauru Fonte: ONS

  16. Parte 2: Atividades Desenvolvidas 2.1: Regulação 2.2: Linhas 2.3. P&D 2.4. Equipamentos

  17. 2.1: Regulação 2.1.1: PV 2.2.1: SIPER

  18. ONS Agentes Anexo 1

  19. 2.1.1: Parcela Variável 2.1.1.1: O que é PV?

  20. Parcela Variável (PV) • Mecanismo de penalização das indisponibilidades; • A RAP de cada Transmissora é dividida em parcelas mensais chamadas de Pagamento Base (PB), que são montantes financeiros referentes às Funções de Transmissão que compõem a concessão, descritos no Anexo I ao CPST com o valor referente a cada uma dessas funções; • A Transmissora poderá ter sua RAP reduzida de uma PV, que são montantes financeiros descontados do PB, em função do desempenho das instalações; • Cabe ao ONS apurar mensalmente as receitas cabíveis às concessionárias de transmissão, que requer a definição dessas PVs, bem como o cálculo dos valores atribuíveis a cada concessionária de transmissão

  21. Funções de Transmissão (FT) Linha de Transmissão Módulo Geral Compensador série Autotransformator

  22. Tipos de PV • PVI – PV por indisponibilidade. • PVRO – PV devido a Restrições Operativas temporárias. • PVAR – PV devido a atraso de entrada em operação de novas FTs • PVCI – PV devido a Cancelamentos de Intervenções previamente aprovadas; • PVR – PV devido a utilização de equipamento reserva • PVIRO – Aplicação de Limites de desconto das PVs por indisponibilidade e restrição operativa; • PVD – Cálculo da Parcela variável total referente total referente à disponibilidade das FTs.

  23. Principais Conceitos • Aproveitamento de Desligamento: Intervenção em uma FT desenergizada em conseqüência do desligamento para intervenção em uma outra FT; • Desligamento Programado: Indisponibilidade de uma FT programada antecipadamente em conformidade com o estabelecido nos Procedimentos de Rede; • Intervenção de Urgência: Intervenção solicitada com antecedência inferior a 24 (vinte e quatro) horas, com relação ao horário do desligamento, ou com antecedência entre 24 (vinte e quatro) horas e 48 (quarenta e oito) horas, com relação ao horário do desligamento e sem que seja possível ao ONS programar as condições operativas do SIN; • Outros Desligamentos: Qualquer indisponibilidade de uma FT não considerada como Desligamento Programado; • Padrão de Freqüência de Outros Desligamentos: Número máximo admissível de Outros Desligamentos de uma FT, no período contínuo móvel de doze meses, até o qual não se aplica a penalidade associada à freqüência.

  24. Quando não tem PV • Desligamento para implantação de Ampliação, Reforço e Melhorias, de acordo com critérios estabelecidos, desde que conste do Programa Mensal de Intervenção definido nos Procedimentos de Rede; • Desligamento solicitado pelo ONS ou pela concessionária de transmissão por motivo de segurança de terceiros, para realização de serviços ou obras de utilidade pública, e desligamento solicitado pelo ONS por conveniência operativa do sistema; • Desligamento devido à contingência em outra FT, da própria ou de outra concessionária de transmissão, ou em instalações não integrantes da Rede Básica, excetuados os casos de atuação indevida da proteção e/ou da operação da própria concessionária de transmissão;

  25. Quando não tem PV • Desligamento por atuação de Esquemas Especiais de Proteção ou por motivos sistêmicos, excetuados os casos expostos no inciso anterior; • Desligamento já iniciado e suspenso por orientação do ONS, em decorrência da necessidade de atendimento à segurança e integridade do sistema; • Desligamento ocasionado por ação indevida do ONS; • Desligamento por falha na FT em decorrência de alteração no Programa Mensal de Intervenção, de responsabilidade do ONS, com base nos critérios definidos nos Procedimentos de Rede; • Desligamento com duração inferior ou igual a 1 (um) minuto; O período de até 3 (três) horas iniciais de indisponibilidade de FT - Transformação e Controle de Reativo (Reator), por falha interna ao equipamento principal da FT, desde que seja substituído por equipamento reserva (***NOVO***); • O período necessário ao religamento manual de uma FT - Linha de Transmissão, nos termos das rotinas de recomposição do sistema constantes dos Procedimentos de Rede, com o dispositivo de religamento automático desativado ou não instalado devido a restrições sistêmicas ou por determinação do ONS.

  26. ONS Agentes Anexo 2

  27. ONS Agentes Anexo 3

  28. ONS Agentes Anexo 4

  29. Obrigado.

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