Desafios da Operação, em Tempo Real, do Sistema Elétrico Brasileiro com a Inserção da Geração Eólica

Transcrição

1 SP41 XIV SYMPOSIUM OF SPECIALISTS IN ELECTRIC OPERATIONAL AND EXPANSION PLANNING Desafios da Operação, em Tempo Real, do Sistema Elétrico Brasileiro com a Inserção da Geração Eólica Lins F. G., Lima F.H.A., Vieira R., Oliveira G. L. C. P, Freitas Y., Tenório R.G. Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS Brasil SUMÁRIO Na primeira parte deste artigo, serão apresentados alguns dados gerais sobre a geração eólica no Brasil, bem como alguns exemplos reais que indicam as características de alta variabilidade e difícil previsivisibilidade dessa fonte de energia. Na segunda parte serão abordados os principais desafios e impactos, na operação, em tempo real, do Sistema Elétrico Brasileiro-SEB, sob os aspectos de intervenções, controle de carregamento e tensão, além de limites de transferências de energia entre regiões, através da apresentação de casos reais. Na sequência, será apresentada a solução adotada pelo ONS para melhorar a capacidade decisória nas salas de controle. Trata-se de um Sistema de Gestão de Previsões de Geração Eólica - SGPE que realiza comparações entre valores ocorridos e previstos, e gera novas previsões de geração em tempo real. Além disso, monitora outras grandezas principais, como, por exemplo, o Recebimento pela Região Nordeste-RNE, dotando à operação de uma melhor previsibilidade). PALAVRAS CHAVE Geração Eólica, Operação de Sistema Elétrico, Fontes Alternativas de Energia. Flávio Guimarães Lins flins@ons.org.br

2 1. Introdução A geração eólica possui, basicamente, duas características bem destacadas: a elevada variabilidade e a difícil previsibilidade. De uma maneira geral, o que se encontra na literartura diz respeito a dados médios (diários, mensais e anuais). Porém, o foco deste trabalho será a visão de curtíssimo prazo, onde as características citadas apresentam um grande desafio à operação em tempo real. A Figura 1 exemplifica as características citadas acima. FIGURA 1 Exemplos das principais caracteristicas da geração eólica: elevada variabilidade e difícil previsibilidade. O Brasil possui o melhor Fator de Capacidade FC mundial, com valores que chegam próximos dos 45%. Porém, em um mesmo dia ou, de um dia para outro, este fator pode variar em até 40%. Em determinados pontos do sistema, como por exemplo, no entorno da subestação 230 kv Igaporã II, no sudoeste do estado da Bahia, na região Nordeste do Brasil, o FC varia, em muitas ocasiões, de 85% até, praticamente, 0% em um dia, conforme pode ser observado na Figura 2. FIGURA 2 Geração eólica das usinas conectadas à subestação 230 kv Igaporã II, no sudoeste do estado da Bahia, nos dias 27/09 e 19/10/17. Variações elevadas de geração também ocorrem em poucas horas, ou até, em poucos minutos, provocando alterações significativas nas tensões de barramentos, nos carregamentos de equipamentos e na troca de energia entre regiões do Brasil. Em tempo real, o grande desafio do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS é atuar e tomar decisões de despachos de geração em outras fontes de energia (térmica e hidráulica) frente à elevada variabilidade e difícil previsibilidade da fonte eólica. A Figura 3 apresenta um resumo deste desafio. Nestas condições de contorno, pode-se citar os seguintes desafios: despachar ou não uma usina térmica, analisando o tempo de partida da mesma, as restrições de tempo mínimo que devem permanecer sincronizadas ao sistema; despachar geração hidráulica em bacias com nível de armazenamento crítico, como é o caso do Rio São Francisco, no subsistema Nordeste; realizar a 2

3 operação mais econômica possível, mantendo os níveis mínimos de segurança. Alguns pontos importantes também fazem parte do contexto da operação do Sistema com a inserção da fonte eólica: Onde deve ser alocada a reserva de potência operativa? Qual o valor mínimo desta reserva, para fazer frente à elevada variabilidade da geração eólica? Quais ações prévias que podem ser tomadas para que equipamentos não entrem em sobrecarga, quando o sistema elétrico é submetido à desligamentos de equipamentos para manutenções? Como deve ser o controle de tensão em barramentos onde há usinas eólicas conectadas? Quais aplicativos são fundamentais para o auxílio adequado às tomadas de decisão em tempo real pelo Operador do Sistema? Com relação a esta última questão e, como forma de melhorar a capacidade decisória nas Salas de Controle, o ONS desenvolveu o SGPGE, que apresenta o valor de geração eólica atual, os valores previstos pelos diversos modelos, e também uma curva de persistência otimizada, com base nos citados modelos, que calcula a tendência da geração horas à frente. FIGURA 3 - Esquemático das características da geração eólica, como fonte de energia e potência [3][5][9]. 2. Geração Eólica no Brasil Nos últimos anos, um grande montante de geração eólica foi incorporado ao SEB, tornando esta fonte de energia uma parcela representativa na matriz eletroenergética do país. Praticamente, todos os empreendimentos estão nas regiões Sul e Nordeste, numa proporção aproximada de 20% e 80% respectivamente. Nessas regiões, a incorporação desta geração alterou substancialmente a operação do sistema, tornando-a dependente do desempenho das usinas eólicas. De acordo com o último Relatório Estatístico de 2017 do Global Wind Energy Council, o Brasil passou a ocupar o oitavo lugar em capacidade instalada acumulada, ultrapassando, neste último ano, o Canadá. Considerando apenas a geração eólica incorporada no ano de 2017, o Brasil ficou na sexta colocação. Esta fonte tem sido importantíssima para o suprimento de energia à região Nordeste, que vem registrando diversos recordes nos últimos meses. No dia 14/09/2017 foi registrado no Nordeste recorde de geração eólica média diária, no valor de MWmédios, representando 64% da carga da região com um FC de 75%. Já no dia 25/09/2017, houve recorde de geração instantânea, no valor de MW. Neste dia, as usinas eólicas atenderam, no momento do recorde, 67% da carga do Nordeste, com um FC de 83%. Estes números não deixam dúvidas sobre o que representa a geração eólica tanto para a região Nordeste quanto para o Brasil. No caso da Região Sul houve recorde de geração média diária no dia 01/09/2017, quando foi registrado o valor de 1541 MW, representando 3

4 14% da carga e com um FC de 77%. Já no dia 10/08/2017, foi registrado recorde de geração instatânea, no valor de MW, que representou 13% da carga com um FC de 86%. Em 2021, a matriz energética brasileira contará com 10% de energia eólica em termos de potência instalada, continuando a fonte hidráulica sendo a principal (68%). Comparativamente ao ano de 2016, a potência instalada para geração crescerá 70,1%, disparadamente o maior valor entre todas as fontes de energia utilizadas no Brasil [13] [14]. 3. Desafios à operação em Tempo Real Como fonte de energia, a geração eólica é previsível a médio e longo prazos, além de ser bastante sazonal, permitindo um adequado planejamento neste horizonte. A curtíssimo prazo, observando-a como fonte de potência, é uma geração de difícil previsão, por apresentar grande variabilidade em poucas horas, devido à forte dependência das condições meteorológicas. Um dos grandes desafios da operação em tempo real se apresenta justamente na geração eólica, já que sua variabilidade pode ocasionar problemas no controle de tensão, atendimento à limites sistêmicos para intercâmbios de energia entre regiões e carregamento de equipamentos. Estes fatores tornam o despacho de geração térmica, na busca da economicidade da operação, altamente complexo, devido às restrições intrínsecas a este tipo de fonte (basicamente tempo de sincronismo e tempo mínimo de permanência em operação). Conforme será apresentado no item 3.1 deste artigo, a reserva de potência para fazer frente à elevada variabilidade e aos desvios da previsão da geração eólica, deveria estar alocada nas usinas hidráulicas da própria região onde estão presentes as usinas eólica (no caso, as regiões Sul e Nordeste). Porém, em cenários hidrológicos desfavoráveis, como é o caso atual do Nordeste, a reserva passa a ser alocada em usinas hidroelétricas de outras regiões, com transferência de energia através das interligações. Ainda decorrente da difícil previsibilidade e elevada variabilidade, as ações para controle de tensão e carregamento de equipamentos precisam ser céleres. Por isso, os sistemas de controle de potência ativa e reativa das usinas eólicas devem ser adequadamente implantados. O recorde da rampa de elevação foi registrado no dia 11/08/17, das 8h às 9h, no valor de 1203 MW/hora, influenciado pelos ventos que ocorreram no estado do Rio Grande do Norte. Já no dia 29/08/17 ocorreu o recorde de rampa de redução, quando das 11h às 12h foi registrado o valor de 1016 MW/hora, devido à súbita redução da velocidade do vento, principalmente nos estados do Piauí, Rio Grande do Norte e Bahia [9] Reserva de Potência Operativa Com o propósito de aperfeiçoar a metodologia de cálculo da Reserva de Potência Operativa RPO, após a forte inserção da geração eólica no SEB, especialmente no subsistema Nordeste, o ONS revisitou o Submódulo 10.6 Controle de Geração dos Procedimentos de Rede, e encaminhou proposta de revisão à Agência Nacional de Energia Elétrica, que abriu um processo de Audiência Pública para angariar contribuições dos diversos interessados no assunto. Este documento tem por objetivo estabelecer premissas, diretrizes, critérios e responsabilidades para o controle da geração, o controle da reserva operativa e para o Controle Automático de Geração CAG na Rede de Operação. A RPO é composta por três parcelas: Primária (R1), Secundária (R2) e Terciária (R3). A R1 deve ser mantida nas unidades geradoras da própria área de controle, sendo sua utilização automática. A R2 deve ser alocada nas unidades geradoras que estão sob o commando do Controle Automático de Geração CAG. Já a R3 deve ser girante e preferencialmente alocada em unidades que estejam sob o comando de CAG da respectiva área de controle. Pode também ser alocada em unidades geradoras que não estejam sob o comando de CAG, em caso de restrições operativas, limites de transmissão etc. Esta reserva é utilizada para complementar a reserva de potência calculada deterministicamente de modo a cobrir variações de carga e saídas não programadas de unidades geradoras. 4

5 Os estudos realizados apontam para a inserção de uma parcela na reserva R2, tanto para elevar quanto para reduzir geração, para fazer frente a elevada variabilidade da geração eólica. Esta parcela, denominada de Reol, é um percentual da geração eólica prevista para os submercados Nordeste e Sul. Para o primeiro, foi atribuído o valor de 6%. Já para o segundo, o valor indicado foi de 15%. Onde: R2ei reserva secundária para elevação de geração de responsabilidade da área de controle i; R2ri reserva secundária para redução de geração de responsabilidade da área de controle i; Ci carga da área de controle i; Reoli parcela para fazer face à variabilidade da geração eólica (para as áreas de controle das regiões Nordeste e Sul); Reol NE = 6% da geração eólica prevista na Área de Controle do subsistema Nordeste; Reol SUL = 15% da geração eólica prevista na Área de Controle do subsistema Sul. Do acima exposto, conclui-se que uma das soluções para fazer frente a alta variabilidade da geração eólica, é manter a reserva Reol alocada em usinas hidráulicas que participam do CAG. Porém, quando de situações energéticas desfavoráveis, onde o CAG opera na maior parte do tempo desligado, surge mais um desafio à operação em tempo real, que necessitará tomar ações que minimizem os impactos das variações rápidas da geração eólica. Este desafio é ampliado quando o ponto de operação do Sistema maximiza o envio de energia para determinada região (como é, tipicamente, o caso do Nordeste em períodos de FC reduzido da eólicas). Nesta situação, opera-se muito próximo dos limites de segurança, fazendo com que a opção de utilização do intercâmbio de energia entre regiões, para mitigar os efeitos da variabilidade da eólica, fiquem restritos [7] [6] Controle de Intervenções A configuração do sistema resultante das intervenções, deve ser analisada pelo ONS de forma a manter os níveis de segurança estabelecidos no Submódulo 6.5 Controle de intervenções dos Procedimentos de Rede. Estas análises, dentre outras preocupações, mitigam os riscos decorrentes de desligamentos intempestivos de outros equipamentos. Neste sentido, em pontos do sistema onde há geração eólica conectada ou que sofram forte influência nos fluxos de energia, pode haver necessidade de um controle no valor da potência ativa gerada em cada usina eólica, de forma prévia ou póscontingência. Caso a intervenção tenha sido programada com antecedência, o FC máximo para cada usina é previamente informado na recomendação da mesma, de forma a permitir uma preparação adequada por parte de cada Agente de geração envolvido. O valor é determinado de forma proporcional a partir da potência instalada em cada empreendimento. Durante a execução, em tempo real, as condições de contorno são permanentemente monitoradas, permitindo a alteração dos FC de forma a maximizar a geração. Para o caso de intervenções com desligamento em caráter de urgência, analisadas em tempo real, o FC máximo para cada usina é determinado de forma proporcional a geração observada no momento. Os controles acima citados são necessários para evitar sobrecarga em equipamentos ou instabilidades de tensão no sistema. Neste sentido, fica clara a necessidade das usinas possuírem controles adequados de potência ativa e reativa, a partir de comandos enviados dos Centros de Operação de Geração [8] [9] Controle de Carregamento de Equipamentos Durante a operação em tempo real, ações de controle de potência ativa e reativa nas usinas eólicas podem ser realizadas para evitar sobrecarga em equipamentos, principalmente motivadas pelos atrasos de obras de transmissão e/ou por desligamentos de equipamentos. São situações críticas, que podem ter consequências sérias, tanto para os equipamentos dos Agentes, quanto para o próprio sistema elétrico. Logo, os Agentes de geração devem manter os controles operacionais permanentemente, de 5

6 forma a garantir a operação mais segura possível. Eventualmente são identificadas situações onde os controles não funcionam adequadamente. Um dos principais fatores de insucesso está relacionado a problemas de falha no enlace de comunicação do sistema de supervisão, que impede o envio de sinal aos aerogeradores [8] [9]. Para exemplicar, apresenta-se o caso das usinas conectadas à subestação de Irecê, localizada no sudoeste do estado da Bahia. Com o objetivo de evitar sobrecarga na linha 230 kv Irecê/Morro o Chapéu, o ONS realiza ações de controle de potência ativa, que podem ser observados na Figura 4. FIGURA 4 Controle de potência ativa nas usinas conectas à SE 230 kv Irecê 3.4. Controle de Tensão De acordo com os requisitos estabelecidos no Submódulo 3.6 Requisitos Técnicos Mínimos para a Conexão às Instalações de Transmissão dos Procedimentos de Rede, as usinas eólicas devem, na conexão de suas instalações de uso restrito às instalações de transmissão, propiciar os recursos necessários para operar com fator de potência indutivo ou capacitivo (fator de potência variando de 0,95 capacitivo para 0,95 indutivo). Para condições de vento abaixo da velocidade de corte inferior ( cut in ou zero wind ), as usinas devem ter recursos de controle para disponibilizar ao Sistema toda sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula na sua conexão. Cita ainda que as usinas devem ser capazes de operar em três modos distintos: controle de tensão, controle de potência reativa e controle de potência ativa. A Figura 5 mostra o uso dos recursos de potência reativa das usinas eólicas conectadas à SE Igaporã II, para o controle de tensão na rede básica. Estes recursos são essenciais para a manutenção das tensões dentro dos limites operativos definidos para cada período de carga ou ainda para a otimização dos recursos de controle, visando melhorar o desempenho da rede em casos de indisponibilidades. FIGURA 5 Utilização da potência reativa nas usinas eólicas conectadas à SE Igaporã II 6

7 3.5. Transferência de Energia entre Regiões Como aproximadamente 80% da potência instalada de geração eólica do Brasil encontra-se no Nordeste, a situação energética deste submercado influencia diretamente a troca de energia entre regiões. Atualmente a maior bacia hidráulica do Nordeste, a do Rio São Francisco, encontra-se numa situação muito delicada, passando pela maior crise hídrica da sua história. Até o mês de abril de 2013, a defluência mínima nas usinas hidroelétricas de Sobradinho e Xingó era de m³/s. Isto representava, caso as usinas operassem à fio d água, uma geração mínima na cascata do rio São Francisco de, aproximadamente, 3620 MW, considerando as usinas localizadas a partir de Sobradinho até Xingó (Sobradinho, Luiz Gonzaga, Apolônio Sales, Paulo Afonso I, II, II e IV e Xingó). Ao longo dos últimos anos, devido às baixas afluências, considerando o uso múltiplo da água, o valor da defluência vem sendo reduzido, na tentativa de se conseguir uma sobrevida do rio São Francisco. Atualmente, a vazão defluente minima autorizada é de 550 m³/s, o que equivale a uma geração aproximada de 1500 MW. Neste cenário, onde a geração proveniente da fonte hidráulica é escassa, antes do advento das eólicas, para o atendimento a carga do Nordeste, havia a necessidade de um despacho elevado de usinas térmicas na própria Região, além do recebimento de grandes blocos de energia de outras regiões do país. Neste ponto de operação, devido aos riscos de desligamentos das interligações Norte/Nordeste, Norte/Sudeste e Sudeste/Nordeste, principalmente em épocas de queimada, que ocorrem historicamente entre os meses de agosto e novembro, e também da reduzida inércia do sistema, devido ao baixo número de unidades geradoras de usinas hidroelétricas sincronizadas, o sistema operava próximo ao limite. Neste ponto de operação o fluxo de energia de outras regiões para o Nordeste é explorado, de forma segura, até o valor máximo permitido pelos estudos do ONS. A partir do momento em que a potência instalada de geração eólica começou a ser significativa para o Nordeste, passou a haver uma grande dependência do desempenho das usinas eólicas. Exemplificando, no dia 10/09/17, a geração eólica média no Nordeste foi de 6193 MW, o que levou este subsistema a exportar energia durante todo o dia, chegando ao valor máximo, nunca visto antes, de aproximadamente 4000 MW instantâneos. Já no dia 14/01/16, a energia eólica média gerada foi de 500 MW, o que levou o Nordeste a receber cerca de MWmed de outras regiões. Neste mesmo dia, a geração eólica mínima instantânea registrada foi de apenas 162 MW, o que equivaleu a um FC de, apenas, 2,61%, naquele momento. Nos meses de agosto, setembro, outubro e novembro, historicamente, a incidência de queimadas nas interligações 500 kv Norte/Nordeste e Norte/Sudeste é extremamente elevada. Sob a ótica da segurança elétrica, quanto maior o transporte de energia por estas interligações, maiores os riscos associados quando há desligamentos de linhas de transmissão que fazem parte das mesmas. Porém, o que se constata na prática é um elevado FC das usinas eólicas no segundo semestre. Esta situação contribui sobremaneira em favor da segurança operativa, já que o recebimento de energia pelo Nordeste, nos meses considerados, é sensivelmente reduzido, ficando entre 10% a 15% da carga do subsistema, contra cerca de 20% a 30% nos demais meses [8] [9] Previsão de Geração Eólica em Tempo Real A previsão de geração eólica é um importante pré-requisito para o sucesso da integração desta fonte de energia em sistemas que tenham forte influência da mesma, o que torna prioritário o investimento na qualidade dessa previsão. A tendência mundial, observando os principais Operadores de Sistemas Europeus, aponta para a utilização de várias previsões de geração eólica. A solução pode ocorrer a partir de contratação de serviços de empresas especializadas e/ou desenvolvimento de modelos próprios. No segundo caso, pode-se utilizar, para um mesmo modelo, várias previsões de vento, que também podem ser 7

8 contratadas de empresas que prestam este tipo de serviço. Nesta situação, um mesmo modelo fornecerá tantas previsões quantas forem as informações de vento (no caso de previsor que tenha algoritmo tipo vento x potência). No ambiente do tempo real, a previsão de geração eólica é de fundamental importância para oferecer a previsibilidade adequada às tomadas de decisão. A Figura 6 apresenta, de forma simplificada, a solução que é adotada nos principais países produtores de energia eólica, inclusive, no Brasil. Utilizase um módulo de combinação que, com base no estudo de cada previsão, comparativamente com os dados que estão ocorrendo naquele momento, determina uma nova tendência até horas à frente. Este módulo utiliza um algoritmo de otimização de persistência, que atribui maiores pesos ao valor verificado da geração nos instantes iniciais e, posteriormente, dá maior peso à melhor curva de previsão. O desafio do algoritmo é identificar, dentre as diversas previsões disponíveis, em qual momento cada uma é melhor. Por exemplo: em rampas de subida ou descida; durante o período da madrugada ou do dia; em determinados locais da região (litoral ou interior). A partir daí ele compara com o verificado no momento, e disponibiliza uma tendência em tempo real que, na prática, passa a ser uma nova previsão. Com base nessa nova previsão de geração eólica, atualizada a cada 30 minutos, é gerada uma curva de previsão do intercâmbio, de modo que o operador de sistemas possa antecipar situações de risco. FIGURA 6 Esquemático das previsões de geração eólica para o tempo real e do módulo de combinação Esta forma de gerenciamento tende a aumentar a segurança operativa e eficiência no uso de recursos de geração térmica e hidráulica, permitindo a exploração de importação de energia pelo subsistema Nordeste, bem como a antecipação, ou postergação, de despachos de geração térmica e ou hidráulica [4] [10]. A Figura 7 apresenta o SGPE utilizado pelo ONS. Pode-se observar a existência de 5 previsões de geração eólica, todas na unidade de potência ativa MW. Além das previsões, também podem ser verificadas as gerações do dia corrente e do dia anterior, bem como a tendência para o restante do dia corrente, que é calculada a partir de um algoritmo, que foi citado anteriormente. 8

9 4. Conclusões FIGURA 7 Sistema de Gestão de Previsões Eólicas do ONS A energia eólica tem sido uma das principais fontes de energia para o SEB, principalmente para o subsistema Nordeste. De acordo com os registros mundiais, o Brasil possui o maior FC do mundo. O subsistema Nordeste, que sempre foi importador de energia, dependendo do período de carga e do FC das usinas eólicas, passou a exportar energia para os demais subsistemas do país. Como fonte de energia, ou seja, considerando-se a geração média em um determinado período, a geração eólica é previsível a médio e longo prazos, ao contrário da fonte hidráulica. Além disso, é bastante sazonal. No caso do Brasil, os maiores FC ocorrem no segundo semestre. Devido ao fato dos mesmos não sofrerem grandes variações, a previsibilidade, tanto dentro de um mesmo dia, quanto de um dia para o outro, melhora consideravelmente. Já no primeiro semestre, o desempenho fica abaixo da média anual, e a previsibilidade é bastante afetada em decorrência da alta variabilidade dentro de um mesmo dia e, até, em poucas horas. Como fonte de potência, ou seja, considerando-se a energia de forma instantânea, é de difícil previsão, por apresentar grande variabilidade em poucas horas, devido à forte dependência das condições meteorológicas. Neste contexto, apresentam-se os maiores desafios da operação em tempo real, quando são requeridas ações rápidas de controle. Portanto, destaca-se a importância da efetiva implantação dos controles adequados de potência ativa e reativa nos aerogeradores, devido à segurança operativa. Neste sentido, para os casos de cortes de geração eólica realizados pelo ONS, por razões elétricas, há necessidade de uma regulamentação mais clara sobre assunto, onde fique estabelecido como serão realizados os ressarcimentos aos Agentes de geração. De forma a mitigar os efeitos da alta variabilidade e difícil previsibilidade, a Reserva de Potência Operativa deve considerar uma parcela adicional na reserva secundária (R2), tendo como referência a geração eólica prevista. Destaca-se, ainda que, o alto FC das usinas eólicas coincide com os meses típicos de ocorrências de queimadas nas interligações 500 kv Norte/Nordeste e Norte/Sudeste, quando o recebimento de energia pela região Nordeste está, na grande maioria do tempo, em valores reduzidos, o que favorece a segurança operativa. O SGPE, desenvolvido pelo ONS, tem sido fundamental para o auxílio à tomada de decisão em tempo real, proporcionando condições para uma operação mais otimizada. A solução adotada está alinhada com o praticado pelos maiores Operadores do mundo. 9

10 BIBLIOGRAPHY [1] Lins, F.G., "Desafios da Operação de Parques Eólicos em Tempo Real, Brazil Wind Power, Rio de Janeiro, Brasil, setembro de [2] Gomes, P., Sardinha, S. L. A., Muniz, M., Aquino, A. F., Quintão, P. E. M., Araújo Jr, A. L., Klingherman, A., Lins, F. G., Silva, A. J. T. L., Freitas, Y., Vieira, R., Monteath, L., Bianco, A., Parga, V. A., Oliveira, F., Medeiros, A. D. R, An overview on the issues regarding the integration and operation of wind power plants in the Brazilian Interconnected Power System, 15th Wind Integration Wokshop, International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems as well as on Transmission Networks for Offshore Wind Power Plantes, Vienna, Austria, Novembro de [3] Lins, F.G., Vieira, R., " Impactos da Geração Eólica na Operação, em tempo real, do Sistema Elétrico Brasileiro, XVII ERIAC, Ciudad del Este, Paraguai, maio de [4] Lima, F.H. A., Silva, A. J. T. L., " Gestão das Previsões de Geração Eólica em Tempo Real no Centro de Operação do Sistema Regional NE no ONS, XVII ERIAC, Ciudad del Este, Paraguai, maio de [5] Lins, F. G., " Principais desafios e melhores práticas voltadas á operação na visão do ONS, 9º Fórum Nacional Eólico Carta dos Ventos 2017, Natal, Brasil, junho de [6] Operador Nacional do Sistema Elétrico -ONS, " Reserva de Potência Operativa face ao crescimento da geração eólica no Sistema Interligado Nacional SIN / Programação Diária da Operação Eletroenergética, Workshop sobre Reserva de Potência Operativa RPO face ao crescimento da geração eólica no Sistema Interligado Nacional SIN, Rio de Janeiro, Brasil, julho de [7] Lins, F. G., " Operação em Tempo Real, no cenário atual de elevado grau de penetração de geração eólica, Workshop sobre Reserva de Potência Operativa RPO face ao crescimento da geração eólica no Sistema Interligado Nacional SIN, Rio de Janeiro, Brasil, julho de [8] Gomes, P., Sardinha, S. L. A., Muniz, M., Aquino, A. F., Quintão, P. E. M., Araújo Jr, A. L., Klingherman, A., Lins, F. G., Silva, A. J. T. L., Freitas, Y., Vieira, R., Monteath, L., Parga, V. A., Medeiros, A. D. R., Medeiros F., Uma Visão Geral sobre as Questões Relacionadas com a Integração e Operação de Usinas de Energia Eólica no Sistema Elétrico Interligado Nacional SIN, XXIV SNPTEE, Curitiba, Brasil, Outubro de [9] Lins, F.G., Lima, M. C. A., Principais Desafios, Impactos e Características da geração Eólica na Região Nordeste do Brasil, Eólica, Anuário 2018 Série Cenários, Editora Brasil Energia, [10] Lins, F.G., Vieira, R., "Utilização de um Sistema Gestor de Previsões de Geração Eólica na Operação em Tempo Real, 8º SENOP, Foz do Iguaçu, Brasil, outubro de [11] Operador Nacional do Sistema Elétrico-ONS, "Submódulo 3.6 dos Procedimentos de Rede Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão, revisão , 01 de janeiro de [12] Operador Nacional do Sistema Elétrico -ONS, "Submódulo 10.6 dos Procedimentos de Rede Controle de Geração, revisão em audiência pública da Aneel 015/2018. [13] Operador Nacional do Sistema Elétrico-ONS, "Boletim Mensal de Geração Eólica, abril de [14] Global Wind Energy Council-GWEC, "Global Wind Statistics 2017, 14/02/

11 BIOGRAPHICAL DATA FLÁVIO GUIMARÃES LINS Nascido no Recife-PE, em 06/09/1972. Graduação em Engenharia Elétrica/Eletrotécnica pela Escola Politécnica da Universidade de Pernambuco em Especialista em Sistemas Elétricos de Potência pela Universidade Federal de Pernambuco em Especialização em Administração Financeira pela Universidade de Pernambuco em Especialização em Desenvolvimento Gerencial pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro no ano de Em 1999, ingressou no Operador Nacional do Sistema Elétrico, atuando nas áreas de Tempo Real e Pré-operação. Atualmente é Gerente Executivo do Centro Regional de Operação Nordeste do ONS. FÁBIO HENRIQUE DE ANDRADE LIMA Nascido em Bauru/SP, em 26/09/1975. Graduação em Engenharia Elétrica/Eletrônica pela Escola Politécnica da Universidade de Pernambuco em Em 2000 ingressou no Operador Nacional do Sistema Elétrico como Operador de Sistemas. Em 2004 atuou como Engenheiro de Pré-operação e desde 2007 atua como Engenheiro de Tempo Real do Centro Regional de Operação Nordeste do ONS. YLANI FREITAS Natural de Vitória - ES em 1961.Graduação: Engenharia Elétrica pela Universidade de Brasília em Pós-Graduação: Redes de Computadores pela Universidade Católica de Brasília em Pós- Graduação: CAISE - Capacitação em Aspectos Institucionais do Setor Elétrico pela PUC-RJ - Pontifícia da Universidade Católica do Rio de Janeiro em De 1987 a Trabalhou da Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras atuando na Gerência de Suporte a Sistemas de Supervisão e Controle, Sistemas de Telecomunicações e Sistemas Auxiliares do CNOS. De 2000 a Trabalhou no ONS atuando na Gerência de Suporte a Sistemas de Supervisão e Controle, Sistemas de Telecomunicações e Sistemas Auxiliares, Gerência de Pós-operação, Normatização e Pré-operação. Atualmente atua na Gerência de Tempo Real do CNOS/ONS. RODRIGO GAMA TENÓRIO Nascido em Garanhuns-PE em Graduado em engenharia elétrica na UFPE em 2002 e pósgraduado em sistema elétrico de potência na UNIFEI em Trabalhando no ONS desde 2001, atuando nas área programação e planejamento de produção de energia, elaboração, implantação e treinamento de normas operativas. Com passagem na área de pré-operação e tempo real do Centro de Operação do Nordeste. Em 2015 mudei para Brasília para participar da criação da nova equipe de engenheiro em turno de 24 horas, como coordenação técnica da sala de controle do CNOS responsável pela análise da operação, na gestão das intervenções, no fluxo de informações de ocorrência e treinamento das equipes, dando suporte às decisões de tempo real. Participando de projetos estratégicos, como o REGER, previsor de carga, eólica e aperfeiçoamentos das ferramentas de análise. Em 2018 iniciado nova atividade na área de planejamento da elétrico, realizando estudos elétricos de curto e médio prazo e estudos de integração de novas obras. 11