Submódulo Norma de Operação - Controle da Geração em Operação Normal

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1 Submódulo 10.8 Norma de Operação - Controle da Geração em Operação Normal Rev. N.º Motivo da Revisão 1 Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. 2 Esta revisão tem como motivo a adequação à nova estrutura do MPO e dos demais Procedimentos de Rede. Data de Aprovação pelo CA Data e Instrumento de Aprovação pela ANEEL Dez 98 Resolução n.º 025, de 10 de Fevereiro de 1999 Jun/01 Resolução n.º 675, de 18 de Dezembro de 2003 Endereço na Internet:

2 1 OBJETIVOS ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO RESPONSABILIDADES CENTRO NACIONAL DE OPERAÇÃO DO SISTEMA CNOS CENTROS DE OPERAÇÃO COSR E COS CENTROS DE OPERAÇÃO LOCAL COL, CONFORME SERVIÇOS CONTRATADOS AGENTES DE GERAÇÃO AGENTES DE TRANSMISSÃO AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO PREMISSAS DIRETRIZES CRITÉRIOS FREQÜÊNCIA NOMINAL DO SISTEMA AJUSTES DOS REGULADORES DE VELOCIDADE DAS UNIDADES GERADORAS CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO _CAG OPERAÇÃO DAS ÁREAS DE CONTROLE CONTROLE DO BIAS EM TEMPO REAL CORREÇÃO DO ERRO DE TEMPO EXECUÇÃO DAS REPROGRAMAÇÕES DE GERAÇÃO E INTERCÂMBIOS RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA RPO DIAGRAMA DE FUNÇÃO ANEXOS ANEXO 1 - MODALIDADES DE OPERAÇÃO DO CAG ANEXO 2 - CÁLCULO DO BIAS ANEXO 3- QUANTIFICAÇÃO, ALOCAÇÃO DA RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA RESERVA PRIMÁRIA (R1) RESERVA SECUNDÁRIA (R2) RESERVA TERCIÁRIA (R3) RESERVA COMPLEMENTAR (R4) Endereço na Internet : Página 2/17

3 1 OBJETIVOS 1.1 Estabelecer premissas, diretrizes, requisitos, critérios e responsabilidades para o controle da geração, o controle da Reserva de Potência Operativa e para o Controle Automático de Geração - CAG, na Rede de Operação. 1.2 Neste processo são executados: o controle da geração programada e as reprogramações por razões eletroenergética, para as usinas sob CAG; a manutenção da freqüência; e o controle do intercâmbio entre áreas de controle da Rede de Operação. 2 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 2.1 Adequar a norma à nova estrutura do MPO. Esta revisão foi elaborada a partir das seguintes Normas de Operação, constantes da revisão 1 deste Manual: (a) NOR-012 Norma de Controle da Geração; (b) NOR-031 Norma de Controle de Freqüência e Operação do CAG; (c) NOR-061 Norma de Reserva de Potência Operativa. 3 RESPONSABILIDADES 3.1 Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS (a) Coordenar, supervisionar e controlar: (1) Ações para o cumprimento do Programa Diário de Operação, suas reprogramações, controle e alocação da Reserva de Potência Operativa RPO; (2) Ações para garantir sempre a otimização energética e a segurança operacional do sistema; (3) As ações para a manutenção da freqüência nominal (60Hz); (b) Coordenar e supervisionar: (1) A conversão para compensador síncrono, reversão para gerador, inserção e retirada de operação e de controle conjunto de unidades geradoras; (2) Ações para a operação do Controle automático de geração (CAG) e para a correção do erro de tempo; (3) Ações para redução e elevação de geração nas usinas integradas; (4) Manobras nas instalações da Rede de Operação Sistêmica para viabilizar as reprogramações de geração; (c) Supervisionar: (1) As manobras nas instalações da Rede de Operação Regional/Local para viabilizar as reprogramações de geração ou vice-versa. Endereço na Internet : Página 3/17

4 3.2 Centros de Operação COSR e COS (a) Coordenar, supervisionar e controlar: (1) As manobras nas instalações da Rede de Operação Regional / Local para viabilizar as reprogramações de geração ou vice-versa. (b) Supervisionar e controlar: (1) As ações para o cumprimento do Programa Diário de Operação - PDO, suas reprogramações, controle e alocação da Reserva de Potência Operativa - RPO; (2) As reduções e elevações de geração nas usinas integradas, conversão para compensador síncrono, reversão para gerador, inserção e retirada de operação e de controle conjunto de unidades geradoras; (3) Reduções e elevações de geração nas usinas com despacho centralizado que não estejam conectadas a um CAG; (4) As manobras nas instalações da Rede de Operação Sistêmica para viabilizar as reprogramações de geração ou vice-versa; (5) As ações para manutenção da freqüência nominal (60Hz), através de determinação de ações aos Agentes de Geração, que possuam unidades geradoras não conectadas ao CAG; (c) Supervisionar, controlar, comandar e executar: (1) As ações para manutenção da freqüência na faixa de controle estabelecida, em relação à freqüência nominal (60Hz), via operação de CAG; (2) A operação do Controle Automático de Geração; (3) As reduções e elevações de geração nas usinas com despacho centralizado conectadas a um CAG; (d) Comandar e executar: (1) Ações para a correção do Erro de Tempo; (e) Informar ao CNOS: (1) As limitações em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; (2) As indisponibilidades de geração, os horários de início e término das intervenções em unidades geradoras e as limitações em unidades geradores que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; (3) As variações de carga própria em sua área de controle que afetam a freqüência do sistema. 3.3 Centros de Operação Local COL, conforme serviços contratados (a) Supervisionar e controlar as manobras nas instalações da Rede de Operação Regional / Local para viabilizar o cumprimento do PDO e as reprogramações de geração. Endereço na Internet : Página 4/17

5 3.4 Agentes de Geração (a) Executar as ações previamente determinadas no Programa Diário de Operação; (b) Supervisionar, comandar e executar: (1) As partidas, sincronismo e paradas das unidades geradoras; (2) A inserção e retirada de unidades no controle conjunto; (3) A conversão de unidades geradoras para compensadores síncronos e reversão para gerador; (4) As mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS; (5) As elevações e reduções de geração nas usinas com despacho centralizado que não estejam conectadas a um CAG, para cumprimento do PDO, para contingências na Rede de Operação e para controle da RPO, atendendo determinações do Centro de Operação do ONS (COSR ou COS), com o qual se relaciona; (c) Informar ao Centro de Operação do ONS (COSR ou COS), com o qual se relaciona: (1) As indisponibilidades das unidades geradoras, os horários de início e término das intervenções em unidades geradoras e as limitações em unidades geradoras que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; (2) As indisponibilidades ou limitações, ocorridas ou prestes a ocorrer, em unidades geradoras de qualquer usina integrada e não previstas no Programa Diário de Operação. 3.5 Agentes de Transmissão (a) Supervisionar, comandar e executar as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS na Rede de Operação, para viabilizar o cumprimento do PDO e suas reprogramações. (b) Informar aos Centros de Operação do ONS (COSR, COS ou COL): (1) A limitações em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; (2) As indisponibilidades ou limitações, de conhecimento do Agente ocorridas ou prestes a ocorrer, de equipamentos, previstas ou não, que possam limitar a geração de usina integrada. 3.6 Agentes de Distribuição (a) Supervisionar, comandar e executar as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS, na sua Rede de Operação; (b) Informar aos Centros de Operação do ONS (COSR, COS ou COL) as variações de carga própria que afetem a freqüência do Sistema; (c) Informar aos Agentes de Geração as indisponibilidades ou limitações, que sejam de seu conhecimento, ocorridas ou prestes a ocorrer, de equipamentos ou linhas, previstas ou não, que possam limitar a geração das usinas integradas. Endereço na Internet : Página 5/17

6 4 PREMISSAS 4.1 O sistema interligado está dividido em áreas de controle de freqüência e intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos COSR e COS. 4.2 Os Centros de Operação do ONS (COSR e COS) dispõem de equipamento de CAG e executam o controle da freqüência e do intercâmbio em sua área. 4.3 O CAG pode operar em três modalidades de controle: intercâmbio e freqüência constante (TLB), intercâmbio constante (FTL) e freqüência constante (FF) - (ver Anexo 1). 4.4 Os valores programados de intercâmbio entre os Agentes, intercâmbio líquido entre áreas, geração nas usinas e da Reserva de Potência Operativa, necessários para a realização do controle da geração em operação normal, são definidos pelo Módulo 8 Programação da Operação Eletroenergética, o qual é um dos subsídios para o PDO, elaborado de acordo com Submódulo Elaboração do Programa Diário de Operação. 4.5 Cada área de controle é programada e operada de maneira que a todo instante tenha capacidade suficiente para atender, na freqüência programada, sua carga própria, intercâmbio programado e reserva de potência; 4.6 Cada área de controle opera seu sistema de tal forma que seu intercâmbio líquido com o sistema interligado coincida com o valor programado, a menos do desvio provocado pela responsabilidade de BIAS (ver Anexo 2), que corresponde à sua obrigação na regulação primária da freqüência. 4.7 As Usinas com despacho centralizado da Rede de Operação operam com uma reserva de potência operativa RPO (ver Anexo 3) para regulação da freqüência e para cobrir saídas não programadas de unidades geradoras. Os valores de RPO a serem mantidos são aqueles disponibilizados pelo Programa Diário de Operação, elaborado conforme Submódulo DIRETRIZES 5.1 Os Centros de Operação COSR e COS devem programar no CAG o despacho de geração das usinas integradas, conforme previsto no PDO e descrito no Submódulo 10.14, devendo acompanhar os valores de geração realizados, comparando-os permanentemente com os valores previstos neste programa. 5.2 Os Centros de Operação do ONS devem providenciar, em tempo real, a reprogramação do despacho de geração, em sua área de controle, quando de desvios ocasionados por variações de carga, desligamentos não programados ou qualquer outra necessidade operativa no sistema que inviabilize o cumprimento do PDO. 5.3 As reprogramações para evitar ou corrigir violações de limites elétricos terão prioridade em relação à otimização energética. 5.4 Uma Usina Integrada pode sofrer redespacho para atendimento a compromissos decorrentes do uso múltiplo das águas. Neste caso, o Agente de Geração repassará a necessidade ao Centro de Operação ONS com o qual se relaciona, para as providências de reprogramação. 5.5 O redespacho de uma Usina Integrada conectada em instalações que não pertencem à Rede Básica e Complementar, em condições de emergência na rede elétrica à qual esta se conecta, será feito pelo Agente de Geração mediante solicitação do Agente de Transmissão ou de Distribuição responsável pela operação dessa Rede e posteriormente informado ao Centro de Operação do ONS responsável pelo despacho de geração da Usina Integrada em questão. Endereço na Internet : Página 6/17

7 5.6 Os Centros de Operação do ONS, detentores de CAG, devem operar suas áreas de controle de maneira a não transferir ao sistema interligado a sua responsabilidade de regulação. 5.7 O CNOS deve providenciar o acerto dos valores do erro de tempo entre os Centros de Operação do ONS, detentores de CAG. 5.8 A correção do erro de tempo deve ser coordenada e supervisionada pelo CNOS e executada simultaneamente por todos os Centros de Operação do ONS detentores de CAG. 5.9 Para os casos em que houver anormalidades no sistema de CAG de um ou mais Centros de Operação do ONS (COSR ou COS), deverá se adotar configurações diferenciadas entre as áreas de controle, conforme instrução de operação específica Em grandes perturbações no sistema, que provoquem separação de áreas, regiões e ilhamentos, com desligamento do CAG, devido desvio de freqüência, a operação de restauração do CAG será executada pelos Centros do ONS, conforme instrução específica As mudanças de modalidade de controle do CAG, devido à indisponibilidade do mesmo e telemedições associadas, serão executadas pelos Centros de Operação do ONS, conforme instrução específica Os valores correspondentes às parcelas da Reserva Secundária (R2) (ver Anexo 3) dos Agentes devem ser alocados na área de controle correspondente, sendo que a gerência do montante total é de responsabilidade do Centro de Operação do ONS detentor de CAG A Reserva Complementar (R4) (ver Anexo 3) deve ser solicitada pelo CNOS a todos os Agentes, toda vez que for necessário Em condições de indisponibilidade de longa duração, com previsão de corte de carga, é priorizada a máxima redução do corte de carga, mantendo a reserva mínima necessária para manter em operação o CAG nas áreas de controle. Os valores mínimos de reserva e os montantes de redução de carga estão definidos em Instruções de Operação específicas. 6 CRITÉRIOS 6.1 Freqüência nominal do Sistema A freqüência nominal do sistema é 60Hz. 6.2 Ajustes dos reguladores de velocidade das unidades geradoras Os Reguladores de velocidade devem estar desbloqueados O estatismo 1 deve estar ajustado em 5%. 6.3 Controle Automático de Geração CAG Modalidades de operação que podem ser utilizadas pelos sistemas de CAG são: (a) Controle de Intercâmbio e Freqüência (TLB - "Tie Line Bias Control"); (b) Controle em Freqüência Constante (FF - "Flat Frequency Control"); 1 Excepcionalmente, em função de necessidades do sistema e com base em estudos, pode ser definido estatismo diferente de 5%. (Ver Submódulo 21.11) Endereço na Internet : Página 7/17

8 (c) Controle em Intercâmbio Constante (FTL - "Flat Tie Line Control"); O ANEXO 1 apresenta as equações associadas a cada uma dessas modalidades de operação A modalidade de operação normal para todas as áreas de controle é o de Intercâmbio e Freqüência Constante (TLB) A modalidade Freqüência Constante (FF) é admitida somente em uma área de controle Na indisponibilidade do CAG de uma área de controle, as funções do CAG são assumidas por outra área de controle ou a outra área de controle deve operar em Freqüência Constante (FF) O desvio de freqüência para desligamento automático do CAG deve estar ajustado em ± 0,5Hz, em relação à freqüência nominal (60Hz) Na operação em modalidade diferente de TLB ou em caso de indisponibilidade do CAG de uma ou mais áreas de controle, pelo menos uma área deve operar em TLB As rampas de mudança de programa ou de reprogramação de intercâmbio devem ser executadas com duração mínima de 10 minutos, exceto quando para atender condições de urgência ou emergência do sistema. 6.4 Operação das Áreas de Controle Cada área de controle é operada de maneira que: (a) A qualquer instante, a soma algébrica dos intercâmbios líquidos programados no CAG, entre as áreas de controle, seja nula; (b) As taxas de variação de intercâmbio, durante alterações na programação, sejam compatíveis com a capacidade de resposta dos equipamentos e usinas ligadas ao CAG; (c) Os valores programados de intercâmbio no CAG, entre as áreas de controle, respeitem os limites de transferência das interligações; (d) As variações de intercâmbio sejam iniciadas em horários múltiplos de 30 (trinta) minutos e executadas em rampas com duração de 10 (dez) minutos; (e) Os horários de início das alterações dos intercâmbios programados entre as áreas sejam coincidentes; (f) As variações nos valores de intercâmbio programados entre as áreas de controle sejam compatíveis com as condições operacionais do sistema, de modo a não prejudicar o controle de tensão e não colocar em risco a estabilidade do sistema elétrico. 6.5 Controle do BIAS em tempo real Os Centros de Operação do ONS, detentores de CAG, que possuem recursos computacionais, adotam o "BIAS DINÂMICO", que consiste na atualização automática do valor de BIAS, através do cálculo da fórmula (do anexo 2), pelo próprio sistema de CAG Os Centros de Operação do ONS, detentores de CAG, que não utilizam o "BIAS DINÂMICO" alteram os valores de BIAS sempre que variações na carga e/ou na capacidade geradora implicarem num valor de BIAS superior a 10% do valor previamente ajustado. Endereço na Internet : Página 8/17

9 6.6 Correção do erro de tempo A correção do erro de tempo será feita simultaneamente por todas as áreas de controle A correção do erro de tempo será iniciada sempre que o mesmo atingir 60 segundos (adiantado ou atrasado) O desvio de freqüência máximo admitido para a correção do erro de tempo será de ± 0,02Hz A correção de erro de tempo não deve ser realizada no horário de carga pesada. 6.7 Execução das reprogramações de geração e intercâmbios Toda reprogramação de geração em usinas com despacho centralizado e de intercâmbio em interligações nacionais e internacionais será coordenada pelo CNOS, à exceção daquelas em caráter de urgência, que serão executadas pelos COSR e COS e informadas posteriormente ao CNOS Toda reprogramação, à exceção das urgentes, será efetivada com contato prévio dos Centros de Operação envolvidos, com antecedência mínima de 10 (dez) minutos As reprogramações executadas devem ser tituladas nas modalidades definidas pela programação da operação e constante de instrução de operação específica As superposições de rampa execução de reprogramação durante uma rampa normal somente poderão ser executadas em condições de urgência no sistema, ou quando de detecção de erro nos valores programados, devendo ser posteriormente informadas ao CNOS. 6.8 Reserva de Potência Operativa RPO Composição da Reserva de Potência Operativa: (a) Reserva Primária - R1 é destinada à regulação da freqüência do sistema interligado pela atuação dos reguladores de velocidade das unidades geradoras; (b) Reserva Secundária - R2 é destinada a recuperar a freqüência do sistema, para os valores nominais por atuação do CAG, devido às variações da carga; (c) Reserva Terciária R3 é destinada a cobrir saídas ou limitações não programadas de unidades geradoras; (d) Reserva Complementar R4 é constituída do acréscimo de potência sincronizada ao sistema, possível de estar disponível num período de até 24 horas No ANEXO 3 encontra-se o detalhamento da quantificação, alocação e utilização da RPO. Endereço na Internet : Página 9/17

10 7 DIAGRAMA DE FUNÇÃO ONS Programa Diário de Carga e Frequência - PDCF Programa Diário de Produção Consolidado- PDPc Programa Diário de Defluência Consolidado - PDFc Normas de Operação do MPO Revisadas ou Criadas Ajustamentos Operativos entre o ONS e Agentes Diretrizes Elétricas, Energéticas e Hidráulicas Liberação p/ Intervenções na Rede de Op. Programadas p/ o Dia Seguinte Programa Diário de Intervenção Consolidado - PDIc Instruções e Rotinas de Operação do MPO Revisadas ou Criadas Regulamentos Internacionais e Referências Técnicas Mensagens Operativas de Situações Temporárias não Contempladas no MPO Programa Diário de Operação - PDO Manual dos Procedimentos da Operação MPO - Módulo 10 Mensagem Operativa Controle da Geração em Operação Normal ONS Procedimento de Rede 10.8 Informações do Processo de Controle de Geração Manobras na Rede de Operação para Viabilizar Reprog. de Geração Conjunto de Ações para o Cumprimento do PDO e suas Reprogramações Conjunto de Ações para Correção de Erro de Tempo Operação do Controle Automático de Geração Conjunto de Ações para Restabelecimento da Freqüência em Emergência COL COS COSR CNOS CNOS COSR Histórico dos Dados da Operação e do Sistema Banco de Dados Históricos Conj. de Ações para Redução e Elevação de Geração nas Us. c/ Despacho Central COS Dados Meteorológicos Correntes Informações Meteorológicas para Tempo Real Ações para Alocação e controle da RPO - Reserva de Potência Operativa Informações Coletadas em Tempo Real Sistema de Supervisão e Controle Sistema de Gravação de Voz Conversas Telefônicas das Equipes de Tempo Real Comunicação de Voz para o Processo de Controle de Geração Banco de Dados Históricos Histórico dos Dados da Operação e do Sistema Registros de Determinações, Intervenções, Reprogramações e Ocorrências ONS A Endereço na Internet : Página 10/17

11 A COSR COS Llimitações em Equip. de Transmissão que Impliquem em Restrições de Geração Manobras e Ocorrências no ST que Impliquem em Restrições de Geração Horários de Início e Término das Intervenções em Unidades Geradoras Variação de Carga em sua Área de Controle que Afete a Frequência do Sistema Horários de Início e Térm. de Intervenç que Impliquem em Restrição de Geração Indisponibilidades de Geração que Impliquem em Restrições de Geração Limitações em Unidades Geradores que Impliquem em Restrições de Geração Informações dos COSR e COS para Controle de Tensão Agentes de Geração Agentes de Transmissão Agentes de Distribuição Horários de Início e Término das Intervenções em Unidades Geradoras Limitações ñ Previstas no PDO, Prestes a Ocorrer em Unid Geradoras Limitações Ocorridas em Unidades Geradoras, não Previstas no PDO Llimitações em Equips de Transmissão que Impliquem em Restrições de Geração Manobras e Ocorrências no ST que Impliquem em Restrições de Geração Limitações de Equip. Previstas ou ñ que Limitem a Geração de UIs Indisponibilidades das Unid Gerad. que Impliquem em Restrições de Geração Limitações em Unidades Geradores que Impliquem em Restrições de Geração Indisponibilidades ñ Previstas no PDO Prestes a Ocorrer em Unid Geradoras Indisponibilidades Ocorridas em Unidades Geradoras, não Previstas no PDO Horários de Início e Término das Intervenções em Equip de Transmissão Indisponibilidades de Equip. Previstas ou ñ que Limitem a Geração de UIs Variações de Carga Própria que Afetem a Freqüência do Sistema Informações dos Agentes de Geração para Controle de Geração Informações dos Ag. de Transmissão para Controle de Geração UIs - Usinas Integradas Informações dos Ag. de Distribuição para Controle de Geração Figura 1 - Diagrama de Função - Controle da Geração em Operação Normal Endereço na Internet : Página 11/17

12 8 ANEXOS (a) ANEXO I MODALIDADES DE OPERAÇÃO DO CAG (b) ANEXO II CÁLCULO DO BIAS (c) ANEXO III QUANTIFICAÇÃO, ALOCAÇÃO DA RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA. 9 ANEXO 1 - MODALIDADES DE OPERAÇÃO DO CAG 9.1 As modalidades de operação que podem ser utilizadas pelos sistemas de CAG são: CONTROLE DE INTERCÂMBIO E FREQÜÊNCIA (TLB - "TIE LINE BIAS CONTROL") A filosofia básica desta modalidade de operação é que cada área de controle deve absorver suas próprias variações de carga. Para tanto, é necessário que os valores de BIAS utilizados pelas controladoras de área representem suas respectivas características naturais Nesta modalidade o erro de controle de área (ECA) é definido por: onde: I: desvio de intercâmbio em MW (diferença entre os valores de intercâmbio líquido telemedido e o programado); k: fator de ponderação de intercâmbio (utiliza-se k=1); β: fator de ponderação da freqüência (BIAS) em MW / 0,1 Hz; F: desvio de freqüência, em Hz (diferença entre os valores de freqüência medido e o programado) CONTROLE EM FREQÜÊNCIA CONSTANTE (FF - "FLAT FREQUENCY CONTROL") Nesta modalidade de operação a área de controle absorve as variações de carga do sistema, para manter a freqüência constante, não executando controle de intercâmbio O erro de controle de área (ECA) é definido por: ECA = 10. β. F ECA = k. I β. F CONTROLE EM INTERCÂMBIO CONSTANTE (FTL - "FLAT TIE LINE CONTROL") Nesta modalidade de operação a área de controle mantém o intercâmbio constante, não executando controle de freqüência O erro de controle de área (ECA) é definido por: ECA = k. I Endereço na Internet : Página 12/17

13 10 ANEXO 2 - CÁLCULO DO BIAS 10.1 O BIAS é um parâmetro de controle do CAG, que reflete a resposta de regulação primária dos geradores e o amortecimento natural da carga com a freqüência A característica natural de uma área de controle decorre dos efeitos de regulação primária e do amortecimento natural da carga com a freqüência Considerando os reguladores de velocidade das unidades geradoras operando com estatismo de 5% e a característica de amortecimento da carga com a freqüência de 2% da variação da carga para 1% da variação da freqüência, o valor do BIAS de uma área de controle pode ser calculado aproximadamente pela seguinte expressão: n 1 CP B = PNi onde: i = 1 [MW/0,1 Hz] PN: Potência nominal das unidades geradoras sincronizadas da área (em MW), que estejam funcionando como geradores e com os reguladores de velocidade desbloqueados. CP: Carga própria da área de controle (em MW) Os valores de BIAS a serem utilizados pelas áreas de controle devem ser calculados de acordo com a fórmula anterior, tomando-se os seguintes cuidados: (a) Considerar as unidades geradoras sincronizadas (exceto as que estejam operando como compensadores síncronos) de todas as usinas constituintes da área de controle; (b) Considerar a carga total da área de controle, ou seja, a soma das cargas de todos os Agentes pertencentes à mesma; (c) Quando uma área de controle assumir outra área de controle, deve considerar a geração e a carga da área assumida, ou seja, acrescentar ao seu BIAS, o BIAS da área assumida; (d) Para a determinação dos BIAS de um determinado período devem ser considerados os valores de PN e CP referentes a esse período. 11 ANEXO 3- QUANTIFICAÇÃO, ALOCAÇÃO DA RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA Reserva Primária (R1) Esta parcela destina-se à regulação da freqüência do sistema interligado pela atuação dos reguladores de velocidade das unidades geradoras do sistema (regulação primária) QUANTIFICAÇÃO A Reserva Primária é igual a 1% da responsabilidade própria de geração (RPG). R 1k = 0,01.RPG k 2 Mais detalhes sobre cálculo e alocação da RPO ver Módulos 14 e 21. Endereço na Internet : Página 13/17

14 Sendo: R 1k - Reserva Primária de responsabilidade do Agente Gerador k; RPG k - Carga própria do Agente Distribuidor k + contratos de fornecimento - contratos de recebimento ALOCAÇÃO A R1 deve ser necessariamente alocada no próprio Agente Gerador Cada Agente Gerador (Sistema Interligado e ITAIPU Binacional) deve distribuir o valor desta parcela por todas as unidades geradoras com regulador de velocidade desbloqueado No caso de ITAIPU, a reserva primária será alocada como segue: Onde: N(50 Hz)- número de unidades geradoras sincronizadas de 50 Hz; N(60 Hz)- número de unidades geradoras sincronizadas de 60 Hz UTILIZAÇÃO ( 50 ) = ( ) N( 50Hz) ( 50 ) + ( 60 ) R1 Hz R1 Itaipu. N Hz N Hz ( 60 ) = ( ) R1 Hz R1 Itaipu N( 60Hz) ( 50 ) + ( 60 ). N Hz N Hz A utilização desta parcela é feita automaticamente pelos reguladores de velocidade das unidades geradoras, não sendo, portanto necessário estabelecer critérios para a sua utilização Reserva secundária (R2) Esta parcela tem a função de recuperar a freqüência do sistema, alterada pelas variações momentâneas ou de curta duração da carga, permitindo ao controle secundário (CAG) uma atuação correta no sentido de manter os intercâmbios e a freqüência dentro de valores programados QUANTIFICAÇÃO Cada Agente Gerador é responsável por uma Reserva Secundária igual a 2,5% da sua responsabilidade própria de geração (RPG), acrescida de 1,5% da carga própria do Agente Distribuidor conforme indicado na expressão a seguir: R 2k = 0,025.RPG k + 0,015.CP k Sendo: R 2k - Reserva Secundária de responsabilidade Agente Gerador k; Endereço na Internet : Página 14/17

15 CP k - Carga própria do Agente Distribuidor k ALOCAÇÃO Esta parcela deve se constituir de reserva girante, devendo obrigatoriamente ser alocada em unidades sob o controle do CAG. (a) NAS ÁREAS DE CONTROLE (1) Em cada área de controle deve ser alocado o valor correspondente à R2 da respectiva área de controle. (2) É necessário que, para o balanço da R2 pela área de controle, sejam verificados os contratos de recebimento e fornecimento dos Agentes que a compõem. Essa medida tem por objetivo a solicitação pelos Agentes recebedores aos Agentes fornecedores, da parcela de R2 correspondente aos 2,5% do valor de contrato. (3) Desta forma, poderão ser caracterizadas as áreas de controle recebedoras e áreas de controle fornecedoras. (4) Considerando esse fato, as áreas de controle recebedoras podem, em condições normais, programar em cada hora a demanda contratada com as respectivas áreas de controle fornecedoras, mais 2,5% deste valor, devendo esta ser mantida na área de controle recebedora. (5) Relativamente ao contrato com ITAIPU, as áreas de controle do Sudeste devem solicitar essa parcela ao COSR-SE e as áreas de controle do Sul devem solicitar ao COSR-S. (6) Ficará a critério da área de controle recebedora a solicitação ou não desta parcela, dependendo de sua folga de geração no momento. (b) NOS AGENTES DE OPERAÇÃO PARTICIPANTES DE UMA ÁREA DE CONTROLE (1) Cada Agente de Operação deve alocar a totalidade de sua R2 em uma área de controle a qual pertence. (2) A parcela R2 de ITAIPU ficará alocada em ITAIPU - 60 Hz enquanto esta estiver sob o controle do CAG do COSR-SE, como segue: (i) R2 (Setor 60 Hz) = R2 (ITAIPU) - 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE; (ii) R2 (Setor 50 Hz) = 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE + R2 (ANDE). (3) Por necessidade do sistema o CNOS poderá alocar a parcela R2 (Setor 60 Hz - total ou em parte) nas unidades sob controle do COSR-SE. (4) Na situação em que ITAIPU - 60 Hz estiver fora do CAG do COSR-SE, a parcela R2 (Setor 60 Hz) deve ser alocada nas usinas da área de controle do COSR-SE sob CAG UTILIZAÇÃO A utilização desta parcela é feita automaticamente pelos CAG, não sendo, portanto necessário estabelecer critérios para a sua utilização Eventualmente pode complementar a reserva terciária quando de perda de unidade geradora ou unidade geradora com potência superior a MMprob (Maior Máquina probabilística). Endereço na Internet : Página 15/17

16 11.3 Reserva Terciária (R3) Esta parcela tem por função cobrir saídas ou limitações não programadas de unidades geradoras, causadas por defeitos nos equipamentos que as compõem, até o transformador elevador inclusive O valor total da Reserva Terciária do sistema interligado é calculado a partir da determinação probabilística da reserva total do sistema, considerando a diversidade do uso das parcelas R1 e R2, perante o impacto da saída forçada de qualquer unidade geradora, e o nível de risco assumido na fase de planejamento de operação QUANTIFICAÇÃO O valor total da Reserva Terciária é igual à diferença entre a reserva total probabilística recomendada para o sistema e os totais das parcelas R1 e R2 dos Agentes A R3 total do sistema deve ser rateada entre os Agentes proporcionalmente à RPG e à capacidade efetiva da maior máquina do Agente, conforme expressão a seguir: MM k. RPGk R3 =. R3 k n ( MMi. RPGi ) i = 1 s Sendo: R3 k - Reserva Terciária de responsabilidade do Agente Gerador k; R3 s - Reserva Terciária total do Sistema Interligado; MM k - Maior máquina do Agente Gerador k; MM i - Maior máquina do Agente Gerador i; RPG i - Responsabilidade própria de geração (RPG) do Agente Gerador i; RPG k - Carga própria do Agente Distribuidor k + contratos de fornecimento - contratos de recebimento ALOCAÇÃO Esta parcela de reserva deve ser girante, preferencialmente alocada em unidades sob o controle do CAG, na área de controle correspondente, podendo ser alocada em outras unidades, não ligadas a um CAG, no caso de restrições operativas, faixas de operação de máquinas, limites de transmissão etc Admite-se que unidades geradoras operando como síncrono, possam compor esta parcela, desde que possuam automatismo para reversão para gerador, acionado por queda da freqüência No caso de ITAIPU, sua parcela R3 será alocada de acordo com o estabelecido no Programa Mensal de Operação. Endereço na Internet : Página 16/17

17 UTILIZAÇÃO A reserva terciária é utilizada para cobrir saídas não programadas de unidades geradoras, provocadas por defeitos em quaisquer dos equipamentos que a compõem (caldeira, turbina, serviços auxiliares, gerador, sistema de excitação, sistema de adução etc.), até o transformador elevador, inclusive Devem ser também consideradas as reduções de disponibilidade por defeito nestes equipamentos Reserva Complementar (R4) A reserva complementar de cada área de controle é constituída pela soma dos seguintes recursos disponíveis: (a) cargas de bombeamento; (b) cargas interruptíveis; (c) geração hidráulica ou térmica a carvão excedente; (d) geração térmica a óleo combustível; (e) reprogramações de manutenções de unidades geradoras ALOCAÇÃO Esta reserva é característica de cada área de controle, ficando evidentemente alocada nos respectivos recursos que a definem UTILIZAÇÃO A utilização desta parcela fica condicionada à solicitação pelo CNOS, quando ocorrerem situações no sistema que assim o determinem, de acordo com as práticas adotadas. Endereço na Internet : Página 17/17