Submódulo 1.2. Macrofunções finalísticas do Operador Nacional do Sistema Elétrico

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1 Submódulo 1.2 Macrofunções finalísticas do Operador Nacional do Sistema Elétrico Rev. Nº. Motivo da revisão Data de aprovação pelo ONS Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 0.0 Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. 27/6/ /03/2002 Resolução nº 140/ Atendimento à Resolução Normativa ANEEL n 115, de 29 de novembro de /10/ /07/2008 Resolução Autorizativa nº 1436/ Versão decorrente da Audiência Pública nº 049/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. 17/06/ /08/2009 Resolução Normativa nº 372/09 Nota: Convencionou-se como 1.0 a primeira versão deste procedimento aprovada em caráter definitivo pela ANEEL. A numeração das versões anteriores foi alterada de forma a ter numeração inferior a 1.0 (ex. a antiga versão 0 é agora chamada de 0.0, a antiga versão 1 é agora chamada de 0.1, e assim em diante). Endereço na Internet:

2 1 INTRODUÇÃO OBJETIVO ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO MACROFUNÇÕES FINALÍSTICAS DO ONS CONSIDERAÇÕES GERAIS DESCRIÇÃO DAS MACROFUNÇÕES FINALÍSTICAS RELAÇÃO ENTRE MACROFUNÇÕES E PROCEDIMENTOS DE REDE Endereço na Internet: Página 2/42

3 1 INTRODUÇÃO 1.1 Este submódulo organiza em macrofunções finalísticas as atribuições do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS de planejamento e programação da operação, de despacho centralizado da geração, de supervisão e controle da operação do Sistema Interligado Nacional SIN e das interligações internacionais, de contratação e administração dos serviços de transmissão de energia elétrica, de proposição de ampliações e reforços e de definição de regras para a operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN. As macrofunções são executadas de acordo com procedimentos, critérios e requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. 1.2 Essas macrofunções são finalísticas na medida em que resultam nas ações, diretrizes e recomendações que devem ser aplicadas ao SIN. 1.3 As atividades desenvolvidas nessas macrofunções buscam compatibilizar otimização e segurança do SIN, de forma a garantir suprimento de energia elétrica contínuo, econômico, com segurança e qualidade. 1.4 As macrofunções estão aqui ordenadas e agrupadas, em base temporal, para melhor visualização de seu encadeamento. Seu detalhamento encontra-se descrito nos módulos dos Procedimentos de Rede. 1.5 A estrutura do Submódulo 1.2 compreende: (a) a descrição das macrofunções finalísticas e sua relação com os módulos dos Procedimentos de Rede, os quais contêm as regras e requisitos necessários ao exercício, no âmbito do SIN, das atribuições do ONS; (b) a apresentação dos produtos disponibilizados para os agentes por meio da execução dessas macrofunções. 1.6 Os módulos e submódulos aqui mencionados estão listados no item 7.6 do Submódulo 1.1 O Operador Nacional do Sistema Elétrico e os Procedimentos de Rede: visão geral. 2 OBJETIVO 2.1 O objetivo deste submódulo é descrever sucintamente as macrofunções finalísticas executadas pelo ONS e relacioná-las aos módulos dos Procedimentos de Rede e aos produtos gerados pelo ONS. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3.1 Alterações decorrentes das contribuições recebidas e aprovadas pela ANEEL relativas ao processo de Audiência Pública nº 049/2008 com o objetivo de possibilitar a aprovação em caráter definitivo dos Procedimentos de Rede. Endereço na Internet: Página 3/42

4 4 MACROFUNÇÕES FINALÍSTICAS DO ONS 4.1 Considerações gerais As macrofunções finalísticas estão apresentadas neste submódulo segundo a lógica de seqüência temporal de execução. Sua descrição identifica as principais funções executadas e os módulos dos Procedimentos de Rede a estas relacionados. A descrição detalhada das atividades de cada macrofunção encontra-se nos módulos específicos A partir das atribuições do ONS, estabelecidas na legislação e regulamentação vigentes, as macrofunções finalísticas foram classificados em: (a) Integração de Novas Instalações; (b) Requisitos Mínimos para Instalações da Rede Básica e Critérios para Estudos; (c) Estudos de Acesso; (d) Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços; (e) Administração da Transmissão; (f) Planejamento da Operação Eletroenergética; (g) Programação da Operação Eletroenergética; (h) Operação do Sistema; (i) (j) Acompanhamento da Previsão Hidrometeorológica; Consolidação da Previsão de Carga; (k) Avaliação da Operação; e (l) Análise de Ocorrências e Perturbações O diagrama apresentado na Figura 1 ilustra as macrofunções finalísticas desenvolvidas pelo ONS para o exercício de suas atribuições. Endereço na Internet: Página 4/42

5 Estudos de Acesso Administração da Transmissão Integração de Novas Instalações Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços Planejamento da Operação Eletroenergética Programação da Operação Eletroenergética Operação do Sistema Consolidação da Previsão de Carga Acompanhamento da Previsão Hidrometeorológica Avaliação da Operação Análise de Ocorrências e Perturbações Requisitos Mínimos para Instalações da Rede Básica e Critérios para Estudos Figura 1 Macrofunções finalísticas As macrofunções Avaliação da Operação e Análise de Ocorrências e Perturbações realimentam as macrofunções anteriores, fornecendo novas diretrizes para a operação do SIN, de modo a restabelecer a operação dentro dos padrões de desempenho desejados As atividades relativas aos Módulos 18, 19 e 20 não são detalhadas neste submódulo por não se enquadrarem como macrofunções finalísticas Para o desempenho das macrofunções finalísticas, o ONS utiliza diferentes informações técnico-operacionais fornecidas pelos agentes e entidades relacionados com a operação do SIN. Os requisitos de informação estão apresentados no Submódulo 1.3 e são detalhados em módulos específicos, referenciados aqui na descrição de cada macrofunção. 4.2 Descrição das macrofunções finalísticas Estudos de Acesso O livre acesso é o direito, garantido por Lei, de qualquer agente se conectar e fazer uso do sistema elétrico mediante o ressarcimento dos custos envolvidos, independentemente da comercialização de energia Antes de estabelecer nova conexão às instalações integrantes da rede básica do SIN ou de alterar essa conexão já existente, os acessantes devem fazer uma solicitação formal de acesso ao ONS ou ao agente de transmissão envolvido. Se o acesso pretendido for a instalações não Endereço na Internet: Página 5/42

6 integrantes da rede básica, a solicitação deve ser feita exclusivamente à concessionária de distribuição Cabe ao ONS, no primeiro caso, ou ao agente de distribuição, no segundo caso, analisar a solicitação de acesso em prazos regulamentares, prazos esses diferenciados, dependendo de serem ou não necessários reforços ou ampliações na rede envolvida Todo o processo de análise e determinação de providências para realização do acesso solicitado deve ser registrado em um Parecer de Acesso, que deve ser levado ao conhecimento do acessante e da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. O Módulo 3 contém a sistemática e os requisitos relativos ao acesso aos sistemas de transmissão As informações necessárias quanto a requisitos mínimos a serem considerados no desenvolvimento do projeto das instalações de conexão à rede básica estão definidos no Módulo 3 (Submódulo 3.6). Esses requisitos devem ser complementados pelos requisitos definidos para instalações da rede básica constantes no Módulo 2, bem como pelas normas e padrões das instalações, de caráter geral e específico de cada concessionária acessada A Figura 2 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Estudos de Acesso, bem como as funções de maior destaque. : Estudos de Acesso Requisitos Mínimos e Critérios Consulta de Acesso Solicitação de Acesso aos Sistemas de Transmissão Administração da Transmissão Ampliações e Reforços Integração de Novas Instalações Figura 2 Estudos de Acesso No âmbito da macrofunção Estudos de Acesso, é desenvolvido o produto Parecer de Acesso (Módulo 3) Integração de Novas Instalações Na macrofunção Integração de Novas Instalações são encadeadas de forma interativa entre o ONS e o agente responsável pela instalação as ações necessárias à integração ao SIN de cada novo componente. Essas ações levam em conta a adequação física, operacional e legal da instalação A macrofunção Integração de Novas Instalações requer interações com praticamente todas as demais macrofunções executadas pelo ONS, como se vê na Figura 1. O Módulo 24 apresenta o detalhamento dessa macrofunção e evidencia o encadeamento das atividades executadas ao longo do processo de integração de novas instalações. Endereço na Internet: Página 6/42

7 Participam dessa macrofunção: (a) agentes de geração que conectarão suas instalações ao SIN; (b) agentes de transmissão que conectarão suas instalações à rede básica; (c) agentes de distribuição e consumidores livres que conectarão suas instalações à rede básica; (d) agentes de importação e de exportação que conectarão suas instalações ao SIN; (e) reservatórios localizados em bacias de abrangência do SIN; (f) agentes que conectarão suas instalações fora da rede básica, quando das tratativas necessárias à sua integração ao SIN, devem se reportar, de acordo com a regulamentação estabelecida, diretamente à concessionária de distribuição, quando conectado a esta. No caso de conexão a Demais Instalações de Transmissão DIT, o agente de operação deve seguir a regulamentação vigente Com base no Estatuto do ONS, aprovado pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 328 de 12/08/2004, os agentes de geração, de transmissão, de distribuição, importadores e exportadores devem ingressar no quadro de membros associados do ONS com até 1 (um) ano de antecedência em relação à data prevista de entrada em operação de suas instalações. Os consumidores livres, por sua vez, se tornam membros associados a partir da emissão do Parecer de Acesso pelo ONS Os agentes responsáveis por instalações a serem integradas ao SIN devem se reunir com o ONS para obter esclarecimentos sobre a macrofunção Integração de Novas Instalações levando em conta o cronograma de previsão de entrada em operação da instalação e sobre a incorporação da instalação nas atividades da operação, após sua integração ao SIN Para os empreendimentos de transmissão a serem integrados à rede básica objetos de editais de leilão de novos empreendimentos lançados pela ANEEL, o ONS participa da análise do projeto básico, na qual são consideradas as características dos equipamentos e linhas de transmissão, bem como a configuração de barra das instalações e os sistemas de telecomunicações, controle, supervisão e proteção, sempre em observância aos requisitos técnicos estabelecidos nos Módulos 2 e Os procedimentos para a classificação da modalidade de operação das novas usinas são apresentados no Módulo As usinas deverão atender a requisitos dos Procedimentos de Rede, de acordo com a classificação da modalidade de operação Para os empreendimentos de produção ou de consumo conectados à rede básica, os agentes devem solicitar ao ONS diretamente ou por meio do agente de transmissão a ser conectado acesso ao sistema de transmissão, de acordo com o Módulo 3. Esse módulo estabelece também os procedimentos para que o agente possa realizar consulta prévia ao ONS, denominada Consulta de Acesso, a fim de obter esclarecimentos para as dúvidas que tiver sobre o assunto O ONS analisa a viabilidade técnica da integração verificando, em relação ao SIN, seu impacto e a necessidade de ampliações ou reforços; formaliza a reserva de prioridade no atendimento; e emite, em conformidade com o estabelecido no Módulo 3, o Parecer de Acesso, em que são definidas as condições de acesso Os agentes de geração que pretendem se conectar à rede de distribuição devem solicitar acesso ao agente de distribuição nos termos da legislação aplicável No caso de acesso à rede básica ou às DIT, solicitar acesso ao ONS ou ao agente de transmissão detentor das instalações às quais deseja se conectar. Endereço na Internet: Página 7/42

8 Os agentes devem celebrar os contratos de serviços de transmissão (Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão CPST, Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST e Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT) em conformidade com o estabelecido no Módulo Para o ONS executar as atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica do SIN, faz-se necessário que os agentes implantem sistemas de proteção para instalações na rede básica e instalações conectadas à rede básica (Submódulos 2.6 e 3.6, respectivamente); sistemas de supervisão e controle (Submódulo 2.7); sistemas de transmissão de dados e comunicação de voz (Módulo 13); e sistemas de medição para faturamento (Módulo 12) Os agentes de geração proprietários de reservatórios relacionados a empreendimentos de geração hidráulica de energia devem encaminhar ao ONS o plano de enchimento do reservatório, as séries históricas de vazões naturais médias diárias, as cotas, os volumes e as áreas dos reservatórios, a curva de descarga do vertedouro a lâmina livre, as cotas e volumes característicos e as restrições operativas hidráulicas, conforme estabelecido no Módulo Os agentes devem encaminhar ao ONS, para análise e aprovação, as informações relativas à programação das intervenções e testes de comissionamento, com base no Submódulo O ONS analisa os reflexos na operação do SIN da inserção da instalação na rede de operação, por meio de estudos pré-operacionais e de estudos específicos para os testes de comissionamento, ambos referenciados no Módulo Com base nesses estudos, o ONS elabora e implanta as instruções de operação (cf. Módulo 10), que visam a orientar os centros de operação, durante ocorrências no sistema, nas ações relativas à instalação que devem ser realizadas De acordo com a Resolução ANEEL n 433, de 26/08/2003, para que uma unidade geradora dê início à operação em teste e à operação integrada ao SIN, o agente de geração deve solicitar que o ONS emita declaração liberando a unidade para o teste de comissionamento e para a operação integrada. Essa unidade pode ser nova, pode ter tido suas características alteradas em função de modificações ou mesmo ter sido submetida à intervenção de grande parte para ampliação, reforma e modernização devidamente homologada pela ANEEL. Os requisitos a que os agentes devem atender para tais liberações são definidos em rotina operacional específica O ONS, depois de analisar se a instalação atende aos requisitos necessários à liberação para os testes de comissionamento, encaminha ao agente a declaração de liberação para esses testes. Concluído o comissionamento de forma satisfatória, o agente de geração deve solicitar ao ONS a liberação para operação integrada ao SIN. Novamente o ONS analisa o atendimento aos requisitos antes de encaminhar ao agente a declaração de liberação da unidade geradora para a operação integrada Com relação à integração de instalação de transmissão, o Ofício nº 164/2002- SRT/ANEEL, de 20/11/2002, determina que: (a) a entrada em operação comercial de novas instalações de transmissão na Rede Básica, quer sejam autorizadas pela ANEEL por meio de Resolução específica ou integrantes de novas concessões de transmissão licitadas, deve ser obrigatoriamente precedida da emissão, pelo ONS, do Termo de Liberação; (b) o pagamento da parcela da Receita Anual Permitida (RAP) associada à instalação do item anterior somente poderá ser efetuado após a emissão do respectivo Termo de Liberação; e (c) devem ser aplicadas, integralmente, todas as cláusulas do CPST (Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão). Endereço na Internet: Página 8/42

9 O Ofício nº 163/2003-SRT/SFE/ANEEL, de 23/07/2003, informa que a ANEEL deverá emitir um Despacho, aprovando os Termos de Liberação Provisória para Operação Integrada TLP e definindo a data de início de operação comercial. Informa ainda que: (a) O ONS deverá emitir o TLP vinculado ao empreendimento (Função Transmissão FT) em até 15 dias contados após a entrada em operação integrada à rede, e encaminhá-lo à ANEEL; (b) O primeiro Termo de Liberação será sempre em caráter provisório, mesmo que não haja qualquer pendência por parte da transmissora; (a) A Transmissora deverá sanar as pendências indicadas no Termo de Liberação Provisória para Operação Integrada TLP nos prazos nele estabelecidos, sendo que a ANEEL, independente e sem prejuízo das ações próprias do ONS, poderá notificar a concessionária caso estes prazos não sejam cumpridos; (b) Caso não seja verificado, no período de 15 dias contados a partir do recebimento do TLP, qualquer fato que comprometa o desempenho da instalação, a ANEEL ratificará a data informada pelo ONS. Em caso de determinada instalação não ter desempenho satisfatório durante este período, o ONS deverá cancelar o TLP correspondente e informar a ANEEL para suspensão do processo de emissão do Despacho; (c) Após o recebimento do TLP, a ANEEL emitirá Despacho aprovando os TLP s correspondentes, onde serão definidas as data de início de operação comercial; (d) A emissão do Termo de Liberação para Operação Integrada TL é condicionada ao cumprimento das seguintes etapas: (i) Eliminação de todas as pendências por parte do agente indicadas no TLP; e (ii) Emissão do Despacho ANEEL definindo data de início de operação comercial e valor da RAP atualizada ou índice de reajuste A Figura 3 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Integração de Novas Instalações, bem como os requisitos de maior destaque. Endereço na Internet: Página 9/42

10 Administração da Transmissão : Integração de Novas Instalações Requisitos Mínimos e Critérios Estudos de Acesso Associação ao ONS Sistema de Supervisão e Controle Dados Hidráulicos e Hidrológicos Comissionamento do SMF Requisitos Sistema de Transmissão de Dados e Comunicação de Voz Características e Modelos dos Equipamentos Estudos Pré-Operacionais e de Comissionamento Instruções de Operação Contratos de Transmissão Sistema de Proteção e Controle Parecer de Acesso Normatização Liberação para Operação Figura 3 Integração de Novas Instalações No âmbito da macrofunção Integração de Novas Instalações são desenvolvidos, entre outros, os seguintes produtos: (a) Metodologia de cálculo da Energia e da Potência Asseguradas das Usinas com programação e despacho centralizados pelo ONS (Módulo 7). (b) Programa Consolidado de Adequações de Telecomunicações (Módulo 13). (c) Informe do Novo Serviço de Telecomunicação (Módulo 13). (d) Relatório de Estudo Pré-Operacional REPOP (Módulo 21). (e) Relatório de Estudo de Comissionamento RECOM (Módulo 21). (f) Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede (Módulo 24). (g) Declaração de Inexistência de Relacionamento (Módulo 24). (h) Termo de Liberação para Teste (Módulo 24). (i) Termo de Liberação Provisório (Módulo 24). (j) Termos de Liberação Definitivo (Módulo 24) Requisitos Mínimos para Instalações da Rede Básica e Critérios para Estudos As atividades que o ONS desenvolve no exercício de suas atribuições baseiam-se em requisitos e critérios, definidos em módulos específicos dos Procedimentos de Rede, e agrupados na macrofunção Requisitos Mínimos para Instalações da Rede Básica e Critérios para Estudos. Endereço na Internet: Página 10/42

11 Os requisitos são estabelecidos com o objetivo de garantir que o desempenho de cada instalação contribua positivamente para o desempenho adequado da rede básica. O conjunto de requisitos e critérios é constituído por: (a) requisitos técnicos mínimos para subestações da rede básica, aí incluídos transformadores e demais equipamentos (Módulo 2); (b) requisitos técnicos mínimos para linhas de transmissão aéreas (Módulo 2); (c) requisitos técnicos mínimos para elos de corrente contínua da rede básica (Módulo 2); (d) requisitos técnicos mínimos para os sistemas de proteção (Módulos 2 e 11); (e) recursos de telessupervisão que os agentes devem disponibilizar para o ONS para viabilizar a completa operacionalização dos sistemas de supervisão e controle do ONS (Módulo 2); (f) requisitos operacionais e requisitos especiais para os centros de operação, subestações e usinas da rede de operação, dos quais o ONS e os agentes de operação devem dispor nos seus centros de operação, subestações e usinas da rede de operação para assegurar o melhor desempenho da operação do SIN (Módulo 10); (g) requisitos das conexões de voz e dados (Módulo 13); (h) indicadores de freqüência, tensão e de continuidade de serviço (Módulo 25); (i) (j) indicadores de desempenho de funções transmissão e de usinas programadas e despachas centralizadamente pelo ONS (Módulo 25); gerenciamento dos indicadores de freqüência, tensão, continuidade de serviço e funções de transmissão (Módulo 2); e (k) diretrizes e critérios para os estudos realizados pelo ONS (Módulo 23) A macrofunção Requisitos Mínimos para Instalações da Rede Básica e Critérios para Estudos visa a: (a) balizar as ações do ONS na proposição das ampliações e reforços da rede básica (Módulo 4); (b) subsidiar a coordenação do acesso ao sistema de transmissão (Módulo 3); (c) subsidiar os estudos de planejamento e programação da operação eletroenergética, bem como a própria operação em tempo real da rede de operação (Módulos 6, 7, 8 e 10); e (d) subsidiar os usuários conectados à rede básica, ou os que requeiram essa conexão, com as informações necessárias para o desenvolvimento ou atualização do projeto de conexão Administração da Transmissão A macrofunção Administração da Transmissão é composta pelas funções Administração de Contratos, Apuração de Serviços e Encargos de Transmissão, Administração de Serviços Ancilares e Apuração de Serviços Ancilares O modelo de contrato vigente no setor elétrico brasileiro exige a formalização explícita das relações comerciais entre os vários segmentos do mercado de energia elétrica. Essa formalização foi feita com a segmentação dos antigos Contratos de Suprimento de Energia Elétrica em Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica, CPST, CUST, Contratos de Compartilhamento de Instalações CCI e CCT. Endereço na Internet: Página 11/42

12 A função Administração de Contratos encontra-se detalhada no Módulo 15 e envolve a elaboração dos modelos e a coordenação do processo negocial dos contratos que dizem respeito ao sistema de transmissão. Os contratos da transmissão não só garantem o fluxo monetário entre as empresas que atuam no setor, mas também, e principalmente, dão bases concretas aos novos agentes que queiram participar das licitações dos novos empreendimentos de transmissão Os CPST são firmados entre o ONS e os agentes de transmissão, e, por meio desses contratos, as empresas proprietárias dos ativos de transmissão da rede básica disponibilizam esses ativos para seus usuários agentes de distribuição, de geração, de importação, de exportação e consumidores livres, sob administração e coordenação do ONS Os CUST são firmados entre o ONS e os usuários do sistema de transmissão e estabelecem as condições de uso do sistema de transmissão bem como a remuneração dos agentes de transmissão pelos usuários. Aos CUST estão relacionados mecanismos de garantias financeiras que asseguram os pagamentos aos agentes de transmissão dos encargos devidos pelos usuários Os CCT, firmados entre os agentes de transmissão e os usuários da rede básica, têm o ONS como interveniente e dizem respeito ao uso das instalações de conexão dos agentes de transmissão pelos usuários da rede básica Os CCI, que regulam as conexões entre agentes de transmissão, têm o ONS como interveniente e dispõem sobre o uso das instalações dos agentes de transmissão integrantes da rede básica A apuração dos serviços e encargos de transmissão objetiva determinar os valores mensais das receitas a serem pagas aos prestadores do serviço de transmissão concessionários e ONS, bem como os Encargos de Uso do Sistema de Transmissão EUST a serem cobrados de cada usuário. A apuração e a liquidação dos valores referentes aos serviços e encargos de transmissão são baseadas nas diretrizes e procedimentos constantes no Módulo Esse processo envolve parâmetros fixos de receitas receita anual permitida, parcelas de ajuste de ciclos de apuração anteriores etc. e de encargos, tais como tarifas, demandas e gerações contratadas, além de parâmetros variáveis, como parcela variável decorrente da indisponibilidade de instalações, parcela variável decorrente da ultrapassagem de demanda, operacionalização de novos agentes, modulação do orçamento do ONS, receita de novas instalações etc As parcelas variáveis decorrentes da indisponibilidade de instalações, da sobrecarga em transformadores e da ultrapassagem de demanda são calculadas com base em levantamentos realizados mensalmente pela área de estatística da operação do ONS e devidamente consistidos e validados pelos agentes O produto final da apuração dos serviços e encargos de transmissão é a discriminação detalhada de todas as parcelas que compõem as receitas ou encargos de cada agente, para apresentação a cada usuário da rede básica de todos os valores a serem faturados mensalmente por cada concessionário de transmissão e pelo ONS Os serviços ancilares utilizam equipamentos ou instalações do SIN para garantir a operação dentro dos padrões de qualidade, segurança e confiabilidade exigidos, assim caracterizados na regulamentação. São eles o controle primário de freqüência, com a reserva de potência primária; o controle secundário de freqüência, com a reserva de potência secundária; a reserva de prontidão; o suporte de reativos fornecido por unidade geradora que oferece energia ativa; o suporte de reativo fornecido por unidade geradora que opera como compensador síncrono; e o auto-restabelecimento de unidades geradoras ou usinas As atividades relacionadas a serviços ancilares estão detalhadas no Módulo 14 e envolvem a negociação dos Contratos de Prestação dos Serviços Ancilares CPSA entre o ONS Endereço na Internet: Página 12/42

13 e os agentes provedores de suporte de energia reativa através de unidades geradoras comutáveis para compensadores síncronos, por se tratar de um serviço ancilar remunerado através de Tarifa de Serviços Ancilares TSA, estipulada anualmente pela ANEEL Com relação à apuração dos serviços ancilares, cabe ao ONS informar à CCEE os montantes de energia reativa de unidades geradoras comutáveis para compensadores síncronos solicitados aos agentes prestadores do serviço ancilar, bem como os períodos de utilização do serviço. O ONS deve informar à ANEEL os períodos em que o agente solicitou a manutenção de unidades geradoras que prestavam o serviço ancilar de reserva de prontidão e os motivos das solicitações A Figura 4 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Administração da Transmissão, bem como as funções que se destacam. : Administração da Transmissão Estudos de Acesso Requisitos Mínimos e Critérios Operação do Sistema Administração de Contratos Apuração de Serviços e Encargos de Transmissão Administração de Serviços Ancilares Apuração de Serviços Ancilares Ampliações e Reforços Integração de Novas Instalações Figura 4 Administração da Transmissão No âmbito da macrofunção Administração da Transmissão são desenvolvidos, entre outros, os seguintes produtos: (a) Arquivo Mensal de Valores Resultantes da apuração de Serviços Ancilares (Módulo 14). (b) Dados de entrada do Programa Nodal para possibilitar o cálculo de TUST RB e TUST FR, a serem definidas pela ANEEL para aplicação no próximo ciclo tarifário (Módulo 15). (c) Conjunto de informações, disponibilizadas no site do ONS, necessárias à simulação dos valores de TUST RB para os horários de ponta e fora de ponta, referentes aos anos constantes no Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica PAR de cada instalação (Módulo 15). (d) CPST celebrados pelos agentes de transmissão e o ONS e com todos os anexos devidamente preenchidos (Módulo 15). (e) Atualização da Base de Dados Técnica do ONS BDT com dados cadastrais de agentes, empreendimentos, CPST e funções de transmissão, a serem utilizados pelo ONS em seus processos, pelas concessionárias de transmissão e usuários, pelo Ministério de Minas e Energia MME, pela CCEE e pela ANEEL, de acordo com regras de acesso a serem estabelecidas pelo ONS (Módulo 15). Endereço na Internet: Página 13/42

14 (f) CUST celebrados entre os representantes dos usuários e do ONS devidamente firmados e com todos os anexos devidamente preenchidos (Módulo 15). (g) Contrato de Constituição de Garantia CCG e Carta de Fiança Bancária CFB atualizados e dimensionados para cobrir os pagamentos dos respectivos CUST (Módulo 15). (h) Relatório de compatibilização dos Montantes de Uso do Sistema de Transmissão MUST contratados nos CUST com as demandas representadas no PAR (Módulo 15). (i) (j) Dados cadastrais de agentes, empreendimentos, pontos de conexão, CUST, CCG e MUST, a serem utilizados pelo ONS em seus demais processos, concessionárias de transmissão e usuários, pelo Ministério de Minas e Energia MME, pela CCEE e pela ANEEL, de acordo com regras de acesso aos dados estabelecidas pelo ONS (Módulo 15). CCT, Termo de ajuste do Contrato de Conexão e Transmissão CCT-TA e CCI celebrados entre os representantes dos usuários e do ONS, devidamente firmados (Módulo 15). (k) Dados cadastrais de agentes, empreendimentos, pontos de conexão, CCT, CCT-TA e CCI, a serem utilizados pelo ONS em seus demais processos, pelas concessionárias de transmissão e usuários, pelo MME, pela CCEE e pela ANEEL, de acordo com regras de acesso a serem estabelecidas pelo ONS (Módulo 15). (l) Durações de indisponibilidades decorrentes de desligamentos nas funções transmissão da rede básica (Módulo 15). (m) Durações de indisponibilidades decorrentes de atraso na entrada em operação de ampliações, reforços e modificações nas instalações da rede básica (Módulo 15). (n) Durações de restrições operativas temporárias nas funções transmissão das instalações da rede básica (Módulo 15). (o) Relatórios de sobrecargas que ocasionem perda adicional de vida útil nos transformadores da rede básica, aprovados pelo ONS (Módulo 15). (p) MUST verificados mensalmente por ponto de conexão (Módulo 15). (q) Relatório Mensal de Serviços e Encargos de Transmissão RAMSET, que apresenta os resultados da apuração mensal de serviços e encargos de transmissão na rede básica (Módulo 15); (r) Aviso de Crédito AVC e Aviso de Débito AVD específicos para cada agente envolvido (Módulo 15). (s) Cadastro, na BDT, de dados referentes às áreas responsáveis pelo faturamento e liquidação junto aos agentes (Módulo 15). (t) Faturas correspondentes ao rateio da Receita Mensal do ONS RMONS entre todos os usuários, na proporção dos respectivos EUST (Módulo 15). (u) Informativo de adimplemento, em que é atualizada a posição de adimplemento dos valores faturados (Módulo 15) Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços A definição das condições que garantem a segurança operativa do SIN se inicia com a macrofunção Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços. Essa macrofunção está detalhada no Módulo 4 e tem o objetivo de determinar as ampliações e os reforços na rede básica e em outras instalações de transmissão, conforme regulamentação vigente, necessários para garantir Endereço na Internet: Página 14/42

15 que a operação futura do SIN ocorra de acordo com os padrões de desempenho estabelecidos nos Procedimentos de Rede Os estudos para a determinação das ampliações e reforços são desenvolvidos com base no plano de expansão de longo prazo, elaborado pela Empresa de Planejamento Energético EPE, e nas proposições de expansão dos agentes, considerando os seguintes condicionantes: (a) contexto de oferta (geração e importação) e de carga (mercado e exportação) sinalizados pelos agentes; (b) solicitações de acesso; (c) instrumentos contratuais referentes ao uso e à conexão ao sistema de transmissão, à autorização e à concessão para produção e à autorização para importação e exportação de energia; (d) informações referentes à operação, bem como ao planejamento e programação da operação elétrica e energética; (e) recomendações decorrentes da análise e gerência dos indicadores de desempenho da rede, conforme padrões de desempenho descritos nos módulos específicos; e (f) ampliações e reforços estabelecidos pelo Poder Concedente para atender a políticas definidas pelo governo federal As ampliações e os reforços são propostos com base em estudos de avaliação do desempenho elétrico da rede de simulação em regime permanente e em freqüência industrial; em estudos de confiabilidade; em estudos das interligações inter-regionais e internacionais; e em estudos de dimensionamento da compensação de energia reativa. Os critérios apresentados no Módulo 23 e os dados de carga gerados pelas atividades descritas no Módulo 5 são também utilizados para a avaliação do desempenho elétrico O horizonte dos estudos é de 4 (quatro) anos, compreendendo o período entre o 1 (primeiro) e o 4 (quarto) ano à frente do ano de encaminhamento dos estudos, o que permite que haja antecedência para viabilizar a entrada em operação das obras nas datas necessárias As ações identificadas como necessárias para garantir que a operação futura do SIN ocorra de acordo com os padrões de desempenho estabelecidos nos Procedimentos de Rede têm como objetivos: (a) garantir as melhores condições operacionais futuras ao menor custo; (b) preservar a segurança e o desempenho da rede; (c) promover a otimização da operação do sistema eletroenergético com menor custo para o sistema; e (d) permitir o acesso de todos os interessados na integração ao SIN A macrofunção Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços é executada anualmente, sendo que o PAR e a Proposta de Ampliação e Reforços das Demais Instalações de Transmissão PAR-DIT são encaminhados ao Poder Concedente, conforme legislação vigente A Figura 5 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços. Endereço na Internet: Página 15/42

16 Requisitos Mínimos e Critérios : Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços Estudos de Acesso Consolidação da Previsão de Carga Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica e das DITs Administração da Transmissão Planejamento da Operação Figura 5 Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços No âmbito da macrofunção Elaboração do Plano de Ampliações e Reforços são desenvolvidos, entre outros, os seguintes produtos: (a) Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica PAR (Módulo 4). (b) Proposta Anual de Ampliações e Reforços de Instalações de Transmissão não Integrantes da Rede Básica PAR-DIT (Módulo 4). (c) Relatório de Acompanhamento das Recomendações do PAR e do PAR-DIT (Módulo 4) Planejamento da Operação Eletroenergética No âmbito da macrofunção Planejamento da Operação Eletroenergética são desenvolvidas ações que visam a estabelecer a maneira pela qual os recursos de geração e transmissão de energia são integrados para assegurar o atendimento ao mercado consumidor com segurança, economicidade e qualidade, bem como para a maximização da segurança do suprimento e a minimização dos custos operativos A compatibilização da segurança elétrica e energética com a otimização econômica da operação envolve variáveis relativas a fontes de produção de energia hidráulica e térmica, a elementos da malha de transmissão e a restrições de natureza diversa, como o uso múltiplo da água, a geração térmica mínima, as limitações no intercâmbio entre subsistemas e/ou intra subsistemas, controle de cheias, descargas obrigatórias em aproveitamentos hidrelétricos A macrofunção Planejamento da Operação Eletroenergética compreende, principalmente, funções voltadas para a análise energética e elétrica, fortemente interativas Os estudos elétricos e energéticos desenvolvidos no âmbito dessa macrofunção estão baseados em critérios de otimização, segurança e continuidade energética descritos nos Módulos 6 e 7. Esses estudos abrangem diferentes horizontes plurianual, anual e quadrimestral e se desenvolvem a partir de insumos principais relacionados à carga (cf. Módulo 5, macrofunção Consolidação da Previsão de Carga) e à hidrologia (cf. Módulo 9, macrofunção Acompanhamento da Previsão Hidrometeorológica) Os estudos do planejamento energético, elaborados de acordo com os requisitos do Módulo 7, produzem análises e diretrizes que visam a obter otimização e segurança energética, a Endereço na Internet: Página 16/42

17 partir do gerenciamento dos recursos hidrelétricos e termelétricos, para que se obtenha o melhor proveito dos recursos hídricos do SIN e da capacidade de transferência de energia entre bacias, através da malha de transmissão. Os estudos de planejamento da operação energética, elaborados ao longo dessa macrofunção, abrangem um horizonte de análise de até 5 (cinco) anos, com detalhamento em base mensal Nos estudos do planejamento energético, com base nos resultados fornecidos pelos modelos de otimização e simulação da operação do sistema (Submódulo 7.2), são avaliados os riscos de não atendimento à carga de energia e demanda; o valor esperado dos déficits de energia; o valor esperado de geração térmica; as estimativas de intercâmbios entre regiões; as estimativas de evolução dos custos marginais de operação; as estimativas para intercâmbios internacionais; a evolução dos níveis de armazenamento; e os impactos de alterações nas premissas consideradas sobre as condições de atendimento O planejamento da operação elétrica, conforme descrito no Módulo 6, concentra os processos e as sistemáticas para estudos e análises do comportamento da rede elétrica em horizontes de médio prazo e curto prazo. Esses estudos que consideram a dinâmica da evolução do sistema, as diferentes condições de carga, geração e configuração da rede básica, e cujos resultados subsidiam as funções de programação da operação eletroenergética e préoperação para elaboração de procedimentos operativos utilizam os recursos disponíveis para chegar ao menor custo de operação possível Os resultados dos estudos de planejamento da operação elétrica de médio prazo (Submódulo 6.2) destacam as condições operativas esperadas para o SIN, os benefícios das novas obras na operação do sistema, com indicação de providências para antecipar obras e para contornar eventuais atrasos de cronogramas. Além disso, definem ações para solucionar os problemas identificados no horizonte do estudo, por meio de procedimentos operativos especiais ou da indicação da necessidade de revisão ou instalação de novos Sistemas Especiais de Proteção SEP As diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral (Submódulo 6.3) apresentam como principais resultados os procedimentos operativos para controle de tensão e de carregamento de linhas de transmissão e equipamentos; os valores limites de transmissão nas interligações inter-regionais; e os valores de geração térmica mínima para atendimento à carga, segundo os padrões e critérios estabelecidos nos Procedimento de Rede Os estudos de proteção e controle (Módulo 11) são realizados no âmbito da macrofunção Planejamento da Operação Eletroenergética, a partir de uma configuração definida para a rede básica. Visam a verificar o desempenho de proteção do sistema elétrico, indicar medidas corretivas necessárias, bem como estabelecer ajustes, coordenação das proteções e gerência dos sistemas de proteção Na função proteção e controle são desenvolvidas as atividades diretamente ligadas à segurança elétrica do SIN, relativas aos seguintes aspectos: (a) Avaliação do desempenho dos sistemas de proteção, por meio da compilação das estatísticas de operação dos relés e sistemas de proteção do SIN, para fins de cálculo de indicadores para a avaliação do desempenho e de identificação de ações para a melhoria do desempenho. (b) Realização de estudos de curto-circuito para a manutenção da base de dados de parâmetros de curto-circuito do SIN e de seus respectivos diagramas de impedância, de forma a subsidiar a realização dos ajustes e a coordenação da proteção, as análises de perturbação, a verificação da capacidade de interrupção simétrica de disjuntores, no horizonte do PAR, e a avaliação de suportabilidade de outros componentes do SIN. (c) Concepção, implantação e parametrização dos SEP. A necessidade de implantação de novos SEP ou revisão dos existentes é definida na macrofunção Planejamento da Endereço na Internet: Página 17/42

18 Operação Eletroenergética, com o objetivo de permitir maior utilização dos sistemas de geração, transmissão e distribuição, de aumentar a confiabilidade da operação do SIN e de minimizar o impacto de perturbações. (d) Diagnóstico dos sistemas de proteção e controle das instalações, com análise do atendimento a requisitos técnicos, para propor medidas que assegurem o nível de segurança adequado para as instalações do SIN. (e) Sistemática para a transferência dos registros provenientes de registradores de perturbações de curta duração instalados nas subestações e usinas dos agentes, para subsidiar a macrofunção Análise de Ocorrências e Perturbações. São estabelecidas também as sistemáticas para a implantação de sistemas de registro de perturbações de longa duração, de forma a permitir a análise do desempenho dinâmico do SIN. (f) Definição dos ajustes e coordenação das proteções de caráter sistêmico, a partir de resultados obtidos na macrofunção Estudos Pré-operacionais e de Planejamento Elétrico. (g) Análise detalhada dos aspectos de proteção envolvidos numa intervenção em instalação estratégica do SIN, com o objetivo de estabelecer as medidas necessárias para minimizar, durante a execução dos serviços, riscos e conseqüências de desligamentos de um ou mais componentes A integridade do SIN envolve a concepção de medidas automáticas cuja implantação depende fundamentalmente do envolvimento dos agentes que devem ser baseadas, preferencialmente, em ações de controle sistêmico que levam em conta a resposta dinâmica da rede elétrica e, em casos específicos, complementadas por ações de proteção que envolvem proteções sistêmicas e SEP Dentro do contexto de segurança elétrica, o ONS efetua análises com o propósito de estabelecer medidas para evitar ou minimizar a freqüência de ocorrência de grandes perturbações; para evitar a propagação de grandes perturbações; e para reduzir o tempo de restabelecimento do sistema após grandes perturbações Essas análises baseiam-se em estudos elétricos realizados em intervalos de tempo distintos, ao longo de toda a cadeia de macrofunções que abrangem estudos de dinâmica eletromecânica, de transitórios eletromagnéticos, de estabilidade de tensão, de ressonância e oscilações subsíncronas, de regulação secundária, de estabilidade estática, além de outros voltados para aspectos particulares do desempenho elétrico Para garantir a segurança elétrica operativa do SIN, o ONS determina ações voltadas para a prevenção de situações de risco potencial de interrupção de suprimento e adota medidas para evitar a ocorrência ou a propagação dos desligamentos intempestivos de equipamentos, ou, em caso de incidência de perturbações, para agilizar o restabelecimento de cargas interrompidas Esses esforços têm por objetivo aumentar a capacidade do SIN para suportar contingências com grau de severidade superior ao que se levou em conta no planejamento da expansão do sistema Os procedimentos relativos ao reforço da segurança operacional elétrica estão detalhados no Módulo 21. As análises realizadas nesse módulo abrangem: (a) a avaliação do desempenho de novas instalações da rede de operação e do seu impacto sobre a segurança do SIN; (b) o acompanhamento do comissionamento de novas instalações da rede de operação, quando da realização de ensaios com repercussão sistêmica; (c) a avaliação da necessidade de reajustes nos controladores automáticos dos equipamentos do sistema elétrico; Endereço na Internet: Página 18/42

19 (d) a realização de análises técnicas com foco no uso dos requisitos de sistema relativos aos serviços ancilares para novas usinas ou para usinas em operação que demandem esses serviços; (e) o estabelecimento de procedimentos e medidas que abreviem o restabelecimento das cargas depois de perturbações; (f) a quantificação e a alocação da reserva de potência operativa do sistema; e (g) a avaliação do desempenho e a identificação das melhores estratégias de controle cargafreqüência A Figura 6 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Planejamento da Operação Eletroenergética, bem como às funções de maior destaque. Integração de Novas Instalações Requisitos Mínimos e Critérios : Planejamento da Operação Eletroenergética Ampliações e Reforços Planejamento Energético Consolidação da Previsão de Carga Planejamento Elétrico de Médio Prazo Proteção e Controle Reforço da Segurança Operacional Elétrica Acompanhamento da Previsão Hidrometeorológica Diretrizes Elétricas Quadrimestral e Rede Incompleta Programação da Operação Figura 6 Planejamento da Operação Eletroenergética No âmbito da macrofunção Planejamento da Operação Eletroenergética, são desenvolvidos, entre outros, os seguintes produtos: (a) Plano Anual da Operação Energética (Módulo 7). (b) Plano Anual da Operação Energética 1ª/2ª revisão quadrimestral (Módulo 7). (c) Metodologia para cálculo da Energia e da Potência Asseguradas das Usinas com programação e despacho centralizados pelo ONS (Módulo 7). (d) Curvas de Aversão ao Risco (Módulo 7). (e) Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo PEL (Módulo 6). (f) Base de Dados para Estudos Elétricos de Fluxo de Potência para o Horizonte do Estudo (Módulo 6). Endereço na Internet: Página 19/42

20 (g) Diretrizes para a Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral (Módulo 6). (h) Base de Dados para Estudos Elétricos de Fluxo de Potência com Horizonte Quadrimestral (Módulo 6). (i) Diretrizes Eletroenergéticas para Rede Básica Incompleta (Módulo 6). (j) Relatório dos Estudos de Curto-Circuito (Módulo 11). (k) Base de Dados de Operação e Casos de Referência de Planejamento da Rede Básica e das DIT para Estudos de Curto-Circuito (Módulo 11). (l) Diagramas de Impedâncias da Rede Básica e das DIT (Módulo 11). (m) Relatório dos Reatores Equivalentes nas Barras do SIN para Simulação de Curto-Circuito Monofásico em Estudos de Estabilidade (Módulo 11). (n) Projeto Básico dos SEP (Módulo 11). (o) Banco de Dados de SEP (Módulo 11). (p) Relatório Quadrimestral de Acompanhamento do Esquema Regional de Alívio de Carga (Módulo 11). (q) Diagnóstico dos Sistemas de Proteção e Controle das Instalações em Serviço na Rede Básica (Módulo 11). (r) Relatório da Análise da Conformidade dos Sistemas de Registro aos Requisitos Mínimos para Supervisão de Fenômenos de Curta Duração na Rede de Operação (Módulo 11). (s) Banco de Dados de Proteções de Caráter Sistêmico (Módulo 11). (t) Relatório de Implementação de Novas Proteções de Caráter Sistêmico ou de Adequação das Existentes (Módulo 11). (u) Relatórios de Parametrização e Ajustes das Proteções de Caráter Sistêmico (Módulo 11). (v) Relatório de Validação de Dados e Modelos de Componentes para Estudos Elétricos MDEL (Módulo 21). (w) Relatório de Estudos de Otimização de Controladores Sistêmicos REOCS (Módulo 21). (x) Relatório de Estudos de Recomposição do Sistema RECOMP (Módulo 21). (y) Relatório de Cálculo Anual da Reserva de Potência Operativa RPO (Módulo 21). (z) Relatório de Estudo do Controle Carga-Freqüência RECCF (Módulo 21). (aa) Relatório de Requisitos de Medição e Controle do Controle Automático de Geração CAG para Expansão do Sistema REQ-CAG (Módulo 21). (bb) Parecer Técnico Relativo a Serviço Ancilar PT-RSA (Módulo 21) Programação da Operação Eletroenergética No âmbito da macrofunção Programação da Operação Eletroenergética são desenvolvidas atividades que visam a estabelecer, para os agentes, a programação da operação elétrica e energética, nos horizontes mensal e diário, e a definir os programas de geração hidráulica e térmica, os intercâmbios de energia e demanda, bem como as diretrizes para a operação eletroenergética do período a ser programado A macrofunção Programação da Operação Eletroenergética e a macrofunção Operação do Sistema são fortemente relacionadas, uma vez que a programação da operação para o dia Endereço na Internet: Página 20/42

21 seguinte é um importante dado de entrada para a pré-operação do sistema, realizada num período de tempo imediatamente anterior à operação em tempo real O Programa Mensal de Operação PMO (Submódulo 7.3) define as diretrizes energéticas de curto prazo e assegura a otimização dos recursos de geração disponíveis, utilizando as análises obtidas no âmbito da macrofunção Planejamento da Operação O PMO é revisto semanalmente, em função das atualizações das previsões de carga (cf. Módulo 5), das vazões afluentes (cf. Módulo 9) e da disponibilidade dos equipamentos de geração e transmissão As diretrizes para a operação elétrica com horizonte quadrimestral (Submódulo 6.3) são atualizadas mensalmente, de acordo com Submódulo 6.4, em função de alterações de políticas energéticas de curto prazo constantes no PMO e de atrasos das obras previstas para o mês em questão. Essas diretrizes objetivam utilizar os recursos disponíveis ao menor custo de operação possível As políticas e diretrizes constantes no PMO e nos estudos elétricos mensais, implementadas na programação diária eletroenergética (Submódulo 8.1), consideram a atualização das variáveis básicas adotadas, tais como carga, vazões afluentes aos reservatórios e disponibilidade das instalações de geração e transmissão A programação diária da operação eletroenergética (Submódulo 8.1) define os despachos de geração e os intercâmbios, bem como a programação de intervenções (Submódulo 6.5), a qual ajusta as solicitações de intervenções feitas pelos agentes às condições operativas do sistema As diretrizes para liberação de intervenções (Submódulo 6.5) têm o objetivo de compatibilizar as diferentes solicitações dos agentes e estabelecer prioridades para as intervenções. Busca-se, assim, garantir a integridade dos equipamentos e minimizar os riscos para o sistema, a fim de manter a continuidade do atendimento aos usuários e a confiabilidade do SIN A programação de intervenções tem como subsídio as diretrizes dos estudos de planejamento e programação da operação eletroenergética (Submódulos 6.2, 6.3, 6.4 e 7.2) A Figura 7 ilustra as principais interações relativas à macrofunção Programação da Operação Eletroenergética, bem como às funções que se destacam. Endereço na Internet: Página 21/42