UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ WORKSHOP: O FUTURO DA OPERAÇÃO INTERLIGADA

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ WORKSHOP: O FUTURO DA OPERAÇÃO INTERLIGADA Cenários/Desafios para a operação do SIN, nos próximos dez anos Paulo Gomes, DsC Assessor Diretoria Planejamento e Programação da Operação Itajubá 05/11/2015 1

2 SUMÁRIO 1. O SIN Tamanho Comparativo 2. Plano Decemal de Expansão EPE Demanda de Energia 2.2. Oferta de Energia Elétrica 2.3. Atendimento à Ponta Anual do Sistema 2.4. Transmissão 2.5. Evolução Física do Sistema 2.6. Conclusões Gerais 3. Novos Cenários 4. Desafios/Oportunidades para o Planejamento da Operação 4.1. Da ordem Geral 4.2. Segurança Elétrica 4.3. Operação com vários elos de cc 4.4. Integração das Usinas da Amazônia 4.5. Integração da Geração Eólica 4.5. Outros Aspectos da Segurança Elétrica 4.6. Aspectos Associados à Recomposição do Sistema 5. Conclusões

3 1. O SISTEMA INTERLIGADO BRASILEIRO REDE BÁSICA TAMANHO COMPARATIVO Brazilian Main Grid Extension Compared to Europe TL 230 kv (km) 119, Inst. Cap. (GW)

4 2 - Plano Decenal de Expansão EPE

5 2.1-DEMANDA DE ENERGIA PREMISSAS CONSUMO DE ENERGIA AUTOPRODUÇÃO EFICIÊNCIA ELÉTRICA

6 CENÁRIO DE CRESCIMENTO ECONÔMICO Em % ao ano PRODUTO INTERNO BRUTO (PIB) Brasil Mundo 4,5 3,8 3,8 3,8 3,2 1, Fonte EPE PDE 2024

7 Em TWh AUTOPRODUÇÃO DE ELETRICIDADE Outros (Refinarias, E&P, açúcar e álcool, alimentos e bebidas etc) Grandes consumidores 98,7 52,0 57,3 29,2 22,8 41, Fonte EPE PDE 2024

8 Em TWh EFICIÊNCIA ELÉTRICA Ganhos equivalente no ano de 2024: 11,7 GW (UHE s Tucuruí + Xingó) PERCENTUAL DE REDUÇÃO DO CONSUMO POR CLASSE 2024 RESIDENCIAL 8,8% INDUSTRIAL* 3,6% SERVIÇOS 5,2% TOTAL 5,3% * Inclui autoprodução e setor energético Residencial Industrial Serviços Outros (*) Valores calculados com 2014 como ano base. Considera lei de eficiência mínima para lâmpadas (Portaria Interministerial nº 1.007, de 31/12/2010). Fonte EPE PDE 2024

9 CONSUMO DE ELETRICIDADE NA REDE BRASIL CONSUMO POR CLASSE Classe (*) Variação % ao ano Residencial 132,0 197,2 4,1% Industrial 178,1 239,6 3,0% Comercial 89,8 147,8 5,1% Outras 73,5 107,6 3,9% Total 473,4 692,1 3,9% *Não inclui autoprodução. Em TWh Fonte EPE PDE 2024

10 EVOLUÇÃO DA CARGA DE ENERGIA SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL MWmédio ACRÉSCIMO DE MW médios TAXA MÉDIA 3,5% a.a. Fonte EPE PDE 2024

11 2.2 - OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA GERAÇÃO

12 LEILÕES DE ENERGIA NOVA REALIZADOS ATÉ 2015 COM ENTREGA DE ENERGIA NO HORIZONTE DECENAL Fonte EPE PDE 2024

13 EXPANSÃO POR TIPO DE FONTE POTÊNCIA INSTALADA CONTRATADO PLANEJADO Fonte EPE PDE 2024

14 EXPANSÃO POR TIPO DE FONTE ACRÉSCIMO DE POTÊNCIA INSTALADA MW Média (2015 a 2019) = MW Média (2020 a 2024) = MW Fonte EPE PDE 2024

15 EXPANSÃO POR REGIÃO NORDESTE MW 32,2% MW SUL MW 9,7% SE/CO MW 20,8% NORTE MW 37,3% Obs.: Os sistemas Acre/Rondônia, Manaus/Amapá/Boa Vista, Belo Monte e Teles Pires/Tapajós são considerados na região Norte. A usina de Itaipu foi contabilizada na região Sudeste/Centro-Oeste, incluindo a parcela pertencente ao Paraguai. Fonte EPE PDE 2024

16 GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A CONTRATAR NOS LEILÕES DE 2015 A 2021 Fontes Total Previsto (MW) Hidrelétrica Eólica Gás Natural ou Carvão Mineral Solar Biomassa PCH Total Fonte EPE PDE 2024

17 MOTORIZAÇÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS AO LONGO DO HORIZONTE DE ESTUDO Foram consideradas apenas as UHE que iniciaram ou com previsão de início de operação comercial entre jan/2015 e dez/2024. Fonte EPE PDE 2024

18 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA SISTEMA ELÉTRICO INTERLIGADO NACIONAL (SIN) Participação das Fontes de Geração Dezembro/2014 HIDRO 90 GW 68% NUCLEAR 2 GW 1% 133 GW 83,5% renovável FÓSSIL 20 GW 15% Obs1: Inclui importação Obs2: Não considera autoprodução e geração distribuída EÓLICA 5 GW 4% PCH 5 GW 4% BIO 11 GW 8% 55% HIDRO 117 GW 57% Participação das Fontes de Geração Dezembro/2024 NUCLEAR 3 GW 1% FÓSSIL 30 GW 14% 207 GW 84,1% renovável EÓLICA 24 GW 12% SOLAR 7 GW 3% PCH 8 GW 4% BIO 18 GW 9% Fonte EPE PDE 2024

19 PREMISSAS E DIRETRIZES CONFIGURAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES Interligação Existente Expansão Licitada Expansão Planejada LEGENDA SE/CO = Sudeste / Centro-Oeste S = Sul NE = Nordeste N = Norte Man/AP/BV = Manaus / Amapá / Boa Vista BM = UHE Belo Monte TP = UHE dos rios Teles Pires, Tapajós e Jamanxim AC/RO = Acre / Rondônia IT = UHE Itaipu IV = Ivaiporã IMP = Imperatriz XIN = Xingu Fonte EPE PDE 2024

20 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES FORNECIMENTO PELO NORDESTE MAN/ AP/ BV (a) B M AC/ RO XIN TP N IMP NE Eólicas SE/ CO FORNECIMENTO NORDESTE CAPACIDADES (MW) Patamar de Carga Período Úmido Período Seco Período Úmido Período Seco Pesada Média Leve IT S IV Fonte EPE PDE 2024

21 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES RECEBIMENTO SUDESTE VIA NORTE/NORDESTE MAN/ AP/ BV (a) XIN N Belo Monte B M IMP NE Eólicas AC/ RO TP SE/ CO RECEBIMENTO SUDESTE VIA N/NE CAPACIDADES (MW) Patamar de Carga Período Úmido Período Seco Período Úmido Período Seco Pesada Média Leve IT S IV Fonte EPE PDE 2024

22 AMPLIAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES RECEBIMENTO SUL MAN/ AP/ BV (a) XIN N B M IMP NE AC/ RO TP SE/ CO RECEBIMENTO SUL CAPACIDADES (MW) Patamar de Carga Período Úmido Período Seco Período Úmido Período Seco Pesada Média Leve IT S IV Aumentar recebimento via SE/CO Fonte EPE PDE 2024

23 ATENDIMENTO À CARGA MENSAL PROJETADA A carga do SIN apresenta os maiores valores no primeiro semestre. Esses meses coincidem com os meses de maiores afluências às UHE. O aumento da participação de grandes hidrelétricas a fio d água na matriz de geração aumenta a variação da disponibilidade hidráulica entre o período úmido e seco. Com isso, a carga remanescente a ser atendida pelas fontes de geração controlável, inverte a modulação da carga total. Assim, a carga a ser atendida por fontes controláveis será maior no período seco. Logo, para atender esse mercado será necessário um deplecionamento dos reservatórios e/ou complementação termelétrica. Fonte EPE PDE 2024

24 jan/15 jul/15 jan/16 jul/16 jan/17 jul/17 jan/18 jul/18 jan/19 jul/19 jan/20 jul/20 jan/21 jul/21 jan/22 jul/22 jan/23 jul/23 jan/24 jul/24 MWmed ATENDIMENTO À CARGA MENSAL PROJETADA Mercado Líquido de Energia no SIN para Fontes Controláveis PDE 2024 En. Fio d'água Geração OFR Inflexibilidade Mercado Total Mercado - Geração OFR - En. Fio d'água - Inflexibilidade Variável En. Fio d água Descrição Energia Fio d água Líquida, considerando um cenário de afluência baixa (5% dos piores cenários) Geração OFR Expectativa de Geração no SIN de Outras Fontes Renováveis: eólica, solar, PCH e biomassa (considerada no PDE 2024) Inflexibilidade Total de Geração Térmica Inflexível Fonte EPE PDE 2024

25 2.3 - ATENDIMENTO À PONTA ANUAL DO SISTEMA

26 DEMANDA MÁXIMA DE POTÊNCIA Máxima Diferença na projeção: + 3 % + 5 % Norte SIN Nordeste SIN Sul Sudeste/CO SIN Demanda Máxima Coincidente Demanda Máxima Não Coincidente Demanda Máxima Não Coincidente + 5% Reserva Critério adotado Fonte EPE PDE 2024

27 POTÊNCIA MÁXIMA DISPONÍVEL POR FONTE PREMISSAS O cálculo da potência disponível para atendimento à demanda máxima é realizado respeitando as características de cada fonte. Termelétricas: Potência disponível considerando TEIF, IP e Fcmáx. Outras Fontes Renováveis: Biomassa e PCH: Expectativa mensal de geração. Eólica: Fator aplicado à capacidade instalada, calculado com base em dados do AMA (30% dos piores cenários no horário da ponta). Solar: Não contribui para o atendimento à ponta. Estudo em desenvolvimento para aperfeiçoamentos futuros. Fonte EPE PDE 2024

28 POTÊNCIA MÁXIMA DISPONÍVEL POR FONTE PREMISSAS Hidrelétricas: Cálculo realizado para todas as séries históricas de vazão. A contribuição das UHE para o atendimento à ponta será o menor valor entre: Potência máxima disponível considerando perdas por deplecionamento. Disponibilidade hidráulica para modular a geração. Fonte EPE PDE 2024

29 HIDRELÉTRICAS POTÊNCIA MÁXIMA DISPONÍVEL PREMISSAS UHE com reservatório de regularização Altura de queda estimada a partir do nível de armazenamento dos subsistemas obtidos da simulação do Newave com séries históricas. UHE a fio d água UHE da Região Amazônica: Por serem sistemas compostos, predominantemente, por usinas à fio d água com forte sazonalidade e sem regularização à montante, para essas UHE considera-se a geração média no patamar de carga pesada. Demais UHE a fio d água: Como não é considerada variação de altura, a potência máxima disponível é a capacidade instalada abatendo de TEIF e IP. Fonte EPE PDE 2024

30 HIDRELÉTRICAS DISPONIBILIDADE HIDRÁULICA PREMISSAS Geração hidráulica de cada UHE Simulação do modelo Newave com séries históricas de vazão. Rateio da geração mensal de cada subsistema. Maximiza a geração na ponta respeitando a vazão mínima fora da ponta Considerada a duração média mensal de 730,5 horas. Tempo de ponta considerado: 10 horas por mês. Estudo em desenvolvimento para aperfeiçoar esse valor. Fonte EPE PDE 2024

31 ATENDIMENTO À PONTA ANUAL DO SISTEMA Embora a oferta esteja dimensionada para atender a carga de energia dentro dos critérios estabelecidos pela resolução CNPE, identifica-se a necessidade de indicação de potência adicional para o atendimento à demanda máxima após o ano de 2021 conforme tabela abaixo: MW TOTAL Estudos mais aprofundados estão em desenvolvimento para definir a melhor alternativa para a indicação dessa oferta. Fonte EPE PDE 2024

32 2.4 - PDE 2024 TRANSMISSÃO

33 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÕES N-NE e NE-SE/CO JÁ LICITADAS N Açailândia P.Dutra Teresina Sobral Pecém Fortaleza Imperatriz Colinas ~ UHE Estreito Interligação N/NE: MW R.Gonçalves B.Esperança S.J.Piauí Milagres Quixadá NE Miracema Gilbués Complexo Paulo Afonso Barreiras S.Mesa R.Éguas B.J.Lapa Ibicoara Sapeaçu SE/CO Recebimento do SE: MW Fonte EPE PDE 2024

34 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO NE -SE/CO A LICITAR LUZIÂNIA RIO DAS ÉGUAS 228 KM ARINOS KM B.J.LAPA II 299 KM 237 KM MONTES CLAROS 2 IGAPORÃ III 246 KM JANAÚBA 3 IRAPÉ IBICOARA 246 KM SAPEAÇU POÇÕES II 332 KM PIRAPORA 2 PADRE PARAÍSO 2 PARACATU KM 2 X ATR 500/230 KV 600/720 MVA VÁRZEA DA PALMA 194 KM EMBORCAÇÃO BOM DESPACHO 3 PIMENTA TRÊS MARIAS Interligação SÃO GOTARDO NE SE/CO: MW NOVA PONTE RECAPACITAÇÃO LT 345 KV NEVES BETIM 837/1046 MVA S. G. PARÁ SETE LAGOAS 4 BETIM 6 SARZEDO NEVES 1 PRES. JUSCELINO 180 KM BARREIRO 1 TAQUARIL ITABIRITO 2 VESPASIANO 2 SABARÁ 3 TRECHOS A TEREREM CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO AUMENTADA 1,8 KM ITABIRA 4 BARÃO DE COCAIS 2/3 2º ATR 500/230 KV 750/900 MVA ITABIRA 5 ITABIRA 2 J. MONLEVADE 4 BRAÚNAS J. MONLEVADE 2 MESQUITA PORTO ESTRELA 15 KM IPATINGA 1 GUILMAN AMORIM BAGUARI MUTUM TIMÓTEO 1/2 GOVERNADOR VALADARES 6 14 KM GOVERNADOR VALADARES KM 0,25 KM VITÓRIA 130 KM CONSELHEIRO PENA J.NEIVA 2 VIANA 2 AIMORÉS VIANA 1 MARCARENHAS 1º ATR 500/345 KV 1050/1260 MVA ESTREITO OURO PRETO 2 BARRO BRANCO PADRE FIALHO RIO NOVO DO SUL JECEABA Fonte EPE PDE 2024

35 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO N-SE/CO (UHE Belo Monte) UHE Belo Monte Xingú 2º Bipolo +800kV CC MW; km JÁ LICITADO Interligação NE SE/CO: MW 1º Bipolo +800kV CC MW; km JÁ LICITADO SE Estreito (MG) SE Terminal Rio (RJ) Fonte EPE PDE 2024

36 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO N/NE - SE/CO (Cenários hidrológicos severos) Análises energéticas indicaram expansão da interligação da ordem de MW SE Parauapebas (PA) SE Pres. Dutra II (MA) Os estudos elétricos estão em desenvolvimento ~1.500 km MW ~2.100 km MW SE Silvânia (GO) SE Assis II (SP) Fonte EPE PDE 2024

37 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO N - SE/CO (Complexo Hidrelétrico do Tapajós) UHEs Complexo do Tapajós ( MW) EM ESTUDO SE Miritituba (PA) SE Parauapebas (PA) Fonte EPE PDE 2024

38 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL SUDESTE - JÁ LICITADAS Interligação S SE/CO: MW Fonte EPE PDE 2024

39 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES REFORÇOS NA REDE DA REGIÃO SUL E EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO S-SE SÃO PAULO Assis MATO GROSSO DO SUL Guaíra 2020 Sarandi Londrina Assis Bipolos de Itaipu Ibiúna Itatiba 2020 Foz do Iguaçu 2020 Casc. Oeste Salto Caxias 2020 Salto Santiago Ivaiporã Segredo Areia 2020 Ponta Grossa Itaberá Ponta Grossa 2020 Bateias Curitiba Tijuco Preto Curitiba Leste 2020 Xanxerê Itá 2020 Machadinho Campos Novos 2020 Abdon Batista Blumenau 2020 Gaspar 2 Joinville Sul Itajaí Garabi Santo Ângelo Biguaçu 2020 Caxias Siderópolis 2 N.S. Rita 2018 Gravataí 2020 Candiota S.V. Palmar Marmeleiro Povo Novo Guaíba Capivari do Sul Reforços na rede da região Sul já estudados + estudos de expansão da interligação S-SE em desenvolvimento: incremento >3.700 MW na capacidade da interligação Fonte EPE PDE 2024

40 EXPANSÃO DAS INTERLIGAÇÕES RESUMO Exportação do Norte/Nordeste para o SE (Recebimento do SE) Ampliação Previsão Acréscimo de capacidade (MW) Recebimento Total do Sudeste (MW) Eixo 500 kv Miracema - Gilbués - Barreiras -Rio das Éguas - Luziânia BIPOLO 1 (Xingu - Estreito) BIPOLO 2 (Xingu - Terminal Rio) Expansão da interligação N-NE SE (cenários extremos de exportação de energia das regiões N e NE) Interligação Norte Nordeste Ampliação Previsão Acréscimo de capacidade (MW) Capacidade Total da Interligação (MW) LT 500 kv P. Dutra - Teresina - Sobral C3 + LT 500 kv Miracema - Gilbués C1 e C Interligação Sudeste Sul Ampliação Previsão Acréscimo de capacidade (MW) Capacidade Total da Interligação (MW) LT 500 kv LT Itatiba - Bateias C1 + Assis - Londrina C Reforços em estudo > > Fonte EPE PDE 2024

41 2.5 - EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA

42 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL SIN Evolução Prevista de LT, em km, por nível de tensão Tensão ±800 kv 750 kv ±600 kv 500 kv 440 kv 345 kv 230 kv TOTAL Existente em 2014* Evolução Evolução Evolução Estimativa * Dados do DMSE/MME Total instalado em 2014 Total previsto em km km km = +63,4% Fonte EPE PDE 2024

43 EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO EVOLUÇÃO FÍSICA DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL SIN Evolução Prevista de Subestações(*), em MVA, por nível de tensão Tensão 750kV 500kV 440kV 345kV 230kV TOTAL Existente em 2014** Evolução Evolução Evolução Estimativa *Inclui os transformadores de fronteira ** Dados do DMSE/MME MVA = +61,6% Fonte EPE PDE 2024

44 2.6 CONCLUSÕES GERAIS PDE 2024

45 PDE 2024 Expansão da Geração concentrada em regiões específicas Eólicas NE e Rio G.do Sul intermitentes e controle reduzido. UHEs maior capacidade região Amazônica fio d água. Biomassa SP/GO/MS safra / fora de safra. Solar dia/noite Expansão da Transmissão Longos troncos de transmissão HVDC (de 1800 a 2500 Km) critério utilizado. Sistema receptores mesma área geo-elétrica / níveis adequados de compensação reativa robusta e viva adequados? Extensa rede HVAC em 500 kv. Fonte EPE PDE 2024

46 3 NOVOS CENÁRIOS

47 Aumento do risco de contingências múltiplas Longos troncos de transmissão (de até 2500 Km) maior exposição a riscos (falhas) Vandalismo / queimadas / chuvas intensas /descargas atmosféricas / vendavais. Atravessam áreas críticas em termos de segurança. Condições ambientais mais severas. Geração eólica compulsória dificuldade na alocação de geração em cargas leve / mínima (despacho geração eólica é prioritário). Cronograma das usinas eólicas (deve ser cumprido) x cronograma da LTs de 500 KV responsáveis pelo escoamento desta geração (grande risco de atraso). Dificuldades operativas cada vez mais complexas Fonte EPE PDE 2024

48 Questões Ambientais e Sociais Não ao projeto Belo Monte

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54 765 kv towers collapsed due to strong winds (Itaipu transmission system)

55 Problema em Portugal Ninhos de cegonhas nas torres de 400kV

56 4 - Desafios / Oportunidades para o Planejamento da Operação

57 4.1 DE ORDEM GERAL Um grande volume de trabalho (além dos novos elos de CC e sistemas receptores, estão previstos Km LTs 500 KV até 2024 sendo mais de km até 2019). Alterações inevitáveis nos cronogramas de obras. Estudos bem mais complexos. Elevado número de alternativas de configuração. Estudos deverão abordar grupos de obras em uma mesma janela temporal Projetos / Trabalho em equipe será fundamental. Diversos trabalhos ao mesmo tempo (subsídios para editais, projetos básicos, PAR/PEL, pré-operacionais, comissionamentos, análise de intervenções, análise de perturbações, etc.). Capacitação da equipe / Planejamento dos trabalhos / Muitas informações novas tratamento e disponibilização das mesmas / Reuniões periódicas de acompanhamento / Divulgação dos resultados.

58 4.2 SEGURANÇA ELÉTRICA A complexidade operativa do SIN está aumentando: novo mix de geração, novos e longos troncos de transmissão notadamente em HVDC / mudanças climáticas. Cronograma de obras de G e T bastante volumoso, com riscos de descompassos e situações operacionais atípicas Sociedade exige maior confiabilidade/segurança/qualidade no suprimento de energia e tarifas módicas. SIN: Robusto / Controlável / Resiliente.

59 4.3 OPERAÇÃO COM VÁRIOS ELOS CC Contextualização Nº total de bipolos no final do período (2024) 10 Itaipu(2) / Madeira(2) / Belo Monte(2) / Tapajós(2) / P. Dutra / Paraupebas. Retrofit bipolos de Itaipu. Mesma área receptora. Operação assíncrona (ligação usina SIN). Operação elo HVDC em paralelo com sistema AC. Possibilidade novas tecnologias (Voltage Source Converter-VSC, Modular Multi-level Converter- MMC). Necessidade de estudos mais complexos exigindo ferramentas computacionais e recursos de simulador compatíveis com estudos / análises a serem feitas. Possibilidade de novas formas de controle sistêmico (controles dos elos de CC com emulação do sistema AC).

60 INTEGRAÇÃO DE NOVOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ( ) Novos bipolos de (HVDC) Porto Velho Tapajós Belo Monte Parauapebas N/SE P. Dutra 2015 P. Velho (RO) Araraquara 2 (SP) Bipolo B. Monte (PA) Estreito (MG) - Licitado 2019 B. Monte (PA) Terminal Rio (RJ) - Licitado Teles Pires (2) (3) Silvânia 2024 Tapajós (PA) Assis II (SP); Tapajós (PA) Londrina (PR) Londrina Itaipu Estreito Araraquara 2 Assis II (3) São Paulo T. Rio Novo Sistema (HVAC) Complementação do sistema Teles Pires 10 bipolos de CC (4 em kV e 6 em kV) 1 sistema de 765 kv (3 circuitos) Interligação N/SE em 500kV (3 circuitos) Interligação Teles Pires em 500 kv (2 circuitos)

61 o INTEGRAÇÃO DE NOVOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO ( ) Teles Pires (2) (3) Silvânia Londrina Itaipu Estreito Araraquara 2 Assis II (3) São Paulo T. Rio

62 4.3 OPERAÇÃO COM VÁRIOS ELOS CC AÇÕES Elaborar estudos para identificar níveis mínimos de curto-circuito nos sistemas receptores de modo a evitar propagação de perturbações - perda de um tronco levar à perda de outro(s). Realizar estudos para análise, diagnóstico e meios de mitigação associados à interações dinâmicas entre as conversoras dos diversos elos de HVDC e destes com a rede AC. Realizar estudos para a otimização da operação através da transferência de energia entre regiões, com análise multi-infeed. Proposta de um plano de ação para realizar a expansão do simulador de corrente contínua (alternativas, custos e prazos), de forma a: Modelagem dos elos existentes e previstos / Ferramentas de análise. Representação adequada de rede AC / equivalentes dinâmicos. Harmonizar a operação dos controladores dos diversos elos será o grande desafio. Analisar o grau de necessidade e definir a filosofia de um controle global, de nível superior, considerando a operação conjunta dos elos de HVDC já existentes e os previstos.

63 4.4 PROTEÇÃO E CONTROLE Aplicação dos conceitos da Norma IEC Contextualização Utilização de fibras óticas em SEs novas e troca de cabos por fibras óticas em SEs existentes por ocasião de ampliação/ retrofit das mesmas. Aplicação de barramentos de processos em subestações (as informações passam a ser digitalizadas e podem ser utilizadas por todos os processos). Permite uma rede única para todos os processos. Ações Aumenta a flexibilidade, com liberdade total, permitindo a utilização de equipamentos de diferentes fabricantes para um mesmo processo). Aplicação na concepção/ implantação de novos SEPs, PPSs / proteção de equipamentos e Proteções sistêmicas. Realizar workshop com agentes de G,T,D, CEPEL e alguns fabricantes para identificar status atual, as perspectivas de evolução a curto e médio prazo no Brasil, no sentido de subsidiar o ONS na atualização dos Procedimentos de Rede, na capacitação da equipe e na elaboração de estudos envolvendo atuação dos dispositivos de P&C. Fonte EPE PDE 2024

64 4.5 INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA AMAZÔNIA (SEM RESERVATÓRIO) 64

65 4.6 Integração da Geração Eólica

66 INTEGRAÇÃO DE RENOVÁVEIS EÓLICAS/SOLARES/BIOMASSA Contextualização Aumento acentuado do montante de geração eólica, localizado principalmente em parte do NE e no RS. A geração eólica é compulsória. Atrasos no cronograma dos sistemas de transmissão pode impactar este tipo de geração. Aspectos regulatórios. Eólicas on-shore e off-shore. Solar pequeno grau penetração. Próximo leilão (previsto para nov/2015) inscritos um total de MW Ações Manter os Procedimentos de Rede permanentemente atualizados de acordo com a evolução tecnológica. Desenvolvimento de estudos para o estabelecimento de critérios, sob o enfoque operativo, dos níveis máximos de geração eólica / geração mínima tradicional, considerando a evolução da transmissão. Propor requisitos mínimos (PR) para a integração da geração solar (Leilões). Tratar a questão da obtenção/confidencialidade dos modelos para estudos. Fonte EPE PDE 2024

67 INTEGRAÇÃO DAS USINAS DA AMAZÔNIA (SEM RESERVATÓRIO) Características do Vento nas Regiões Nordeste e Sul Nordeste - Ventos alísios - Direção predominante sudeste - Constante ao longo do ano Sul - São afetados por diferentes sistemas meteorológicos - Sofrem significativa modificação ao longo do dia

68 A GERAÇÃO EÓLICA COMO FONTE DE ENERGIA Sob o ponto de vista energético a geração eólica trará grandes benefícios para o SIN: Sua produção anual é bastante previsível. Há uma perfeita complementaridade de seu comportamento sazonal com o regime hidrológico das bacias hidrográficas. No dia 22/09/2015, às 08h16min, verificou-se mais um recorde de geração eólica do Subsistema Nordeste: MW, representando 35% da carga deste Subsistema, com um fator de capacidade de 83%.

69 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA Previsibilidade intrinsicamente dependente das condições meteorológicas, conduzindo a investimentos no desenvolvimento de modelos e ferramentas de previsão de ventos. A possibilidade de desconexão de grandes blocos de geração em razão de adversidades meteorológicas: - ventos de rajada (> 25 m/s ~ 90 km/h) - típicas da Região Sul - calmarias (< 3 m/s ~ 10 km/h) - típicas da Região Nordeste

70 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA A geração eólica tem características intermitentes, o que conduz a: - A geração máxima e a mínima podem ocorrer a qualquer momento do dia. - Variações de geração rápidas e significativas que dependem das condições meteorológicas.

71 Requisitos Técnicos para a Conexão Segura de Usinas Eólicas em Redes com Elevado Grau de Penetração Eólica Novos requisitos incorporados pelo ONS aos Procedimentos de Rede e pela ANEEL nos próximos leilões de geração

72 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA A INTEGRAÇÃO DE AEROGERADORES AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL Operação fora das condições nominais de frequência Controle de potência reativa e tensão no Ponto de Conexão Capacidade de fornecimento/absorção de potência reativa fora das Condições nominais de tensão Suportabilidade a subtensões e sobretensões dinâmicas Injeção de corrente reativa durante defeitos Potência de saída durante distúrbios Capacidade de resposta inercial (inércia sintética)

73 4.7 OUTROS ASPECTOS DE SEGURANÇA ELÉTRICA Realizar estudos para análise, diagnóstico e meios de mitigação preventivos e corretivos relativos às possíveis interações dinâmicas entre conversores dos terminais receptores multiinfeed; Implantar a rede de PMUs. Realizar estudos enfocando os riscos de ressonância subsíncronas de usinas termelétricas na região Sudeste, notadamente no Rio de Janeiro

74 4.8 ASPECTOS ASSOCIADOS À RECOMPOSIÇÃO DO SISTEMA Reação da sociedade x Tempo de recomposição

75 RECOMPOSIÇÃO Contextualização Novas subestações secionando LTs existentes. Aumento número de manobras nos corredores de recomposição fluente, com atraso do processo de recomposição fluente. Novos elos HVDC Overlay Grid da Amazônia ao Sudeste. Risco de perda de grandes blocos de potência. Necessidade de manter tempo médio de recomposição aceitável. Ações Trabalhos enfocando a necessidade de incorporação de recursos adicionais nos sistemas receptores, no sentido de possibilitar a participação dos elos HVDC nos processos de recomposição. Verificar a viabilidade de dotar algumas usinas com recursos de autorestabelecimento, notadamente aquelas que auxiliem a utilização dos elos HVDC. Avaliar a utilização das nucleares e de algumas térmicas na recomposição.

76 5 Conclusões

77 CONCLUSÕES O SIN está em fase de transição. Os novos tempos indicam uma maior dificuldade operativa. Embora os novos desafios sejam complexos, tem-se a oportunidade de conceber e implantar novas ações que poderão contribuir de forma positiva para a segurança elétrica do SIN. Maior flexibilidade operativa face às ações de controle do elos de CC (respostas a condições de sub e sobre frequência). Novas formas de controle sistêmico envolvendo os controles dos elos de CC (ajustes dos set point dos elos de CC consideram desempenho rede AC, visando o amortecimento de oscilações eletromecânicas). Análise da necessidade e definição de um controle global, de nível superior, considerando a operação conjunta dos elos de HVDC (existentes/novos). Participação dos elos de CC no processo de recomposição. Desafios/oportunidades estão sempre presentes no Planejamento da Operação. É o nosso dia a dia. Um pensar continuado.

78 DESAFIOS DO AUMENTO DA EXPANSÃO EÓLICA Os sites no Brasil onde há a incidência dos melhores ventos estão localizados no Nordeste e Sul do Brasil. Estas regiões são caracterizadas por uma baixa relação de curto-circuito (SCR) e baixa inércia, muitas vezes necessitando de reforços na rede para o correto desempenho dos aerogeradores; Isso também provoca uma maior variação dos fluxos de potência (em valores absolutos e temporal), devido ao alto grau de expansão eólica - sistemas de transmissão deve ser adaptada a este novo paradigma; Geradores eólicos devem ser capazes de participar do controle de tensão em redes fracas de forma eficiente, mesmo quando produzem pouca ou nenhuma potência ativa; A rede deve estar preparada para lidar com uma quantidade maior de perda de geração, por exemplo, quando o vento em uma determinada área reduz de forma muito rápida; Normalmente os aerogeradores não contribuem para a inércia do sistema.

79 OUTROS DESAFIOS Estudos de sobretensões transitórias em áreas específicas com por exemplo a interligação como o Uruguai, envolvendo a conversora de Melo. Obter uma participação mais intensa nos trabalhos realizados pelo ONS. A Distribuição e a GD Impactos: Controle do fluxo de potência Controle do perfil de tensão SEPs Novas formas de controle do fluxo de potência (transformadores defasadores) Controle mestre dos transformadores defasadores Estudos (equivalentes) Fonte EPE PDE 2024

80 Perguntas? Obrigado pela atenção Paulo Gomes

81 Brazilian Interconnected Power System: main characteristics Example of SPS utilization Wet Period in the Northern Region (Dec. May) System predominantly hydro: 85% Optimization of the energetic resources: high energy transfers among subsystems to take advantage of the hydrological complementarity of the basins SPS are used to overcome transfer constraints One System Operator Energetic surplus at Tucurui Power Plant, due to the very high flows in the Tocantins River, which is coincident with Itaipu Power Plant, located in the Southeast basin. In this scenario, the dispatches of Tucuruí and Itaipu power plants are maximized.

82 SPS of the 765 kv trunk associated to Itaipu The high dispatch at Itaipu leads the power flow at the 765 kv trunk (3 circuits) associated to Itaipu-60 Hz Power Plant to very high values. 322 km 265 km 305 km 3 X1650 MVA 765/512/69 kv 323 km 264 km 304 km 4 X1650 MVA 765/345/20 kv 339 km 272 km 312 km ITAIPU FOZ DO IGUAÇU IVAIPORÃ 3 X1650 MVA 765/512/69 kv ITABERÁ 765 kv 500 kv 345 kv TIJUCO PRETO A SPS was implemented to command the dropping of generating units at Itaipu- 60 Hz in case of single/double/triple contingencies in the 3 sections of this trunk, aiming at avoiding the tripping of the remaining circuit and/or voltage collapse.

83 The Verified Problem Humid Period in the North Region ( Dec May ) Depending on the value of the power flow at the 500 kv North/Southeast interconnection, the generation dropping at Itaipu may lead to the outage of this interconnection by the action of out-of-step protections. Loss of synchronism Consequences: - Low voltage profile - Undamped electromechanical oscillations leading to the tripping of Southeast/South interconnection (Itaipu-60Hz will remain connected to the South) - Southeast / Midwest subsystem collapse

84 The new Special Protection Scheme 3,500 km ( Madrid Moscow ) A new SPS was deployed aiming at minimizing: risks of system collapse cost of thermal generation Action: dropping of 2 generating units at Tucurui Power Plant Event: dropping of 3 or more generating units at Itaipu Power Plant caused by the SPS associated to multiple contingencies in the 765 kv trunk.

85 EXPANSÃO DA GERAÇÃO EÓLICA NA REGIÃO NORDESTE 432 MW 18 MW 59 MW PEDRA DO SAL PRAIA DO MORGADO PRAIA FORMOSA VOLTA DO RIO 542 MW AMONTADA PARACURU TAÍBA ALBATROZ PARQUE EÓLICO DE BEBERIBE FOZ DO RIO CHORÓ PRAIAS DE PARAJURU BONS VENTOS MW 373 MW CANOA QUEBRADA CANOA QUEBRADA (RV) ALEGRIA I MANGUE SECO 1 ENACEL ALEGRIA II MANGUE SECO 2 ICARAIZINHO ARATUÁ MANGUE SECO 3 MIASSABA III MANGUE SECO 5 RIO DO FOGO CABEÇO PRETO CABEÇO PRETO IV MILLENIUM ALBATROZ ATLÂNTICA CAMURIM CARAVELA ALHANDRA PIRAUÁ XAVANTE GRAVATÁ MANDACARU SANTA MARIA MW COELHOS I COELHOS II COELHOS III COELHOS IV MATARACÁ PRESIDENTE VITÓRIA 25 MW 66 MW Araras Boca do Córrego Buriti Cajucoco Cataventos Paracuru 1 Colônia Coqueiro Dunas de Paracuru Embuaca Faisa I Faisa II Faisa III Faisa IV Faisa V Fleixeiras I Garças Guajirú Icaraí 78 MW Icaraí I Icaraí II Ilha Grande Jandaia Jandaia I Junco I Junco II Lagoa Seca Malhadinha I Mundaú Pau Brasil Pau Ferro Pedra do Gerônimo Planalto da Taíba Porto Salgado Potengi Quixaba Ribeirão São Paulo Tacaicó Taíba Águia Taíba Andorinha Trairí Vento do Oeste Vento Formoso Ventos de Horizonte Ventos de Santa Rosa Ventos de Santo Inácio Ventos de São Geraldo Ventos de Sebastião Ventos de Tianguá Ventos de Tianguá Norte Ventos do Morro do Chapéu Ventos do Parazinho Marco dos Ventos 1 Marco dos Ventos 2 Marco dos Ventos 3 Marco dos Ventos 4 Marco dos Ventos 5 Ventos do Norte 1 Ventos do Norte 10 Ventos do Norte 2 Ventos do Norte 3 Ventos do Norte 4 Ventos do Norte 5 Ventos do Norte 6 Ventos do Norte 7 Ventos do Norte 8 Ventos do Norte 9 CAPACIDADE INSTALADA DEZEMBRO DE MW MW (50 CGE) MW (210 CGE) Source: ANEEL Barra dos Coqueiros MACAÚBAS NOVO HORIZONTE SEABRA 35 MW 95 MW MW Alvorada Ametista Angical Borgo Caetité Caetité 2 Caetité 3 Caititu Candiba Coqueirinho Corrupião Cristal Da Prata Dos Araçás Dourados Emiliana Espigão Guanambi Guirapá Igaporã Ilhéus Aratuá 3 Carcará I Areia Branca Carcará II Arizona I Carnaúbas Asa Branca I Costa Branca Asa Branca II Dreen Boa Vista Asa Branca III Dreen Cutia Asa Branca IV Dreen Guajiru Asa Branca V Dreen Olho d'água Asa Branca VI Dreen São Bento do Asa Branca VII Norte Asa Branca VIII Eurus I Caiçara 2 Eurus II Caiçara do Norte Eurus III Calango 1 Eurus IV Calango 2 Eurus VI Calango 3 Famosa I Calango 4 Farol Calango 5 GE Jangada Campos dos Ventos II GE Maria Helena Juremas Inhambu Serra do Joana Espinhaço Licínio de Almeida Sete Gameleiras Maron Tamanduá Mirim Morrão Tanque N. Sra. da Conceição Teiu Pajeú do Vento Ventos do Pedra Branca Nordeste Pedra do Reino Pedra do Reino III Pelourinho Pilões Pindaí Planaltina Porto Seguro Primavera Rio Verde São Judas São Pedro do Lago Seraíma Serra do Salto Lanchinha Macacos Mar e Terra Mel 02 Miassaba 3 Miassaba 4 Modelo I Modelo II Morro dos Ventos I Morro dos Ventos II Morro dos Ventos III Morro dos Ventos IV Morro dos Ventos IX Morro dos Ventos VI Pelado Pedra Preta Reduto Rei dos Ventos 1 Rei dos Ventos 3 Rei dos Ventos 4 Renascença I Renascença II Renascença III Renascença IV Renascença V Riachão I Riachão II Riachão IV Riachão VI Riachão VII Santa Clara I Santa Clara II Santa Clara III Santa Clara IV Santa Clara V Santa Clara VI Santa Helena Santo Cristo São João Serra de Santana I Serra de Santana II Serra de Santana III SM União dos Ventos 1 União dos Ventos 10 União dos Ventos 2 União dos Ventos 3 União dos Ventos 4 União dos Ventos 5 União dos Ventos 6 União dos Ventos 7 União dos Ventos 8 União dos Ventos 9 Ventos de Santo Uriel Ventos de São Miguel SOMENTE EMPREENDIMENTOS COM OUTORGA

86 EXPANSÃO DA GERAÇÃO EÓLICA NA REGIÃO SUL CAPACIDADE INSTALADA DEZEMBRO DE MW Cerro Chato I Cerro Chato II Cerro Chato III Cidreira 1 Palmares Parque Eólico de Osório Parque Eólico de Sangradouro Sangradouro 2 Sangradouro 3 Parque Eólico dos Índios Água Doce Amparo Aquibatã Bom Jardim Campo Belo Cascata Cruz Alta Púlpito Rio do Ouro Salto Santo Antônio 390 MW 231 MW 621 MW (21 CGE) MW Atlântica I Atlântica II Atlântica IV Atlântica V Cerro Chato IV Cerro Chato V Cerro Chato VI Cerro dos Trindade Chuí I Chuí II Chuí IV Chuí V Corredor do Senandes II Corredor do Senandes III Corredor do Senandes IV Dos Índios 2 Dos Índios 3 Fazenda Rosário 2 Força 1 Força 2 Força MW (43 CGE) SOMENTE EMPREENDIMENTOS COM OUTORGA Giruá Ibirapuitã I Minuano I Minuano II Osório 2 Osório 3 Pinhal Pontal 2B REB Cassino I REB Cassino II REB Cassino III Vento Aragano I Verace I Verace II Verace III Verace IV Verace V Verace IX Verace VI Verace VII Verace VIII Verace X Source: ANEEL

87 EVOLUÇÃO DA EXPANSÃO EÓLICA HORIZONTE % Geração Eólica no SIN Usinas Eólicas em Operação no SIN Subsistema Potência Inst. (MW) Sul % Sudeste 29 Nordeste % Total % Março/2015

88 A GERAÇÃO EÓLICA COMO FONTE DE POTÊNCIA Difícil previsibilidade (intrinsicamente dependente das condições meteorológicas), exigindo forte investimento no desenvolvimento de modelos e ferramentas de previsão de ventos. Possibilidade de desconexão de grandes blocos de geração por adversidades meteorológicas: - ventos de rajada (> 25 m/s - 90 km/h) típicas da Região Sul - calmarias (< 3 m/s - 10 km/h) típicas da Região Nordeste Características particulares do Sistema Interligado Nacional: intercâmbio de grandes blocos de energia a longas distâncias, muitas vezes explorando os limites dinâmicos das interligações.

89 A GERAÇÃO EÓLICA COMO FONTE DE POTÊNCIA Grande variabilidade: sua produção máxima pode ocorrer a qualquer hora do dia Forte intermitência: variação instantânea da geração no intervalo de programação

90 A GERAÇÃO EÓLICA COMO FONTE DE POTÊNCIA Difícil previsibilidade (intrinsicamente dependente das condições meteorológicas), exigindo forte investimento no desenvolvimento de modelos e ferramentas de previsão de ventos. Possibilidade de desconexão de grandes blocos de geração por adversidades meteorológicas: - ventos de rajada ( > 25 m/s - 90 km/h) típicas da Região Sul - calmarias ( < 3 m/s - 10 km/h) típicas da Região Nordeste Características particulares do Sistema Interligado Nacional: intercâmbio de grandes blocos de energia a longas distâncias, muitas vezes explorando os limites dinâmicos das interligações.

91 Operação Fora das Condições Nominais de Frequência Desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56 Hz. Operação abaixo de 58,5 Hz por tempo mínimo de 20 segundos. Operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado. Operação acima de 62,5 Hz por tempo mínimo de 10 segundos. Desligamento instantâneo permitido para operação acima de 63 Hz.

92 Controle de Potência Reativa e Tensão no Ponto de Conexão Da pesquisa realizada junto aos operadores de sistema, extraímos, a título de ilustração, os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Reino Unido (National Grid), França (RTE), Alemanha (50Hz) e Bélgica (Elia).

93 Controle de Potência Reativa e Tensão no Ponto de Conexão Requisito mínimo para o SIN: No ponto de conexão de suas instalações de uso restrito às instalações de transmissão, a central de geração eólica deve propiciar os recursos necessários para operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na figura abaixo. Nas condições em que os aerogeradores não estejam produzindo potência ativa, a central de geração eólica deverá ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito mínimo de propiciar injeção/absorção nula no ponto de conexão, como indicado na figura acima (instalação de bancos de capacitores, reatores, compensadores estáticos, etc.).

94 Requisito mínimo para o SIN: Controle de Potência Reativa e Tensão no Ponto de Conexão O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor da central de geração, visando a contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. A central de geração deve ser capaz de prover um controle contínuo da tensão em seu ponto de conexão, com uma tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal e um estatismo (droop) ajustável numa faixa entre 2 e 7% (com uma resolução de 0,5%). Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados anteriormente.

95 Capacidade de fornecimento/absorção de potência reativa fora das condições nominais de tensão Da pesquisa realizada junto a operadores de sistema, extraímos, a título de ilustração, os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Reino Unido (National Grid), França (RTE), Alemanha (50Hz), Bélgica (Elia) e África do Sul (ESKOM).

96 Requisito mínimo para o SIN: Controle de Potência Reativa e Tensão no Ponto de Conexão O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor da central de geração, visando a contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. A central de geração deve ser capaz de prover um controle contínuo da tensão em seu ponto de conexão, com uma tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal e um estatismo (droop) ajustável numa faixa entre 2 e 7% (com uma resolução de 0,5%). Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados anteriormente.

97 Controle de Potência Reativa e Tensão no Ponto de Conexão Requisito mínimo para o SIN: O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor da central de geração, visando a contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência. A central de geração deve ser capaz de prover um controle contínuo da tensão em seu ponto de conexão, com uma tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal e um estatismo (droop) ajustável numa faixa entre 2 e 7% (com uma resolução de 0,5%). Em função das necessidades do sistema, a central de geração poderá ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência na conexão de suas instalações de uso restrito, em qualquer dos pontos indicados anteriormente.

98 Capacidade de fornecimento/absorção de potência reativa fora das condições nominais de tensão Requisito mínimo para o SIN:

99 Suportabilidade a Subtensões e Sobretensões Dinâmicas Da pesquisa realizada junto a operadores de sistema, extraímos, a título de ilustração, os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Reino Unido (National Grid), França (RTE), Alemanha (50Hz), Bélgica (Elia) e África do Sul (ESKOM).

100 Suportabilidade a Subtensões e Sobretensões Dinâmicas Da pesquisa realizada junto a operadores de sistema, extraímos, a título de ilustração, os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Reino Unido (National Grid), França (RTE), Alemanha (50Hz), Bélgica (Elia) e África do Sul (ESKOM).

101 Suportabilidade a Subtensões e Sobretensões Dinâmicas Requisito mínimo para o SIN:

102 Injeção de Corrente Reativa Durante Defeitos Atualmente, além do requisito de suportabilidade a subtensões durante defeitos (fault ride-through) sem desconexão da rede, os aerogeradores estão sendo solicitados a contribuir com a injeção de corrente reativa para a melhoria da recuperação da tensão. Da pesquisa realizada junto a operadores de sistema, extraímos, a título de ilustração, os requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede da Espanha (REE), Alemanha (50Hz) e África do Sul (ESKOM).

103 Injeção de Corrente Reativa Durante Defeitos Requisito mínimo para o SIN: Caberá ao ONS a responsabilidade de instruir a ativação deste recurso e de definir o valor de K (inclinação da reta) a ser utilizado em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas.

104 Potência de Saída Durante Distúrbios Requisito mínimo para o SIN: a) A potência de saída da central geradora deve recuperar-se a 85% do valor préfalta em não mais de 4 segundos após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. b) Caberá ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. c) Para tensões no correspondente ponto de conexão das instalações de uso restrito da central geradora eólica entre 0,90 e 1,10 pu não será admitida redução na potência de saída na faixa de frequências entre 58,5 e 60,0 Hz. d) Para frequências na faixa entre 57 e 58,5 Hz é admitida redução na potência de saída de até 10%.

105 Capacidade de Resposta Inercial: Inércia Sintética A penetração em larga escala das centrais geradoras eólicas tem trazido para os operadores de sistema em todo o mundo uma nova preocupação sob o ponto de vista da segurança sistêmica: por estarem conectadas através de conversores, elas não contribuem para a inércia do sistema. No subsistema Nordeste e no subsistema Sul, onde está prevista uma elevada penetração das centrais eólicas, esta característica representa uma grande ameaça à segurança do sistema quando de distúrbios que provoquem acentuadas subfrequências, resultando certamente num aumento da possibilidade de atuações do Esquema Regional de Alívio de Carga.

106 Capacidade de Resposta Inercial: Inércia Sintética A penetração em larga escala das centrais geradoras eólicas tem trazido para os operadores de sistema em todo o mundo uma nova preocupação sob o ponto de vista da segurança sistêmica: por estarem conectadas através de conversores, elas não contribuem para a inércia do sistema. No subsistema Nordeste e no subsistema Sul, onde está prevista uma elevada penetração das centrais eólicas, esta característica representa uma grande ameaça à segurança do sistema quando de distúrbios que provoquem acentuadas subfrequências, resultando certamente num aumento da possibilidade de atuações do Esquema Regional de Alívio de Carga.

107 Capacidade de Resposta Inercial: Inércia Sintética Requisito mínimo para o SIN: Os aerogeradores de centrais geradoras com potência instalada superiores a 10 MW deverão dispor de controladores sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética) através de modulação transitória da potência de saída, contribuindo com pelo menos 10% de sua potência nominal ( power boost ), em não mais do que 350 ms, por um período mínimo de 5 segundos, quando em regime de subfrequência e sobrefrequência para desvios de frequência superiores a 0,15 Hz. A provisão de inércia sintética deverá ser habilitada sempre que a potência ativa do aerogerador seja de pelo menos 10% de sua potência nominal. Obs.: O ONS vem desenvolvendo reuniões com os grandes fabricantes para avaliar a razoabilidade destes requisitos.

108 Capacidade de Resposta Inercial: Inércia Sintética A penetração em larga escala das centrais geradoras eólicas tem trazido para os operadores de sistema em todo o mundo uma nova preocupação sob o ponto de vista da segurança sistêmica: por estarem conectadas através de conversores, elas não contribuem para a inércia do sistema. No subsistema Nordeste e no subsistema Sul, onde está prevista uma elevada penetração das centrais eólicas, esta característica representa uma grande ameaça à segurança do sistema quando de distúrbios que provoquem acentuadas subfrequências, resultando certamente num aumento da possibilidade de atuações do Esquema Regional de Alívio de Carga.

109 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA Geração Eólica no Subsistema Nordeste em 2014 (MWmed)

110 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA Geração Eólica no Subsistema Sul em 2014 (MWmed)

111 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA Estas características conduzem aos seguintes desafios: 1. Aprimoramento dos métodos e ferramentas utilizados no Planejamento e na Programação Eletroenergética. Nos Planejamentos Energéticos Anual PEN e Mensal PMO Em atendimento Resolução Normativa nº 476/2012, de 13 de março de 2012 (complementar à RN 440/2011 e Ofício SRG/ANEEL nº 068/2012), o montante mensal de geração eólica considera a média histórica em janela móvel 5 anos. Obs.: Para usinas em expansão, considera-se um fator de capacidade, calculado a partir da média histórica das usinas eólica da região. Na Programação Diária da Operação Eletroenergética É feita a consolidação dos programas de geração dos Agentes com base nos valores verificados, nas previsões meteorológicas e modelos de previsão de geração eólica.

112 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA 1. Aprimoramento dos métodos e ferramentas utilizados no Planejamento e na Programação Eletroenergética (cont.) : Desenvolvimento do Sistema de Geração Eólica SGE: plataforma de dados eólicos observados e previstos que subsidia a programação diária de geração eólica; : Desenvolvimento do Modelo de Previsão de Geração de Energia de Parques Eólicos da Região Nordeste - PrevEOL (UFPE/FADE); : Consultoria Técnica do INESC/Porto, Portugal para avaliação do trabalho desenvolvido pela UFPE; : Desenvolvimento do Modelo de Previsão de Geração de Energia de Parques Eólicos Neuro_Eólica (UPE/Policonsult); : Contratação da Meteologica para o fornecimento da previsão da geração eólica a partir de janeiro/2015; : Desenvolvimento do Sistema de Gestão de Dados e Previsão de Geração Eólica SGDPE; : Incorporação da variável chuva nos modelos de previsão de geração eólica.

113 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA 1. Aprimoramento dos métodos e ferramentas utilizados no Planejamento e na Programação Eletroenergética (cont.)

114 GERAÇÃO EÓLICA PROGRAMADO X VERIFICADO DIA 06/04/2015 A FSENE foi fechada com redução de transferência de energia para a Região SE/CO FSENE Fechado Limite RNE = MW FSENE Aberto Limite RNE = MW

115 CARACTERÍSTICAS INTRÍNSECAS À GERAÇÃO EÓLICA 2. As características associadas às rápidas e significativas variações das eólicas conduzem à necessidade de se equacionar impactos operacionais tais como: Superação dos limites operacionais de linhas de transmissão e equipamentos; Superação dos limites do sistema elétrico em uma da área ou região; Problemas de estabilidade e de controle de tensão; Problemas de estabilidade dinâmica e de controle de frequência; Qualidade de potência e de penetração de harmônicos no ponto de conexão; Fenômenos de transitórios eletromagnéticos (TEM).

116 ANÁLISE DAS CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO RISCO DE DÉFICIT (%) 5,0% Fonte EPE PDE 2024