DESAFIOS DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL COM O AUMENTO DAS FONTES RENOVÁVEIS INTERMITENTES Abril/2014
Dificuldades no Processo de Implantação dos Empreendimentos de Transmissão 2
Inviabilidade dos prazos indicados nos editais dos leilões de transmissão, não aderentes a complexidade de implantação desse tipo de empreendimento: Diversamente dos leilões de energia eólica, os leilões de transmissão são realizados sem a licença prévia, consumindo parte significativa do prazo para a implantação dos empreendimentos; Os órgãos licenciadores ambientais não conhecem e nem reconhecem o Relatório R3, que apresenta as características socioambientais nos leilões dos empreendimentos de transmissão; A obtenção da anuência do IPHAN para implantação do empreendimento tem tido uma influência significativa no processo de licenciamento dos empreendimentos. 3
Inviabilidade dos prazos indicados nos editais dos leilões de transmissão, não aderentes a complexidade de implantação dos empreendimentos de transmissão: Os leilões ocorridos em 2010 e 2012, referentes aos empreendimentos de transmissão previam um prazo de 18 meses; A partir de 2013, editais passaram a estabelecer prazos para implantação de até 42 meses. 4
Leilões até 2012 e Licenciamento Incompatibilidade dos Prazos LI LO Contrato Concessão LP Início da Obra Entrada em operação 16 meses 4 meses Licenciamento 12 meses Execução da Obra 18 meses prazo considerado nos Leilões 32 meses prazo total 5
Agentes Envolvidos no Licenciamento Ambiental FUNAI DNPM IBAMA COMAR ICMBio Fundação Palmares IPHAN Prefeituras ANA INCRA Orgãos Licenciadores Estaduais 6
Dificuldades do Licenciamento Ambiental Ao longo do processo de implantação dos empreendimentos novos requisitos ambientais são agregados, introduzindo incertezas e elevado risco de não atendimento dos cronogramas; As demandas ambientais estão sendo cada vez mais complexas e caras; A prioridade do licenciamento é definida de acordo com os critérios dos órgãos licenciadores; Diferentes procedimentos adotados pelos órgãos licenciadores. 7
Dificuldades do Licenciamento Ambiental Ausência de articulação dos órgãos licenciadores estaduais e municipais com os órgãos da administração federal envolvidos no licenciamento ambiental (IPHAN, FUNAI, Fundação Cultural Palmares, DNPM, INCRA, ICMBio); Exigência de regularização fundiária no processo de licenciamento. Na região Nordeste os pequenos proprietários de terras, por fatores econômicos e até culturais, não regularizam suas terras; O empreendedor assume todo o risco do processo considerando as exigências e as demoras imprevisíveis e fora de seu controle. 8
Inadequação na lógica de conexão da geradora eólica ao sistema de transmissão nos leilões anteriores a 2013: Nos leilões de 2010 a 2012, os prazos para conclusão das instalações de transmissão foram fixados em função do cronograma de implantação dos parques associados, de forma que houve um comprometimento do prazo necessário para a implantação do sistema de transmissão; A partir de 2013, os leilões de energia eólica estabeleceram que os parques eólicos já deveriam apresentar as condições de conexão às instalações de transmissão existentes ou em implantação até 2015, sendo o acesso ao sistema de transmissão de responsabilidade integral do gerador eólico. 9
Aspectos Sistêmicos Associados ao Aumento de Fontes Intermitentes na Região Nordeste 10
Aspectos Sistêmicos Associados ao Aumento de Fontes Intermitentes na Região Nordeste 11
Matriz Elétrica do Nordeste em 2016 Geração MWinst Hidráulica 10.841,00 Termelétricas* 7.635,00 Eólica 7.490,20 *Excluindo as Térmicas da Bertin e Multiner com graves atrasos de implantação (3.200MW). 12
Total Habilitado de Eólica no NE até 2018 MW 4.656,00 2.491,00 1.547,00 741 508 208 10.151,00 13
A integração de grandes blocos de fontes de energia renováveis intermitentes representa um grande desafio tecnológico do ponto de vista da operação do sistema interligado. Dois aspectos relacionados com a segurança do sistema devem ser detalhadamente avaliados: Recursos para o controle de frequência em regime dinâmico e permanente; Limites de geração em função da estabilidade de tensão da rede. 14
Recursos para o controle de frequência em regime permanente e dinâmico 15
O crescimento da participação da geração renovável intermitente na geração total do sistema Nordeste, especialmente em determinados cenários hidrológicos do Rio São Francisco, pode levar a uma redução significativa da inércia do sistema e da reserva primária para controle de frequência, podendo levar a um aumento das variações de frequência durante perturbações, excedendo limites seguros. 16
Limites de Variação de Frequência Limites dos Procedimentos de Rede Sobrefrequência: Máxima = 63Hz Tempo acima de 61,5Hz < 10s Subfrequência: Mínima = 57Hz (com ERAC) Tempo abaixo de 58,5Hz < 10s Desligamentos descontrolados de geradores, cargas e equipamentos de transmissão EAG ERAC Danificação de equipamentos 17
Estudo de Caso: NE Exportador Limite (%) 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 66Hz 63Hz Limite de Exportação NE Carga leve com geração eólica máxima 47,3% 21,5% Limite em % do limite ONS 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Ano 66Hz: Riscos de desligamentos descontrolados de geradores e danificação de equipamentos. A implantação do EAG-NE permite ganhos de limite Ano Limite 63Hz Limite 66Hz Limite ONS 2013 1800 4500 4500 2016 1270 2790 5900 2023 1490 3400 5900 18
Estudo de Caso: NE Importador 110 100 90 Limites de Importação NE Carga leve com geração hidráulica mínima Com corte de carga (30% NE) Limite (% do limite ONS) 80 70 60 50 40 30 83% Sem corte de carga NE 20 10 25,6% 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Ano Ano Limite para frequência mínima 57Hz Limite Sem corte de Com corte de ONS carga NE carga NE (ERAC) 2013 1660 4170 4200 2016 1280 4170 5000 2023 1450 4230 5000 19
Conclusões Tendência de degradação do controle dinâmico da frequência do sistema Nordeste ao longo do período 2013-2023; Aumento significativo das variações de frequência durante perturbações, podendo exceder limites seguros nos casos mais severos; O crescimento da participação da geração eólica na geração total do sistema Nordeste pode levar a uma redução significativa da inércia do sistema e da reserva primária para controle de frequência; Caso não sejam adotadas outras medidas, poderá haver necessidade de aumento do montante de corte de cargas pelo ERAC e de limitação dos níveis de intercâmbio (NE importador e exportador). Tendência de aumento dos riscos de desligamentos descontrolados de geradores e cargas; Os anos 2014-2016 devem ser os mais críticos do período analisado. Essa tendência pode ser progressivamente amenizada em função do crescimento da demanda e de participação de geração térmica complementar; 20
Com o aumento da participação das fontes renováveis intermitentes na matriz energética, será necessário adequar/rever as estratégias e práticas de controle adotadas na operação do sistema de transmissão. Controle Dinâmico da Frequência IMPACTO % Fontes renováveis Reserva primária (Reguladores) Limites de intercâmbio ERAC EAG Potência sincronizada (Inércia) 21
PRINCIPAIS PONTOS Variações de frequência excessivas podem comprometer o desempenho e a vida útil das instalações de transmissão; É importante que as fontes renováveis participem do controle de frequência e/ou resposta inercial do sistema (Necessário incluir requisitos nos Procedimentos de Rede); Estudos, concepção e dimensionamento de um esquema automático de alívio de geração (EAG) para a região Nordeste. 22
Limites de geração em função da estabilidade de tensão da rede 23
A análise dos limites de geração com foco na estabilidade de tensão da rede objetiva: Verificar as margens de segurança do sistema considerando a inserção de novos parque geradores; Avaliar a potência que pode ser despachada no sistema sem ocasionar instabilidade de tensão; Verificar a contingência crítica que define a margem de segurança do sistema para o montante de geração despachada. 24 24
METODOLOGIA DE ANÁLISE A metodologia de análise consiste em avaliar a capacidade da rede existente para escoamento de novas fontes de energia em condições normais e em contingência, sem comprometer a segurança do sistema (Curva PV). Tensão [pu] 1,0100 1,0000 0,9900 0,9800 0,9700 0,9600 0,9500 0,9400 0,9300 0,9200 0,9100 0,9000 0,8900 0,8800 0,8700 0,8600 17 52 88 123 158 194 229 264 299 335 370 405 441 476 511 547 582 617 170 Geração Eólica [MW] 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 25
Estudo de Caso Região deverá operar com restrição ao despacho nominal dos parques eólicos, pois apresenta uma margem de segurança estática negativa da ordem de 37 MW para uma potência nominal de 335 MW. Ponto de operação inseguro, com risco de colapso de tensão na área. 26
Estudo de Caso (Curva PV) Margem de Segurança Estática -Tensão 230 kv Tensão [pu] 1,0100 1,0000 0,9900 0,9800 0,9700 0,9600 0,9500 0,9400 0,9300 0,9200 0,9100 0,9000 0,8900 0,8800 0,8700 0,8600-37 MW Despacho Nominal (335 MW) 17 52 88 123 158 194 229 264 299 335 370 405 441 476 511 547 582 617 Geração Eólica [MW] 27
Impactos nas Instalações de Transmissão (RB/DIT) Associados ao Aumento de Fontes Renováveis Intermitentes 28
A entrada em operação de um novo gerador altera as características elétricas da operação do sistema acessado. Como resultado, pode ocorrer uma elevação das sobretensões e sobrecorrentes transitórias resultantes de manobras ou perturbações nos sistemas de T&D acessados. A experiência da Chesf indica que os impactos na operação e na disponibilidade (PV) das instalações acessadas, tanto na RB quanto nas DIT, podem não ser desprezíveis e devem ser avaliados já na fase de planejamento e projeto do empreendimento. 29
POSSÍVEIS IMPACTOS Necessidades de adequações nas proteções intrínsecas dos equipamentos e linhas de transmissão; Aumento das solicitações transitórias impostas aos equipamentos (TRV em disjuntores, sobretensões e sobrecorrentes transitórias); Alteração do regime de operação (número de manobras de reatores e bancos de capacitores, regime de sobrecarga, etc); 30
Obrigado! Murilo S. Lucena Pinto mspinto@chesf.gov.br 55-81-3229.2567