Submódulo Controle da geração em operação normal

Submódulo 10.6 Controle da geração em operação normal Rev. Nº. 0.1 0.2 0.3 1.0 Motivo da revisão Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Esta revisão tem como motivo a adequação à nova estrutura do Manual dos Procedimentos da Operação e dos demais Procedimentos de Rede. Atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 115, de 29 de novembro de 2004. Versão decorrente da Audiência Pública nº 049/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. Data de aprovação pelo ONS Data e instrumento de aprovação pela ANEEL Dez 98 10/02/1999 Resolução nº 025/99 Jun/01 18/12/2003 Resolução nº 675/03 03/10/2005 17/06/2009 25/09/2007 Resolução Autorizativa nº 1051/07 05/08/2009 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: http://www.ons.org.br

1 INTRODUÇÃO... 3 2 OBJETIVOS... 3 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO... 3 4 RESPONSABILIDADES... 3 4.1 DO CENTRO NACIONAL DE OPERAÇÃO DO SISTEMA CNOS... 3 4.2 DOS CENTROS REGIONAIS DE OPERAÇÃO DO SISTEMA COSR... 4 4.3 DOS AGENTES DE GERAÇÃO... 5 4.4 DOS AGENTES DE TRANSMISSÃO... 6 4.5 DOS AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO... 6 5 PREMISSAS... 6 6 DIRETRIZES... 7 7 CRITÉRIOS... 8 7.1 FREQÜÊNCIA NOMINAL DO SISTEMA... 8 7.2 AJUSTES DOS REGULADORES DE VELOCIDADE DAS UNIDADES GERADORAS... 8 7.3 CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO CAG... 8 7.4 OPERAÇÃO DAS ÁREAS DE CONTROLE... 9 7.5 CONTROLE DO BIAS EM TEMPO REAL... 9 7.6 EXECUÇÃO DAS REPROGRAMAÇÕES DE GERAÇÃO E INTERCÂMBIOS... 9 7.7 RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA... 10 ANEXO 1... 11 ANEXO 2... 12 ANEXO 3... 13 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/17

1 INTRODUÇÃO 1.1 O controle de geração em operação normal é uma atividade de tempo real cujo principal produto é a geração, de forma otimizada, da energia elétrica a ser disponibilizada para os agentes de distribuição, consumidores livres e interligações internacionais. Nesse processo observam-se os procedimentos estabelecidos nas instruções de operação e segue-se o Programa Diário de Produção PDP. 1.2 O módulo e os submódulos aqui mencionados são: (a) Submódulo 10.4 Elaboração do Programa Diário da Operação; (b) Submódulo 10.21 Instruções de operação e mensagens operativas; (c) Módulo 21 Estudos para reforço da segurança operacional elétrica, controle sistêmico e integração de instalações; e (d) Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos. 2 OBJETIVOS 2.1 O objetivo deste submódulo é estabelecer premissas, diretrizes, critérios e responsabilidades para o controle da geração, o controle da reserva de potência operativa e para o Controle Automático de Geração CAG na rede de operação. 2.2 Nesse processo são executados: (a) controle da geração programada e as reprogramações realizadas por razões eletroenergéticas; (b) controle das usinas despachadas centralizadamente; (c) controle automático de geração; (d) manutenção da freqüência; (e) controle do intercâmbio entre áreas de controle da rede de operação; e (f) controle de intercâmbio nas interligações internacionais. 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. 4 RESPONSABILIDADES 4.1 Do Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS (a) Coordenar, supervisionar e controlar: ações para o cumprimento do Programa Diário de Operação PDO e de suas reprogramações e da alocação da reserva de potência operativa; (ii) ações para garantir a constante otimização energética e a segurança operacional do sistema; Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/17

(iii) ações para a manutenção da freqüência nominal (60Hz); (iv) ações para o controle do intercâmbio entre áreas de controle da rede de operação; e (v) ações para o controle de intercâmbio nas interligações internacionais; (vi) ações para a realização da comprovação de disponibilidade solicitada em tempo real de unidade geradora de usinas despachadas centralizadamente após a ocorrência de indisponibilidade por desligamento programado ou forçado, (b) Coordenar e supervisionar: a conversão de unidades geradoras para compensador síncrono, a reversão para gerador, a inserção e retirada de unidades geradoras da operação e do controle conjunto de unidades geradoras; (ii) ações para a operação dos CAG; (iii) ações para redução e elevação de geração nas usinas integradas; reduções e elevações de geração nas usinas com despacho centralizado que não estejam conectadas a um CAG; (iv) ações para o controle do intercâmbio entre áreas de controle da rede de operação; (v) ações para manutenção da freqüência nominal (60 Hz) (vi) manobras nas instalações da rede de operação sistêmica realizadas para viabilizar as reprogramações de geração; e (vii) reprogramações de geração realizadas para viabilizar as manobras nas instalações da rede de operação sistêmica ou rede de operação regional local; (c) Coordenar e supervisionar as ações para a execução do PDO. (d) Supervisionar: as manobras nas instalações da rede de operação regional/local realizadas para viabilizar as reprogramações de geração. 4.2 Dos Centros Regionais de Operação do Sistema COSR (a) Coordenar, supervisionar e controlar: a execução do PDO, referente à rede de operação regional/local na sua respectiva área de atuação, registrando as alterações e dificuldades encontradas; e (ii) as manobras nas instalações da rede de operação regional/local realizadas para viabilizar as reprogramações de geração.. (b) Supervisionar e controlar: as ações para o cumprimento do PDO, de suas reprogramações, para o controle e alocação da reserva de potência operativa; (ii) as reprogramações de geração para viabilizar as manobras nas instalações da rede de operação sistêmica ou da rede de operação regional/local; (iii) as reduções e elevações de geração nas usinas integradas, a conversão para compensador síncrono, a reversão para gerador, a inserção e a retirada de unidades geradoras da operação e do controle conjunto; (iv) reduções e elevações de geração nas usinas com despacho centralizado que não estejam conectadas a um CAG. Os agentes da operação envolvidos devem ser informados dos motivos dessas reduções ou elevações; Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 4/17

(v) as manobras nas instalações da rede de operação sistêmica realizadas para viabilizar as reprogramações de geração ou vice-versa; (vi) as ações para manutenção da freqüência nominal (60 Hz). Essas ações são determinadas aos agentes de geração que tenham unidades geradoras não conectadas ao CAG; (vii) ações para o controle do intercâmbio entre áreas de controle da rede de operação; e (viii) ações para o controle de intercâmbio nas interligações internacionais. (ix) ações para a realização da comprovação de disponibilidade solicitada em tempo real de unidade geradora de usinas despachadas centralizadamente após a ocorrência de indisponibilidade por desligamento programado ou forçado, (c) Supervisionar, controlar, comandar e executar: as ações para manutenção da freqüência na faixa de controle estabelecida, em relação à freqüência nominal (60 Hz), via operação de CAG; (ii) a operação do CAG; e (iii) as reduções e elevações de geração nas usinas com despacho centralizado conectadas a um CAG; (iv) as reprogramações de intercâmbio; (d) Informar ao CNOS: (ii) as limitações em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, as manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; as indisponibilidades de geração, os horários de início e término das intervenções em unidades geradoras e as limitações em unidades geradores que impliquem em restrições de geração em sua área de atuação; e (iii) as variações de carga em sua área de controle que afetam a freqüência do sistema. 4.3 Dos agentes de geração (a) Executar as ações previamente determinadas no PDO. (b) Supervisionar, comandar e executar: as partidas, o sincronismo e as paradas das unidades geradoras; (ii) a inserção e a retirada de unidades geradoras no controle conjunto da usina; (iii) a conversão de unidades geradoras para compensadores síncronos e a reversão para gerador; (iv) as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS; e (v) as elevações e reduções de geração nas usinas com despacho centralizado que não estejam conectadas a um CAG, para cumprimento do PDO, para contingências na rede de operação e para controle da reserva de potência operativa. Tais elevações e reduções são realizadas para atender a determinações do COSR com o qual o agente se relaciona; (c) Informar ao COSR com o qual se relaciona: Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 5/17

as indisponibilidades das unidades geradoras, os horários de início e término das intervenções em unidades geradoras e as limitações em unidades geradoras que impliquem restrições de geração em sua área de atuação; (ii) as indisponibilidades ou limitações, já ocorridas ou prestes a ocorrer, em unidades geradoras de qualquer usina integrada e não previstas no PDO (iii) o valor da disponibilidade de geração nas unidades geradoras de suas usinas. (d) Solicitar em tempo real a realização da comprovação de disponibilidade de geração de unidade geradora de usinas despachadas centralizadamente após a ocorrência de indisponibilidade por desligamento programado ou forçado. 4.4 Dos agentes de transmissão (a) Supervisionar, comandar e executar as mudanças de topologia da rede de operação determinadas pelo ONS para viabilizar o cumprimento do PDO e de suas reprogramações. (b) Informar aos COSR: as limitações em equipamentos de transmissão, os horários de início e término das intervenções, as manobras e ocorrências no sistema de transmissão que impliquem restrições de geração em sua área de atuação; e (ii) as indisponibilidades ou limitações em equipamentos de seu conhecimento que possam limitar a geração de usina integrada, previstas ou não, já ocorridas ou prestes a ocorrer. 4.5 Dos agentes de distribuição (a) Supervisionar, comandar e executar, na sua rede de operação, as mudanças de topologia da rede determinadas pelo ONS. (b) Informar aos COSR as variações de carga que afetem a freqüência do sistema. (c) Informar aos agentes de geração as indisponibilidades ou limitações de equipamentos ou linhas de seu conhecimento, já ocorridas ou prestes a ocorrer, previstas ou não, que possam limitar a geração das usinas despachadas centralizadamente. 5 PREMISSAS 5.1 O Sistema Interligado Nacional SIN está dividido em áreas de controle de freqüência e intercâmbio. Cada uma dessas áreas está sob a responsabilidade de um centro de operação do ONS. 5.2 A operação dos Controles Automáticos de Geração CAG, a geração das usinas da rede de operação não ligadas a um CAG e reserva de potência operativa, são coordenadas pelo CNOS. 5.3 Os COSR dispõem de equipamento de CAG e executam o controle automático da freqüência e do intercâmbio em sua área, por meio de ações de comando para elevar ou reduzir a potência gerada pelas unidades ou usinas em regulação secundária. 5.4 A geração das usinas da rede de operação não ligadas a um CAG é controlada pelos centros de operação do ONS. Os comandos e execuções da operação para elevar e reduzir a geração são efetuados pelos agentes de geração proprietários da usina de forma direta ou por meio de órgão designado como executor da operação. 5.5 Os valores programados de intercâmbio entre as áreas de controle dos COSR, bem como os valores de geração nas usinas e da reserva de potência operativa necessários para a realização Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 6/17

do controle da geração em operação normal são definidos conforme processo descrito no Módulo 8 e servem de subsídio para o PDO, elaborado de acordo com Submódulo 10.4. 5.6 Cada área de controle é programada e operada de maneira a ter, a todo instante, capacidade suficiente para atender, na freqüência programada, sua carga, o intercâmbio programado e a reserva de potência. 5.7 Cada área de controle opera seu sistema de tal forma que seu intercâmbio líquido com o SIN coincida com o valor programado, excluído o desvio provocado pela responsabilidade de BIAS (ver Anexo 2), que corresponde à sua obrigação na regulação primária da freqüência. 5.8 As usinas com despacho centralizado da rede de operação operam com uma reserva de potência operativa (ver Anexo 3) para regulação da freqüência e para cobrir saídas não programadas de unidades geradoras. Os valores de reserva a serem mantidos são aqueles disponibilizados no PDO, elaborado em conformidade com o estabelecido no Submódulo 10.4. 5.9 As programações elétrica, energética e hidráulica para o dia seguinte, aí incluídas as intervenções na rede de operação, são elaboradas em conformidade com o estabelecido no Submódulo 10.4. 6 DIRETRIZES 6.1 Os COSR devem programar no CAG o despacho de geração das usinas despachadas centralizadamente, conforme previsto no PDO e descrito no Submódulo 10.4, e devem acompanhar os valores de geração realizados, comparando-os permanentemente com os valores previstos neste programa. 6.2 Os COSR devem providenciar, em tempo real e sob coordenação do CNOS, a reprogramação do despacho de geração em sua área de controle, quando de desvios ocasionados por variações de carga, desligamentos não programados ou quaisquer outras necessidades operativas no sistema que inviabilizem o cumprimento do PDO. 6.3 As reprogramações para evitar ou corrigir violações de limites elétricos têm prioridade em relação às ações para a otimização energética. 6.4 Uma usina despachada centralizadamente pode ser redespachada para atendimento a compromissos decorrentes do uso múltiplo das águas. Nesse caso, o agente de geração repassa a necessidade ao centro de operação ONS com o qual se relaciona, para as providências de reprogramação. 6.5 Alterações feitas pelas equipes de tempo real, ao longo da jornada diária, durante a execução do PDO, devem ser registradas como reprogramação. As alterações ocorridas durante perturbações não necessitam ser registradas. O registro da reprogramação deve conter os motivos, os horários de alteração e de retorno à programação normal, os agentes envolvidos, os executores e as repercussões sobre a operação da rede de operação. 6.6 Na execução do PDO, os centros de operação do ONS devem registrar os desvios decorrentes do não cumprimento das recomendações operativas para as intervenções na rede de operação. 6.7 O redespacho de uma usina despachada centralizadamente conectada em instalações não integrantes da rede básica nem da rede complementar, em condições de emergência na rede elétrica à qual essa usina se conecta, é feito pelo agente de geração mediante solicitação do agente de transmissão ou de distribuição responsável pela operação dessa rede e posteriormente informado ao centro de operação do ONS responsável pelo despacho de geração da usina integrada em questão. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 7/17

6.8 Os COSR devem operar suas áreas de controle de maneira a não transferir para o SIN a sua responsabilidade de regulação. 6.9 Para os casos em que houver anormalidades no sistema de CAG de um COSR, devem-se adotar configurações diferenciadas entre as áreas de controle, conforme estabelecido em instrução de operação e sob coordenação do CNOS. 6.10 Em grandes perturbações no sistema que resultem em separação de áreas ou regiões e ilhamentos, com desligamento do CAG devido a desvio de freqüência, a operação de restauração do CAG é executada pelos centros do ONS, conforme estabelecido em instrução de operação e sob coordenação do CNOS. 6.11 As mudanças de modalidade de controle do CAG, decorrentes da indisponibilidade desse sistema e das telemedições relacionadas, são executadas pelos centros de operação do ONS, conforme estabelecido em instrução de operação e sob coordenação do CNOS. 6.12 Cada COSR deve manter nas unidades geradoras sob CAG os valores recomendados de reserva secundária para elevação de geração (R2e) e da reserva secundária para a redução de geração (R2r) (ver Anexo 3). 6.13 A reserva complementar (R4) (ver Anexo 3) deve ser, sempre que necessário, solicitada pelo CNOS a todos os agentes de geração, por intermédio dos centros regionais do ONS. 6.14 Em condições de indisponibilidade de longa duração, com previsão de corte de carga, esse corte de carga deve ser minimizado, com manutenção apenas da reserva mínima necessária para manter em operação o CAG nas áreas de controle. Os valores mínimos de reserva e os montantes de redução de carga estão definidos em instruções de operação. 7 CRITÉRIOS 7.1 Freqüência nominal do sistema 7.1.1 A freqüência nominal do sistema é 60 Hz. 7.2 Ajustes dos reguladores de velocidade das unidades geradoras 7.2.1 Os reguladores de velocidade devem estar desbloqueados. 7.2.2 O estatismo deve estar ajustado em 5% 1. 7.3 Controle Automático de Geração CAG 7.3.1 Modalidades de operação que podem ser utilizadas pelos sistemas de CAG são: (a) Controle de intercâmbio e freqüência (TLB 2 ); (b) Controle em freqüência constante (FF 3 ); (c) Controle em intercâmbio constante (FTL 4 ); 7.3.2 O Anexo 1 apresenta as equações relacionadas a cada uma dessas modalidades de operação. 1 Excepcionalmente, em função de necessidades do sistema e com base em estudos, pode ser definido estatismo diferente de 5%. (Ver Módulo 21) 2 Tie Line Bias Control 3 Flat Frequency Control 4 Flat Tie Line Control Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 8/17

7.3.3 A modalidade de operação normal para todas as áreas de controle é controle de intercâmbio e freqüência (TLB). 7.3.4 A modalidade FF é admitida somente em uma área de controle. 7.3.5 Na indisponibilidade do CAG de uma área de controle, outra área de controle poderá assumir as funções do CAG ou operar em FF. 7.3.6 O desvio de freqüência para desligamento automático do CAG deve estar ajustado em ± 0,5 Hz, em relação à freqüência nominal (60 Hz). 7.3.7 As rampas de mudança de programa ou de reprogramação de intercâmbio devem ser executadas com duração mínima de 10 (dez) minutos, exceto quando se trata de atender a condições de urgência ou emergência do sistema. 7.4 Operação das áreas de controle 7.4.1 Cada área de controle, em condições normais de operação, é operada de tal maneira que: (a) a qualquer instante, a soma algébrica dos intercâmbios líquidos programados no CAG entre as áreas de controle seja nula; (b) as taxas de variação de intercâmbio, durante alterações na programação, sejam compatíveis com a capacidade de resposta dos equipamentos e usinas ligadas ao CAG; (c) os valores programados de intercâmbio no CAG, entre as áreas de controle, respeitem os limites de transferência das interligações; (d) as variações de intercâmbio sejam iniciadas em horários múltiplos de 30 (trinta) minutos e executadas em rampas com duração de 10 (dez) minutos; (e) os horários de início das alterações dos intercâmbios programados entre as áreas sejam coincidentes; (f) as variações nos valores de intercâmbio programados entre as áreas de controle sejam compatíveis com as condições operacionais do sistema, de modo a não prejudicar o controle de tensão e a não colocar em risco a estabilidade do sistema elétrico. 7.5 Controle do BIAS em tempo real 7.5.1 Os centros de operação do ONS, detentores de CAG, que contam com recursos computacionais, adotam o BIAS DINÂMICO, que consiste na atualização automática do valor de BIAS, por meio de cálculo da fórmula (cf. Anexo 2), pelo próprio sistema de CAG. 7.5.2 Os centros de operação do ONS, detentores de CAG, que não utilizam o BIAS DINÂMICO alteram os valores de BIAS sempre que variações na carga e/ou na capacidade geradora implicarem um valor de BIAS com diferença de até 10% do valor previamente ajustado. 7.6 Execução das reprogramações de geração e intercâmbios 7.6.1 Toda reprogramação de geração em usinas com despacho centralizado e de intercâmbio em interligações nacionais e internacionais é coordenada pelo CNOS, com exceção daquelas em caráter de urgência, executadas pelos COSR e informadas posteriormente ao CNOS e aos agentes proprietários das usinas, das interligações nacionais e internacionais. 7.6.2 Para toda reprogramação, com exceção das urgentes, é feito contato com os centros de operação envolvidos, com antecedência mínima de 10 (dez) minutos. 7.6.3 As reprogramações executadas devem ser tituladas nas modalidades definidas pela programação da operação e constantes em instrução de operação específica. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 9/17

7.6.4 As superposições de rampa execução de reprogramação durante uma rampa normal só podem ser executadas em condições de urgência no sistema ou quando de detecção de erro nos valores programados. Devem ser posteriormente informadas ao CNOS. 7.7 Reserva de potência operativa 7.7.1 Tipos de reserva: (a) Reserva primária (R1) é destinada à regulação da freqüência do sistema interligado pela atuação dos reguladores de velocidade das unidades geradoras; (b) Reserva secundária (R2) é destinada a recuperar a freqüência do sistema para os valores nominais por atuação do CAG, quando ocorrem variações da carga. Para garantir a correta atuação do CAG, independentemente do sentido das variações de carga, é necessário dispor simultaneamente de: reserva secundária para elevação de geração (R2e); (ii) reserva secundária para redução de geração (R2r). (c) Reserva terciária (R3) é destinada a complementar a Reserva de Potência Operativa do Sistema para Elevação de Geração (R1 + R2e), sendo calculada probabilisticamente, quando esta ultrapassar o valor de 5% da carga do sistema. É considerada igual a zero se a reserva calculada probabilisticamente for igual ou inferior a 5% da carga do sistema. (d) Reserva complementar ou reserva de prontidão (R4) é destinada a recompor a reserva de potência operativa do sistema quando esta se esgotar em caso de indisponibilidades ou redeclarações por parte de geradores, bem como por desvios no valor da carga em relação ao previsto. 7.7.2 No Anexo 3 encontra-se o detalhamento da quantificação, alocação e utilização da Reserva de Potência Operativa. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 10/17

10.6 ANEXO 1 1.0 05/08/2009 ANEXO 1 MODALIDADES DE OPERAÇÃO DO CAG As modalidades de operação que podem ser utilizadas pelos sistemas de CAG são: CONTROLE DE INTERCÂMBIO E FREQÜÊNCIA (TLB) A filosofia básica dessa modalidade de operação é que cada área de controle deve absorver suas próprias variações de carga. Para tanto, é necessário que os valores de BIAS utilizados pelas controladoras de área representem suas respectivas características naturais. Nessa modalidade o erro de controle de área (ECA) é definido por: onde: I: desvio de intercâmbio em MW (diferença entre os valores de intercâmbio líquido telemedido e o programado); k: fator de ponderação de intercâmbio (utiliza-se k=1); β: fator de ponderação da freqüência (BIAS) em MW / 0,1 Hz; F: desvio de freqüência, em Hz (diferença entre os valores de freqüência medido e o programado). CONTROLE EM FREQÜÊNCIA CONSTANTE (FF) Nessa modalidade de operação, a área de controle absorve as variações de carga do sistema para manter a freqüência constante e não executa controle de intercâmbio. O erro de controle de área (ECA) é definido por: ECA = 10. β. F CONTROLE EM INTERCÂMBIO CONSTANTE (FTL) Nessa modalidade de operação, a área de controle mantém o intercâmbio constante e não executa controle de freqüência. O erro de controle de área (ECA) é definido por: ECA = k. I ECA = k. I + 10. β. F Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 11/17

10.6 ANEXO 2 1.0 05/08/2009 ANEXO 2 CÁLCULO DO BIAS O BIAS é um parâmetro de controle do CAG que reflete a resposta de regulação primária dos geradores e o amortecimento natural da carga com a freqüência. A característica natural de uma área de controle decorre dos efeitos de regulação primária e do amortecimento natural da carga com a freqüência. Considerando os reguladores de velocidade das unidades geradoras operando com estatismo de 5% e a característica de amortecimento da carga com a freqüência de 2% da variação da carga para 1% da variação da freqüência, o valor do BIAS de uma área de controle pode ser calculado aproximadamente pela seguinte expressão: n 1 CP B = PNi + 30 10 onde: i = 1 [MW/0,1 Hz] PN: Potência nominal das unidades geradoras sincronizadas da área (em MW), que estejam funcionando como geradores e com os reguladores de velocidade desbloqueados. CP: Carga da área de controle (em MW). Os valores de BIAS a serem utilizados pelas áreas de controle devem ser calculados de acordo com a fórmula anterior, tomando-se os seguintes cuidados: (a) considerar as unidades geradoras sincronizadas (exceto as que estejam operando como compensadores síncronos ou com geração maximizada) de todas as usinas constituintes da área de controle; (b) considerar a carga total da área de controle, ou seja, a soma das cargas de todos os agentes da operação pertencentes a essa área; (c) considerar a geração e a carga da área assumida, ou seja, acrescentar ao seu BIAS, o BIAS da área assumida, quando uma área de controle assumir outra área de controle; (d) considerar os valores de PN e CP para a determinação dos BIAS referentes a um determinado período. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 12/17

10.6 ANEXO 3 1.0 05/08/2009 ANEXO 3 QUANTIFICAÇÃO, ALOCAÇÃO DA RESERVA DE POTÊNCIA OPERATIVA Reserva primária (R1) Essa reserva destina-se à regulação da freqüência do sistema interligado pela atuação dos reguladores de velocidade das unidades geradoras do sistema (regulação primária). QUANTIFICAÇÃO Conforme definido no Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos a reserva primária é igual a 1% da responsabilidade de geração da área (RGA). Sendo: R 1k - reserva primária de responsabilidade da área de controle k; RGA k - carga da área de controle k + intercâmbio líquido da área de controle k. ALOCAÇÃO R 1k = 0,01.RGA k A R1 deve ser necessariamente alocada na própria área de controle, entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada. Em cada área de controle do SIN, essa reserva deve ser distribuída por todas as unidades geradoras com regulador de velocidade desbloqueado e que não estejam com geração maximizada. No caso de ITAIPU, a R1 será alocada como segue: Onde: N(50 Hz) - número de unidades geradoras sincronizadas de 50 Hz; N(60 Hz) - número de unidades geradoras sincronizadas de 60 Hz. UTILIZAÇÃO A utilização dessa parcela é feita automaticamente pelos reguladores de velocidade das unidades geradoras, não sendo, portanto necessário estabelecer critérios para a sua utilização. Reserva secundária (R2) ( 50 ) = ( ) N( 50Hz) ( 50 ) + ( 60 ) R1 Hz R1 Itaipu. N Hz N Hz ( 60 ) = ( ) N( 60Hz) ( 50 ) + ( 60 ) R1 Hz R1 Itaipu. N Hz N Hz Essa reserva tem a função de recuperar a freqüência do sistema, alterada pelas variações momentâneas ou de curta duração da carga, permitindo ao controle secundário (CAG) uma atuação correta no sentido de manter os intercâmbios e a freqüência dentro de valores programados. Para garantir a correta atuação do CAG, independentemente do sentido das Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 13/17

10.6 ANEXO 3 1.0 05/08/2009 variações de carga, é necessário dispor simultaneamente de reserva secundária para elevação de geração (R2e) e reserva secundária para redução de geração (R2r). QUANTIFICAÇÃO Conforme definido no Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos, cada área de controle é responsável por uma reserva secundária para elevação de geração R2e, igual a 2,5% da sua responsabilidade própria de geração da área (RPA), acrescida de 1,5% da carga da área conforme indicado na expressão a seguir: R 2ek = 0,025.RGA k + 0,015.CA k Sendo: R 2ek - reserva secundária para elevação de geração de responsabilidade da área de controle k; CA k - carga da área de controle k. A reserva secundária para redução de geração (R2r) é igual a 2,5% da carga da área conforme indicado na expressão a seguir: R 2rk = 0,025.CA k Sendo: R2rk - reserva secundária para redução de geração de responsabilidade da área de controle k. ALOCAÇÃO A R2e deve se constituir de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do CAG, entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada. A R2r deve se constituir de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do CAG entre a geração efetivamente realizada e o limite inferior de geração definido pela zona proibitiva de operação por problemas de cavitação. (a) Nas áreas de controle Em cada área de controle devem ser alocados os valores correspondentes às R2e e R2r da respectiva área de controle. (ii) Pode-se transferir, das áreas de controle fornecedoras para as áreas de controle recebedoras, a parcela da R2e correspondente a 2,5% do valor de intercâmbio entre elas, de modo que cada área de controle fique com uma reserva R2 igual a 4% de sua carga própria. (b) Na Itaipu Binacional : A R2e de ITAIPU ficará alocada em ITAIPU - 60 Hz enquanto essa usina estiver sob o controle do CAG do COSR-SE, como segue: (1) R2e (Setor 60 Hz) = R2e (ITAIPU) - 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE; Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 14/17

10.6 ANEXO 3 1.0 05/08/2009 (2) R2e (Setor 50 Hz) = 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE + R2e (ANDE). (ii) Por necessidade do sistema, o CNOS poderá alocar a R2e (Setor 60 Hz - total ou em parte) nas unidades sob controle do COSR-SE. (iii) Na situação em que ITAIPU - 60 Hz estiver fora do CAG do COSR-SE, a R2e (Setor 60 Hz) deve ser alocada nas usinas da área de controle do COSR-SE sob CAG. UTILIZAÇÃO A utilização dessa reserva é feita automaticamente pelos CAG, não sendo, portanto, necessário estabelecer critérios para a sua utilização. Reserva terciária (R3) Essa parcela tem por função complementar a reserva de potência operativa do sistema para elevação de geração (R1 + R2e), calculada probabilisticamente, quando esta ultrapassar o valor de 5% da carga do sistema. O valor total da R3 do SIN é calculado a partir da determinação probabilística da reserva total do sistema, considerando a diversidade do uso das parcelas R1 e R2e, diante do impacto da saída forçada de qualquer unidade geradora e o nível de risco assumido na fase de planejamento de operação. È considerada igual a zero se a reserva calculada probabilisticamente for igual ou inferior a 5% da carga do sistema. QUANTIFICAÇÃO Conforme definido no Submódulo 23.3 Diretrizes e critérios para estudos elétricos o valor total da R3 é igual à diferença entre a reserva total probabilística recomendada para o sistema e os totais das parcelas R1 e R2e das áreas de controle( 5% da carga do sistema ). A R3 total do sistema deve ser rateada entre as áreas de controle proporcionalmente à RGA e à capacidade efetiva da maior máquina de cada área de controle, conforme expressão a seguir: Sendo: R3 k - Reserva terciária de responsabilidade da área de controle k; R3 s - Reserva terciária total do SIN; MM k - Maior máquina da área de controle k; MM i - Maior máquina da área de controle i; MM k. RPGk R3 =. R3 ( MMi. RPGi ) RGA i - Responsabilidade de geração da área de controle i; RGA k - Responsabilidade de geração da área de controle k; k n i = 1 s Onde : Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 15/17

10.6 ANEXO 3 1.0 05/08/2009 RGA - Carga da área de controle + Intercâmbio líquido programado de fornecimento. Intercâmbio líquido programado de fornecimento = Σ I Prog. Fornecimento - Σ I Prog. Recebimento Síntese do cálculo da parcela R3. R3 sistema = Reserva Girante Total probabilistica ( 5% Carga sistema) Onde: 5% Carga sistema = R1 sistema + R2e sistema ALOCAÇÃO Essa reserva deve ser girante, preferencialmente alocada em unidades sob o controle do CAG da área de controle correspondente, entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada. Pode ser alocada em unidades não ligadas a um CAG no caso de restrições operativas, faixas de operação de máquinas, limites de transmissão etc. No caso de ITAIPU, sua R3 será alocada de acordo com o estabelecido no Programa Mensal de Operação Energética PMO. UTILIZAÇÃO A R3 é utilizada para complementar a reserva de potência calculada deterministicamente de modo a cobrir variações de carga e saídas não programadas de unidades geradoras, provocadas por defeitos em quaisquer dos equipamentos que a compõem (caldeira, turbina, serviços auxiliares, gerador, sistema de excitação, sistema de adução etc.), inclusive no elevador. Devem ser também consideradas as reduções de disponibilidade por defeito nesses equipamentos. Reserva complementar ou Reserva de Prontidão (R4) A reserva complementar é aquela necessária para recompor a reserva de potência operativa do sistema quando esta se esgotar em caso de indisponibilidades ou redeclarações por parte de geradores, bem como por desvios no valor da carga em relação ao previsto. É constituída pela soma dos seguintes recursos disponíveis: (a) cargas de bombeamento; (b) cargas interruptíveis; (c) unidades geradoras operando como compensador síncrono; (d) reprogramações de manutenções de unidades geradoras (adiamento do início ou antecipação do retorno). ALOCAÇÃO Essa reserva, característica de cada área de controle, fica evidentemente alocada nos recursos que a definem. UTILIZAÇÃO Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 16/17

10.6 ANEXO 3 1.0 05/08/2009 A utilização dessa parcela fica condicionada à solicitação do CNOS, quando ocorrerem situações no sistema que assim o determinem, de acordo com as práticas adotadas. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 17/17