Operador Nacional do Sistema Elétrico GD e a Estabilidade.....Integrando GD a Rede A visão do...
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Operador Nacional do Sistema Elétrico
GD e a Estabilidade.....Integrando GD a Rede
A visão do Operador da Rede
Rio de Janeiro, 14-09-2004
VII Seminário de Geração DistribuídaINEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética
João Batista SilvaAssistente DiretoriaAdm. Serv. Transm.
2
Desafios da Integração da G.Distribuída
I. Desafios Comerciais
II. Desafios Regulatórios
III. Desafios Técnicos
3
As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “
Sistema Elétrico ConvencionalCentrais de geração centralizadas edistribuição para os consumidores
Centrais de geração
Residências
Fábricas
Edifícios
4
Sistema com Geração Distribuída
Produção
Edifícios "inteligentes"(com seus próprios geradores)
FábricasCo-geração
Edifícios
Fonte: The Economist; ABB
Residências
Eólicas
Centros de Controle
Armazenadores de energia
Fontes Solares
Hospital(com seus próprios geradores)
Casas "inteligentes" e veículos (VEH)(com seus próprios geradores a hidrogênio)
As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “
VEH
5
Demanda máxima = 55,800 MW Capacidade Instalada = 77,321 MW
• Hidro: 66.321 MW ( > 85%) Produção = 365 TWh
• 92% hidroSupre 98% do mercado brasileiro
Consumidores = 47 milhões Renda Global = US$ 17 bilhões Recursos G&T = US$ 220 bi (40% GNP)
Oferta de Energia & Dados de Mercado - 2003Sistema Interligado Nacional
Configuração Física:• 349 usinas / 12 bacias; cerca 20 núcleos de GT• 73.600 km de LTs, 620 circ. e 314 SEs;• Mais de 700 pontos de entrega às Distribuidoras.
Sistemas Isolados2% do mercado
brasileiro
6
o
T2
Geração Transmissão Distribuição
T4T6
T7
T1 T3
D4
T8
T9
O ONS é o integrador de uma rede de múltiplos agentes e instalações
D2
CL1
D3
73 agentes
26 agentes
37 agentes
GT1
GH1
GH2
GH3
GH4
D1
GT2
GH5GH6
Rede de distribuição
T5
73.600 km de LTs620 circuitos314 sub-estações
349 Unidades Geradoras
O Sistema Interligado Nacional - SIN e seus Agentes....Distribuídos
ConsumidorFinal
Pontos de Entrega
de Energia: 700
GD1 GD
2
GTn
7
GD Complementar à GC x Expansão da Transmissão (∆T)
GD se contrapõe à necessidade da expansão "concorrencial" de transmissão ( não é mais monopólio!)
Teoricamente, se ∆GD ≈ ∆Demanda, ∆T 0
A ∆T também visa
Segurança elétrica (Requisitos mais sofisticados das cargas modernas, ‘back-up da própria GD)
Confiabilidade e maior disponibilidade dos Pontos de Entrega à Distribuição ( mais de 700 pontos )
Otimização Energética ( fora da ponta )
Redução de Perdas
∆T tem que garantir o despacho de ‘muitos’ cenários de
plantas de geração em operação... agora sem e com GD
8
61.571 61.571 62.486 63.110 63.971 66.954 69.034 70.033 72.506915
624861
2.983
2.080999
2.473
1.153
77.09375.442 78.58173.659
5.664
1.488
1.651
1.783
61.57162.486
63.11063.971
66.954
69.03470.033
72.50673.659
84.245
78.58177.093
75.442
60.000
62.500
65.000
67.500
70.000
72.500
75.000
77.500
80.000
82.500
85.000
87.500
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
1995 a 1998 1999 a 2004 2.400 km 10.849 km1995 a 1998 1999 a 2004 2.400 km 10.849 km
Evolução da extensão da Rede Básica de Transmissão - km
∆T: são interligações inter-regionais em 500kV, não foram considerados + 2.500 km da expansão da N-S III nem as integrações dos sistemas hoje isolados e a ligação à Manaus
∆T: são interligações inter-regionais em 500kV, não foram considerados + 2.500 km da expansão da N-S III nem as integrações dos sistemas hoje isolados e a ligação à Manaus
20042004
Modelo AnteriorModelo Anterior Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04
∆T Médio = 2.650 km a.a.(Previsto)
∆T Médio = 2.650 km a.a.(Previsto)
∆T
9
4,000 4,000
5,300
6,2006,500
8,9009,200
10,100
11,000
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
MW
med
1,3002,200 2,500
4,9005,200
6,1007,000
Modelo Anterior
Novo Modelo
Ampliação da Capacidade deTransferência de Energia
600 600
800
1,000 1,000
2,050 2,050
2,500 2,500
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
MW
med
200400 400
1,4501,450
1,9001,900
Modelo Anterior
Novo Modelo
Ampliação da Capacidade deTransferência de Energia
Capacidade de transferência de energia dasRegiões N e SE para a Região NE
Capacidade de transferência de energia da UHE Itaipu e Região Sul para a Região Sudeste
Linhas de Transmissão são Usinas Virtuais
Equivale a uma UHE de cerca de 12.000 MWInvestimento > que 30,0 Bilhões de R$ - em geração
Equivale a uma UHE de cerca de 12.000 MWInvestimento > que 30,0 Bilhões de R$ - em geração
Realização de 12.800 km de LTsInvestimento de 8,2 Bilhões de R$ - em transmissão
Realização de 12.800 km de LTsInvestimento de 8,2 Bilhões de R$ - em transmissão
10
1.7
36
1.9
66
2.3
38
3.3
72
4.0
00 5.8
22
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Antes de1999
1999-2000 2000-2001 2001-2002 2002-2003 2003-2004 2004-2005
Modelo Anterior
Tarifa de Suprimento remunera
T + G
106 R$
Receita de Transmissão aprox. 10% da Receita Global do Setor
Modelo de Transmissão – Receita Crescente
Sem inadimplência!!
Remuneração explícita da Transmissão, que passa a ser um Segmento de Negócio
Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04
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Expansão da Transmissão x Aumento da Receita das Transmissoras
Análise dos Insumos intervenientes na Receita das Transmissoras
Milhões R$
0,4 % da Receita Global do Setor
Receita das Transmissoras no Futuro!
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Estimativa das Economias que Poderiam ser Introduzidas pela GD
Influência da Expansão da GD nos Investimentos de Transmissão, em 3 a 5 anos
• A expansão prevista para as Redes de Transmissão representará 0,5% ao ano da receita total do setor elétrico;
• Estes 500 milhões de R$ são suficientes para construir cerca de 1.000 MW de GD;
• Esta expansão da transmissão reduz para 2.000 MW a necessidade adicional de GC que, por sua vez, exigirá expansão da transmissão;
• Considerando os planos atuais de integração inter-regionais e de expansão da produção de energia, a GD não deverá poder deslocar significativos investimentos em transmissão, nos próximos 3 a 5 anos.
Conjugação GD & GC com Eficientização das Cargas
• Considerar GD no rol de alternativas à expansão da produção de energia e ponta do sistema – ver trabalho de Mercados / PSR ;
• Melhorar a eficiência dos processos que consomem energia elétrica para modular ( e reduzir ) as demandas.
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Impactos da GD para operação do SIN
I. Energéticos
II. Elétricos
A GD tem relevância sistêmica do ponto de vista energético e relevância local do ponto de vista elétrico.
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Impactos Energéticos – na visão do Operador
Aspectos Favoráveis
Redução da dependência de importação de energia em algumas regiões;
Redução das perdas na malha de transmissão;
Redução da dependência de fontes de mesma natureza – diversidade tecnológica.
Aspectos que Requerem Atenção
Aumento da Reserva girante, em função da intermitência de algumas fontes;
Comprometimento do despacho otimizado, dependendo do nível de penetração da GD, em função da operação das Usinas hidráulicas em faixas de baixo rendimento;
Investimento novos. Segue
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Aspectos positivos
Escalonamento do Investimento na transmissão;
Redução das perdas na malha de transmissão;
Recomposição mais rápida de cargas frente a grandes perturbações;
Estabilidade(modularidade) na curva de carga;
Suprimento de Serviços Ancilares: reserva de geração, controle forma de onda da tensão, etc.
Impactos Elétricos – Experiência com a Inserção das
Usinas Emergenciais, do Proinfa e UTEs a GN
Aspectos que Requerem Ajustes e Investimentos
Aumento das perdas na malha de sub transmissão, em algumas situações;
Necessidade de investimentos na malha de distribuição ( superação de equipamentos por aumento do nível de curto-circuito);
Proteções das instalações das redes de subtransmissão e de distribuição
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Impactos Elétricos – Experiência com a Inserção das
Usinas Emergenciais, do Proinfa e UTEs a GN
Aspectos Operativos
Em casos de elevada penetração de GD, deve-se tomar cuidado especial com controlabilidade, sob risco de reduzir a margem de estabilidade eletromecânica;
Aumento da penetração harmônica a partir de fontes que se interligam com a rede a partir de conversores e da VTCD ( variação de tensão de curta duração, dependendo do ‘grau de penetração’ da GD.
Necessidade de Inclusão de:
Novos centros de controle, supervisão e previsão de produção das GD e de Proteções direcionais;
Esquemas de corte de carga adaptados aos montantes de GD despachada;
Redimensionamento dos esquemas de controle de sobretensões
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Geração Distribuída
- Avaliação perdas elétricas
- Análise do Desempenho Dinâmico
- Níveis de Curto circuito
- Cuidados especiais
Geração Distribuída
- Avaliação perdas elétricas
- Análise do Desempenho Dinâmico
- Níveis de Curto circuito
- Cuidados especiais
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Expansão da Oferta no Período 2003-2009
• Sistema Estudado Sudeste/Centro-Oeste Brasileiro em particular área Rio/E. Santo
• Critérios adotados Para GD unidades de até 50MW Para PIE UTE de 500 e 1000MW Angra I e II fora de operação
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Impactos em Regime Permanente
Variação de Perdas x Variação de Carga na Área Rio
-100
0
100
200
300
400
500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Carga(MW)
Va
ria
çã
o d
as
Pe
rda
s(M
W)
Incremento de Perdas (MW) - Ger. Remota. - FP 0,85Incremento de Perdas (MW) - Ger. Distribuida - FP 0,85Incremento de Perdas (MW) - Ger. Ext.Incremento de Perdas (MW) - Ger. Dist. - FP 1
GR GD
FP: 0,85
FP: 1,00
GR GD
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Impactos Dinâmicos - Geração Distribuída
40 UTEs de 50 MW –FP 0,85– Sem Estabilizador
40 UTEs de 50 MW– FP 0,85– Com estabilizador
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Do Ponto de Vista de Níveis de Curto-Circuito
Resultados Curto-Circuito Geração distribuída (2000MW)
Reator Equivalente para curto monofásico (Mvar)Barramento
geração externageração
concentradageração
distribuída
Grajaú 500 kV 4854 5235 5376
Adrianópolis500kV 5263 6535 5882
Adrianópolis345kV 444 7575 5000
Adrianópolis138kV 2865 3424 3246
Campos 345 kV 1697 3205 1751
Vitória 345 kV 1620 1736 1639
Cascadura138kV 2604 2808 3460
Jacarepaguá138 kV 3703 4032 4901
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Conclusões
Geração distribuída - “Embedded Generation” alternativa competitiva - pode ajudar a operação do sistema
brasileiro , principalmente em condições restritivas - com expansão limitada e operando próximo aos limites de segurança;
abordagem deve ser via “procedimentos de distribuição”;
dependência crescente em ações coordenadas de Controle e Sistemas Especiais de Proteção.
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Conclusões das Análises Realizadas
Curto-circuito e Perdas variação acentuada dos níveis de curto circuito com impacto em alguns
equipamentos próximos da GD
Estabilidade Eletromecânica é importante o impacto(‘grau de penetração’) da GD - excitatrizes e PSS necessidade de se investir em controladores para GD
Interação com o ONS tanto mais necessária quanto maior o grau de penetração da GD
estabelecer maior aproximação criação de mecanismos de previsibilidade energética e de reserva e de
respaldo à segurança sistêmica na falta GD. necessidade de se apoiar ANEEL num processo cooperativo de construção
de Procedimentos de Distribuição.
Convivências da GD com outras Formas de produção de Energia deverá ocorrer através da criação de padrões que permitam explorar as
mútuas vantagens – criação dos Procedimentos de Distribuição e revisão dos Procedimentos de Rede (ONS) para adaptá-los à evolução das tecnologias GD
Perdas Ohmicas
redução importante no nível de perdas favorável a GD
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Melhoria do Atendimento Eletro-energético
2004-2008 pela introdução dos Projetos do
Proinfa
Melhoria do Atendimento Eletro-energético
2004-2008 pela introdução dos Projetos do
Proinfa
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Custos Marginais de OperaçãoAnálise Estrutural
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
CMO
(R$/M
Wh)
2004 2005 2006 2007 2008
Custo Marginal de OperaçãoCenário de Mercado de Referência
SE/CO
Sul
NE
Norte
VN = 111,03 R$/MWh
Mercado Referência
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
CMO
(R$/
MW
h)
2004 2005 2006 2007 2008
Custo Marginal de OperaçãoCenário de Mercado Alto
SE/CO
Sul
NE
NorteVN = 111,03 R$/MWh
Mercado Alto-6,4%aa
situação favorável de atendimento em 2004-07;
c/ elevação de riscos de déficit no final do
horizonte, em 2008;
equilíbrio oferta X demanda caracterizado por
CMO próximos ao VN
VN= 110 R$/MWh
condições atendimento 2004-07, ainda aceitáveis;
em 2008, já se observa risco déficit bastante alto
( até 9 a 20 %);
o CMO médio anual > VN p/ todos os subsistemas
indica necessidade de aumento da oferta
VN= 110 R$/MWh
26
87000
88000
89000
90000
91000
92000
93000
94000
95000
96000
97000
Po
tên
cia
(MW
)
2004 2005 2006 2007 2008
Sistema Interligado NacionalEvolução da Potência Instalada (MW)
Plano 2004
1ª Revisão Quadrimestral 2004
Cenários de Evolução da Potência Instalada
UTE Termorio (Blocos II e III) = 739,6 MW
UTE Araucária = 469 MW
UHE Itaipu (atraso das UGs 19 e 20) =1.400 MW
Equivale aproximadamente à complementação do Proinfa
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Efeito das Características dos Componentes das Redes Elétricas e das Cargas nos Requisitos de QEEEfeito das Características dos Componentes das Redes Elétricas e das Cargas nos Requisitos de QEE
Sistemas Elétricos Tradicionais Predomínio de ComponentesEletromecânicos
Sistemas Elétricos Tradicionais Predomínio de ComponentesEletromecânicos
Sistemas Elétricos Atuais Proliferação de Componentes com tecnologia eletrônico-digitais
Sistemas Elétricos Atuais Proliferação de Componentes com tecnologia eletrônico-digitais
Características: robustez e linearidadeCaracterísticas: robustez e linearidade
Características: sensíveis à forma de onda de tensão e não linearesCaracterísticas: sensíveis à forma de onda de tensão e não lineares
Requisitos Básicos de QEE:- adequação geração x mercado;- segurança das instalações de
transmissão;- regulação de tensão e
freqüência.
Requisitos Básicos de QEE:- adequação geração x mercado;- segurança das instalações de
transmissão;- regulação de tensão e
freqüência.
Requisitos Adicionais de QEE:- distorção harmônica;- flutuação de tensão (cintilação);- desequilíbrio;- variação de tensão de curta
duração (sag / swell).
Requisitos Adicionais de QEE:- distorção harmônica;- flutuação de tensão (cintilação);- desequilíbrio;- variação de tensão de curta
duração (sag / swell).
Sistemas Elétricos x Requisitos de QEE
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Desafios Técnicos Informações a serem prestadas pelo Acessantes
Atender os Procedimentos de Rede no que couber;
considerar a prática das concessionárias de distribuição e de transmissão
Documentos de apoio :Cartilha de Acesso, Manual dos Agentes, manual dos Geradores
Requisitos a serem atendidos :
Atender os Procedimentos de Rede e/ou Normas das distribuidoras nos seguintes aspectos:
• Fator de Potência das instalações;
• Faixa de Freqüência;
• Faixa de Tensão;
• Requisitos de qualidade de potência
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Desafios Técnicos Estudos de Impacto na Rede a serem desenvolvidos
pelos Acessantes:
Avaliar o impacto das novas instalações sobre a rede tanto sob a ótica das analises de regime permanente como de transitório.
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Redução dos Desafios TécnicosPadronizar os requisitos na Rede de Distribuição :
Implantar um Procedimento de Rede para a Rede de Distribuição ( tensão < 230 kV) ;
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VEH – Veículo Elétrico Híbrido Visão do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico Brasileiro
Cenário com VEH no Brasil
Estimando em 1,5 milhões de veículos
Se 5 % da frota passar a ser de VEH, ou seja 70.000 VEH / ano,esta será capaz de atender ao acréscimo anual de ponta ( 4,000 MW / ano)
Preocupações do ONS
Desconhecimento da produção de energia e da carga dos VEH – duração,local e intensidade
Dimensionamento das redes elétricas para atender aos ‘movimentos’ dos fluxos de energia.
ALEATORIEDADE X CONTROLABILIDADE