Post on 17-Apr-2015
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A importância da repotenciação para o atendimento aos requisitos operativos
do SIN
Worshop ANEEL“Avaliação Regulatória da Repotenciação”
Brasília 14 de Julho de 2011
Hermes ChippDiretor Geral
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Sumário
1. Atendimento à Demanda no Curto Prazo
2. Constatações
3. Atendimento à Demanda no Médio Prazo
4. Benefícios da Repotenciação para o SIN
5. Recomendações
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Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW).
Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW).
O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW).
Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW).
Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW).
Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW).
O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW).
Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW).
Atendimento da demanda máxima do SIN
Contexto de Curto Prazo
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Quadro resumo – SIN
Situação em novembro de 2010
Disponibilidade de Potência em novembro de 2010
SE/CO UHE Itaipu S NE N Total
Potência instalada
26398 12600 13388 11384 11646 75416
Perda deplecionamento
3090 0 1117 307 5824(*) 10338
Manutenção 2243 0 1497 1011 330 5081
Restrição Elétrica 2012 - - - - 2012
ANDE - 950 - - - 950
Disponibilidade 18972 11650 10774 10066 5492 56954
(*) Tucuruí II Perda de ~ 18 GW
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Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde.
O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de 2010.
(máxima de ~ 68 GW).
Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde.
O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de 2010.
(máxima de ~ 68 GW).
Situação em novembro de 2010
Atendimento da demanda máxima do SIN
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Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média.
Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada.
Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras.
Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média.
Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada.
Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras.
Medidas operativas
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Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV:
Compensação reativa capacitiva da ordem de 1.600 Mvar até dezembro de 2011;
Ainda no biênio 2011-2012, a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV.
Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamentoda geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais umponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN.
Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV:
Compensação reativa capacitiva da ordem de 1.600 Mvar até dezembro de 2011;
Ainda no biênio 2011-2012, a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV.
Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamentoda geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais umponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN.
Soluções Estruturais de Curto Prazo
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Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e
Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes.
Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e
Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes.
Constatações
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Contexto de Médio Prazo
2010 2015Crescimento
2010-2015
Hidráulica 85.690 79,3% 98.035 71,0% 12.345 14%
Nuclear 2.007 1,9% 2.007 1,5% 0,0%
Gas/GNL 9.263 8,6% 12.180 8,9% 2.917 32%
Carvão 1.415 1,3% 3.205 2,3% 1.790 127%
Biomassa 4.577 4,2% 7.272 5,3% 2.695 59%
Óleo 4.212 3,9% 9.913 7,3% 5.701 135%
Eólica 826 0,8% 5.248 3,8% 4.422 535%
Total 107.990 100% 137.860 100% 29.879 28%
PEN 2011 – Cenário de Referência
Atendimento da demanda máxima do SIN
Oferta 2010 a 2015 - Participação por Fonte (MW) e (%)
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Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa.
Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em 2015.
Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas.
Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca.
Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa.
Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em 2015.
Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas.
Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca.
Atendimento da demanda máxima do SIN
Contexto de Médio Prazo
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Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15
Geração Térmica acima da Inflexibilidade
SIN
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OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente(*) Fonte: ABRAGE
Poços Existentes * (recursos para atendimento à ponta)
Usina SubsistemaPotência disponível
MW
Cachoeira Dourada SE/CO 105
Curua-UNA N 10
G.B.Munhoz S 838
Ilha Solteira Eqv. SE/CO 485
Itaparica NE 1000
Jaguara SE/CO 213
Porto Primavera SE/CO 440
Rosana SE/CO 89
São Simão SE/CO 1075
Salto Santiago S 710
Taquaruçu SE/CO 105
Três Marias SE/CO 123
Total usinas com repotenciação 5193
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Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15
Benefício de motorizar os poços existentes *
Geração Térmica acima da Inflexibilidade somente em 2015
(*) Hipótese de motorização somente a partir de 2013 (por tempo de construção e regulação)
SIN
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Geração térmica com e sem a motorização dos poços
SIN
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Cenário de Referência PEN 2011
Com motorização dos poços
Benefício de motorizar os poços existentes
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Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes;
Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e
Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade.
Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes;
Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e
Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade.
Recomendações
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APOIO
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Projeções de Carga de Demanda – PEN 2011 (MW)
* Considera a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá em 2013
Ano 2011 2012 2013 2014 2015
SIN – MW 69.660 74.409 79.405 82.940 86.496
Taxa crescimento 4,8% 6,8 % 6,7%* 4,5% 4,3%
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Inflexibilidade de Geração Térmica – PEN 2011
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
2011 2012 2013 2014 2015
Infl
exib
ilida
de (
MW
med
)
Inflexibilidade por classe térmica (MWmed e % de GTmax)
Nuclear Biomassa Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel
16,1%
82,1%
63,8%
63,2%
0,1%11,9%
21,0%
90,4%
35,6%0,3%
0,1%
70,4%
27,3%
90,4%
34,8%
72,2%
0,1%
0,6%
27,3%
90,4%
37,1%
72,2%
0,1%
27,4%
90,4%
37,1%
72,2%
0,1%
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Perdas típicas por Deplecionamento (MW)*
* Estimadas com base na época do racionamento 2001/2002
Perdas por deplecionamento em função da EARmax (MW)
% EARmax SE/CO S NE N SIN
10 3634 775 316 4576 9301
20 3153 701 268 3474 7597
30 2689 628 221 2534 6071
50 1813 480 126 1133 3552
Perdas por deplecionamento em função dos Níveis Meta de 2011
Subsistema % EARmax (NM – NOV) Perdas (MW)
SE/CO 42 2155
NE 25 245