1 Reunião PAR/PEL 2017-2019/20 Termo de Referência 10 de dezembro de 2015.

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ReuniãoPAR/PEL 2017-2019/20Termo de Referência

10 de dezembro de 2015

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Abertura

Apresentação/Discussão/Aprovação do Termo de Referência do PEL ciclo 2017

Apresentação/Discussão/Aprovação do Termo de Referência do PAR ciclo 2017/2019-20

Apresentação da EPE dos Estudos de Planejamento da Expansão do Sistema em Andamento

Comentários dos Agentes/Assuntos Gerais/Encerramento

10:00 10:15

10:1511:00

11:0011:45

12:3013:00

11:4512:30

Agenda da Reunião

Apresentação/Discussão do Termo de Referência do PAR ciclo 2017-2019

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4

Processo de Elaboração do PAR

OBJETIVOAdequar a Cronologia do Plano de Expansão

PET

ONSPlanejamento da Operação

EPEPlanejamento da Expansão

Elaboração de Medidas Operativas Planejamento da Operação Elétrica – PEL

Plano de Ampliações e Reforços – PAR

Solicitações de Acesso

Solicitações de Ampliações e Reforços dos Agentes

Atualização da Previsão de Carga

Atualização da Oferta de Geração

Dificuldades Operativas do Planejamento e Programação da Operação e da Operação

em Tempo Real

PETCompatibilizado

Avaliação de Atraso de Obras

Recomendações do PEL

Ano 1

Anos 2 e 3

ConsolidaçãoMME

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Objetivo do Termo de Referência

COMPLEMENTAR Informações do Módulo 4, especialmente quanto à:

Forma de Execução (Análise Regionais - Descentralizado, Desempenho das Interligações - EC;

Cronograma das Atividades (SM 4.2) Descrição Geral do Estudo;

Dados (SM 5.2, 5.4) Premissas (SM 23.3, 23.6 e 4.3) Escopo Metodologia (SM 4.3)

Diretrizes e Critérios: (SM 4.2, 4.3, 23.2, 23.3, 3.6, 5.4)

FPRede CC

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Principais alterações

Análise de Perdas Duplas Grandes Troncos

Análise da Condição de Atendimento às Capitais

As melhorias propostas no PAR referem-se à substituição de equipamentos de grande porte – transformador, equipamento de compensação reativa ou linha de transmissão – e equipamentos relacionados, por motivo de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas, visando manter a prestação de serviço adequado de transmissão

Reforços Inciso R-IX – Aumento de vida útil

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Dimensão do Impacto ? Pequeno Adotar Medida Operativa ou

Indicar SEP Convencional

Grande

Natureza da Consequência Estática

Med. Operativa ou SEP

Resolve?Sim Adotar Medida Operativa

ou Indicar SEP Redundante

É possível conviver com a

restrição operativa?

Não

Indicação de Reforço / Solução

Estrutural

SimConviver com

a Restrição Operativa

Dinâmica

SEP resolve? Não

Não

Definir novo ponto de

operação (Pré-Contingência)

Sim

Reforço/Solução

Estrutural

Restrição Operativa

SEPCom

Redundância Diferenciada

Matriz de Tomada de Decisão Complexidade e Confiabilidade do SEP x Consequência de sua falha Permanência da Exposição ao Risco Custo da solução estrutural / Reforço Intensidade da restrição operativa para não depender de SEP Longevidade do problema

ONS e EPE indicam Alternativas com resultados

de Ponderações

Homologação pelo CMSE/MME

Matriz de Tomada de Decisão Complexidade e Confiabilidade do SEP x Consequência de sua falha Permanência da Exposição ao Risco Custo da solução estrutural / Reforço Intensidade da restrição operativa para não depender de SEP Longevidade do problema

ONS e EPE indicam Alternativas com resultados

de Ponderações

Homologação pelo CMSE/MME

É possível conviver com a

restrição operativa?

Não

Indicação de Reforço / Solução

Estrutural

SimConviver com

a Restrição Operativa

Dinâmica

SEP resolve? Não

Não

Definir novo ponto de

operação (Pré-Contingência)

EstáticaMed.

Operativa ou SEP Resolve?

Sim Adotar Medida Operativa ou Indicar SEP Redundante

Grande

Natureza da Consequência

Dimensão do Impacto ? Pequeno Adotar Medida Operativa ou

Indicar SEP Convencional

Perdas Duplas – Grandes Troncos

Sim

Reforço/Solução

Estrutural

Restrição Operativa

SEPCom

Redundância Diferenciada

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Desempenho - Atendimento Capitais

O desempenho do atendimento à carga de cada capital será analisado sob a ótica de perdas simples de LT e TR e perdas duplas de LTs

O desempenho do SIN para perdas simples é classificado como um requisito básico

O desempenho do SIN para perdas duplas deverá indicar o nível de confiabilidade que será função do % de corte de carga da capital, frente a perda dupla mais severa de LT

O resultado do desempenho global (perdas simples e perdas duplas) norteará os próximos passos, em termos de indicação de obras para as capitais

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Desempenho - Atendimento Capitais

Mais de 1 Ponto de Suprimento de RB

Dese

mpe

nho

Perd

a Si

mpl

esDe

sem

penh

o Pe

rda

Dupl

a(%

de

Cort

e de

Car

ga)

TF com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)

LT com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)

TF

LT

Corte Pleno (100 %)

Com Retorno Rápido

0 < Corte < 50 %

50 % ≤ Corte < Pleno

Sem Corte

D2

D5

D1

S1

a

S5

D4

D3

10

A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z AA

Grau


Dese

mpe

nho

Perd

a Si

mpl

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sem

penh

o Pe

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Dupl

a(%

de

Cort

e de

Car

ga)


D2

D5

D1


S1 a

S5

TF

LT

D4

D3

Corte Pleno (100 %)

Com Retorno Rápido

0 < Corte < 50 %


Sem Corte

Desempenho Capitais

Grau de Confiabilidade

Requisitos Básicos

Desempenho

Capitais

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S5 AA OA, D, N, P

S4 Q, R, S, T, W, Y, Z

X, E, F, G, H, J, K, L, M, U, V C B

S3 I

S2

S1

D1 D2 D3 D4 D5

Mai

or N

º Re

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tos A

tend

idos

Maior Corte – Perda Dupla LT Menor Corte – Perda Dupla LT

Matriz de Diagnóstico de Desempenho

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Evolução da Geração

3.6654.844

627

748

1.411

2.688

1.713

929

3.528

3.530

294

89

45

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2017 2018 2019

[MW

]

UHE UTE UFV UEE PCH

UHE Belo Monte 3.056 MWUHE Cachoeira Caldeirão 146 MWUHE Colíder 100 MWUHE São Manoel 140 MWUHE São Roque 90 MWUHE Sinop 133 MW

UHE Baixo Iguaçu 350 MWUHE Belo Monte 3.667 MWUHE São Manoel 560 MWUHE Sinop 267 MW

UHE Belo Monte 611 MW

UTE Acre 328 MWUTE Costa Rica I 164 MWUTE Mauá 3 379 MWUTE Pampa Sul 340 MW

UTE Campo Grande 150 MWUTE Maranhão III 350 MW

UTE Mauá 3 212 MWUTE Novo Tempo 1.238 MWUTE Rio Grande 1.238 MW

9.949 MW10.803 MW

3.360 MW

13

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

VERIFICADO

PEL 16-17 e PAR 16-18

PEL 17-18 e PAR 17-19

SIN - PESADA DIAS ÚTEIS INVERNO (abr-set) - MW

-5,4%-5,5%

-6,0%

+2,7%+3,2%+3,6%

14

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

VERIFICADO

PEL 16-17 e PAR 16-18

PEL 17-18 e PAR 17-19

SIN - MÉDIA DIAS ÚTEIS VERÃO (jan-mar) - MW

-3,6%-4,1%

-4,5%

+3,2%+2,9%+3,9%

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Casos Base de Trabalho

2017 2018 2019

Junho

Pesada (1)

Junho

Pesada (1)

Junho

Pesada (1)

Média (2) Média (2) Média (2)

Leve (2) Leve (2) Leve (2)

Dezembro

Pesada (3)

Dezembro

Pesada (3)

Dezembro

Pesada (4)

Média (3)Média (3)

Média (4)Mínima (5)

Configuração: Configuração de junho (até o dia 30) e configuração de dezembro (até o dia 31)

Carga:(1) Máxima carga, por empresa, entre abril e setembro;(2) Carga, por empresa, de junho;(3) Maior carga, por empresa, entre outubro e março do ano seguinte;(4) Será realizada pelo ONS uma projeção de previsão de carga até março do ano seguinte, tendo como base a sazonalidade da carga global do período dezembro a março de cada agente; (5) Carga do mês de janeiro do ano seguinte.

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Estudos e Análises

Estudos de Regimes Permanente e Dinâmico para avaliação do atendimento às Áreas, quando necessário, e identificação da necessidade de Ampliações e Reforços M4 e SM 23.3 dos PR

Estudos de Regimes Permanente e Dinâmico para definição dos Limites de Transmissão das Interligações Regionais até o horizonte de 2018 M4 e SM 23.3 dos PR

Estudos de Curto – Circuito M11 dos PR

Análise de Superação de Equipamentos M4 (4.14) dos PR

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Volume I : Proposta de Obras e Recomendações

Volume I A : Reforços IV a VIII da resolução nº 443/2011 da ANEEL

Volume II : Análise de desempenho e condições de atendimento às áreas geoelétricas do SIN

Volume III : Evolução dos Limites de Transmissão nas Interligações Inter-Regionais

Volume IV : Premissas, Critérios e Condicionantes dos Estudos

Produtos (Volumes - PAR)

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ATIVIDADES 2015 2016

NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

Solicitação e Consolidação de Dados e Informações

Elaboração e Aprovação do Termo de Referência

Montagem e ajuste dos casos de trabalho (configurações e cargas)

Preparação dos casos para simulação de limites de interligação

Preparação dos casos alternativos para simulação das condições de atendimento aos sistemas regionais

Simulações e análises dos sistemas regionais do SIN

Simulações e análises referentes aos limites de interligações

Elaboração do Relatório PAR – Volumes I, II e III

Disponibilização de Minuta do Relatório do PAR Volume I, II, III e IV aos Agentes e à EPE

Reunião com os Agentes Consolidação de Comentários e Sugestões

Aprovação do PAR - Volume I pela Diretoria do ONS e posterior encaminhamento ao MME

Elaboração e Encaminhamento do Volume IA do PAR aos Agentes

Até30/11

10/12

29/01

31/03

31/03

31/08

31/07

31/07

18/09

30/09

Até 15/12

Cronograma do Estudo

, III e IV

Comentários dos Agentes / Assuntos Gerais

19

20

F IZ N A T A LF I M

F I MF E L IZ N A T A

L

20

Apresentação da EPE dos Estudos de Planejamento da Expansão do Sistema

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Apoio

22

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Forma de Execução dos Trabalhos

• As análises serão conduzidas pelo ONS, estando abertas à participação das transmissoras, distribuidoras, geradoras e demais agentes diretamente envolvidos;

• Realizado de forma descentralizada, na forma dos três grupos de trabalho referentes às Regiões Sul/Mato Grosso do Sul, Sudeste/Centro-Oeste/Acre-Rondônia e Norte/Nordeste;

• Realização de reuniões de acompanhamento para apresentação e discussão dos resultados do trabalho;

• Os resultados finais serão consolidados em relatório conclusivo com as indicações de ampliações e reforços necessários para garantir o desempenho adequado do SIN no horizonte em análise.

Discussão do Termo de Referência - PAR

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Previsão de Demanda Utilizada no Estudo• Informadas pelos agentes e consolidadas pelo ONS

Previsão de Geração• Relação de usinas baseada no DMSE (Departamento de Monitoramento da

Expansão da Geração) de Novembro/2014 e na interação com o agente de distribuição para as não despachadas centralizadamente.

• Usinas que contrataram em Leilão – LER - Fator de Capacidade Média, mesmo que ainda não tenham formalizado suas solicitações de acesso

Configurações• Instalações existentes, obras RB e Fronteira autorizadas e licitadas com datas

contratuais, DIT consolidadas

Premissas dos Estudos:

Discussão do Termo de Referência - PAR

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Item “Simulação do Desempenho do SIN” Definições de Casos de Trabalho e de Referência

Estabelecidas as diretrizes gerais para os despachos de geração de cada um dos Casos de Trabalho

Casos de Trabalho

Casos de Referência

(*) Particularidades das regiões que não sejam capturadas pelos casos de trabalho aqui definidos deverão ser informados pelos agentes (cargas).

Principais Alterações no Termo de Referência

• Específicos para Análises Regionais (*)

• Para Análises do GT Interligações

PAR

26

Bras

ília

São

Paul

o

Rio

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ro

B. H

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P. A

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Curiti

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São

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ria

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Flor

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Dupl

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Cort

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ga)


D2

D5

D1


S1

a

S5

TF

LT

D4

D3

Corte Pleno (100 %)

Com Retorno Rápido

0 < Corte < 50 %


Sem Corte

Desempenho CapitaisGrau de Confiabilidade

Requisitos Básicos

Desempenho

Capitais

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Discussão do Termo de Referência

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Instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão para aumento de capacidade de transmissão

Instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o respectivo módulo de conexão

Recapacitação ou repotenciação de equipamentos existentes para aumento de capacidade operativa

A serem implantados pelas Transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento prévio de receita

RI

RII

RIV

Resolução Normativa ANEEL Nº 443 de 26/07/2011

28


28

Instalação de equipamentos para adequação ou complementação de módulo de conexão, entrada de linha ou módulo geral, em função de alteração de configuração da rede elétrica

RIV

Substituição de equipamentos por superação de capacidade operativa

Instalação de Sistemas Especiais de Proteção – SEP, abrangendo Esquemas de Controle de Emergência – ECE, Esquemas de Controle de Segurança – ECS e proteções de caráter sistêmico

Instalação ou substituição de equipamentos em subestações com a finalidade de permitir a plena observabilidade e controlabilidade do SIN, incluindo sistema de oscilografia digital, bem como o seqüenciamento de eventos

Remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos do SIN

RV

RVI

RVII

RVIII

Deverão constar em seção específica do PAR e implantados pelas transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento de reajuste na RAP, subsequente a sua entrada em operação

Serão implantados pelas transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento prévio de receita

Relacionados aos reforços I, II e III

Não relacionados aos reforços I, II e III


29 29

Implementação de módulos de conexão de linhas de transmissão ou de transformadores de potência de propriedade de acessante ou de outra concessionária de transmissão, observado o disposto na Resolução Normativa no 67 e na Resolução Normativa no 68, ambas de 8 de junho de 2004.

Serão implantados pelas Transmissoras em decorrência de solicitação de acesso e remunerados por meio de CCT ou CCI, com estabelecimento de reajuste na RAP subsequente à sua entrada em operação

RIX


Entende-se que não há necessidade de constarem no PAR, exceto se fizerem parte de nova instalação


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PARV1A

R-I – TransformadorR-II – Comp. ReativaR-III – Recapacitação

PAR V1

Fluxo de informação: após a REN nº 643/2014

REFORÇOS

MELHORIAS

ANÁLISE

AMPLIAÇÕES

OBRAS DOC. ONS

Consolidação de obras RB

ANEEL

Consolidação de obras

peq. porte

Reajuste anual RAP

Leilão/REA

RAP com Rec.Prévia

REAReajuste

anual RAP

R-IV – Mód. ConexãoR-V – SuperaçãoR-VIII – Remanejam.

R-VI – SEP

R-VII – Observabilid.R-IX – Aumento vida

M-II – Fim vida LT,TR,CR

MME

PMIM-II – Fim vida demais equip.

M-I – Automação etc

SGPMI

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