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

11

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!

12

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.

13

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.

14

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

15

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

16

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

19

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

20

Impactos Dinâmicos - Geração Distribuída

40 UTEs de 50 MW –FP 0,85– Sem Estabilizador

40 UTEs de 50 MW– FP 0,85– Com estabilizador

21

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

22

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.

23

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

24

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.

30

Redução dos Desafios TécnicosPadronizar os requisitos na Rede de Distribuição :

Implantar um Procedimento de Rede para a Rede de Distribuição ( tensão < 230 kV) ;

31

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