PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012 1...

PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012 1

Reunião Inicial

CONSOLIDAÇÃO DA PREVISÃO DE CARGA

PARA OS ESTUDOS DO PAR 2014-2016PEL 2014-2015

Planejamento Energético Anual 2013-2017

Diretoria de Planejamento e Programação da Operação - DPPGerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – GMC1Núcleo Norte-Nordeste – NNNE3Núcleo Sul – NSUL2

ONSRio de Janeiro - RJ14 de agosto de 2012

PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012

2

AgendaAgenda (Manhã)

2

08:30 às 09:00 – Recepção/identificação09:00 às 09:30 – Abertura: Diretor de Planejamento e Programação da Operação do ONS.09:30 às 10:30 – Palestra: Perspectivas macroeconômicas e efeitos sobre a demanda de energia elétrica e o setor elétrico brasileiro – GESEL/UFRJ.10:30 às 10:45 – Intervalo10:45 às 12:30 – Tema Técnico:

• Integração das Usinas do Rio Madeira ao SIN – Assessor da DPP/ONS• Agentes convidados – Perspectivas para a previsão de carga para o horizonte

2012-2016: CELESC CEMIG PETROBRAS

12:30 às 13:00 - Apresentações da Gerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – ONS:

• Comportamento da carga de energia• Carga para o PEN 2013-2017.


Agenda (Tarde)

3

13:00 às 14:00 – Almoço.14:00 às 14:30 - Apresentação das Gerências GAT-2 e GPO-1 sobre o Estudo de Ampliações e Reforços na Rede Básica e sobre o Planejamento da Operação Elétrica de Médio Prazo – ONS.14:30 às 15:00 – Apresentação de novidades do aplicativo utilizado para a consolidação de previsão de carga – ONS15:00 às 17:00 – Apresentações da Gerência de Previsão e Acompanhamento da Carga – ONS:

• Resultados do PAR 13-15 e PEL 13-14• Termo de Referência• Planilha dos Consumidores Livres

17:00 às 17:30 – Esclarecimentos e comentários


4

AgendaAbertura

4

ONS - Diretoria de Planejamento e

Programação da Operação

Dr. Francisco José Arteiro


Equipe de Consolidação da CargaEquipe de Consolidação da Carga

5

Estudos Elétricos – PAR/PEL/Curto Prazo

Fausto Menezes – Gerente da GMC1021 2203-9886 – [email protected]

Luis Carlos de Araújo Simões - GMC1 021 2203-9835 – [email protected] Douglas Alexander Alves de Farias - GMC1

021 2203-9577 - [email protected] Olívio Henrique da Silva Fortes Filho - GMC1 021 2203-9513 – [email protected] Juliana Alves do Sacramento- GMC1 021 2203-9615 – [email protected] Luiz Antonio Weschenfelder – NSUL2

048 3231-3908 – [email protected] Conceição Alcoforado – NNNE3

081 3227-8914 – [email protected] Jadnilza Cavalcanti – NNNE3

081 3227-8931 [email protected]


Equipe de Consolidação da CargaEquipe de Consolidação da Carga

6

Estudos Energéticos – PEN e PMO

Fausto Menezes – Gerente da GMC1021 2203-9886 – [email protected]

Márcia Pereira dos Santos - GMC1 021 2203-9837 – [email protected] Luiz de Oliveira Rocha - GMC1 021 2203-9824 - [email protected] Rodrigues Peixoto - GMC1

021 2203-9827 - [email protected]


Contexto para as previsões de cargaContexto para as previsões de carga

Aprovação do Termo de ReferênciaAprovação do Termo de Referência

7


ContextoContexto

Desafio: explicação para as variações de carga entre estudos e em relação ao verificado;

Foco nas datas das transferências de carga entre barramentos;

Considerações sobre a previsão de carga para a Copa do Mundo de 2014 e Copa das Confederações em 2013;

8


Termo de Referência – Datas de envio de previsõesTermo de Referência – Datas de envio de previsões

9

• Dia 19 de cada mês => estudos mensais• Dia 10/04 => 3º. Quadrimestre *• Dia 10/08 => 1º. Quadrimestre *• Dia 20/09 => PAR/PEL *• Dia 10/12 => 2º. Quadrimestre

Importante=> Interação: área de mercado / área de carga por barramento / área de estudos elétricos

Obs: DECRETO Nº 5.163, de 30/07/2004: “Art. 17. A partir de 2005, todos os agentes de distribuição, vendedores, autoprodutores e os consumidores livres deverão informar ao Ministério de Minas e Energia, até 1º de agosto de cada ano, as previsões de seus mercados ou cargas para os cinco anos subseqüentes.”

* datas sugeridas na revisão nos Procedimentos de Rede


Termo de Referência – Consumidores Livres Termo de Referência – Consumidores Livres

10



11

Carga pesada de dias úteis: maior demanda do horário de ponta do Consumidor

Carga pesada de sábados e domingos: maior demanda da 19a e a 22a hora

Carga média de dias úteis, sábados e domingos: maior demanda da 9a e a 17a hora

Carga leve de dias úteis, sábados e domingos : menor demanda da 1a e a 9a hora

Obs: Carga mínima – dia 01/jan - considerar as reduções de carga programadas típicas para esse dia de feriado, se houver.



12

Deverá ser encaminhado ao ONS texto explicativo abordando os seguintes aspectos:

Principais diferenças das previsões quando comparadas com os estudos anteriores.

As intenções de ampliações de carga, não respaldadas por valores contratados ou constantes das solicitações e pareceres de acesso, com os respectivos prazos.

Informações a respeito das previsões de fator depotência (observar procedimento de rede e parecer de acesso).

Informações sobre a geração própria e sua ampliação, com destaque aos prazos previstos.

Informações relevantes sobre o comportamento da carga.

Informações sobre diferenças entre os valores previstos e os contratados.


Termo de Referência – Carga x Configuração Termo de Referência – Carga x Configuração

13


• Verão => out-mar; Inverno => abr-set.• Para o verão do último ano do horizonte (5º. ano), a pedido da área

de estudos, 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 dez-mar de cada agente. Para esse verão, será então considerada a maior carga global do período out-mar de cada agente com distribuição por barramento para último mês de dezembro.

• A área de estudos do ONS poderá considerar o mês de carga máxima considerando mês de menor injeção de geração na rede de distribuição, de modo a simular condições mais críticas para a rede básica. Exemplo: Alguns agentes de São Paulo, apesar de possuírem carga máxima de verão em out-nov, tem maiores valores de injeção de geração (biomassa) nesses meses. Nesses casos, será considerada a carga máxima do período dez-mar, quando não há geração de usinas de biomassa).

Termo de Referência – Carga x Configuração Termo de Referência – Carga x Configuração

14


Anexos I a V serão atualizados para cada estudo, caso necessário

Anexo I : Data de obras de fronteira Anexo II : Roteiro para Relatório de Premissas Anexo III : Lista atualizada das usinas não

despachadas pelo ONS (usinas tipo II e III – Submódulo 26)

Anexo IV : Pontos do sistema para destaque na análise

Anexo V – Roteiro para previsão de despacho de geração de usinas Tipo II e Tipo III

Termo de Referência – AnexosTermo de Referência – Anexos

15


Alteração de carga devido a mudança de configuração:

• Obras de fronteira da rede básica Anexo I Maior interação entre as áreas de estudos elétricos

e de mercado internamente às empresas, com relação as obras que acarretem remanejamento definitivo de carga

Considerar as datas das obras de fronteira da Rede Básica estimadas no Anexo I, para fornecimento dos dados de carga. Interagir com o ONS (GPO1 e GAT2) a respeito das datas informadas

O Agente deverá avaliar se as datas indicadas no Anexo I são compatíveis com o andamento das obras sob sua responsabilidade

Termo de Referência – Configuração da Rede BásicaTermo de Referência – Configuração da Rede Básica

16


ANEXO I – Data estimada de obras de fronteira que afetam a previsão da carga

Termo de Referência – Configuração da Rede Básica NNETermo de Referência – Configuração da Rede Básica NNE

17

Subestações de Fronteira

Tensão

(kV)

Agente

Data

Contratual

Data

Estimada

Data a Considerar

Miramar II 230/69 Celpa dez/13 dez/13 dez/13 Tucuruí 230/69 Celpa dez/13 dez/14 dez/14 Tucuruí 230/138 Celpa dez/13 dez/13 dez/13 Mirueira II 230/69 Celpe fev/14 fev/14 fev/14 Jaboatão II 230/69 Celpe fev/14 fev/14 fev/14 Chapadinha II 230/69 Cemar -- dez/15 out/15 Igaporã II 230/69 Coelba jun/12 out/13 out/13 Teixeira de Freitas II 230/138 Coelba abr/10 out/13 out/13

Brumado II 230/138 Coelba fev/14 dez/13 dez/13 Pirajá 230/69 Coelba nov/13 nov/13 nov/13 Poções II 230/138 Coelba mai/14 mai/14 mai/14 Rio Grande II 230/138 Coelba -- dez/15 out/15 Aquiraz II 230/69 Coelce mai/12 jan/13 jan/13 Maracanaú 230/69 Coelce -- dez/15 Currais Novos II 230/69 Cosern -- mai/15 Extremoz II 230/69 Cosern nov/13 nov/13 nov/13

Arapiraca III 230/69 Eletrobras

Distribuição Alagoas

out/12 fev/13 fev/13

Maceió II 230/69 Eletrobras

Distribuição Alagoas

mai/14 mai/14 mai/14

Teresina III 230/69 Eletrobras

Distribuição Piauí

ago/13 dez/13 dez/13

Gilbués II 230/69 Eletrobras


-- dez/15 out/15

Bom Jesus II 230/69 Eletrobras


-- dez/15 out/15

Nossa Senhora do Socorro 230/69 Energisa SE mai/14 mai/14 mai/14


Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECOTermo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECO

18


Tensão

(kV)

Agente

Data de Outorga

Data

Estimada

Data a Considerar

Corumbá 345/138 Caldas Novas Transmissão

Outorgada – Leilão

008/2010 fev/13 fev/13

Sete Lagoas 345/138 Cobra

Instalaciones y Servicios


006/2011 jun/13 jun/13

Nobres 230/138 Eletronorte Outorgada –

Leilão 004/2011

dez/13 dez/13

Nova Iguaçu 500/138

Linhas de Taubaté

Transmissora de Energia

Ltda.


004/2011 jan/14 jan/14

SE Paraguaçu Paulista II 230/88 --

Com outorga em análise - previsão de licitação no 2° semestre

de 2012

jan/15 jan/15

SE Luziânia 500/138

Luziânia – Niquelândia

Transmissora S.A.


006/2011 jan/14 jan/14

SE Niquelândia 230/69

Luziânia – Niquelândia

Transmissora S.A.


006/2011 jan/14 jan/14

Varzea Grande 230/138 ETVG Outorgada –

Leilão 001/2010

dez/12 dez/12

Lucas do Rio Verde 230/138 Eletronorte


008/2010 Jul/13 out/12

CSN 500/138

CL Companhia Siderúrgica

Nacional

-- fev/13 ??

Padre Fialho 345/138 Cobra

Instalaciones y Servicios


005/2009 jul/12 set/12


Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECOTermo de Referência – Configuração da Rede Básica - SECO

19


Tensão

(kV)

Agente

Data de Outorga

Data

Estimada

Data a Considerar

Cerquilho III 230/138 Copel Outorgada –

Leilão 001/2010

out/12 fev/13

Santos Dumont 2 345/138 ESDE


001/2009 mai/12 set/12

Linhares 230/138 Furnas Outorgada –

Leilão 005/2009

jul/12 dez/13

Atibaia 2 345/138 Interligação

Elétrica Pinheiros S.A.


004/2008 jul/12 jul/12

Itatiba 500/138 Transenergia

São Paulo (TSP)


001/2009 jul/12 jul/12

Macaé 345/138 -- Proposta no PAR 13-15 2014 jul/14

Zona Oeste 500/138 Furnas Outorgada –

Leilão 002/2012

jan/14 jan/14

São Gotardo 2 345/138 TAESA Outorgada –

Leilão 005/2012

-- jan/14

Piracicaba Centro 440/138 --

Com outorga em análise - previsão de licitação no 2° semestre

de 2012

jan/15 jan/15

Três Lagoas 2 440/138 -- Proposta no PAR 13-15 set/15 out/15

Itapeti 345/88 Interligação

Elétrica Pinheiros


004/2011 ago/13 ago/13


Termo de Referência – Configuração da Rede Básica - SULTermo de Referência – Configuração da Rede Básica - SUL

20


Tensão

(kV)

Agente

Data de Outorga

Data

Estimada

Data a Considerar

CAXIAS 6 230/69 RGE out/10 out /12 mar/13 IJUÍ 2 230/69 RGE out /10 out /12 mar/13 LAGEADO GRANDE 230/138 RGE out /10 out /12 mar/13

NOVA PETRÓPOLIS 2 230/69 RGE out /10 out /12 mar/13

CORUMBÁ 230/138 ENERSUL jun/11 jul13 set/13 FOZ DO CHAPECÓ 230/138 RGE/CELESC jun/11 fev/13 mar/13 UMUARAMA 230/138 COPEL-D jan/12 jan14 mar/14 CASCAVEL NORTE 230/138 COPEL-D mai/12 mai/14 set/14 CAMAQUÃ 3 230/69 CEEE-D mai/12 mai/14 set/14 GASPAR 2 230/138 CELESC mai/12 mai/14 set/14 SANTA QUITÉRIA 230/13.8 COPEL-D mai/12 mai/14 set/14 SIDROLÂNDIA 230/138 ENERSUL A LICITAR out/14 mar/15 CURITIBA NORTE 230/138 COPEL-D A LICITAR nov/16 out/16


Roteiro para elaboração do texto de premissas e análise qualitativa das

previsões de carga PAR 2014-2016 e PEL 2014-2015

Termo de Referência – Anexo IITermo de Referência – Anexo II

21


Motivações:• Procedimentos de Rede - submódulos 5.2 e 5.3 => Itens:

6.2.7(a)(vi) e 6.2.8(a)(6): “texto com análise qualitativa das previsões de carga elaboradas para este

submódulo – globais e por barramento –, com as premissas adotadas, as variações mais significativas em relação às previsões de outros ciclos, acompanhadas de justificativas, bem como com quaisquer outras informações que o agente julgar necessárias ao processo de consolidação da previsão de carga”

• padronização do texto;• ciclos anteriores: retrabalho (Agentes e ONS);• identificação de problemas pela área de estudos do

ONS;• avaliação das previsões realizadas pelos Agentes;• solicitação das áreas de estudos (variações de carga).

Ganhos esperados => evitar retrabalho, aprofundar análise das previsões (ONS), filtrar problemas de previsão => melhorar a qualidade das previsões.


22



23

• Estrutura:1. Previsão da Demanda Global2. Carga por Barramento3. Pontos do sistema para destaque na análise4. Estimativa de perdas da Rede de Simulação5. Cronograma de obras de usinas futuras

consideradas no estudo.6. Conclusões e Comentários Adicionais que o Agente

julgar necessário.



24

1. Previsão da Demanda Globala) Comentar a metodologia e critérios utilizados para

obtenção das previsões de demanda global: utilização de modelos abertura mensal utilização de fator de carga consideração indicadores econômicos consideração de variáveis meteorológicas entrada/saída de grandes consumidores migração consumidores de/para rede básica particularidades das regiões elétricas da área de concessão particularidades dos mercados residencial, comercial e industrial



25

1. Previsão da Demanda Global

b) Comentar as eventuais diferenças das previsões das demandas máximas mensais entre o PAR e o Simples-EPE. Verificar planilha “Sazonalidade” (range A20:Q40).



26

1. Previsão da Demanda Global

c) Comentar as taxas de crescimento da demanda máxima anual dentro do horizonte do estudo e em relação ao verificado:

A partir das informações da planilha “Sazonalidade” verificar e comentar:

- taxas de crescimentos do PAR 2014-2016 (range N29:N33);- aderência com as taxas de crescimento históricas (ranges:

N5:N18 e O20:S20);- diferenças em relação às taxas de crescimento do PAR 2013-

2015 (range: P28:P31);



29

1. Previsão da Demanda Globald) Comentar a metodologia e critérios utilizados para

obtenção da sazonalidade da demanda máxima, indicando:

o período histórico utilizado; destacando ajustes efetuados, expurgo de atipicidades; consideração de novas tendências e entrada de grandes

blocos de carga; Comentar diferenças em relação à sazonalidade do PAR

2013-2015 e a sazonalidade média histórica da planilha “sazonalidade”, considerando os mesmos períodos históricos, utilizando as informações e gráficos da planilha “Sazonalidade” (gráfico, range: A116:N149).



31

1. Previsão da Demanda Globale) Comentar as diferenças em relação às previsões

do PAR 2013-2015 a partir da análise gráfica da carga total dos barramentos (MW, Mvar e fator de potência, por condição de carga).

picos e vales comportamento sazonal posição relativa das condições de carga entrada/saída de blocos de carga entrada/saída de compensação reativa mudanças de nível pode-se incrementar essa análise utilizando o dado

verificado



36

1. Previsão da Demanda Globalf) Comentar variações significativas de diferença de

MW ou %, fator de potência, relações de carga e crescimentos da carga total dos barramentos: PAR 2014-2016 e PAR 2013-2015 em todas as condições de carga.

Verificar eventuais inconsistências, valores “fora da média” ou atípicos



39

1. Previsão da Demanda Globalg) Comentar as variações de Relações de Carga

(relações entre as demandas das condições de carga, tendo como referência a demanda da condição de carga pesada de dias úteis) previstas e verificadas.

metodologia / período utilizado, ajustes efetuados, expurgo de atipicidades, consideração de feriados regionais, consideração de novas tendências. para a “carga global verificada” por condição de carga obter “relações de

carga verificadas” e comparar com as “relações de carga previstas”, para avaliar eventuais inconsistências, valores “fora da média” e comentar variações significativas.



42

1. Previsão da Demanda Globalh) Comentar como foi projetada a curva de carga

global prevista: metodologia / período utilizado destacando ajustes efetuados, expurgo de atipicidades, consideração de feriados regionais, consideração de novas tendências, destacar as principais diferenças entre PAR 2012-2014 e PAR 2013-

2015.



43

2. Previsão de Carga por Barramentoa) Comentar metodologia e os critérios utilizados

para obtenção das previsões de carga por barramento.

Caso utilizada uma metodologia “top-down” (desagregação) indicar qual distribuição de carga foi utilizada como ponto de partida (“semente”):

- dado verificado (indicar anos/meses, ajustes) ou - dado previsto (indicar estudo, anos/meses,

ajustes).



44

2. Previsão de Carga por Barramentob) Comentar as principais variações de carga em

relação ao mesmo ano do PAR 2013-2015 e aos sucessivos anos do PAR 2014-2016:

Remanejamentos (obras ou operativos): novos, adiantados, postergados, excluídos;

Entrada, ampliação e retirada de carga: novas, adiantadas, postergadas, excluídas;

Ajustes ou correção de previsão.



51

2. Previsão de Carga por Barramentoc) Comentar as principais variações de fator de

potência em relação ao mesmo ano do PAR 2013-2015 e aos sucessivos anos do PAR 2014-2016:

Remanejamentos (obras ou operativos): novos, adiantados, postergados, excluídos;

Entrada, ampliação e retirada de carga: novas, adiantadas, postergadas, excluídas;

Bancos de capacitores instalados nas subestações de Distribuição: novos, adiantados, postergados, excluídos, alteração na operação do banco.

Ajustes ou correção de previsão.



58

2. Previsão de Carga por Barramentod) Citar a entrada, ampliação e retiradas de carga,

explicitando a data e barramento da Rede de Simulação associado (verificar se a planilha “Carga Horo-Sazonal” foi atualizada) e destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015.

e) Comentar os remanejamentos definitivos (verificar se a planilha “remanejamento” foi atualizada) e destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015.



59

2. Previsão de Carga por Barramentof) Para agentes do NNE, citar a relação de subestações que

compõem cada barramento da Rede de Simulação envolvido. (verificar se a planilha “SE Distribuição” foi atualizada). Destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015.

g) Comentar como foi projetado o fator de potência dos barramentos, a influência do plano de obras da subtransmissão. Informar o cronograma de obras de novos bancos de capacitores instalados nas subestações de Distribuição (indicar mês e ano) (verificar se as planilha “Compensação Reativa” e “Obras da Distribuição” foram atualizadas e/ou indicar nova representação de bancos na rede de simulação). Destacar as diferenças em relação ao PAR 2013-2015.



60

3. Pontos do sistema para destaque na análise Comentar os pontos do sistema para destaque na

análise, estabelecidos no ANEXO IV em conjunto com as áreas de estudos elétricos.

4. Estimativa de perdas da Rede de Simulação Comentar os critérios utilizados para obtenção das

previsões das perdas da Rede de Simulação (diferença entre a carga global e a carga total dos barramentos).



61

5. Cronograma de obras de usinas futuras consideradas no estudo.

Comentar as usinas futuras consideradas no horizonte do estudo informando a data de entrada em operação:

- usinas do Anexo III com data de previsão igual a do Anexo III; - usinas do Anexo III com data de previsão diferente a do Anexo III

(justificar); - usinas do Anexo III não consideradas nas previsões (justificar); - usinas consideradas nas previsões, mas que não constam do Anexo

III (justificar).

6. Conclusões e Comentários Adicionais que o Agente julgar necessário.


Previsões de carga de demanda global do PAR/PEL comparadas com a demanda máxima Simples-EPE.

Previsões de carga de demanda global do PAR/PEL compatibilidade com a carga de energia do PEN.

Previsões por barramento da Rede de Simulação compatibilidade com as previsões para os pontos de conexão com a Rede Básica a ser contratada nos CUST.

Termo de Referência – Coerência entre as previsõesTermo de Referência – Coerência entre as previsões

63


Alteração de carga devido a mudança de configuração:

• Obras de Distribuição: Ações preventivas: O termo de referência da carga solicita os

remanejamentos de carga e a indicação das obras da rede de distribuição e fronteira da rede básica que afetam a previsão da carga (Premissas, Planilha Remanejamento, Planilha Obras de Distribuição)

Área de carga articulada à de estudos: solicita o resumo do programa de obras de distribuição que está sendo considerado na previsão de carga planilha Obras Distribuição

Termo de Referência – Configuração da Rede DistribuiçãoTermo de Referência – Configuração da Rede Distribuição

64



65


Subestações de Distribuição (aplicado ao NNE):


66


O ONS (área de estudos em conjunto com a área de carga de carga) enviará e-mail aos Agentes (área de estudos é cópia para área de carga) visando a definição antecipada da configuração da Rede de Simulação que afetem a distribuição da carga => envio da planilha de “Obras de Distribuição”.

Termo de Referência – Carga x Topologia da Rede Termo de Referência – Carga x Topologia da Rede

67


• Anexo III : Lista atualizada das usinas não despachadas pelo ONS (Tipo II e Tipo III )

Usinas em operação: mensalmente pelo Agente no PMO,

Usinas Futuras: Ver critérios para que usinas futuras sejam consideradas nos estudos elétricos

Termo de Referência – Usinas Termo de Referência – Usinas

• Anexo V – Roteiro para previsão de despacho de geração de usinas Tipo II e Tipo III

Previsão geração de potência reativa = 0 Limites de geração e absorção de reativo

68


• Critério para consideração de usinas futuras (Tipo II e Tipo III )

Para que uma futura usina seja considerada no estudo, a mesma deverá ter o sinal verde da ANEEL ou constar na relação do DMSE considerada no PMO ou PEN, ou seja, não deverão existir impedimentos para sua entrada em operação

2015 a 2017 também as usinas com sinal amarelo (ANEEL)

Incluir ou retirar uma usina (Anexo III) deverá ser validada pelas áreas de estudo do ONS e dos agentes

Termo de Referência Termo de Referência – Usinas– Usinas

69


Informações complementares - fornecidas pelos Agentes:

Deverá ser identificado o Agente de Distribuição em que a usina se conectará

Deverá ser incluída a referência do barramento elétrico ao qual a usina está conectada (número e nome)

Usinas inoperantes em períodos dentro do horizonte de estudo, deverá ter despacho igual a zero, no período correspondente

Inclusões de novas usinas deverão ser justificadas pelo Agente

Termo de Referência – UsinasTermo de Referência – Usinas

70


Informações complementares - fornecidas pelos Agentes:

A não consideração da previsão do despacho de geração de alguma usina deverá ser justificada pelo Agente.

Caso seja identificado algum erro ou falta de informação nos dados que identifiquem as usinas, os agentes deverão proceder à correção na planilha pertinente

Lembrete: Barramentos com carga e geração utilizar o conceito de

Carga Plena

Termo de Referência – UsinasTermo de Referência – Usinas

71


Dados verificados : Subsídio para os processos de consolidação das

previsões de carga Carga Global => carga plena => sistema Sagic Enviados nos estudos de Curto Prazo – Mensais

(Submódulo 5.3 dos Procedimentos de Rede) Carga de demanda ativa e reativa, por barramento

da rede de simulação, por condição de carga com intervalo de integralização de 1 (uma) hora

Carga de demanda ativa global, por condição de carga com intervalo de integralização de 1 (uma) hora

Termo de Referência– Dados verificados Termo de Referência– Dados verificados

72

PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012 73

Fator de Potência: Ênfase especial será dada à previsão da carga

reativa Não considerar nas previsões de carga a

compensação reativa representada na rede de simulação

Premissas:• Comentar como foi projetado o fator de potência

dos barramentos• Comentar a influência do plano de obras da rede

de distribuição• Comentar as principais variações em relação ao

PAR 2013-2015, ao Curto Prazo 2011 e 2012 e aos dados verificados

Termo de Referência– Fator de Potência Termo de Referência– Fator de Potência


Fator de Potência:

Planilha “Compensação Reativa” preenchimento obrigatório com a informação dos bancos de capacitores e reatores não representados na rede de simulação: Compensações existentes até agosto/2012 Compensações a serem instaladas no período

de setembro de 2012 a dezembro de 2017


74


Fator de Potência: Item 3.1 d Os fatores de potência informados pelas distribuidoras

para os novos pontos de fronteira da rede básica e DIT, em cada condição de carga, não devem ser inferiores aos valores das solicitações e pareceres de acesso e conforme estabelecido nos procedimentos de rede do Módulo 3.

Em relação a pontos existentes, ressalta-se que a obra só será indicada caso seja necessária após simulação considerando a correção do fator de potência dos pontos de fronteira envolvidos, observando o Módulo 3.


75


Remanejamento: Comentar os remanejamentos definitivos Citar a relação de subestações que compõem cada

barramento da rede de simulação envolvido Comentar as principais variações em relação ao

PAR 2013-2015, ao Curto Prazo 2011 e 2012 e aos dados verificados

Lembrete: Confirmar se o montante de carga que foi remanejada foi abatido do barramento de origem.

Termo de Referência– RemanejamentoTermo de Referência– Remanejamento

76


Termo de Referência– RemanejamentoTermo de Referência– Remanejamento

77


Termo de Referência– InclusãoTermo de Referência– Inclusão

4.2.3 j) Com relação à migração de consumidores livres da rede de distribuição para a rede básica, a partir da data mais provável prevista para essa migração (data essa a ser indicada pelo ONS), os agentes de distribuição não deverão considerar, em suas previsões, a carga de consumidores livres que já solicitaram acesso à rede básica.

78


Termo de Referência– ConsideraçõesTermo de Referência– Considerações

Outras questões sobre o entendimento do Termo de Referência

79

PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012 1...

Documents

Transcript of PAR 2014-2016, PEL 2014-2015 e PEN 2013-2017 - Reunião Inicial SIN, dia 14 de agosto de 2012 1...