Operador Nacional do Sistema Elétrico
GD e a Estabilidade
.....Integrando GD a Rede
A visão do Operador da Rede
João Batista Silva
Assistente Diretoria
Adm. Serv. Transm.
VII Seminário de Geração Distribuída
INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética
Rio de Janeiro, 14-09-2004
Desafios da Integração da G.Distribuída
I.
Desafios Comerciais
II.
Desafios Regulatórios
III. Desafios Técnicos
2
As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “
Sistema Elétrico Convencional
Centrais de geração centralizadas e
distribuição para os consumidores
Centrais de
geração
Residências
Edifícios
Fábricas
3
As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “
Sistema com Geração Distribuída
Hospital
(com seus próprios geradores)
Produção
Centros de Controle
Eólicas
Fontes Solares
Fábricas
Co-geração
Armazenadores
de energia
Residências
Edifícios
VEH
Edifícios "inteligentes"
(com seus próprios geradores)
Casas "inteligentes" e veículos (VEH)
(com seus próprios geradores a hidrogênio)
Fonte: The Economist; ABB
4
Oferta de Energia & Dados de Mercado - 2003
Sistema Interligado Nacional
Sistemas Isolados
2% do mercado
brasileiro
 Demanda máxima = 55,800 MW
 Capacidade Instalada = 77,321 MW
• Hidro: 66.321 MW ( > 85%)
 Produção = 365 TWh
• 92% hidro
Supre 98% do mercado brasileiro
 Consumidores = 47 milhões
 Renda Global = US$ 17 bilhões
 Recursos G&T = US$ 220 bi (40% GNP)
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.
5
O Sistema Interligado Nacional - SIN e seus Agentes....Distribuídos
O ONS é o integrador de uma rede de múltiplos agentes e instalações
Geração
GTn
Transmissão
Consumidor
Distribuição
Final
GT1
GH1
GH2
T4
GH5
GH6
GH4
T8
T2
Rede de distribuição
D4
T9
T7
26 agentes
73 agentes
349 Unidades Geradoras
D3
GD1
o
CL1
GD2
GT2
D2
T6
T5
GH3
D1
T3
T1
37 agentes
73.600 km de LTs
620 circuitos
314 sub-estações
Pontos de Entrega
de Energia: 700
6
GD Complementar à GC
Transmissão (∆T)
x
Expansão da
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
7
Evolução da extensão da Rede Básica
de Transmissão - km
8 7 .5 0 0
Modelo Anterior
Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04
8 4 .2 4 5
8 5 .0 0 0
1995 a 1998
2.400 km
8 2 .5 0 0
1999 a 2004
10.849 km
5 .6 6 4
8 0 .0 0 0
∆T
7 8 .5 8 1
7 7 .0 9 3 1 .4 8 8
7 7 .5 0 0
7 5 .4 4 2 1 .6 5 1
7 5 .0 0 0
7 3 .6 5 9 1 .7 8 3
7 2 .5 0 6
7 2 .5 0 0
1 .1 5 3
7 0 .0 3 3 2 .4 7 3
6 9 .0 3 4
7 0 .0 0 0
6 6 .9 5 4 2 .0 8 0
6 7 .5 0 0
a.a.(Previsto)
6 3 .9 7 1 2 .9 8 3
6 5 .0 0 0
6 2 .4 8 6
6 2 .5 0 0
∆T Médio = 2.650 km
999
6 1 .5 7 1
915
6 3 .1 1 0
624
861
6 1 .5 7 1 6 1 .5 7 1 6 2 .4 8 6 6 3 .1 1 0 6 3 .9 7 1 6 6 .9 5 4 6 9 .0 3 4 7 0 .0 3 3 7 2 .5 0 6 7 3 .6 5 9 7 5 .4 4 2 7 7 .0 9 3 7 8 .5 8 1
6 0 .0 0 0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2004
2005
2006
2007
∆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
8
Linhas de Transmissão são Usinas Virtuais
M W m ed
12,000
N ovo M odelo
8,900
M odelo
Anterior
3,000
10,100
Am pliação da C apacidade de
Transferência de Energia
10,000
11,000
M W m ed
Capacidade de transferência de energia das
Regiões N e SE para a Região NE
Capacidade de transferência de energia da
UHE Itaipu e Região Sul para a Região Sudeste
N o vo M o d elo
2,500
9,200
M o d elo
A n terio r
2,500
A m p liação d a C ap acid ad e d e
T ran sferên cia d e E n erg ia
2,050
2,500
2,050
2,000
8,000
7,000
6,200
6,100
6,500
5,200
4,900
6,000
1,500
1,900
5,300
4,000
4,000
1,300
1,900
2,200
1,450
2,500
1,000
1,000
400
400
2001
2002
1,450
1,000
800
4,000
600
600
200
1998
1999
2000
500
2,000
-
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2003
2004
2005
2006
2006
Equivale a uma UHE de cerca de 12.000 MW
Investimento > que 30,0 Bilhões de R$ - em geração
Realização de 12.800 km de LTs
Investimento de 8,2 Bilhões de R$ - em transmissão
9
Modelo de Transmissão – Receita Crescente
106
Remuneração explícita da Transmissão,
que passa a ser um Segmento de Negócio
R$
6 .0 0 0
5 .0 0 0
4 .0 0 0
Receita de Transmissão aprox.
10% da Receita Global do Setor
Tarifa de
Suprimento
remunera
T+G
2 0 0 0 -2 0 0 1
4 .0 0 0
1 .9 6 6
1 9 9 9 -2 0 0 0
1 .0 0 0
2 .3 3 8
1 .7 3 6
2 .0 0 0
3 .3 7 2
3 .0 0 0
5 .8 2 2
7 .0 0 0
Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04
Modelo
Anterior
An te s d e
2 0 0 1 -2 0 0 2
2 0 0 2 -2 0 0 3
2 0 0 3 -2 0 0 4
2 0 0 4 -2 0 0 5
1999
Sem inadimplência!!
10
Expansão da Transmissão x Aumento
da Receita das Transmissoras
Análise dos Insumos intervenientes na
Receita das Transmissoras
M ilh õ e s R $
2 0 0 2 /2 0 03
2 0 0 3 /2 0 04
2 0 0 4 /2 0 05
3 .3 7 2
4 .9 4 3
5 .6 9 4
553
1 .1 5 4
351
(16 ,4 % )
(23 ,4 % )
(6 ,2 % )
364
362
317
(10 ,8 % )
(7,3 % )
(5 ,6 % )
2 .3 1 2
3 .2 3 0
4 .7 4 7
(68 ,6 % )
(69 ,4 % )
(8 3,2 % )
R e c e ita d a s T ra n s m is so ra s
Δ d a in fla çã o
Δ d e N o va s O b ra s
O & M d o s is te m a e x is te n te
Receita das Transmissoras no Futuro!
B i R $ R$
Milhões
R e c e ita d a s T ra n s m is so ra s
N o va s O b ra s
R e c e ita G lo b a l
(*)
2000
2005
2010
2 .1 1 5
5 .6 9 4
1 0 .0 0 0
177
317
490
3 5 .6 8 1
6 7 .6 2 9
1 2 6 .9 3 5
0,4 % da
Receita Global
do Setor
11
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.
12
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.
13
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
14
Impactos Elétricos – Experiência com a Inserção
das Usinas Emergenciais, do Proinfa e UTEs a GN
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.
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
15
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
16
Geração Distribuída
- Avaliação perdas elétricas
- Análise do Desempenho Dinâmico
- Níveis de Curto circuito
- Cuidados especiais
17
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
18
Impactos em Regime Permanente
Variação de Perdas x Variação de Carga na Área Rio
FP: 0,85
500
Variação das Perdas(MW)
GR
GD
FP: 1,00
400
GR
300
GD
200
100
0
-100
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
D Carga (MW)
Incremento de Perdas (MW) - Ger. Remota. - FP 0,85
Incremento de Perdas (MW) - Ger. Distribuida - FP 0,85
Incremento de Perdas (MW) - Ger. Ext.
Incremento de Perdas (MW) - Ger. Dist. - FP 1
19
Impactos Dinâmicos - Geração Distribuída
40 UTEs de 50 MW –FP 0,85– Sem Estabilizador
40 UTEs de 50 MW– FP 0,85– Com estabilizador
20
Do Ponto de Vista de Níveis de Curto-Circuito
Resultados Curto-Circuito
 Geração distribuída (2000MW)
B a rra m e n to
R e a to r E q u iv a le n te p a ra c u rto m o n o fá s ic o (M v a r)
g e ra ç ã o
g e ra ç ã o
g e ra ç ã o e x te rn a
c o n c e n tra d a
d is trib u íd a
G ra ja ú 5 0 0 k V
4854
5235
5376
A d ria n ó p o lis
500kV
5263
6535
5882
A d ria n ó p o lis
345kV
444
7575
5000
A d ria n ó p o lis
138kV
2865
3424
3246
Cam pos 345 kV
1697
3205
1751
V itó ria 3 4 5 k V
1620
1736
1639
C a s c a d u ra
138kV
2604
2808
3460
J a c a re p a g u á
138 kV
3703
4032
4901
21
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.
22
Conclusões das Análises Realizadas
Curto-circuito e Perdas
 variação acentuada dos níveis de curto circuito com impacto em alguns
equipamentos próximos da GD
Perdas Ohmicas
redução importante no nível de perdas favorável a GD
Estabilidade Eletromecânica
 é importante o impacto(‘grau de penetração’) da GD - excitatrizes e PSS
 necessidade de se investir em controladores para GD
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
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.
23
Melhoria do Atendimento Eletro-energético
2004-2008 pela introdução dos Projetos do
Proinfa
24
Custos Marginais de Operação
Análise Estrutural
Custo M arginal de O peração
Cenário de M ercado de Referência
Custo M arginal de O peração
Cenário de M ercado Alto
Mercado Referência
Mercado Alto-6,4%aa
120,0
350,0
VN = 111,03 R$/M W h
VN= 110 R$/MWh
100,0
300,0
250,0
SE/CO
Sul
60,0
NE
Norte
40,0
C M O (R $ /M W h )
C M O (R $ /M W h )
80,0
200,0
SE/CO
Sul
150,0
NE
VN= 110 R$/MWh
Norte
VN = 111,03 R $/M W h
100,0
20,0
50,0
0,0
2004
2005
2006
2007
2008
0,0
2004
2005
2006
2007
2008
 situação favorável de atendimento em 2004-07;
 condições atendimento 2004-07, ainda aceitáveis;
 c/ elevação de riscos de déficit no final do
 em 2008, já se observa risco déficit bastante alto
horizonte, em 2008;
 equilíbrio oferta X demanda caracterizado por
CMO próximos ao VN
( até 9 a 20 %);
 o CMO médio anual > VN p/ todos os subsistemas
indica necessidade de aumento da oferta
25
Cenários de Evolução da Potência Instalada
Equivale aproximadamente
à complementação do Proinfa
S is te m a In te rlig a d o N a c io n a l
E vo lu ç ã o d a P o tê n c ia In s ta la d a (M W )
97000
P la n o 2 0 0 4
96000
1 ª R e visã o Q u a d rim e stra l 2 0 0 4
95000
P o tê n c ia (M W )
94000
93000
92000
91000
UHE Itaipu (atraso das UGs 19 e 20) =1.400 MW
90000
89000
UTE Termorio (Blocos II e III) = 739,6 MW
UTE Araucária = 469 MW
88000
87000
2004
2005
2006
2007
2008
26
Sistemas Elétricos x Requisitos de QEE
Efeito das Características dos Componentes das Redes
Elétricas e das Cargas nos Requisitos de QEE
Sistemas Elétricos Tradicionais
Predomínio de Componentes
Eletromecânicos
Sistemas Elétricos Atuais
Proliferação de Componentes com
tecnologia eletrônico-digitais
Características: robustez e
linearidade
Características: 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 Adicionais de QEE:
- distorção harmônica;
- flutuação de tensão (cintilação);
- desequilíbrio;
- variação de tensão de curta
duração (sag / swell).
27
Desafios Técnicos
 Informações a serem prestadas pelo Acessantes
 Atender os Procedimentos de Rede no que couber;
 considerar a prática das
distribuição e de transmissão
concessionárias
de
 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
28
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.
29
Redução dos Desafios Técnicos
 Padronizar os requisitos na Rede de Distribuição :
Implantar um Procedimento de Rede para a Rede
de Distribuição ( tensão < 230 kV) ;
30
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
31