Projeto ESTAL: Utilização de Fasores no Sistema
Interligado Nacional do ONS
Relatório 1
Avaliação dos Ganhos Econômicos com o
Uso de Medições Fasoriais na Operação do
Sistema
Khoi Vu, Yi Hu, Bozidar Avramovic, Siri Varadan, Damir Novosel,
Ralph Masiello, Celso Araújo
15 de Dezembro de 2006
http://www.kema.com
Sumário Executivo
Este relatório examina os potenciais ganhos econômicos que podem ser atingidos através da
implantação da tecnologia de Medição Fasorial na operação do Sistema Interligado Nacional
Brasileiro (SIN) pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O relatório apresenta os potenciais benefícios qualitativos e quantitativos desta implantação. A
descrição qualitativa dos benefícios é mais geral e aplicável a qualquer concessionária. Um
exemplo de benefícios quantitativos foi especificamente analisado neste relatório a partir dos
dados de operação do ONS. O relatório não inclui uma análise de custo-benefício, nem uma
análise de Valor Presente Líquido (VPL). O relatório busca fornecer uma lista compreensível de
benefícios e identificar ganhos econômicos tangíveis, onde possível.
A operação do SIN representa um desafio único para o ONS, já que ela deve levar em conta
considerações conflitantes, como: economia, segurança, confiabilidade e preocupações
ambientais, além de, frequentemente, condições meteorológicas imprevisíveis. A adoção de
tecnologia avançada é um dos modos de enfrentar este desafio. A tecnologia de Sistemas de
Medição Fasorial (PMU) é uma mudança de paradigma tecnológico para a próxima geração que
fornece uma plataforma para desenvolver e implantar várias aplicações que melhorem as
operações do ONS.
Um dos benefícios qualitativos de integrar medições fasoriais às operações do SIN é a melhora na
precisão do Estimador de Estado, com base na premissa de que melhores entradas resultam em
melhores saídas. A melhora na precisão do Estimador de Estado deve resultar em melhores
níveis de precisão em aplicações avançadas de tempo real. Por exemplo: a precisão das
aplicações existentes, como a determinação on-line de limites de estabilidade, avaliação de
segurança, identificação de parâmetros, e detecção de dados potencialmente incorretos pode ser
significativamente melhorada. Um bom exemplo de monitoração pro ativa e de detecção
preventiva de desligamentos iminentes, o uso da tecnologia de PMU tem como principal vantagem
financeira definir com maior precisão melhores e mais altos níveis para os limites inter-regionais e
intra-regionais de transmissão de energia.
Outro benefício importante de se usar a tecnologia PMU é que ela torna significativamente mais
eficiente a análise para identificação da causa básica de ocorrências. Esta aplicação consome
atualmente muito tempo devido à natureza assíncrona das medições, que devem ser
sincronizadas para que se possa obter qualquer análise significativa. No ONS, a função pósoperação é tipicamente responsável pela análise pós-evento, podendo enfrentar atrasos devido a
não existência de dados sincronizados para realizar sua análise eficientemente.
Grandes benefícios quantitativos de se usar tecnologia de PMU na operação do SIN podem ser
caracterizados em termos de alívios de congestões, obtidos com a utilização de limites de
transmissão mais precisos para transferências de energia inter-regionais. Com a alta porcentagem
de geração hidroelétrica no SIN e com um modelo impar de afluência de água nas diferentes
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regiões, é bastante comum que grandes montantes de energia devam ser transferidos de uma
região à outra, empurrando o uso dos principais corredores de transmissão para os seus limites.
Se for possível rastrear dinamicamente os "verdadeiros" limites de transferência para tráfego interregional e intra-regional de energia, os ganhos econômicos podem ser obtidos de duas maneiras.
Por um lado, se esses limites tiverem sido estabelecidos de forma demasiadamente
conservadora, devido à natureza dos processos através dos quais os limites são determinados,
pode-se chegar a um preço final mais alto para os usuários finais, porque não se está
maximizando o uso da capacidade do corredor, dos recursos hídricos disponíveis e da capacidade
de transmissão. Nesta situação, utilizar as PMU para rastrear de perto o limite "verdadeiro" pode
permitir uma maior transferência.
Por outro lado, se o corredor de transmissão estivesse, sem que ninguém soubesse, funcionando
acima do limite "verdadeiro", o sistema estaria vulnerável a potenciais conseqüências severas,
caso uma contingência acontecesse. Em ambos os casos, as tecnologias baseadas nas PMU
oferecem a possibilidade de estabelecer os limites de transferência mais próximos de seus valores
“verdadeiros”, e assim melhorar a utilização econômica do sistema sem arriscar sua
confiabilidade.
A tecnologia de Medição Fasorial também oferece a possibilidade de se refinar (ou de se
implantar novos) esquemas de proteção especiais, que poderiam, em alguns casos, melhorar
dramaticamente os limites de transferência de um corredor principal de transmissão.
Em nossa análise, utilizamos os dados operacionais recentes do ONS para calcular os potenciais
ganhos de se utilizar tecnologia PMU no alívio de congestões. Mais especificamente,
selecionamos os dados referentes a Março de 2006, e o corredor Norte Nordeste (onde o limite de
transmissão FNE é reforçado), que geralmente fica congestionada na primeira metade do ano
devido à abundância de água na região Norte, que, se não utilizada, seria perdida através de
vertimento.
A nossa análise dos dados operacionais reais indica que um aumento entre 5% e 15% no limite de
transferência com o uso tecnologia de PMU na mesma situação poderia se traduzir em uma
economia de aproximadamente de R$ 500.000,00 a R$ 1.500.000,00 durante as três primeiras
semanas do mês.
Para uma suposta situação de desligamento imprevisto do sistema por duas semanas durante o
mesmo período, melhoras de 20% a 25% nos limites de transferência de potência poderiam
resultar em ganhos numa faixa de 3,5 a 4,4 milhões de reais. Se o mesmo método de análise for
aplicado a todos os outros corredores inter-regionais e intra-regionais do SIN em um período de
um ano, é razoável esperar que a utilização da tecnologia PMU traga ganhos econômicos anuais
da ordem de dezenas de dezenas de milhões de reais.
Os cálculos de ganhos econômicos são baseados em uma avaliação dos alívios de congestões
pela tecnologia de PMU. Tais ganhos podem ser atingidos pela integração de medição mais
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precisa na determinação dos limites de transferência que tipicamente provam ser "gargalos" na
transferência de energia de uma região à outra ou dentro de uma dada região. Este relatório
somente analisou os ganhos econômicos resultantes do alívio de congestão. Todavia, há diversos
outros potenciais ganhos econômicos a serem atingidos com a integração da tecnologia de PMU
nas operações do ONS. Por exemplo, a mesma interconexão usada no nosso exemplo de Março
de 2006 foi dramaticamente limitada (em comparação com uma situação normal) durante 3
primeiras semanas devido a perda de uma interconexão NE-SE principal. Se existisse um
esquema de proteção especial, que é factível (baseado na tecnologia de PMU), o ganho poderia
potencialmente ser de mais de R$ 6 milhões para cada semana em que o caminho paralelo
estivesse interrompido.
Com base nos resultados das análises neste relatório, pode ser concluído o seguinte:
•
A tecnologia de PMU poderá refinar as operações de sistema do ONS, com a melhor
determinação de limite de transferência através de melhora na precisão das medições e na
modelagem do sistema; avaliação de segurança em tempo real, incluindo avaliação
dinâmica de segurança em adição às avaliações estáticas de segurança mais tradicionais,
através do uso do Estimador de Estado com desempenho melhorado; suporte à tomada de
decisão em tempo real, com novas informações e aplicações que se utilizam da nova
informação que atualmente não estão disponíveis; e análise pós-evento com registro de
eventos sincronizado.
•
Embora não seja possível quantificar todos os ganhos econômicos resultantes da
utilização da tecnologia PMU nas operações do SIN, os resultados deste relatório mostram
que, somente o alívio de congestionamentos poderia, potencialmente, levar a uma
economia de dezenas de milhões de reais em um curto período de tempo.
A análise deste relatório também mostra a importância de se utilizar totalmente a tecnologia
PMU para maximizar o uso das capacidades de transmissão das linhas de transmissão
existentes durante contingências do sistema e/ou períodos de pesadas congestões criadas por
desligamentos não programados, já que este uso poderia ajudar a atingir substanciais ganhos
econômicos durante esses períodos.
Como não é economicamente justificável construir uma rede de transmissão de energia para
atender todas as exigências de transferência de energia durante os curtos períodos de
contingências de sistema e/ou desligamentos não programados, utilizar tecnologia avançada,
como a tecnologia PMU, é o melhor modo de alcançar ganhos econômicos e evitar construção
excessiva de linhas de transmissão.
Em resumo, os ganhos econômicos estimados neste relatório são apenas uma pequena
porção dos ganhos econômicos totais que podem ser atingidos através da integração da
tecnologia de PMU nas operações do ONS. É importante observar que nenhuma outra
tecnologia atualmente disponível oferece tanto em termos de um pacote de benefícios como a
tecnologia de PMU.
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Definições
Esta seção apresenta a relação das definições dos termos usados no presente relatório,
pertinentes aos dispositivos sincronizados por GPS, aos protocolos de comunicação e aos meios
de comunicação.
Termo
Definição
Anti-aliasing
Processo de filtragem de um sinal quando da conversão para um
formato amostrado (“sampled”) para remover os componentes desse
sinal cuja freqüência seja igual ou maior do que ½ da taxa de Nyquist
(taxa de amostra). Se não removidos, esses componentes do sinal
podem aparecer como um componente de menor freqüência (um “alias”).
Corredor de
Energia
Um grupo de linhas de transmissão onde um único limite de transmissão
de potência é imposto. Na versão em português deste relatório, o termo
“flowgate” é ocasionalmente substituído pelos termos "interconexão" e
“interface”.
EE
Estimador de Estado.
EMS
Energy Management System (ou Sistema de Gerenciamento de
Energia).
Fasor sincronizado
(Sincrofasor)
Um fasor calculado a partir de amostras de dados usando um sinal de
tempo padronizado como referência para a medida. Neste caso, os
fasores de lugares remotos têm uma relação de mesma fase definida.
GPS
Global Positioning System (ou Sistema de Posicionamento Global). Um
sistema baseado em satélite que provê posição e tempo. A exatidão de
relógios com base no GPS pode ser melhor que 1 microssegundo.
IEEE C37.118
O novo protocolo IEEE para dados de fasores, que substituiu os
protocolos IEEE 1344 e o BPA/PDC Stream. Dados típicos são enviados
nesse formato sobre UDP/IP ou através de um link série.
IRIG-B
Formatos de transmissão de tempo desenvolvidos pelo Inter-Range
Instrumentation Group (IRIG). A versão mais comum é a IRIG-B, que
transmite dia do ano, hora, minuto e segundo uma vez por segundo,
sobre um sinal portador de 1 kHz.
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Termo
Definição
Multicast
Transmissão de dados de um dispositivo para vários. Os dados são
transmitidos ao endereço IP de um grupo. Qualquer membro do grupo
pode acessar o endereço para receber os dados. Qualquer um pode
então se juntar a este grupo multicast, e quando um servidor envia ao
grupo, todos do grupo receberão os dados. A vantagem é que este
protocolo é roteável e não sobrecarrega todos os computadores na subrede local.
PDC
Phasor Data Concentrator (ou Concentrador de Dados Fasoriais). Uma
unidade lógica que coleta dados fasoriais e de eventos discretos das
PMU (e possivelmente de outros PDC), e transmite os dados para outras
aplicações. Os PDC podem guardar os dados por um curto período
(buffer), mas não podem armazenar os dados.
Fasor
Um equivalente complexo de uma quantidade de onda co-seno simples
tal que o módulo do complexo é a amplitude da onda co-seno e o ângulo
do complexo (na forma polar) é o ângulo de fase da onda co-seno.
PPS
Pulso por Segundo. Um sinal consistindo de um trem de pulsos
retangulares ocorrendo a uma freqüência de 1 Hz, com a borda
crescente sincronizada com segundos UTC (coordenada universal de
tempo). Este sinal é tipicamente gerado por receptores GPS.
PMU
Phasor Measurement Unit (ou Unidade de Medição Fasorial). Um
dispositivo que amostra dados de tensão e de corrente analógica em
sincronismo com um relógio GPS. As amostras são usadas para calcular
os fasores correspondentes. Os fasores são calculados com base em
uma referência absoluta de tempo (UTC), tipicamente derivada de um
receptor GPS interno.
RS 232
(Recommended Standard 232) – É uma norma de telecomunicação para
interconexão de dados binários seriais entre um DTE (Data terminal
equipment – Equipamento terminal de dados) e um DCE (Data
communication equipment – Equipamento de comunicação de dados).
RS 485
(Recommended Standard 485) – (Agora EIA-485) é uma especificação
elétrica para uma conexão a dois fios serial multiponto, semi-duplex (OSI
Model).
SAGE
Sistema EMS / SCADA usado pelo Centro Nacional de Controle do ONS
(CNOS) para monitorar o SIN.
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Termo
Definição
SCADA
Supervisory Control And Data Acquisition (ou Controle Supervisório e
Aquisição de Dados).
SIN
Sistema Elétrico Interligado Nacional Brasileiro.
SOC
Second of Century (ou Segundo do Século), número definido de acordo
com o protocolo de tempo da rede (Network Time Protocol - NTP). O
número SOC é o tempo UTC em segundos calculado a partir da meianoite de 1º de janeiro de 1900.
Sincronismo
O estado em que sistemas conectados de corrente alternada, máquinas
ou suas combinações operam a mesma freqüência e onde o
defasamento de ângulos de fase entre tensões é constante, ou varia
com valor médio constante e estável.
Taxa de
amostragem
O número de amostras (medições) por segundo feitas por um conversor
analógico/digital.
Taxa de Nyquist
Uma taxa que é duas vezes o mais alto componente de freqüência em
um sinal analógico de entrada. O sinal analógico deve ser amostrado
(“sampled”) a uma taxa maior do que a taxa de Nyquist para ser
representada corretamente em forma digital.
TCP/IP
TCP/IP é um protocolo de nível baixo para uso principalmente em
Ethernet ou redes relacionadas, usado pela maioria dos protocolos de
alto nível para transportar os dados. TCP/IP provê uma conexão
altamente confiável em redes não confiáveis, usando somas de
verificação, controle de congestão e reenvio automático de dados (ruins
ou perdidos).
Limite de
Transmissão
A máxima potência que pode ser transferida por uma linha de
transmissão, por um corredor ou por um “flowgate”. Tal limite é
determinado ou pelas capacidades do equipamento ou pelas exigências
de operação confiável do sistema.
TVE
Total Vector Error (ou Erro Total do Vetor) – Medida de erro entre o valor
teórico do fasor do sinal sendo medido e o fasor estimado
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Termo
Definição
UDP/IP
UDP/IP é um protocolo de IP de nível baixo que provê comunicação de
baixa latência através da Ethernet ou redes relacionadas. UDP/IP não
provê qualquer controle de erro ou reenvio de dados ruins ou perdidos.
O dispositivo ou software de aplicação precisará verificar a correção dos
dados. Todavia, o UDP/IP não requer tempo de reconhecimento
(“handshaking”) e não bloqueará, tornando-se ideal para comunicações
de dados em tempo real.
UTC
Coordinated Universal Time (ou Tempo Universal Coordenado). O UTC
representa a hora do dia no meridiano primal da Terra (0° de longitude).
TSA
Transient Stability Assessment ou Avaliação de Estabilidade Transitória.
VSA
Voltage Stability Assessment ou Avaliação de Estabilidade de Tensão.
WAMPAC
Wide-Area Monitoring, Protection, Automation and Control ou Projeto de
Monitoração, Proteção, Automação e Controle em Grandes Áreas.
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1.
Introdução
Este é o Relatório 1 do Projeto ESTAL / ONS, cujos Serviços de Consultoria foram contratados
ao Consórcio KEMA, pelo Ministério de Minas e Energia do Brasil (MME), por meio do Programa
ESTAL, em associação com o Banco Mundial, através do Contrato ESTAL/SBQC/001/2006,
envolvendo a “Utilização de Fasores no Sistema Interligado”. O presente relatório, primeiro
dos dois relatórios da Fase 1 do Projeto, apresenta uma análise dos potenciais ganhos
econômicos que podem ser atingidos com o uso da Tecnologia de Medição Fasorial (PMU) em
operações de sistema do ONS.
Os ganhos são descritos de forma qualitativa e quantitativa. As análises quantitativas não
consideram incertezas nos retornos esperados, nem realiza uma análise de Valor Presente
Líquido (VPL) para examinar o valor monetário dos custos e benefícios. O relatório procura
fornecer uma lista abrangente de benefícios e identificar ganhos econômicos tangíveis, sem se
preocupar em fazer uma análise de custo benefício.
É importante observar que não é propósito deste relatório fazer um estudo amplo de previsão de
todos os benefícios monetários potenciais às operações de sistema do ONS que podem ser
obtidos com o uso da tecnologia de PMU. Também não é objetivo do relatório servir como um
estudo de caso de negócios, ao comparar o custo estimado de um sistema PMU com os
benefícios TOTAIS previstos.
O foco deste relatório, como mencionado acima, é de identificar e analisar alguns dos potenciais
ganhos econômicos que podem ser alcançados pelo uso da Tecnologia de PMU nas operações
de sistema do ONS que é o principal objetivo do Departamento de Operação do ONS levar os
seguintes fatores em consideração:
•
A aceitação da tecnologia PMU tem sido acelerada conforme o custo de se implantar
funções de PMU continuar a cair. Existem muitos dispositivos que já incluem as funções de
PMU, como relés, medidores, registradores de falta, etc., e mais estão a caminho. Este
desenvolvimento em breve levará à alta disponibilidade de dados de PMU por toda a
extensão dos sistemas de potência. Uma vez que isto tenha acontecido, justificar o custo
de se utilizar tecnologia PMU não será uma grande questão. Como melhor utilizar esta
tecnologia para atingir maiores benefícios se tornará, então, o foco principal.
•
O ONS implantará um sistema de PMU nos próximos dois anos para registro de dinâmica
de longo prazo do sistema. Ele concluiu um projeto (ver descrição resumida do projeto no
fim desta seção) para projetar e especificar o sistema PMU com esta finalidade. A Diretoria
de Operação do ONS está interessada em identificar os benefícios potenciais de se usar
dados de PMU que poderiam ser gerados por este sistema e unidades adicionais
instaladas pelos Agentes, assim como de PMU que possam ser necessárias para melhorar
as operações do sistema.
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O Projeto ESTAL / ONS envolve diversas atividades integrantes do Projeto 11.11 do Plano de
Ação do ONS no triênio 2006-2008, o qual foi aprovado pela ANEEL – Agência Nacional de
Energia Elétrica. O Projeto ESTAL / ONS está dividido em oito fases, abaixo indicadas, com as
principais tarefas associadas.
•
Fase 1: Avaliar os impactos econômicos do uso da tecnologia de PMU. Identificar
cenários onde a utilização desta tecnologia poderá gerar lucros econômicos. Propor
indicadores de desempenho a serem controlados pelos Centros de Controle do ONS.
•
Fase 2: Rever o Projeto do Sistema de Medição Sincronizada Fasorial (SMSF) e os
documentos e especificações do Projeto 6.2 do ONS - “Implementação de um Sistema de
Oscilografia de Duração Longa”, em função dos requisitos e do escopo do atual projeto,
para validar ou identificar ajustes/adições ao projeto e às especificações, levando em
conta: (1) os aspectos de precisão relacionados ao uso de transformadores para
instrumentos de medição ou de proteção e a redundância dos dispositivos de PMU; (2) os
requisitos do sistema para atingir os ganhos econômicos desejados identificados na Fase
1; e (3) o estado da arte da tecnologia de medição fasorial.
•
Fase 3: Identificar e avaliar as PMU já instaladas no SIN, inclusive os IED com funções
de PMU, para determinar se o seu uso satisfaz as condições deste projeto, levando em
consideração o desenvolvimento da tecnologia de medição fasorial no mundo.
•
Fase 4: Efetuar simulações de localização das PMU e estudos para determinar o número
mínimo de PMU e sua distribuição no sistema para garantir a observabilidade requerida e
a redundância necessária para manter esta observabilidade requerida (até três perdas de
unidades de PMU) e a localizações dos concentradores de dados dos Agentes.
•
Fase 5: Avaliar opções, a partir das considerações de custo mínimo, à implementação
mais adequada do SMSF, e apresentar um plano estratégico de implementação da
tecnologia. Para cada opção, identificar suas vantagens e desvantagens, e as
considerações de funcionalidade dos softwares requeridos, considerando: (1) infraestrutura de telecomunicações de apoio; (2) produtos disponíveis para cada opção; e (3)
impacto em instalações dos Agentes.
•
Fase 6: Analisar o sistema EMS/SCADA existente no ONS e seu Estimador de Estado e
trabalhar com os fornecedores destes produtos para determinar os tipos de adaptação
necessárias ao uso de dados de medição fasorial, seja por atualização do sistema ou por
desenvolvimento customizado. A adaptação deve levar em conta: (1) a infra-estrutura de
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telecomunicação de apoio; (2) os produtos disponíveis identificados na Fase 5; e (3) as
possíveis dificuldades para implementar os mesmos nas instalações dos Agentes.
•
Fase 7: Avaliar as aplicações que usam dados de medição fasorial que possam ser
utilizadas pelo ONS para apoiar a tomada de decisão em tempo real. As aplicações
devem ser identificadas considerando sua integração com o SAGE e com o EMP do
Sistema EMS do ONS, levando em conta: (1) os preços e prazos de implantação, e (2) os
ganhos da integração dos produtos identificados para a operação de ONS.
•
Fase 8: Desenvolver/integrar/customizar pelo menos duas aplicações ou produtos de
medição fasorial para operações de tempo real, levando em consideração: (1) o tempo de
entrega; e (2) a preparação da documentação técnica.
O objetivo principal deste projeto, conforme descrito nos Termos de Referência, é o de conduzir
“estudos e desenvolvimento, no futuro próximo, de medições fasoriais em tempo real no Sistema
Elétrico Brasileiro, para aumentar o nível sistêmico da segurança operacional, seja através da
mitigação de grandes perturbações ou através do alívio de uma variada gama de restrições
operacionais. Além disso, o objetivo é também aumentar os atuais limites de intercâmbio de
energia presentes entre as áreas e regiões do Sistema, devido à maior precisão oferecida pelas
novas medições e, assim, reduzir futuros reforços e custos de expansão necessários ao sistema
elétrico.”.
Adicionalmente, o ONS concluiu recentemente outro projeto relacionado ao SMSF (o Projeto 6.2,
de seu Plano de Ação 2006-2008, “Implantação de um Sistema de Oscilografia de Longa
Duração”). O principal objetivo do Projeto 6.2 é o de implantar um Sistema de Medição
Sincronizada Fasorial para capturar e registrar a dinâmica de longo prazo do sistema para análise
pós-evento, para melhorar o modelo do sistema e avaliação (e melhora de desempenho) dos
sistemas especiais de proteção. O projeto incluiu a definição da arquitetura do sistema, e a
especificação de seus principais componentes: as PMU, os Concentradores de Dados Fasoriais
das Subestações (SPDC) e o Concentrador Central de Dados (CDC) do ONS. A fase de
implantação do projeto 6.2 terá início em 2007. O projeto do sistema e as especificações dos seus
principais componentes também levaram em consideração os requisitos preliminares das
aplicações em tempo real do Projeto ESTAL, que serão revistos e finalizados com base nos
requisitos finais de sistema para aplicações deste Projeto.
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2.
Desafios Operacionais do SIN
A operação do Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN) apresenta alguns desafios especiais.
Esses desafios resultam das características únicas do sistema (Figura 1), quais sejam:
Figura 1
Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN)
•
a grande dependência de geração hidráulica (mais de 85% da capacidade instalada);
•
a concentração dos centros de carga longe das principais fontes de geração, levando ao
conseqüente uso de linhas de transmissão longas; e
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•
a necessidade de uma geração local para grupos de carga selecionados, para operações
confiáveis do sistema e para o gerenciamento de contratos de geração térmica na
modalidade “take or pay”
O SIN engloba grande parte do continente sul-americano. Figuradamente, a distância entre as
extremidades do sistema brasileiro é aproximadamente equivalente à distância entre Lisboa e
Moscou, na Europa (aproximadamente 3.900 km). Para propósitos operacionais, o SIN é dividido
em quatro regiões – Sul (S), Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), Norte (N) e Nordeste (NE), com uma
grande rede de transmissão de mais de 75.000 km de linhas de transmissão AC de 230, 345, 440,
500, 525 e 765 kV, uma rede de transmissão DC de 600 kV e 351 subestações. O ONS é o
responsável pela operação econômica e confiável do SIN
Atualmente, o ONS opera o SIN através de um Centro de Controle principal (CNOS) e quatro
centros de controle regionais, para cada uma das regiões acima mencionadas, de forma
hierárquica. Isto é, qualquer comunicação entre centros regionais é facilitada pelo CNOS. Os
Centros de controle regionais são responsáveis pelo controle das operações dentro de suas
regiões, enquanto o CNOS é responsável por coordenar os fluxos de energia inter-regionais e por
monitorar as condições da rede em nível nacional.
O SIN é caracterizado pela geração hidrelétrica predominante (mais de 85 % da capacidade
instalada – 85.000 MW – de usinas hidráulicas), e por transmissões de energia de longa distância,
dos parques de geração para os centros de carga. Os parques de geração são compostos por
usinas com formação em cascata, localizadas entre as 12 principais bacias hidrográficas do Brasil,
sendo que muitas delas não estão localizadas próximas aos principais centros de carga nas
regiões Sul e Sudeste.
A pluviometria e, consequentemente, os fluxos de entrada de água nos reservatórios são distintos
entre as regiões e variam significativamente ao longo do ano, para cada região, assim como entre
anos secos e úmidos. A Figura 2 ilustra diferenças regionais de entrada de água, assim como
grandes variações de entradas de água ao longo de um ano, o que, por sua vez, resulta em
grandes variações dos recursos hídricos disponíveis para geração hidroelétrica em cada região,
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Figura 2
Padrão de entrada prevista para 2006 para cada região, com base em dados históricos.
Um dos princípios da criação do ONS é o de ajudar a se atingir os ganhos econômicos resultantes
das transmissões inter-regionais de potência, tirando proveito do fluxo sazonal de água pluvial
cada região de operação. O ONS adere a este princípio conduzindo a otimização da geração
hidráulica e a coordenação hidro-térmica, que tem um impacto direto no custo total de operação
do sistema e no preço final aos usuários.
Além disto, o ONS deve obedecer à lei (Lei 9.433, aprovada em 1997), quanto ao uso de
recursos aqüíferos. Considerando que os recursos hídricos são também usados para outros
objetivos, tais como: abastecimento, irrigação, navegação, recreação e assim por diante. A Lei
9.433 concedeu direitos iguais de uso dos recursos hídricos a todos os usuários, em condições
normais. É dada prioridade aos seres humanos e aos animais durante períodos de seca. Isto cria
restrições adicionais à operação do ONS e aos despachos das hidroelétricas.
A escala geográfica do sistema, a necessidade de cumprir com leis de uso de recursos hídricos e
a alta imprevisibilidade da geração hidráulica, as complicações resultantes dos contratos de gás
“take or pay”, e complexos tratados internacionais com seus vizinhos, isto tudo torna a operação
do SIN ainda mais desafiante.
Ainda que a minimização dos custos da operação do SIN seja um objetivo importante do ONS,
operar o SIN com altos níveis de confiabilidade e segurança de sistema é ainda mais importante.
Frequentemente o ONS mantém geradores térmicos de alto custo rodando como geradores “must
run” para atender a norma necessária de confiabilidade do sistema. Com base em lições
aprendidas do blecaute de 11 de Março de 1999, o ONS está bem preparado para realizar
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melhorias operacionais com o intuito de evitar situações similares que teriam enormes impactos
sociais e financeiros para o Brasil.
Para um grande sistema como o SIN, perturbações resultantes de contingências do sistema e de
faltas podem causar grandes desequilíbrios entre geração e carga, o que pode ocasionar
variações excessivas na freqüência do sistema, instabilidade da tensão e transitórios e perda de
importantes centros de carga e separação do sistema (ilhamento) de certas partes da rede.
Portanto, a operação do SIN deve cumprir com os limites de segurança para evitar desligamentos
em cascata no sistema, que poderiam causar blecautes de larga escala. Consequentemente, o
principal desafio operacional do SIN para o ONS deve ser aperfeiçoar o uso de seus recursos de
geração hidráulica e térmica durante um período do tempo, levando em consideração as
condições de segurança da rede e as restrições para determinar os limites de transferência de
seus principais corredores de linhas de transmissão.
As grandes quantidades de energia elétrica que frequentemente têm de ser transportados de uma
região para outra para atender à demanda de potência das regiões com uso mais econômico de
água, frequentemente fazem com que as principais interfaces de transmissão operem no limite de
sua capacidade de transmissão. Esta capacidade de transmissão é estabelecida de acordo com o
chamado critério de segurança "N-1", que significa que nenhum desligamento de um único
equipamento no sistema deve resultar em violação do critério de operação pós-contingência do
ONS.
No caso do ONS, às vezes os limites das interfaces de transmissão são estabelecidos com base
na capacidade dos equipamentos das linhas que compõem a interface. Mais frequentemente, no
entanto, os limites das interfaces são estabelecidos para assegurar que o sistema permaneça
transitoriamente estável e longe de um ponto de colapso de tensão durante e após a ocorrência
de uma contingência simples de sistema.
Enquanto os limites dos equipamentos são essencialmente constantes para várias condições
operacionais, os limites de estabilidade relacionados são altamente dependentes das condições
na rede, tanto da topologia da rede como da geração e dos perfis de carga.
Conforme essas condições mudam, os limites correspondentes devem ser avaliados e
modificados também, se possível em tempo real, para refletir as condições prevalecentes de
sistema. Contudo, devido à natureza demorada do processo de determinação de limite dinâmico,
que requer uma simulação de tempo detalhada com uma resposta do sistema de potência para
cada contingência simulada, o ONS estabelece esses limites com dias de antecedência da
operação para as condições de carga pesada, média e leve, com base na configuração assumida
do sistema, na geração planejada e nos perfis típicos de carga que consideram o cenário de pior
caso para cada uma das condições de carga. O ONS então atualiza as informações para os
Agentes, periodicamente, conforme situações não planejadas assim o determinem. A situação e a
prática no cálculo de limite estático na indústria em geral, no Brasil, são semelhantes. No
momento, o ONS está avaliando uma ferramenta de estudo de segurança dinâmica on-line,
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ORGANON, que deveria, quando adequado, ajudar a retirar parte do conservadorismo na
definição dos limites determinados pela estabilidade dinâmica.
Os limites de transmissão que o ONS atualmente usa têm uma margem incorporada para
considerar as diferenças que são inevitáveis entre o estado real do sistema e aquele que foi
assumido. Adicionalmente, a margem tem que considerar o fato de que há imprecisões nos
dispositivos de medição, e que os modelos usados na simulação são apenas uma aproximação do
sistema físico, com a qualidade da aproximação dependendo da disponibilidade de dados de alta
precisão do sistema para sintonizá-los. Como o Sistema Elétrico Brasileiro vivencia desligamentos
inesperados durante sua operação diária, a capacidade de recalcular rapidamente os limites de
transferência com base na topologia modificada do sistema e nas condições de fluxo de potência
é muito importante. A abordagem convencional baseada no uso de limites conservadores e
modelos preditivos, apesar de prudente, se consideradas as tecnologias atuais, leva à
subutilização dos recursos de transmissão.
Uma vez que evitar blecautes de sistema é uma preocupação constante do Operador, os
operadores do sistema precisarão de ferramentas adicionais às que existem atualmente para
monitoração das condições do sistema para grandes áreas e para apresentação de informações
que permitirão que eles tomem as ações de controle de sistema pró-ativas corretas. Este tipo de
monitoração e ferramentas de apresentação de informações avançadas, que ainda serão
completamente desenvolvidas pela indústria, auxiliará os operadores tomar decisões antes que a
situação atinja um estágio onde a redução de carga é a única opção para salvar o sistema de um
blecaute. A chave é liberar toda a informação correta disponível ao operador para permitir
decisões eficazes e rápidas na tomada de ações corretivas apropriadas.
Da perspectiva pós-operacional do ONS, a falta da disponibilidade de dados síncronos da rede
com a amplitude apropriada pode afetar a eficácia na análise pós-evento de operações de tempo
real. Isto resulta em atrasos caros em algumas avaliações de operações pós-evento.
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3.
Tecnologia de PMU e seus Potenciais Benefícios
para a Operação do SIN
A tecnologia de Medição Fasorial, ou de forma mais abrangente, a tecnologia de Medição
Sincronizada de alta precisão, é uma mudança de paradigma tecnológico para a próxima geração.
Atualmente, a tecnologia GPS permite a sincronização de medições tomadas em uma extensa
região geográfica com uma precisão de 1µs. Isto permite medir o verdadeiro estado de um
sistema elétrico, que inclui medições síncronas em tempo real de tensões de barramentos
(magnitude e ângulo) e correntes de linha (magnitude e ângulo), assim como freqüências,
potência ativa e reativa, harmônicos, e assim por diante.
As vantagens de se usar tecnologia de Medição Fasorial (PMU) foram demonstradas em vários
sistemas elétricos por todo o mundo [1, 5, 6]. Seus benefícios foram demonstrados em termos de
melhor controle pro ativo, prevenção de blecautes e capacidades aumentadas de transmissão
inter-regional de potência [5, 6]. A experiência operacional em uma grande concessionária /
operadora no Noroeste do Pacífico (BPA), que é eletricamente semelhante ao ONS – linhas de
500 kV longas e altamente dependentes de recursos hídricos – mostram que o uso da tecnologia
PMU pode resultar em um aumento de aproximadamente 15 % na capacidade de transmissão
inter-regional [5]. Outras concessionárias de diferentes partes do mundo (Hydro Quebec, China
Light and Power, etc.) registraram afirmações semelhantes [1, 6].
Embora existam múltiplos benefícios de se usar tecnologia de Medição Fasorial em sistemas de
potência [1], estes benefícios não são fáceis a quantificar. Contudo, foi reconhecido que existem
múltiplos benefícios ao se integrar a tecnologia PMU na operação, proteção e controle de
sistemas de potência. Este relatório apresenta uma descrição qualitativa dos benefícios e, onde
possível, resultados quantitativos serão apresentados. Além disso, é importante observar que os
ganhos econômicos que resultam do uso da tecnologia PMU dentro do escopo deste projeto (e
avaliados neste relatório) formam apenas uma pequena fração dos ganhos totais que podem ser
atingidos.
As áreas que potencialmente poderiam se beneficiar do uso da tecnologia PMU nas operações do
ONS incluem as seguintes:
•
Melhoras na determinação do limite de transferência.
Após a implantação do sistema PMU para o projeto 6.2 e para o projeto ESTAL, a
tecnologia PMU poderá ser utilizada pelo ONS para melhorar seus modelos de sistema
que são usados nos atuais estudos de sistema para planejamento, programação diária e
operações on-line. A melhora na precisão dos modelos de sistema, juntamente com
medição mais precisa propiciada pelo SMSF, permitirá uma redução no conservadorismo
dos limites de transferência. Isto permitirá que mais potência seja transmitida pelo mesmo
corredor de linhas sem arriscar a segurança do sistema, já que os limites determinados a
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partir de modelos de sistema mais precisos serão geralmente mais altos do que aqueles
determinados com base em modelos preditivos.
•
Melhoras na avaliação de segurança do sistema em tempo real on-line,
principalmente através da melhora da precisão de Estimação de Estado [1, 7].
A exatidão da Estimação de Estado atual é impactada pela precisão dos modelos de
sistema, pela precisão dos componentes de medição e pelas diferenças entre as
suposições usadas na implantação dos sistemas EMS/SCADA, onde o programa de
Estimação de Estado aquisita seus dados de medição, e as condições reais do sistema. As
suposições básicas de sistemas EMS/SCADA são de que um sistema elétrico de potência
está em regime permanente, significando que não há nenhuma modificação durante o
período entre duas execuções do estimador de estado, e de que um sistema elétrico CA
trifásico é sempre perfeitamente equilibrado. Na verdade, um sistema trifásico elétrico de
potência está sempre se modificando e, tipicamente, a magnitude das tensões e correntes
de fase não é a mesma entre as fases. A utilização da tecnologia PMU removeria a
necessidade de se fazer essas duas suposições e ajudaria a melhorar os resultados da
Estimação de Estado.
Como as ferramentas de Análise de Contingência on-line, incluindo Avaliação de
Estabilidade Transitória (TSA) e Avaliação de Estabilidade de Tensão (VSA), utilizam os
resultados do Estimador de Estado (EE) – topologia do sistema e solução de fluxo de
carga inicial, melhoras de precisão no Estimador de Estado se traduziriam diretamente em
melhores resultados na detecção de dados com erro, na identificação de parâmetros e na
determinação de topologia. Isto, por sua vez, poderia contribuir para cálculo e utilização
mais precisos dos limites de transferência determinados pela estabilidade do sistema,
utilizando estes instrumentos de Análise de Contingência on-line. A melhora na precisão
dos resultados do EE para uso prático por instrumentos de Análise de Contingência on-line
é crítico para operações de sistema garantidas e seguras.
•
Melhoras na tomada de decisão em tempo real através da implantação e aplicação
de novas ferramentas de avaliação de segurança do sistema.
Com sua alta taxa de dados e medição de ângulo fasorial, a tecnologia PMU permitirá que
toda uma gama de novas ferramentas de avaliação de segurança em tempo real on-line
seja desenvolvida e implantada. Por exemplo, nos cálculos dos limites de transferência
relacionados à estabilidade angular realizados pelo ONS, são utilizadas as diferenças
entre os ângulos de fase de tensão entre determinados geradores selecionados para
determinar se o sistema será estável entre regiões ou não, após uma perturbação no
sistema ou uma contingência. O ONS seleciona um gerador em cada região no seu cálculo
do limite. A diferença do ângulo de fase entre dois geradores selecionados em resposta às
contingências especificadas é usada como critério para determinar os limites de
transferência dos principais corredores de linhas de transmissão, expressando estes
valores em MW / MVA.
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Com a implantação do SMSF, passa a ser possível monitorar diretamente as diferenças de
ângulo de fase em tempo real dos geradores selecionados para avaliar as condições do
sistema. O SMSF também pode permitir que outras ferramentas sejam usadas para prever
o estado iminente do sistema e para calcular a proximidade do ponto de colapso
operacional [5]. Tal ferramenta pode ser um complemento (e funcionar em paralelo com) a
ferramenta de avaliação de segurança dinâmica de tempo real que o ONS está preparando
para o uso. A natureza complementar vem do fato de que a nova ferramenta passará a
utilizar medições PMU diretamente, e no intervalo de tempo antes da próxima execução da
ferramenta de avaliação de segurança dinâmica on-line após um grande corredor de
linhas. Isto poderá levar a uma detecção antecipada de condições em desenvolvimento no
sistema, como um princípio de oscilações de baixa freqüência, uma separação do sistema
ou ilhamento, e assim por diante, permitindo, portanto, que as ações corretivas preditivas /
pró-ativas sejam tomadas nas operações do sistema [5] para impedir que ocorra
separação do sistema ou ilhamento. As novas ferramentas baseadas em tecnologia PMU
ajudarão, portanto, ainda mais o ONS a enfrentar seu principal desafio operacional do SIN
– utilizar totalmente a capacidade de transferência do sistema, assegurando ao mesmo
tempo a mais alta segurança ao sistema.
•
Melhoras nas análises pós-evento.
O SMSF permitirá ao ONS capturar e armazenar a dinâmica do sistema de longa duração,
perturbações principais e eventos com marcações temporais muito precisas (melhor que
1µS de UTC). Isto não apenas tornará a análise pós-evento muito mais eficiente – não
haverá mais consumo de tempo e processo impreciso de alinhamento de eventos, mas
também permitirá ao ONS rapidamente identificar e determinar as causas básicas dos
problemas ocorridos e tomar as ações corretivas apropriadas. Tal melhora poderá ter um
impacto direto na operação do ONS, já que, tipicamente, a operação do sistema e os
limites de transferência poderão ser restringidos com grande margem de segurança até a
causa básica de qualquer grande problema ser determinada. Se o limite de transmissão de
um corredor de linhas principal tiver que ser reduzido durante um período de crescente
necessidade de transmissão inter-regional, haverá um custo direto à sociedade como um
todo.
•
Melhoras na identificação de erros nos dados de modelagem de sistema e no ajuste
em modelos do sistema de potência.
O SMSF permitirá ao ONS melhor identificação de eventuais erros em dados de
modelagem de sistema e no ajuste em modelos do sistema de potência, tanto para
aplicações on-line como para aplicações off-line (fluxo de potência, estabilidade, curtocircuito, avaliação de segurança, gerência de congestão, resposta de freqüência modal,
etc.). Tais melhoras terão ligação direta com a precisão e com os potenciais ganhos de
aplicações avançadas de tempo real – Estimador de Estado, Análise de Contingência,
Fluxo de Potência Ótimo, etc.
Os ganhos econômicos que poderão ser atingidos pelo uso da tecnologia PMU podem ser
classificados em duas grandes categorias – Prevenção de Blecautes / Análise Pós-Evento, e
Operações de Sistema / Mercado [1]. O impacto econômico de longo alcance da aplicação da
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tecnologia PMU nessas duas grandes categorias é apoiado pelos seguintes fatos financeiros
significantes:
•
O custo do blecaute experimentado pelo Nordeste dos Estados Unidos e pelo Canadá (14
de Agosto de 2003) foi estimado, conservadoramente, em 6 bilhões de dólares americanos
nos EUA e em 1 bilhão de dólares americanos no Canadá.
•
A causa do blecaute acima mencionado foi determinada por uma equipe de mais de 20
engenheiros experientes que levaram mais de seis meses para apontar exatamente a
origem do evento catastrófico. Isto leva a uma estimativa conservadora de 5 milhões de
dólares americanos para conduzir esta análise da causa básica.
•
Os custos de congestão no sistema elétrico da Califórnia custam ao contribuinte acima de
250 milhões de dólares americanos a cada ano.
Deve ser observado que o uso da tecnologia PMU para determinação precisa de limites – de
estabilidade ou, de outra forma, usada para determinar a máxima capacidade de transferência
inter-regional – apresenta vantagens, independente do fato dos limites calculados serem mais
altos ou mais baixos do que aqueles que são atualmente usados.
No caso do limite calculado obtido pelo uso da tecnologia PMU ser mais alto do que o que está
sendo usado atualmente, as concessionárias ganham por poder transferir muita energia extra. Isto
se traduzirá em maiores receitas para a concessionária e economias em termos sócioeconômicos, já que a energia mais barata de uma região está agora sendo colocada à disposição
em outra região onde a energia é mais cara – típico alívio de congestionamento.
No caso em que o limite calculado obtido do uso da tecnologia PMU ser mais baixo do que o que
está sendo usado atualmente, as concessionárias ganham em termos de risco evitado. Isto é, a
concessionária ganhará por tomar uma posição menos arriscada, não transmitindo mais energia
do que é seguramente possível. Este último benefício é potencialmente maior que o anterior,
porque o preço de um blecaute é tipicamente muito maior do que o de um congestionamento,
caso o mesmo venha a ocorrer.
Dadas as considerações de benefícios acima mencionadas, é apenas razoável esperar que a
utilização da tecnologia de Medição Fasorial na estrutura deste projeto resulte em resultados
financeiros tangíveis na operação do SIN. A quantificação dos benefícios econômicos na
operação do sistema nacional brasileiro pelo uso da tecnologia PMU será o foco das duas
próximas seções.
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4.
Abordagem de Análise de Ganhos Econômicos
4.1 Considerações gerais
É fácil entender a dificuldade de se prever todos os benefícios financeiros a serem alcançados
através da implantação da tecnologia de PMU por várias razões:
•
Não é possível determinar exatamente o que acontecerá no futuro do SIN, devido a
incertezas em muitas áreas. Por exemplo, é difícil predizer a carga/demanda exata devido
a incertezas no crescimento do sistema. Também é difícil prever exatamente a pluviometria
e os fluxos de entrada de água em cada região do SIN para anos futuros. Adicionalmente,
eventos inesperados, como desligamentos não programados devido a falhas de
equipamentos no SIN, também modificariam drasticamente as condições assumidas.
•
A tecnologia PMU é uma tecnologia fundamental, sobre a qual podem ser desenvolvidas
muitas aplicações e ferramentas off-line e de tempo real. Hoje, a tecnologia PMU é ainda
relativamente nova. Como tal, boa parte das aplicações que poderiam utilizar a tecnologia
ainda não foi desenvolvida e, consequentemente, seus potenciais benefícios ainda não
podem ser estimados.
•
Não existe um caminho universal para se determinar com precisão os benefícios de cada
aplicação PMU. Por exemplo, um avanço freqüentemente citado é o potencial de se utilizar
medições sincronizadas para reduzir a probabilidade de um blecaute. Para estimar as
vantagens deste avanço, os analistas tipicamente associam o blecaute com uma redução
do PIB (Produto Interno Bruto). Esta abordagem, no entanto, considera que a sociedade
analisada, em particular, seja fortemente dependente da eletricidade para fazer girar a
máquina de sua economia.
•
As melhorias que podem ser conseguidas utilizando-se a tecnologia PMU dependem muito
de como o Sistema de Medição Sincronizada Fasorial é implantado, de quantas PMU são
instaladas, e de onde essas PMU estão localizadas.
Considerando os motivos acima e a dificuldade de se estabelecer um conjunto comum de
indicadores que permitam avaliar todos os benefícios da utilização de tecnologia de PMU para as
operações do SIN, este relatório vai se concentrar na quantificação dos benefícios de se utilizar a
tecnologia de PMU em uma área específica – os custos de congestão de sistema. Isto é,
examinaremos a influência de limites de transmissão crescentes em corredores de energia
congestionados e os ganhos financeiros resultantes, devido à mitigação dos custos de
redespacho do sistema, que se refletem nos preços diferenciais de eletricidade entre cada região
participante da transmissão.
Independentemente da solução escolhida para o alívio da congestão, o ganho econômico pode
ser quantificado, já que a área com déficit de geração poderá importar mais potência do que
antes. A capacidade de se importar mais potência de fontes remotas baratas, ao invés de gerar a
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mesma localmente, a um preço mais alto, representa um ganho econômico para a sociedade e
uma conta mais baixa para os consumidores. Este ganho socioeconômico é o objetivo da análise
neste relatório.
Para quantificar os benefícios da inclusão de medições mais precisas no alívio de congestão,
examinaremos dados históricos durante um dado período e os limites operacionais usados, que
freqüentemente reduzem o montante de potência que pode ser efetivamente transmitido de uma
região à outra. A congestão ocorre no sistema de potência quando uma área geográfica tem
excesso de energia de baixo custo que não pode ser transmitida a uma área de déficit de energia,
onde o custo de geração é alto, pelo fato de as linhas de transmissão entre as duas áreas estarem
operando próximo de seus limites. Existem várias soluções para permitir que mais energia flua
entre as duas áreas. Uma alternativa é construir uma nova linha de transmissão, ou melhorar uma
linha existente para que ela possa transmitir mais potência. Outra opção é baseada em se
perceber que os limites de transmissão da linha não estavam definidos apropriadamente
(tipicamente, os limites definidos são mais conservadores do que seriam necessários) e no fato de
que as medições sincronizadas e aplicações associadas podem permitir às linhas operar em um
limite ainda mais alto, sem comprometer sua confiabilidade.
A capacidade de importar mais potência de fontes remotas, ao invés de gerar potência localmente
com um custo mais alto, representa um ganho econômico para a sociedade e uma conta mais
baixa para os consumidores, conforme já mencionado. É importante indicar que o ganho
econômico total, independente dos métodos de quantificação acima mencionados, pode ser
muitas vezes maior do que o ganho econômico calculado neste relatório. Há efeitos que não são
considerados na nossa análise.
Primeiro, na área de déficit de potência, a probabilidade da corte de carga pode representar uma
grande perda econômica, já que o custo de se cortar 1MWh (usado para produzir mercadorias e
serviços) é geralmente muito maior do que o custo de se comprar 1MWh. Em segundo lugar,
quando a área excedente de potência é dominada pela geração hidroelétrica como no Brasil, a
potência não entregue ou retida resulta no desperdício de água dos reservatórios. Através do
alívio da congestão do sistema, os recursos naturais podem ser usados de forma mais eficiente e
ao mesmo tempo pode-se reduzir o consumo de combustíveis fósseis (mais caros e poluentes).
Em terceiro lugar, uma maior eficiência no gerenciamento de contratos de gás “take-or-pay” e de
operação de geradores operando no sistema apenas com fins de confiabilidade – típico das
operações do ONS – através do relaxamento dos limites de transmissão, não é considerada nesta
análise.
Embora não passível de fácil quantificação, o uso de limites de transmissão maiores através das
melhoras trazidas pela utilização da tecnologia de PMU aumentaria o índice de utilização das
instalações existentes de transmissão, o que por sua vez retardaria a necessidade de se construir
novas linhas para acomodar o crescimento da carga e da necessidade de transmissão.
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4.2 Determinação dos ganhos potenciais através do alívio do
congestionamento
A seguir é feita uma descrição geral para ilustrar como a utilização de PMU, para determinar com
precisão os limites operacionais de transmissão, pode ajudar no alívio de congestão e,
consequentemente, resultar na criação de benefícios financeiros nas operações do SIN.
Considere um exemplo simples de duas áreas, conforme mostrado na Figura 3. As duas áreas
são marcadas como Área 1 e Área 2, respectivamente. A Área 1 tem abundância da geração
barata, ao passo que a Área 2 tem pouca geração a um custo mais alto e tem carga que precisa
ser atendida pela transferência de energia oriunda da Área 1. As duas áreas são conectadas por
um corredor de transmissão que tem restrições em termos de transferência total de potência,
definidas na forma de vários limites – limites térmicos, limites de estabilidade, etc.
Transf. Potência
Área 1
Geração cara (e
limitada).
Geração
barata, Carga
leve.
Figura 3
Área 2
Centro de carga.
Exemplo de Duas Áreas de Sistema de Potência
A Figura 4 ilustra a relação entre vários limites associados com o corredor de energia da Figura 3.
A curva 1 é típica da prática atual das concessionárias, onde o limite é estabelecido (“limite
forçado”) por um período fixo. A curva 2 representa o limite teórico da interconexão; este limite
modifica-se conforme mudam a topologia do sistema, o status dos equipamentos e a condição de
carga. O limite teórico existe, mas na vida real não pode ser facilmente rastreado devido a
limitações de medição e das tecnologias computacionais.
Presumivelmente, se for possível obter um modelo dinâmico muito preciso do sistema de potência
e informações em tempo real, tal limite pode ser rastreado com boa precisão para cada instante
tempo.
O espaço entre Curva 1 e Curva 2 representa o conservadorismo dos operadores do sistema e
dos engenheiros de planejamento, que resulta de várias razões, incluindo:
•
Soluções tradicionais só permitem que o limite seja ajustado em uma base periódica, para
a qual o engenheiro precisa contabilizar para tantas “condições de pior caso” quantas
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possam ser encontradas durante aquele período. Como resultado, um valor "mínimo" de
limite será escolhido para assegurar uma operação confiável em todas estas condições. A
Curva 1 da Figura 4 usa um período de 3 meses para fins ilustrativos.
•
Imprecisões nas medições (como distorção temporal, medição monofásica usada como
base para quantidades trifásicas, imprecisões do hardware de instrumentação, etc.)
combinadas com imprecisões dos modelos matemáticos usados em aplicações de
sistemas de potência, forçam os engenheiros a "agir com cautela", ficando abaixo do limite
mencionado acima, por uma margem de segurança.
O uso da tecnologia PMU para melhorar a precisão do modelo de sistema e das medições pode
assim ajudar a retirar, em parte, o conservadorismo praticado atualmente. Isto pode permitir que
uma curva como a Curva 1’ seja utilizada, assumindo que o mesmo processo de determinação do
limite continue a ser utilizado.
Figura 4
Visão conceitual dos vários limites para um corredor. Curva 1: Limite forçado de acordo com a
época (com tecnologia tradicional). Curva 2: limite teórico. Curvas 1’ e 3: Limites menos
conservadores obtidos via sistemas baseados em PMU.
A Curva 3 da Figura 4 ilustra outra possibilidade. Mesmo não atingindo o objetivo de se rastrear
precisamente o limite teórico em tempo real, o limite pode ser ajustado com uma maior freqüência
do que atualmente com a ajuda da tecnologia PMU (possivelmente em base diária, ou mesmo em
base horária com o uso das ferramentas TSA e VSA on-line com EE melhorado).
A definição do limite para preparar-se para “condições de pior caso” que pudessem ocorrer em um
intervalo de tempo mais curto (horas ou dias, ao invés de semanas ou meses) significa que menos
“condições de pior caso” precisam ser consideradas, e o limite resultante pode ser
consideravelmente mais alto do que antes. Ademais, sistemas baseados em PMU podem reduzir
os erros associados à instrumentação, erros em modelos de sistema e em aplicações de alto
nível, resultando em maior confiabilidade dos dados de saída dessas aplicações. Uma maior
confiabilidade resulta em menos conservadorismo na escolha da margem de erro.
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O espaço entre a Curva 3 (limite do corredor de transmissão conseguido com um sistema
Baseado em PMU) e Curva 1 (limite tradicional) indica o potencial benefício de se utilizar a nova
tecnologia para rastrear o limite do mesmo corredor. Tal benefício potencial, embora
freqüentemente enfatizado por proponentes de tecnologia, não necessariamente significa o ganho
econômico real que pode ser atingido. Para chegar a ganhos econômicos, deve-se analisar como
o benefício pode ser atingido. Este ponto pode ser ilustrado por meio da Figura 5. Esta figura
expõe uma nova curva, a Curva 4, que representa a “transmissão econômica de energia”.
A transmissão econômica de energia é o montante de fluxo de potência não restrito através do
corredor especificado (em diferentes condições de disponibilidade de fornecimento) para atender
a demanda de carga com o custo mais baixo possível. Intuitivamente, se a transmissão
econômica estiver sempre abaixo do limite observado na Curva 1 (tradicional), então instalar as
PMU para obter alívio de congestão não traria nenhum ganho econômico, já que, neste caso, não
existe congestão. Só durante instâncias onde a transmissão econômica exceder o limite forçado
pela Curva 1, isto é, no caso de existir e uma condição de congestão, a utilização do sistema
baseado em PMU traria ganhos econômicos. Ver Figura 6.
Figura 5
Visão conceitual dos limites e da transmissão econômica. Curva 1 (limite tradicional) e Curva 3
(limite com o uso de PMU) estão como na Figura 4; a Curva 4 é a transmissão econômica.
Gain due to use of PMU
P
o
w
e
r
J
J
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
Month
Figura 6:
Energia adicional transferida pela interligação (em função do tempo), obtida dos dados da Fig.5.
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Uma análise de ganhos econômicos, por isso, teria de considerar como o corredor de energia é
utilizado atualmente. A Figura 6 expõe a energia adicional que fluiria pelo corredor com a
implantação da nova tecnologia. O objetivo da nossa análise é de converter este ganho de MW
em valor monetário, usando uma técnica descrita em [2] - [3].
O método é baseado no fato de que, enquanto o limite de transmissão econômica não é atingido,
uma diferença de preços entre as duas regiões existe. Como esta diferença de preço forma a
base para a transferência de energia, nenhum benefício financeiro adicional é obtido uma vez que
o limite econômico tenha sido atingido. O preço é tal que é mais alto na área onde é mais caro
gerar energia. Isto é, a potência flui da região de preço mais baixo para a região de preço mais
alto.
Para mostrar como a abordagem nas referências [2]-[3] é usada aqui, consideramos um exemplo
simples, composto de duas áreas que apresentam um limite de 1000MW de capacidade de
transmissão de energia por um determinado período de tempo. Neste período, existe um
diferencial de preço, ou seja, é mais barato produzir a energia em uma área e transportá-la para a
outra, já que a transmissão de potência atual (limitada a, no máximo, 1000MW) está abaixo do
limite econômico (assumido como 1800MW neste exemplo). Ao utilizar este sistema hipotético,
estamos interessados em observar o efeito de se aumentar este limite nos ganhos potenciais a
serem atingidos conforme a energia mais barata é transmitida pela interconexão. Com fins de
ilustração, usamos a Figura 7 (note que o valor em Reais na figura tem somente fins de
ilustração). A Figura 7 mostra a relação entre ganhos econômicos e o aumento no limite de
capacidade de transmissão, onde o ganho econômico é igual a zero quando a transmissão real é
igual a 1000MW. Apesar deste aumento pode ser trazido por vários métodos – uso de tecnologia
PMU, melhorias das linhas, modificações operacionais, etc. – as seguintes observações se
destacam:
•
Os ganhos econômicos aumentam conforme o limite de transmissão original (1000 neste
exemplo) é relaxado. Isto indica que existem potenciais ganhos econômicos a serem
alcançados com a implantação de qualquer método que ajude a aliviar este limite.
•
Os ganhos econômicos aumentam de forma rápida e então se estabilizam. Isto é, a
inclinação da curva começa grande e positiva, e termina se aproximando de zero.
Assumindo que o limite do ganho econômico esteja em 1800MW neste exemplo, vemos
que a inclinação fica igual ao zero neste limite. Este comportamento é apoiado pela lei
popular da teoria econômica que afirma que, conforme se aumenta o investimento, menor
fica a taxa de retorno.
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Economic gain
R$ 14,000,000
R$ 12,000,000
R$ 10,000,000
R$ 8,000,000
R$ 6,000,000
R$ 4,000,000
3,600,000
R$ 2,000,000
R$ 1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
MW transfer
5% 10%
Figura 7
Ganho monetário ilustrativo pelo aumento do limite de transmissão para um sistema hipotético de
duas áreas
O exemplo ilustrado na Figura 7 precisa ser mais bem esclarecido com respeito ao cálculo de
ganhos econômicos a partir de diferenciais de preço entre as regiões que trocam energia.
Usando o exemplo acima, consideremos a transferência de energia da área de preço baixo (Área
1) à área de preço alto (Área 2). As curvas de preço das duas áreas exibem um comportamento
de escada, como ilustrado na Figura 8.
No limite forçado Plim, a Área 1 tem o preço C1 e a Área 2 tem o preço C2. Se o limite de
transmissão de potência fosse relaxado, então os dois preços se aproximariam um do outro e
ficariam iguais (market-clearing price, ou Cclearing) conforme o limite aproxima do ponto de
transmissão econômica de energia Pecon.
O custo de congestão é a área sombreada entre as duas curvas de preço.
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A R E A 2 price curve (T R U E )
C2
C clearing
C1
A R E A 1 price curve (T R U E )
P ower
T ransfer
(MW )
P lim
P econ
(P resent lim it)
(E conom ic transfer)
Figura 8
Ilustração da variação do preço para troca da energia entre duas regiões
O cálculo do custo da congestão (a área sombreada entre duas curvas de preço) na Figura 8 é
difícil na prática. Conseqüentemente, as curvas em escada são linearizadas como mostrado na
Figura 9. O resultado é que temos uma área triangular para a qual a área pode ser facilmente
calculada.
Usando este método de "triângulo", os custos de congestão dependem de quatro pontos de
dados: C1, C2, Plim e Pecon (Note que o valor real de Cclearing, que deveria estar entre C1 e C2, não
tem o efeito no cálculo do custo de congestão neste método de triângulo, já que a área do
triângulo não é dependente do conhecimento exato do Cclearing). Os três primeiros parâmetros são
conhecidos (dados arquivados), ao passo que o quarto (Pecon) é desconhecido.
Em uma análise geral, Pecon pode ser tratado como desconhecido dentro de uma margem razoável
(p.ex., Pecon é de 10 % a 60 % maior que Plim). Isto facilita o cálculo do custo de congestão para
uma variedade de limites de transferência econômica de energia para o corredor de energia. O
valor de Pecon é considerado como 1800MW na Figura 9
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R$
A R E A 2 price curve (approx.)
C2
C clearin g
C1
A R E A 1 price curve (approx.)
P ower
T ransfer
(MW )
P lim
P econ
(P resent lim it)
(E conom ic transfer)
Figura 9
Aproximação linear da variação do cálculo do custo
O ganho econômico é calculado com base em como os custos de congestão mudam com o
aumento no limite de transferência da interconexão. Conforme o limite de transferência aumenta,
geralmente o preço marginal da região de energia mais barata, que envia energia, aumenta
(Supondo que não esteja ocorrendo vertimento de água aproveitável. Se fosse este o caso, o
preço marginal desta região se manteria em zero, levando a um ganho econômico muito maior), e
o preço marginal da região que recebe (região de preço alto) diminui, como ilustrado nas Figuras 8
e 9.
Quando o limite de transferência econômica máximo, Pecon, é atingido, os preços ficam iguais nas
duas regiões. Conforme o limite é aumentado além do valor de Plim, o tamanho do triângulo
diminui, chegando a zero quando a interconexão chega ao ponto de transferência econômica,
Pecon. Calculando repetidamente a área conforme o limite de transmissão aumenta de Plim até
Pecon, o custo de congestão (como função do limite da interconexão) pode ser obtido.
Nesta análise, o ganho econômico a ser atingido é a redução dos custos de congestão. A
diferença dos custos de congestão, isto é, o custo de congestão para o limite atual (Plim) menos o
custo de congestão para o limite aumentado é igual ao ganho econômico de se aumentar o limite.
Em geral, conforme o limite se aproxima do ponto de transmissão econômica de energia, os
custos de congestão decaem a zero e o ganho atinge seu valor máximo.
Qualquer tentativa de aumentar o limite além deste valor não traria nenhum ganho extra (se a
Figura 9 for traçada além de 1800MW, ficará plana, já que não haverá mais nenhum ganho
econômico pelo aumento do limite de transferência).
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Na verdade, não se espera que a utilização da Tecnologia PMU melhore a utilização do limite de
transmissão do corredor de energia em uma grande porcentagem. Por exemplo, pode-se supor
que uma análise técnica conclua que o limite do corredor pode ser aumentado de 5 % a 10 %
além do limite atualmente usado. Esta informação pode ser usada com o exemplo ilustrado na
Figura 9 para se chegar a uma estimativa do ganho econômico pelo uso da tecnologia de PMU.
Uma melhora de 5%-10% sobre o limite existente, de 1000MW, colocaria o limite entre 1050 e
1100 MW, o que corresponderia a um ganho econômico na faixa de R$2,00 a R$3,60 milhões,
conforme mostrado na Figura 7 para o caso hipotético.
A ilustração anterior explora apenas uma dimensão dos potenciais ganhos econômicos – do ponto
de vista do alívio de congestão. A tecnologia de PMU, no entanto, é usada em várias outras
aplicações, como em Monitoração de Grandes Áreas, Proteção, Sistemas de Automação e
Controle (WAMPAC), os quais fornecem benefícios econômicos que são consideravelmente mais
difíceis de quantificar. Por exemplo, se um sistema WAMPAC baseado em PMU for usado para
desligar geradores hidráulicos na região com excedente de geração e para cortar algumas cargas
na região de déficit de geração, sob condições de contingência de sistema, isto permitiria que o
mesmo corredor de transmissão transmitisse potência a um limite muito mais alto, desde que
abaixo do limite do equipamento (limite térmico, por exemplo).
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5.
Análise do Ganho Econômico para o SIN
Para analisar os ganhos econômicos devidos ao alívio de congestionamento no SIN, o mês de
Março de 2006 será usado para análise dos dados fornecidos pelo ONS. A análise concentrou-se
na interconexão N-NE, que liga as regiões Norte e Nordeste na direção mostrada como FNE na
Figura 10, já que esta interligação freqüentemente fica congestionada durante o período de
Janeiro a Maio, todo ano, quando a região Norte tem recursos hídricos abundantes, que serão
vertidos se não forem usados para geração de energia. Este congestionamento fica evidente pela
diferença de preço entre o Norte e o Nordeste, como mostrado na Tabela 1. Quando o corredor de
transmissão está congestionado, está transferindo energia em seu limite forçado como mostrado,
de acordo com ONS.
SE Imperatriz
Norte
Nordeste
FNE
SE Colinas
FCOMC
SE Miracema
Lajeado
FNS
Anel 230kV
RNE
FSENE
SE Serra da Mesa
Sudeste
Elo CC
RSE
FIPU
FSE
FIBA
IPU 50Hz
SE Ivaiporã
LT 500kV Ibiúna
- Bateias
IPU 60Hz
RSUL
ANDE
Interligação S/SE
230kV
FSUL
Sul
Figura 10
Diagrama de interligação das regiões do SIN e os limites de transmissão forçados (mostrados em
flechas azuis) dos principais corredores de transmissão
Observe que a congestão ocorre também em outros meses, e em outros corredores do sistema.
Por exemplo, durante os mesmos períodos do ano, o corredor de transmissão entre N-NE e SE
frequentemente fica congestionado (O corredor de transmissão é operado no limite do FCOMC e
FNS). A abordagem utilizada para os ganhos econômicos estimados também pode ser aplicada
àquele corredor de transmissão e também para outros corredores de transmissão para outros
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períodos de tempo. Neste relatório, analisamos este único corredor sobre este período de um mês
em particular, para identificar o potencial de ganho econômico pela aplicação da tecnologia PMU.
Para este período de congestionamento a Tabela 1 mostra os preços nas duas regiões para
vários casos de carga para cada semana de março de 2006. A Tabela 2 mostra o limite forçado
para o mesmo período.
Custo Marginal de Operação (R$/MWh) - Março/06
Pesada
Média
Leve
Pesada
Média
Leve
NE
N
Tabela 1.
25/02 - 03/03 04/03 - 10/03 11/03 - 17/03 18/03 - 24/03 25/03 - 31/03
39.11
39.48
38.94
32.32
30,77
39.11
39.48
38.94
32.32
30,77
39.11
39.22
38.94
32.32
30,77
0.00
0.00
0.00
0.00
30,77
0.00
0.00
0.00
0.00
0,00
0.00
0.00
0.00
0.00
0,00
Preço semanal (CMO de Condição de Carga Pesada, Média e Leve) para Março de 2006. A diferença
de preços entre Nordeste (NE) e Norte (N) é devida ao fato de o corredor FNE estar congestionado
(ver Figura 9).
Observe que quando um preço de R$0.00 para uma região é usado, ele indica que há uma sobra
de potência naquela região que não pode ser usada para gerar energia elétrica para transferir
para outras regiões, e o excesso de água tem que ser vertida (desperdiçada).
Limites considerados na elaboração do PMO e suas Revisões
(MWmed) - Março/06
Heavy
FNE (D) Medium
Light
Tabela 2
25/02 - 03/03 04/03 - 10/03 11/03 - 17/03 18/03 - 24/03 25/03 - 31/03
600
600
600
1,700
1,700
600
600
650
1,561
1,539
600
600
861
1,477
1,507
Limite forçado do FNE para a interconexão N-NE durante o mês do Março de 2006.
Os dados da Tabela 1 e da Tabela 2 indicam o seguinte (a discussão seguinte usará somente o
limite de carga pesada):
•
Durante a 1a semana de Março de 2006, o preço médio foi $39,11 para o NE e de $0.00
para o Norte. O preço nulo significa que a Região Norte teve de verter a água sem
convertê-la em energia elétrica e transferi-la para a região NE. Se a interligação N-NE não
estivesse congestionada pelo limite do FNE, aquela água poderia ter sido usada para gerar
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potência a ser fornecida ao NE. Esta interligação foi operada em seu limite, com um típico
limite forçado de FNE em 600MW (ver a Tabela 2) durante aquela semana. Este limite é
substancialmente menor do que o limite típico do FNE (aproximadamente 1700MW),
devido a desligamentos não programados, que deixaram menos linhas do corredor em
operação. Como a região NE possui um sistema fraco, com inércia pequena, a perda de
outras duas linhas resultou em um limite de estabilidade mais baixo a ser usado. O limite
do equipamento do corredor durante aquele período é maior do que o limite de
estabilidade de mais de 800 MW.
•
Da 2ª até a 4ª semana de Março de 2006, o preço continuou alto na Região NE, enquanto
a região Norte continuou vertendo água. O fluxo na interconexão estava em seu limite.
Observe que o limite cresceu de 600MW para 1700MW sob condições de carga pesada na
quarta semana; devido a mudanças nas condições do sistema (as linhas daquele corredor,
que não estavam em funcionamento no início do mês, foram restabelecidas). Observe que
o limite do FNE, de 1700 MW, é ainda um limite determinado pela estabilidade para aquele
corredor; o limite do equipamento do mesmo corredor com todas as linhas em serviço está
em 2400 MW.
•
Durante a 5ª semana do Março de 2006, o N ainda desperdiçava água para as condições
média e leve de carga. Não houve congestão durante a condição pesada de carga, e isto
refletiu no mesmo preço (R$30.77) nas duas áreas.
Nossa análise será aplicada aos períodos de tempo em Março de 2006, onde houve uma
diferença de preço entre as duas regiões para a maior parte do tempo exceto durante a condição
de carga pesada na 5a semana.
A situação da interligação N-NE durante o mês de Março de 2006 fornece uma oportunidade única
para se estimar os ganhos econômicos relativos ao alívio de congestão. Dados analisados para
este período também revelam o seguinte:
•
Está claro que durante as três primeiras semanas de março, a conexão N-NE fica muito
congestionada com o limite de transferência reduzido. Isto é ocasionado pelo fato do
corredor estar congestionado a maior parte do tempo quando o limite de transferência volta
para os valores típicos das duas últimas semanas do mês.
•
Comparando os dados das três primeiras semanas e das duas últimas semanas,
aproximadamente entre 616 MW (3a semana com condição de carga leve) e 1100 MW
(condição de carga pesada para todas as três semanas) potência adicional poderia ter sido
transportada do Norte para o Nordeste economicamente durante as três primeiras
semanas do mês se as cargas leves do SIN pudessem ser assumidas no mesmo nível ao
longo do mês.
•
Mesmo nos níveis normais do limite de transferência, existem alguns benefícios a serem
obtidos elevando mais os limites, já que o corredor ficou congestionado ainda na maioria
das vezes nas últimas duas semanas. Embora os dados parecessem sugerir que o nível
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econômico de transferência pudesse ser alcançado em algum lugar perto de 1700 MW
para a condição de sistema de Março 2006, poderia haver outras condições de sistema
que levassem ao uso do limite cheio de equipamento de 2400 MW do corredor.
Há dois corredores principais para que a Região Norte transfira sua energia ao Nordeste e
às regiões do Sudeste (Figura 10). A capacidade instalada no Norte é de 8000 MW, e
tipicamente até 4500MW poderia estar disponível para ser transferido durante o período de
janeiro e de maio cada ano em que há um período de chuvas normal. Há duas linhas de
500 kV com os capacitores de série na seção do corredor de N-SE onde o limite de
2500MW do FCOMC (Figura 9) é reforçado devido ao limite do equipamento do capacitor
série.
Se todo o desligamento não programado daquele corredor de equipamentos, tais como
linhas fora de serviço, desligamento do capacitor série, etc., ocorrer durante o período de
janeiro e de maio, poderá haver a necessidade de transferir uma quantidade muito elevada
de energia através do corredor de N-NE no limite do equipamento e então ao SE. Por
exemplo, se uma linha do corredor N-SE sair de serviço, o limite de transferência de
FCOMC será reduzido para 1250MW, e aumentado o limite de FNE para o limite do
equipamento de 2400MW poderia parcialmente compensar a potencialidade de
transferência de 1250MW que é perdida, e permitir que a energia máxima seja
transportada economicamente sob tal circunstância.
A seguinte análise deve estimar os ganhos econômicos potenciais com o uso da tecnologia de
PMU durante o mês de março 2006 para o corredor de N-NE para dois cenários diferentes.
Embora a abordagem geral descrita na seção precedente pudesse ser usada para calcular os
ganhos econômicos para estes dois cenários, a estimativa dos ganhos potenciais é mais simples
para obter um resultado mais conservador usando os dados disponíveis, que serão descritos em
detalhe na análise seguinte.
Cenário 1:
Utilização da tecnologia de PMU para melhor uso do limite de
transferência de fluxo
A medição por PMU, como foi mencionado, fornece os melhores resultados de medição, que
podem ser usados para aprimorar a exatidão do modelo do sistema e dos resultados do Estimador
de Estado. Com resultados mais exatos de medição e um modelo de sistema melhorado, é
razoável esperar que um limite mais exato de transferência possa ser determinado e uma margem
de segurança menos conservadora possa ser usada. Isto, no geral, deve conduzir a um limite
mais elevado de transferência a ser usado.
Embora o nível exato da melhoria dependa das situações reais do sistema, a implantação de um
Sistema de Medição Sincronizada Fasorial e o adequado uso dos dados de PMU, segundo a
literatura disponível, resultam em uma melhoria de 15% na determinação do limite de
transferência conseguida com o uso da tecnologia PMU [Ver referência 5].
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Embora não seja normalmente possível saber as curvas da mudança do preço real das duas
regiões conforme o limite de transferência seja incrementado, e o ponto econômico exato de
transferência de energia em que os preços em ambas as regiões se tornam iguais, os dados para
o mês de Março de 2006 forneceram algum esclarecimento adicional. Para Março de 2006, os
dados sugeriram que antes de alcançar o nível econômico de transferência de energia de
aproximadamente 1700MW (baseado na condição de carga pesada na 5a semana), o preço na
região Norte decresceu até R$ 0,00 (como outros dados nas últimas três semanas exceto o
mostrado na condição de carga pesada da 5a semana), e o preço depois que o nível econômico
de transferência de energia é alcançado está aproximadamente em R$ 31,00 (baseado outra vez
na condição de carga pesada na 5a semana). Assim, sem saber exatamente como o preço
diminuiria na região Nordeste aproximadamente de R$ 39,00 a R$ 31,00, quando a transferência
de energia é aumentada de 600 MW ao nível econômico de transferência de energia de
aproximadamente 1700 MW, nós poderíamos com segurança usar R$ 31,00 como um preço
marginal conservador para a estimativa econômica do ganho, porque o preço marginal em
qualquer escala de limite de transferência seria mais elevado do que R$ 31,00. Este preço será
usado a seguir para estimar como o aumento do limite com o uso da tecnologia de PMU poderia
ter ajudado a situação para este corredor congestionado e conseguido certos ganhos econômicos.
Usando o preço marginal conservativo de R$ 31,00/MWh, um incremento de 1% durante este
período de três semanas resultaria em um ganho econômico de:
7 (dias/semana)*24 (horas/dia) *3 (semanas) *6 (MW) *31 (R$/MWh) = R$ 93.744,00
Se nós supusermos que a melhoria advinda da utilização da tecnologia de PMU poderia resultar
em um aumento do limite de transferência em uma escala de 5% a 15%, o ganho econômico que
o período de três semanas estaria entre R$ 468.720,00 a R$ 1.406.160,00.
Observe que R$ 31,00/MWh é um valor conservador de preço marginal usado para o aumento do
limite de transferência na escala de 600MW até 690MW. O mesmo tipo de ganho poderia ser
também obtido nas últimas duas semanas com a utilização da tecnologia de PMU porque o limite
de transferência de duas semanas ainda está abaixo do limite de equipamento de 2400MW para o
corredor que estava congestionado durante a maior parte do tempo daquele período.
Cenário 2:
Utilização de tecnologia PMU para melhor explorar o potencial de limite
de transferência.
A utilização da tecnologia de PMU poderia ajudar a melhorar a confiabilidade e a exatidão dos
resultados do Estimador de Estado, como foi discutido. Isto, por sua vez, permitiria que um
conjunto de ferramentas on-line de avaliação da segurança, tais como TSA (por exemplo, o
Organon, do ONS) e VSA, fosse usado para determinar o limite verdadeiro de transferência do
sistema sob uma circunstância próxima do tempo real. Isto poderia permitir o ajuste on-line do
limite de transferência para ser mais alinhado com as condições prevalentes do sistema, em lugar
de condições baseadas nos piores cenários por um período muito mais longo para explorar
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melhor a capacidade potencial de transferência. Isto, combinado com a melhoria descrita no
Cenário 1, permitiria que mais energia fosse transferida.
Vale a pena ressaltar que apesar dos melhores esforços de uma concessionária para aliviar os
congestionamentos crônicos instalando novas linhas da transmissão, os desligamentos não
programados e os eventos inesperados podem repentinamente forçar um corredor que
normalmente não estaria congestionado a se tornar muito congestionado.
Usando o corredor Norte/Nordeste e Sudeste, como exemplo: Se o limite de transferência do
corredor N-NE ficasse constante em todo o mês de Março de 2006 no limite normal de
transferência em torno de 1700MW (considerando não haver desligamento diminuindo o limite do
corredor), e ele já estivesse transferindo energia em valor próximo ao seu limite como nas duas
últimas semanas de Março de 2006. Além disso, considerando a ocorrência de um desligamento
não programado no corredor de 500 kV N-SE – uma linha fora de serviço por duas semanas no
corredor onde o limite forçado do equipamento capacitor série é de 2500 MW (FCOMC) – haverá
redução imediata do limite FCOMC de 1250MW no corredor – potência que poderia ser
economicamente transferida da Região Norte. Neste caso, mesmo se o limite do corredor N-NE
for aumentado para 2400MW (limite do equipamento), apenas compensaria parcialmente a
redução de transferência da potência no corredor de N-SE, havendo ainda 550MW de potência
que poderia ser economicamente transferida (2400 – 1700 = 700MW potência adicional, e 1250 –
700 = 550MW deixada). Isto levará o corredor N-NE a tornar-se pesadamente congestionado.
Ocorrendo o cenário acima, é razoável esperar que os preços em regiões do NE e do SE se
tornem mais elevados do que eram durante as primeiras três semanas de Março de 2006. O limite
combinado de transferência de N-NE e de N-SE era 3.100MW (2.500 + 600), enquanto no cenário
suposto seria 2.950MW (1.250 + 1.700). Haveria 150MW a menos de potência hidroelétrica de
custo R$ 0,00 que poderia ser transferida economicamente às regiões do NE e do SE, para ajudar
a abaixar os preços nestas duas regiões. Assim o R$ 31,00/MWh seria ainda um preço marginal
muito conservador a usar-se para estimar os ganhos potenciais se este cenário ocorrer.
Se a média combinada de aumento de limite, incluindo melhoria do modelo do sistema,
aperfeiçoamento da exatidão das medidas e cálculo e ajuste on-line, pelo uso da tecnologia PMU,
resultar em 20% a 25% de aumento de limite sob esta situação considerada, então o ganho
econômico durante este assumido curto período de duas semanas de desligamento poderia ser
entre:
7 (dias/semana) * 24 (horas/dia) * 2 (semanas) * 340 (MW) * 31 (R$/MWh) = R$ 3.541.440,00
para um aumento de 20%, e
7 (dias/semana) * 24 (horas/dia) * 2 (semanas) * 425 (MW) * 31 (R$/MWh) = R$ 4.426.800,00
para um aumento de 25%.
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Os resultados da análise acima são significativos, já que foi apenas analisado um corredor de
transmissão durante o período de um mês, e foi usado um preço marginal muito conservativo na
estimativa de ganho. O ganho econômico total poderia ser muito maior se:
•
Todos os corredores inter-regionais forem avaliados para as condições de operação
normais e anormais.
•
Todos os corredores intra-regionais forem avaliados para as condições de operação
normais e anormais (entrevistas com o pessoal dos centros de controle do ONS indicaram
haver situações que causam congestão em algumas linhas de transmissão intra-regionais).
Considerando-se o tamanho do SIN (75.000 km de linhas de transmissão de 230 kV até 765 kV e
351 subestações), é razoável esperar que um potencial ganho econômico médio da ordem de
dezenas de milhões de reais por ano, poderia ser conseguido com a utilização da tecnologia de
PMU apenas pelo alívio de congestionamentos no sistema.
É importante notar as implicações das premissas no Cenário 2. Embora não seja uma condição
real de operação ocorrida durante o mês de Março de 2006, experiências anteriores mostram que
tal cenário é bem possível de ocorrer devido a várias razões (falha de equipamento, vandalismo,
condições severas de tempo, etc.). Se tal cenário ocorrer, o ganho econômico em um período
muito curto poderia ser enorme. Ainda mais importante, não é economicamente justificável
construir um sistema de transmissão com grande limite de transferência e redundância capaz de
mitigar todas as condições de operação anormais ou contingências concebíveis que poderão
ocorrer em períodos muito pequenos de tempo (uns poucos dias a poucas semanas ou alguns
poucos meses). Utilizar tecnologia avançada, como a tecnologia de PMU, para explorar em
profundidade a capacidade de transferência das instalações de transmissão existentes pode
ajudar a concretizar ganhos econômicos substanciais.
Ganhos econômicos potenciais de outras aplicações que utilizem tecnologia de PMU, embora
difíceis de quantificar, poderiam adicionar ganhos econômicos ainda maiores.
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6.
Conclusões
A integração da tecnologia de PMU pode fornecer um impulso às operações dos sistemas de
potência traduzindo-se em ganhos econômicos significativos. Os benefícios gerais podem ser
notados qualitativamente, entre outros, na forma de melhoramentos na exatidão das medidas, na
capacidade de executar ações pro ativas de controle antes da ocorrência de um colapso do
sistema ou blecaute, nos melhores resultados do estimador do estado, na facilidade para as
análises pós-evento, e no cálculo on-line dos limites da estabilidade entre subsistemas. Por outro
lado, quantificar todos estes benefícios é mais difícil e normalmente específico para o sistema.
Com base na abordagem apresentada e no uso dos dados operacionais do ONS, nossa análise
neste relatório focalizou as melhoras quantificáveis no perfil de congestões que pode ser
conseguido através do aumento dos limites de transmissão dos principais corredores de energia
inter e intra-regionais com a utilização da tecnologia de PMU. Especificamente, analisamos dois
possíveis cenários para a interconexão entre as regiões Norte e Nordeste do SIN para o mês de
Março de 2006. Os resultados mostram que, para o cenário 1, se a tecnologia de PMU tivesse
sido utilizada (resultando em um melhor modelo do sistema e em medições mais precisas) para
aumentar o limite de transmissão em uma porcentagem de 5% a 15%, os ganhos econômicos no
mesmo mês teriam sido de entre R$ 500.000 e R$ 1.500.000, com base em cálculos muito
conservadores. No cenário 2, com o suposto desligamento não programado, por duas semanas,
da principal linha N-SE, se a tecnologia de PMU fosse tivesse sido utilizada para aumentar o limite
de transmissão em uma porcentagem de 20% a 25%, através de ajuste e rastreamento on-line do
limite real de transferência, juntamente com a melhora do modelo de sistema e as medições mais
precisas, então o ganho econômico para o suposto incidente teria ficado entre aproximadamente
R$ 4,.50 e R$ 5,.40 milhões.
Com base nas análises presentes neste relatório, pode-se concluir o seguinte:
•
A tecnologia de PMU fornecerá diversas melhorias às operações de sistema do ONS, tais
como uma melhor determinação do limite de transmissão (através da melhora na precisão das
medições e da modelagem do sistema), avaliação de segurança em tempo real on-line com o
uso do Estimador de Estado com desempenho melhorado, tomada de decisão em tempo real
com novas informações que atualmente não estão disponíveis, e análise pós-evento com
registro de eventos sincronizados.
•
Embora não seja possível quantificar todos os ganhos econômicos nas operações do SIN
resultantes da utilização da tecnologia de PMU, os resultados deste relatório mostram que
somente o alívio dos congestionamentos poderia potencialmente levar a economias de
dezenas de milhões de reais em um curto período de tempo.
•
A análise deste relatório também mostra a importância de se utilizar completamente a
tecnologia de PMU para maximizar o uso das capacidades de transmissão das linhas de
transmissão existentes durante contingências do sistema e/ou curtos períodos de pesados
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congestionamentos devidos a desligamentos não programados, já que esta tecnologia poderia
contribuir para que ganhos econômicos substanciais fossem alcançados durante estes
períodos. Como não é economicamente justificável construir uma rede de transmissão de
energia para atender às necessidades de transmissão durante períodos curtos de
contingências do sistema e/ou de desligamentos não programados, a melhor maneira de se
alcançar ganhos econômicos e evitar o super-dimensionamento na construção de linhas de
transmissão é utilizar tecnologia avançada, tal como a tecnologia de PMU.
Resumidamente, deve-se observar que os ganhos econômicos calculados neste relatório formam
apenas uma pequena parcela dos ganhos econômicos totais que poderiam ser obtidos com a
integração da tecnologia de PMU às operações do ONS. É importante ressaltar ainda que
nenhuma outra tecnologia atualmente disponível oferece tanto em termos de um pacote de
benefícios quanto a tecnologia de PMU.
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7.
Referências
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