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11 A importância da repotenciação para o atendimento aos requisitos operativos do SIN Worshop ANEEL Avaliação Regulatória da Repotenciação Brasília 14.

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1 11 A importância da repotenciação para o atendimento aos requisitos operativos do SIN Worshop ANEEL Avaliação Regulatória da Repotenciação Brasília 14 de Julho de 2011 Hermes Chipp Diretor Geral

2 2 Sumário 1.Atendimento à Demanda no Curto Prazo 2.Constatações 3.Atendimento à Demanda no Médio Prazo 4.Benefícios da Repotenciação para o SIN 5.Recomendações

3 3 Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW). Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW). O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW). Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW). Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW). Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW). O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW). Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW). Atendimento da demanda máxima do SIN Contexto de Curto Prazo

4 4 Quadro resumo – SIN Situação em novembro de 2010 Disponibilidade de Potência em novembro de 2010 SE/COUHE ItaipuSNENTotal Potência instalada Perda deplecionamento (*)10338 Manutenção Restrição Elétrica ANDE Disponibilidade (*) Tucuruí II Perda de ~ 18 GW

5 5 Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde. O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de (máxima de ~ 68 GW). Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde. O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de (máxima de ~ 68 GW). Situação em novembro de 2010 Atendimento da demanda máxima do SIN

6 6 Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média. Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada. Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras. Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média. Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada. Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras. Medidas operativas

7 7 Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV: Compensação reativa capacitiva da ordem de Mvar até dezembro de 2011; Ainda no biênio , a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV. Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamento da geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais um ponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN. Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV: Compensação reativa capacitiva da ordem de Mvar até dezembro de 2011; Ainda no biênio , a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV. Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamento da geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais um ponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN. Soluções Estruturais de Curto Prazo

8 8 Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes. Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes. Constatações

9 9 Contexto de Médio Prazo Crescimento Hidráulica ,3% ,0% % Nuclear ,9% ,5% 0,0% Gas/GNL ,6% ,9% % Carvão ,3% ,3% % Biomassa ,2% ,3% % Óleo ,9% ,3% % Eólica 8260,8% ,8% % Total % % % PEN 2011 – Cenário de Referência Atendimento da demanda máxima do SIN Oferta 2010 a Participação por Fonte (MW) e (%)

10 10 Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa. Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas. Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca. Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa. Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas. Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca. Atendimento da demanda máxima do SIN Contexto de Médio Prazo

11 11 Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15 Geração Térmica acima da Inflexibilidade SIN

12 12 OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente (*) Fonte: ABRAGE Poços Existentes * ( recursos para atendimento à ponta) UsinaSubsistema Potência disponível MW Cachoeira DouradaSE/CO 105 Curua-UNAN 10 G.B.MunhozS 838 Ilha Solteira Eqv.SE/CO 485 ItaparicaNE 1000 JaguaraSE/CO 213 Porto PrimaveraSE/CO 440 RosanaSE/CO 89 São SimãoSE/CO 1075 Salto SantiagoS 710 TaquaruçuSE/CO 105 Três MariasSE/CO 123 Total usinas com repotenciação 5193

13 13 Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15 Benefício de motorizar os poços existentes * Geração Térmica acima da Inflexibilidade somente em 2015 (*) Hipótese de motorização somente a partir de 2013 (por tempo de construção e regulação) SIN

14 14 Geração térmica com e sem a motorização dos poços SIN jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 out-14 nov-14 dez-14 jan-15 fev-15 mar-15 abr-15 mai-15 jun-15 jul-15 ago-15 set-15 out-15 nov-15 dez-15 Cenário de Referência PEN 2011 Com motorização dos poços Benefício de motorizar os poços existentes

15 15 Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes; Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade. Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes; Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade. Recomendações

16 16 APOIO

17 17 Projeções de Carga de Demanda – PEN 2011 (MW) * Considera a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá em 2013 Ano SIN – MW Taxa crescimento4,8%6,8 %6,7%*4,5%4,3%

18 18 Inflexibilidade de Geração Térmica – PEN 2011

19 19 Perdas típicas por Deplecionamento (MW)* * Estimadas com base na época do racionamento 2001/2002 Perdas por deplecionamento em função da EARmax (MW) % EARmaxSE/COSNENSIN Perdas por deplecionamento em função dos Níveis Meta de 2011 Subsistema% EARmax (NM – NOV)Perdas (MW) SE/CO NE25245


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