PEL 2016 Horizonte 2017 a Abril de 2018

Apresentação em tema: "PEL 2016 Horizonte 2017 a Abril de 2018"— Transcrição da apresentação:

1 PEL 2016 Horizonte 2017 a Abril de 2018
Plano Anual da Operação Elétrica Termo de Referência Reunião em 10/12/2015

2 Ciclo Anual de Planejamento do SIN
Processo composto por estudos de médio prazo da operação elétrica, consubstanciados no Plano de Operação Elétrica – PEL e dos estudos de médio prazo da operação energética, consubstanciados no Plano da Operação Energética - PEN. Horizonte de análise da Operação Elétrica (PEL): Janeiro do ano subsequente a sua edição a abril do segundo ano (dezesseis meses) – Este Ciclo: PEL Janeiro 17 a Abril 18 Horizonte de análise da Operação Energética (PEN): Maio do ano em curso a sua edição a dezembro do quinto ano a frente (cinco anos).

3 Cronograma de Atividades – Principais Marcos do PEL 2016
Dez 15 Jan 16 Fev 16 Mar 16 Abr 16 Mai 16 Jun 16 Jul 16 Conclusão das Análises e Reuniões Setoriais com os Agentes Data: Maio-2016 Emissão do Relatório do PEL Data: Disponibilização dos casos de Referência Data:Jan-2016 Aprovação do Termo de Referência Data: Dez-2015

4 Principais Resultados e Estrutura dos Relatórios

5 Principais Resultados do PEL
O desempenho elétrico do SIN com base nos critérios e padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede, em condição normal de operação e em contingências, indicando as áreas e regiões onde os mesmos não serão atendidos. As medidas operativas para eliminar ou, quando isto não for possível, minimizar os desvios em relação aos padrões estabelecidos nos Procedimentos de Rede. O efeito no desempenho do SIN da entrada em operação das obras previstas bem como os reflexos de possíveis atrasos no seu cronograma.

6 Principais Resultados do PEL
As estratégias operativas que deverão ser detalhadas e atualizadas nos estudos de curto prazo: As estratégias para controle de tensão e para o controle de carregamento em linhas de transmissão e equipamentos. Os valores limites de transmissão nas interligações regionais. Os valores mínimos de geração térmica por razões elétricas. As restrições ao despacho de geração nas diversas usinas e outras restrições operativas, por razões elétricas, em função da topologia do sistema.

7 CONSIDERAÇÕES GERAIS

8 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA
Critérios ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA Tipo de Contingência Contingências Simples, ou seja, perda de único elemento do sistema (N-1) O desempenho do sistema deve ser tal que, ao longo do horizonte do estudo, não haja violação dos critérios estabelecidos e a consequente necessidade de corte de carga provocada pela ocorrência de contingências simples (critério N-1).

9 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA
Critérios ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA E ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA Contingências duplas Circuitos que compartilhem a mesma estrutura ou a mesma faixa de passagem ou que atravessem regiões onde há ocorrência de fenômenos naturais e/ou queimadas . Perda simultânea de dois polos de um mesmo Bipolo de corrente contínua É aceitável o corte controlado de carga, automático ou não, para evitar risco de instabilidade de potência, frequência ou tensão em uma região, estado ou capital, com consequente corte descontrolado de carga.

10 Medidas Operativas Adotadas
Para atendimento a perdas simples (critério N-1) utilização de Sistemas Especiais de Proteção – SEPs de corte de geração Geração Térmica Restrição de Intercâmbios Alteração de Topologia da Rede Para atendimento a perdas duplas Utilização de Sistemas Especiais de Proteção – SEPs de corte de carga. – ERAC. No caso de separação em ilhas, os subsistemas que resultem dessas aberturas deverão ser estáveis. Medidas Operativas de GT e Restrição de Intercâmbios são adotadas apenas para evitar o blecaute. Para as contingências que levem apenas a risco de sobrecargas ou sobtensões inadmissíveis locais, deverão ser definidas medidas operativas específicas ou adoção de SEPs para minimizar as consequências.

11 Premissas CARGA CONSIDERADA
Os valores de carga ativa e reativa são aqueles informados pelos Agentes e consolidados pelo ONS. Os casos de referência para as quatro condições de cargas pesada, média, leve e mínima representam o SIN com as cargas por barramentos de todos os Agentes coincidentes dentro do mesmo intervalo de hora em estudo. Como os horários correspondentes às diversas condições de carga não são coincidentes entre os Agentes, é necessário um tratamento nos dados de carga.Este ajuste foi realizado para os Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para os Subsistemas Norte e Nordeste, devido as suas características radiais, as análises de carregamento de transformadores serão realizadas utilizando a carga máxima não coincidente por subestação, com exceção das áreas de Fortaleza e Salvador das áreas do extremo sul da Bahia.

12 Carga Pesada Prevista - SIN
Fevereiro 18 MW

13 Premissas CRONOGRAMA DE OBRAS DE GERAÇÃO
Na avaliação do desempenho elétrico do SIN serão considerados os programas de geração hidrelétrica, termelétrica, eólica e solar com concessão da Aneel, com as datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico – DMSE, a partir das informações dos Agentes detentores da concessão.

14 Cronograma de Obras de Geração

15 Cronograma de Obras de Geração
Belo Monte + C.Caldeirão Madeira + Teles Pires

16 Fontes de Geração Adicionais no Período

17 Cronograma de Obras de Transmissão
Na avaliação do desempenho elétrico do SIN serão considerados os programas de empreendimentos de transmissão com concessão da Aneel, com as datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico – DMSE, a partir das informações dos Agentes detentores da concessão.

18 Principais Desafios - Interligações
AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE/SUDESTE AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUDESTE-NORDESTE AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SUDESTE

19 Ampliação das Interligações
LT Presidente Dutra-Teresina C1 e C2, LT Presidente Dutra-B. Esperança e LT Colinas-R. Gonçalves C1 e C2 LT 500 kV Miracema – Gilbués C1 e C2 LT 500 kV Presidente Dutra-Teresina C3 LT Miracema-Colinas C1, C2 e C3 Bipolo Xingu – Estreito ±800 kV MW LT Serra da Mesa – Rio das Éguas LT 500 kV Rio das Éguas – Luziânia Transformação 750/500 kV de Ivaiporã; LT Batéias Ibiúna em 500 kV; LT Londrina - Assis - Araraquara em 500 kV; LT Guairá - Dourados em 230 kV; LT Londrina - Assis em 230 kV; LT Maringá - Assis em 230 kV; LT Figueira - Chavantes em 230 kV e Circuitos em 138 e 88 kV Foz-Cascavel –Oeste em 500 kV LT 500 kV Itatiba- Bateias LT 500 kV Londrina - Assis C2

20 Principais Desafios INTERLIGAÇÃO Manaus/Boa Vista
USINAS FUTURAS ALOCADAS NE INTERLIGAÇÃO USINAS RIO TELES PIRES AO SIN SISTEMA DE TRANSMISSÃO PARA ESCOAMENTO DAS USINAS DO RIO MADEIRA AO SIN

21 ESCOPO DO ESTUDO

22 Escopo do Estudo CASOS DE REFERÊNCIA CONFIGURAÇÃO E CARGA DO SIN
Ano Carga Pesada Carga Média Carga Leve Observação Fevereiro - Contempla um dia típico do SIN no verão de 2017. Fevereiro 85.852 MW 91.745 MW 2017 Contempla um dia típico Setembro do SIN no inverno de 2017. MW MW MW Fevereiro Contempla um dia típico do SIN no verão de 2018 89.400MW MW MW 2018 Fevereiro Fevereiro MW Carga Mínima Observação Janeiro/2018 Reflete a menor carga do SIN para o horizonte.

23 Escopo do Estudo Verão Fevereiro/17 Fevereiro/18 RNE
CENÁRIOS ENERGÉTICOS Nó de Imperatriz Colinas e Miracema N Manaus Macapá Usinas do Madeira ACRO NE SE Nó de Xingú Ivaiporã UHE Itaipu S Teles Pires Verão Fevereiro/17 Fevereiro/18 RNE GT = inflexibilidade 20 – 15% G eólica = 35% Fevereiro/18

24 Escopo do Estudo RNE GT = inflexibilidade 20 – 15% G eólica = 35%
CENÁRIOS ENERGÉTICOS Nó de Imperatriz Colinas e Miracema N Manaus Macapá Usinas do Madeira ACRO NE SE Nó de Xingú Ivaiporã UHE Itaipu S Teles Pires RNE GT = inflexibilidade Inverno G eólica = 35% 20 – 15% Setembro de 2017

25 Escopo do Estudo GT = Para atingir Limite G eólica = 80%
CENÁRIOS ENERGÉTICOS Nó de Imperatriz Colinas e Miracema N Manaus Macapá Usinas do Madeira ACRO NE SE Nó de Xingú Ivaiporã UHE Itaipu S Teles Pires Nordeste Exportador GT = Para atingir Limite G eólica = 80%

26 Escopo do Estudo Para todas as áreas elétricas serão definidos escopos específicos que contemplam : Cenários alternativos Configurações intermediárias a serem analisadas Cargas específicas para análise das áreas elétricas

27 PRODUTOS Sumário Executivo : apresentará apenas os pontos de destaque do ciclo em questão que exigem ações imediatas . Volume I: apresentará as obras prioritárias do SIN segundo os critérios listados. Volume II: apresentará o desempenho das Interligações Regionais, bem como as análises da integração ao SIN das usinas de Santo Antônio e Jirau, no rio Madeira, das usinas do rio Teles Pires e da integração dos sistemas de Manaus e de Macapá. Volume III: contemplará em detalhes as análises do desempenho das áreas geoelétricas, as recomendações relacionadas, e a geração térmica devido a restrições elétricas nas usinas do SIN.

28 Critérios para Identificação de Obras Prioritárias
Eliminar restrição de geração em condição normal de operação. Eliminar corte de carga com repercussão regional ou restrição de intercâmbio em caso de contingência simples nos grandes troncos de transmissão. Eliminar corte de carga e/ou geração térmica a óleo em condição normal de operação. Eliminar corte de carga, em caso de contingência simples nas capitais de estados.

29 Planejamento Anual da Operação Elétrica Obrigada!

30 APOIO

31 DIRETRIZES Modelagem de Carga Ações de Controle
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA Têm como objetivo avaliar se os níveis de tensão nos barramentos e os carregamentos nas linhas, transformadores, para as diversas configurações do sistema, condições de geração e de carga; Modelagem de Carga Ações de Controle 100% de P constante para as partes ativa e reativa, exceto para algumas áreas, onde as mesmas poderão ser representadas com percentuais variáveis de potência (P), impedância (Z) e corrente (I) constantes. instante imediatamente após o desligamento do elemento, quando se considera apenas a atuação da regulação de tensão e SEPs; instante após atuação dos LTCs automáticos dos transformadores; Instante com as medidas operativas de ação humana;

32 ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA
DIRETRIZES ESTABILIDADE ELETROMECÂNICA Deverão ser efetuadas simulações considerando a saída intempestiva de elementos do sistema sem CC e/ou com aplicação de CC monofásico com atuação dos SEPs relevantes para o desempenho do sistema. Modelagem do Sistema/Carga Tempo de Eliminação do defeito 765 kV  80 ms 525, 500, 440 e 345 kV  100 ms 230 e 138 kV  150 ms De acordo com o banco de dados do ONS Verificar a necessidade do emprego e/ou do ajuste das PPS, para promover bloqueio ou permissão de atuação seletiva de equipamentos de manobra, minimizando, os reflexos de distúrbios que provoquem colapso de tensão ou instabilidade entre as áreas decorrentes da perda parcial ou total de interligações elétricas.

33 CRITÉRIOS FREQUÊNCIA Requisito não haver atuação do ERAC, em contingências simples Em regime permanente a frequência do SIN deverá situar-se na faixa entre 59,96 Hz e 60,04 Hz. Na ocorrência de distúrbio, o comportamento da frequência deverá atender às restrições: Não exceder 66 Hz ou ser inferior a 57,0 Hz; poderá permanecer acima de 63 Hz por no máximo 10 segundos; poderá permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de 57,5 Hz por no máximo 5 segundos.

34 CRITÉRIOS ESTABILIDADE >80% >60%
A tensão mínima na primeira oscilação após a eliminação do defeito deve ser igual ou superior a 60% e nas seguintes igual ou superior a 80%. >80% >60%

35 CRITÉRIOS ESTABILIDADE < 2%
A amplitude máxima de oscilações de tensão de pico a pico deve ser de no máximo 2% em 10 segundos < 2%

36 CRITÉRIOS ESTABILIDADE
A máxima variação de tensão que será admitida é de 10%, entre os instantes inicial e final da simulação 102,9 pu 93,9 pu < 10%

37 CRITÉRIOS ESTABILIDADE
Nas situações em que o atendimento a estes critérios levar à proximidade de risco de colapso, deverá ser adotada uma margem de segurança não superior a 5% em relação ao limite calculado.

38 CRITÉRIOS ESTABILIDADE

39 CRITÉRIOS CONTROLE DE TENSÃO FATOR DE POTÊNCIA
CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA CARREGAMENTO DE CAPACITORES SÉRIE

40 CRITÉRIOS CARREGAMENTO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Para as linhas de transmissão existentes deverão ser utilizados os limites de carregamentos constantes no cadastro de informações operacionais de limites de linhas de transmissão e transformadores; Para linhas de transmissão futuras deverão ser utilizados valores definidos no processo de licitação/autorização e informados pelos Agentes ao ONS. Na falta desses valores, deverão ser utilizados valores indicativos de capacidade operativa de longa duração e de curta duração, que serão definidos a partir da metodologia estabelecida pela Resolução Normativa nº 191 da ANEEL, de 12 de dezembro de 2005, e sucedâneas.

41 Obrigada! anual@ons.org.br GPO 1 / NNE 1/ NSUL1
Sumário Executivo