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PEL 2016 Horizonte 2017 a Abril de 2018
Plano Anual da Operação Elétrica
Termo de ReferênciaReunião em 10/12/2015
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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 Energética (PEN): Maio do ano
em curso a sua edição a dezembro do quinto ano a frente (cinco
anos).
Horizonte de análise da Operação Elétrica (PEL): Janeiro do ano
subsequente a sua edição a abril do segundo ano (dezesseis meses)
– Este Ciclo: PEL 2016 - Janeiro 17 a Abril 18
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Cronograma de Atividades – Principais Marcos do PEL 2016
Dez 15 Jan 16 Fev 16 Mar 16 Abr 16 Mai 16 Jun 16 Jul 16
Emissão do Relatório do PELData: 30-06-2016
Aprovação do Termo de Referência Data: Dez-2015
Disponibilização dos casos de ReferênciaData:Jan-2016
Conclusão das Análises e Reuniões Setoriais com os AgentesData: Maio-2016
Principais Resultados e Estrutura dos Relatórios
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Principais Resultados do PELO 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.
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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.
Principais Resultados do PEL
CONSIDERAÇÕES GERAIS
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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).
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CritériosESTUDOS 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.
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Medidas Operativas Adotadas
Para atendimento a perdas simples (critério N-1)
Geração Térmica
Restrição de Intercâmbios
Alteração de Topologia da Rede
utilização de Sistemas Especiais de Proteção –
SEPs de corte de geração
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.
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PremissasCARGA 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.
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Carga Pesada Prevista - SINFevereiro 18
MW
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 2450,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
80,000
85,000
90,000
95,000
100,00095,511
SIN - Dias Úteis
jan/17 fev/17 mar/17 abr/17 mai/17 jun/17 jul/17 ago/17 set/17 out/17 nov/17 dez/17
jan/18 fev/18 mar/18 abr/18
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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.
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Cronograma de Obras de Geração
2016 2017 20180
1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000
10,000
7,055
4,570
2,175
314
748
474
2,721
2,939
1,359
1,713
0
Total de 2016 até Abril de 2018 = 24.080 MW
Hidráulica Térmica Eólica Solar
MW10.100 MW 9.971 MW
4.009 MW
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Norte Nordeste CO + AC/RO Sudeste Sul0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000 8,397
6
4,496
237665898
178 90 269 101210
6,306
0 0503
5
1,198
10510
0
Total de 2016 até Abril de 2018 = 24.080 MW
Hidráulica Térmica Eólica Solar
Cronograma de Obras de Geração
Belo Monte + C.Caldeirão
Madeira + Teles Pires
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Fontes de Geração Adicionais no Período
Hidráulica;
13800.2175; 57%
Térmica; 1536.223
; 6%
Eólica; 7019.799; 29%
Solar; 1723.462; 7%
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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.
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Principais Desafios - Interligações
AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUDESTE-NORDESTE
AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE/SUDESTE
AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL/SUDESTE
AMPLIAÇÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE
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LT 500 kV Miracema – Gilbués C1 e C2LT 500 kV Presidente Dutra-Teresina C3
LT 500 kV Rio das Éguas – Luziânia
LT 500 kV Itatiba- Bateias LT 500 kV Londrina - Assis C2
Bipolo Xingu – Estreito ±800 kV 4.000 MW
Ampliação das Interligações
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 eCircuitos em 138 e 88 kVFoz-Cascavel –Oeste em 500 kV
LT Serra da Mesa – Rio das Éguas
LT Presidente Dutra-Teresina C1 e C2, LT Presidente Dutra-B. Esperança e LT Colinas-R. Gonçalves C1 e C2
LT Miracema-Colinas C1, C2 e C3
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INTERLIGAÇÃO USINAS RIO TELES PIRES AO SIN
INTERLIGAÇÃO Manaus/Boa Vista
SISTEMA DE TRANSMISSÃO PARA ESCOAMENTO DAS USINAS DO RIO MADEIRA AO SIN
USINAS FUTURAS ALOCADAS NE
Principais Desafios
ESCOPO DO ESTUDO
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CASOS DE REFERÊNCIACONFIGURAÇÃO E CARGA DO SIN
Ano
2017
2018
Carga Pesada Carga Média Carga Leve Observação
Fevereiro -Contempla um dia típico
do SIN no verão de 2017.
Contempla um dia típico
Setembro Setembro Setembro do SIN no inverno de
2017.
85.773 MW 88.373 MW 57.202 MW
Fevereiro Contempla um dia típico
do SIN no verão de 201889.400MW 95.510 MW 62.568 MW
51.557 MW
Carga Mínima ObservaçãoJaneiro/2018 Reflete a menor carga do SIN para o horizonte.
Fevereiro Fevereiro
Fevereiro 85.852 MW 91.745 MW
Escopo do Estudo
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Nó de ImperatrizColinas e MiracemaN
ManausMacapá
Usinas do
MadeiraACRO
NE
SE
Nó de Xingú
Ivaiporã
UHE Itaipu
S
Usinas do
Teles Pires
CENÁRIOS ENERGÉTICOS
Fevereiro/17
Fevereiro/18
Verão
GT = inflexibilidadeG eólica = 35% 20 – 15%
Escopo do Estudo
RNE
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Nó de ImperatrizColinas e MiracemaN
ManausMacapá
Usinas do
MadeiraACRO
NE
SE
Nó de Xingú
Ivaiporã
UHE Itaipu
S
Usinas do
Teles Pires
Setembro de 2017Inverno
GT = inflexibilidadeG eólica = 35%
CENÁRIOS ENERGÉTICOS
20 – 15%
Escopo do Estudo
RNE
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Nó de ImperatrizColinas e MiracemaN
ManausMacapá
Usinas do
MadeiraACRO
NE
SE
Nó de Xingú
Ivaiporã
UHE Itaipu
S
Usinas do
Teles Pires
CENÁRIOS ENERGÉTICOS
Nordeste Exportador
GT = Para atingir LimiteG eólica = 80%
Escopo do Estudo
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Para todas as áreas elétricas serão definidos escopos específicos que contemplam :
Configurações intermediárias a serem analisadas
Cargas específicas para análise das áreas elétricas
Cenários alternativos
Escopo do Estudo
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PRODUTOS
Sumário Executivo : apresentará apenas os pontos de destaque do ciclo em questão que exigem ações imediatas .
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.
Volume I: apresentará as obras prioritárias do SIN segundo os critérios listados.
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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.
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Planejamento Anual da Operação Elétrica
Obrigada!
APOIO
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DIRETRIZESESTUDOS 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.
1) instante imediatamente após o desligamento do elemento, quando se considera apenas a atuação da regulação de tensão e SEPs;
2) instante após atuação dos LTCs automáticos dos transformadores;
3) Instante com as medidas operativas de ação humana;
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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
De acordo com o banco de dados do ONS
765 kV 80 ms525, 500, 440 e 345 kV 100 ms230 e 138 kV 150 ms
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.
DIRETRIZES
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CRITÉRIOSFREQUÊNCIA
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.
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CRITÉRIOSESTABILIDADE
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%.
0,902
0,931
0,96
0,99
1,019
1,048
1,077
0, 3,7 7,5 11,2 15,
VOLT 6890 SAMUEL---230
VOLT 6891 UHESAMUEL2GR
>60%
>80%
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CRITÉRIOSESTABILIDADE
A amplitude máxima de oscilações de tensão de pico a pico deve ser de no máximo 2% em 10 segundos
0,902
0,931
0,96
0,99
1,019
1,048
1,077
0, 3,7 7,5 11,2 15,
VOLT 6890 SAMUEL---230
VOLT 6891 UHESAMUEL2GR
< 2%
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CRITÉRIOSESTABILIDADE
0,673
0,739
0,804
0,87
0,936
1,002
1,068
0, 3,7 7,5 11,2 15,Tempo (s)
VOLT 6800 VILHENA--230
102,9 pu93,9 pu
< 10%
A máxima variação de tensão que será admitida é de 10%, entre os instantes inicial e final da simulação
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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.
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CRITÉRIOSESTABILIDADE
Ângulo máximo
Ângulo final
êdMax-90 ê ≤ êdfinal-90 ê
60,9
70,2
79,5
88,9
98,2
0, 3, 6, 9, 12, 15,
Tucuruí 500 kV – P.Afonso 500 KV
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CRITÉRIOS
CONTROLE DE TENSÃO
FATOR DE POTÊNCIA
CONTROLE DE POTÊNCIA REATIVA
CARREGAMENTO DE CAPACITORES SÉRIE
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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.
