João Batista da Silva - Instituto Nacional de Eficiência Energética
Propaganda
Operador Nacional do Sistema Elétrico GD e a Estabilidade .....Integrando GD a Rede A visão do Operador da Rede João Batista Silva Assistente Diretoria Adm. Serv. Transm. VII Seminário de Geração Distribuída INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética Rio de Janeiro, 14-09-2004 Desafios da Integração da G.Distribuída I. Desafios Comerciais II. Desafios Regulatórios III. Desafios Técnicos 2 As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “ Sistema Elétrico Convencional Centrais de geração centralizadas e distribuição para os consumidores Centrais de geração Residências Edifícios Fábricas 3 As Formas Atuais de “Sistemas Elétricos “ Sistema com Geração Distribuída Hospital (com seus próprios geradores) Produção Centros de Controle Eólicas Fontes Solares Fábricas Co-geração Armazenadores de energia Residências Edifícios VEH Edifícios "inteligentes" (com seus próprios geradores) Casas "inteligentes" e veículos (VEH) (com seus próprios geradores a hidrogênio) Fonte: The Economist; ABB 4 Oferta de Energia & Dados de Mercado - 2003 Sistema Interligado Nacional Sistemas Isolados 2% do mercado brasileiro Demanda máxima = 55,800 MW Capacidade Instalada = 77,321 MW • Hidro: 66.321 MW ( > 85%) Produção = 365 TWh • 92% hidro Supre 98% do mercado brasileiro Consumidores = 47 milhões Renda Global = US$ 17 bilhões Recursos G&T = US$ 220 bi (40% GNP) Configuração Física: • 349 usinas / 12 bacias; cerca 20 núcleos de GT • 73.600 km de LTs, 620 circ. e 314 SEs; • Mais de 700 pontos de entrega às Distribuidoras. 5 O Sistema Interligado Nacional - SIN e seus Agentes....Distribuídos O ONS é o integrador de uma rede de múltiplos agentes e instalações Geração GTn Transmissão Consumidor Distribuição Final GT1 GH1 GH2 T4 GH5 GH6 GH4 T8 T2 Rede de distribuição D4 T9 T7 26 agentes 73 agentes 349 Unidades Geradoras D3 GD1 o CL1 GD2 GT2 D2 T6 T5 GH3 D1 T3 T1 37 agentes 73.600 km de LTs 620 circuitos 314 sub-estações Pontos de Entrega de Energia: 700 6 GD Complementar à GC Transmissão (∆T) x Expansão da GD se contrapõe à necessidade da expansão "concorrencial" de transmissão ( não é mais monopólio!) Teoricamente, se ∆GD ≈ ∆Demanda, ∆T 0 A ∆T também visa Segurança elétrica (Requisitos mais sofisticados das cargas modernas, ‘back-up da própria GD) Confiabilidade e maior disponibilidade dos Pontos de Entrega à Distribuição ( mais de 700 pontos ) Otimização Energética ( fora da ponta ) Redução de Perdas ∆T tem que garantir o despacho de ‘muitos’ cenários de plantas de geração em operação... agora sem e com GD 7 Evolução da extensão da Rede Básica de Transmissão - km 87.500 Modelo Anterior Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04 84.245 85.000 82.500 1995 a 1998 2.400 km 1999 a 2004 10.849 km 5.664 80.000 78.581 77.093 1.488 75.442 1.651 77.500 75.000 73.659 1.783 72.506 1.153 72.500 70.000 67.500 65.000 62.500 ∆T 70.033 2.473 69.034 999 66.954 2.080 ∆T Médio = 2.650 km a.a.(Previsto) 63.971 2.983 63.110 62.486 861 624 61.571 915 61.571 61.571 62.486 63.110 63.971 66.954 69.034 70.033 72.506 73.659 75.442 77.093 78.581 60.000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2004 2005 2006 2007 ∆T: são interligações inter-regionais em 500kV, não foram considerados + 2.500 km da expansão da N-S III nem as integrações dos sistemas hoje isolados e a ligação à Manaus 8 Linhas de Transmissão são Usinas Virtuais MWmed 12,000 Novo Modelo 8,900 Modelo Anterior 3,000 10,100 Ampliação da Capacidade de Transferência de Energia 10,000 11,000 MWmed Capacidade de transferência de energia das Regiões N e SE para a Região NE Capacidade de transferência de energia da UHE Itaipu e Região Sul para a Região Sudeste Novo Modelo 2,500 9,200 Modelo Anterior 2,500 Ampliação da Capacidade de Transferência de Energia 2,050 2,500 2,050 2,000 8,000 7,000 6,200 6,000 6,500 4,900 5,300 4,000 4,000 1,300 2,200 5,200 6,100 1,500 1,900 2,500 1,000 1,000 1,000 400 400 2001 2002 1,450 1,450 1,900 800 4,000 600 600 200 1998 1999 2000 500 2,000 - 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2003 2004 2005 2006 2006 Equivale a uma UHE de cerca de 12.000 MW Investimento > que 30,0 Bilhões de R$ - em geração Realização de 12.800 km de LTs Investimento de 8,2 Bilhões de R$ - em transmissão 9 Modelo de Transmissão – Receita Crescente 106 Remuneração explícita da Transmissão, que passa a ser um Segmento de Negócio R$ 6.000 5.000 4.000 Receita de Transmissão aprox. 10% da Receita Global do Setor Tarifa de Suprimento remunera T+G 2000-2001 4.000 1.966 1999-2000 1.000 2.338 1.736 2.000 3.372 3.000 5.822 7.000 Modelo vigente através das Leis no 9648/98 e 10848/04 Modelo Anterior Antes de 1999 2001-2002 2002-2003 2003-2004 2004-2005 Sem inadimplência!! 10 Expansão da Transmissão x Aumento da Receita das Transmissoras Análise dos Insumos intervenientes na Receita das Transmissoras Milhões R$ 2002/2003 2003/2004 2004/2005 Receita das Transmissoras 3.372 4.943 5.694 553 1.154 351 (16,4%) (23,4%) (6,2%) 364 362 317 (10,8%) (7,3%) (5,6%) 2.312 3.230 4.747 (68,6%) (69,4%) (83,2%) Δ da inflação Δ de Novas Obras O&M do sistema existente Receita das Transmissoras no Futuro! Bi R$ R$ Milhões 2000 2005 2010 Receita das Transmissoras(*) 2.115 5.694 10.000 177 317 490 35.681 67.629 126.935 Novas Obras Receita Global 0,4 % da Receita Global do Setor 11 Estimativa das Economias que Poderiam ser Introduzidas pela GD Influência da Expansão da GD nos Investimentos de Transmissão, em 3 a 5 anos • A expansão prevista para as Redes de Transmissão representará 0,5% ao ano da receita total do setor elétrico; • Estes 500 milhões de R$ são suficientes para construir cerca de 1.000 MW de GD; • Esta expansão da transmissão reduz para 2.000 MW a necessidade adicional de GC que, por sua vez, exigirá expansão da transmissão; • Considerando os planos atuais de integração inter-regionais e de expansão da produção de energia, a GD não deverá poder deslocar significativos investimentos em transmissão, nos próximos 3 a 5 anos. Conjugação GD & GC com Eficientização das Cargas • Considerar GD no rol de alternativas à expansão da produção de energia e ponta do sistema – ver trabalho de Mercados / PSR ; • Melhorar a eficiência dos processos que consomem energia elétrica para modular ( e reduzir ) as demandas. 12 Impactos da GD para operação do SIN I. Energéticos II. Elétricos A GD tem relevância sistêmica do ponto de vista energético e relevância local do ponto de vista elétrico. 13 Impactos Energéticos – na visão do Operador Aspectos Favoráveis Redução da dependência de importação de energia em algumas regiões; Redução das perdas na malha de transmissão; Redução da dependência de fontes de mesma natureza – diversidade tecnológica. Aspectos que Requerem Atenção Aumento da Reserva girante, em função da intermitência de algumas fontes; Comprometimento do despacho otimizado, dependendo do nível de penetração da GD, em função da operação das Usinas hidráulicas em faixas de baixo rendimento; Investimento novos. Segue 14 Impactos Elétricos – Experiência com a Inserção das Usinas Emergenciais, do Proinfa e UTEs a GN Aspectos positivos Escalonamento do Investimento na transmissão; Redução das perdas na malha de transmissão; Recomposição mais rápida de cargas frente a grandes perturbações; Estabilidade(modularidade) na curva de carga; Suprimento de Serviços Ancilares: reserva de geração, controle forma de onda da tensão, etc. Aspectos que Requerem Ajustes e Investimentos Aumento das perdas na malha de sub transmissão, em algumas situações; Necessidade de investimentos na malha de distribuição ( superação de equipamentos por aumento do nível de curto-circuito); Proteções das instalações das redes de subtransmissão e de distribuição 15 Impactos Elétricos – Experiência com a Inserção das Usinas Emergenciais, do Proinfa e UTEs a GN Aspectos Operativos Em casos de elevada penetração de GD, deve-se tomar cuidado especial com controlabilidade, sob risco de reduzir a margem de estabilidade eletromecânica; Aumento da penetração harmônica a partir de fontes que se interligam com a rede a partir de conversores e da VTCD ( variação de tensão de curta duração, dependendo do ‘grau de penetração’ da GD. Necessidade de Inclusão de: Novos centros de controle, supervisão e previsão de produção das GD e de Proteções direcionais; Esquemas de corte de carga adaptados aos montantes de GD despachada; Redimensionamento dos esquemas de controle de sobretensões 16 Geração Distribuída - Avaliação perdas elétricas - Análise do Desempenho Dinâmico - Níveis de Curto circuito - Cuidados especiais 17 Expansão da Oferta no Período 2003-2009 • Sistema Estudado Sudeste/Centro-Oeste Brasileiro em particular área Rio/E. Santo • Critérios adotados Para GD unidades de até 50MW Para PIE UTE de 500 e 1000MW Angra I e II fora de operação 18 Impactos em Regime Permanente Variação de Perdas x Variação de Carga na Área Rio FP: 0,85 500 Variação das Perdas(MW) GR GD FP: 1,00 400 GR 300 GD 200 100 0 -100 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 D Carga (MW) Incremento de Perdas (MW) - Ger. Remota. - FP 0,85 Incremento de Perdas (MW) - Ger. Distribuida - FP 0,85 Incremento de Perdas (MW) - Ger. Ext. Incremento de Perdas (MW) - Ger. Dist. - FP 1 19 Impactos Dinâmicos - Geração Distribuída 40 UTEs de 50 MW –FP 0,85– Sem Estabilizador 40 UTEs de 50 MW– FP 0,85– Com estabilizador 20 Do Ponto de Vista de Níveis de Curto-Circuito Resultados Curto-Circuito Geração distribuída (2000MW) Barramento Grajaú 500 kV Reator Equivalente para curto monofásico (Mvar) geração geração geração externa concentrada distribuída 4854 5235 5376 5263 6535 5882 444 7575 5000 2865 3424 3246 Campos 345 kV 1697 3205 1751 Vitória 345 kV 1620 1736 1639 2604 2808 3460 3703 4032 4901 Adrianópolis 500kV Adrianópolis 345kV Adrianópolis 138kV Cascadura 138kV Jacarepaguá 138 kV 21 Conclusões Geração distribuída - “Embedded Generation” alternativa competitiva - pode ajudar a operação do sistema brasileiro , principalmente em condições restritivas - com expansão limitada e operando próximo aos limites de segurança; abordagem deve ser via “procedimentos de distribuição”; dependência crescente em ações coordenadas de Controle e Sistemas Especiais de Proteção. 22 Conclusões das Análises Realizadas Curto-circuito e Perdas variação acentuada dos níveis de curto circuito com impacto em alguns equipamentos próximos da GD Perdas Ohmicas redução importante no nível de perdas favorável a GD Estabilidade Eletromecânica é importante o impacto(‘grau de penetração’) da GD - excitatrizes e PSS necessidade de se investir em controladores para GD Convivências da GD com outras Formas de produção de Energia deverá ocorrer através da criação de padrões que permitam explorar as mútuas vantagens – criação dos Procedimentos de Distribuição e revisão dos Procedimentos de Rede (ONS) para adaptá-los à evolução das tecnologias GD Interação com o ONS tanto mais necessária quanto maior o grau de penetração da GD estabelecer maior aproximação criação de mecanismos de previsibilidade energética e de reserva e de respaldo à segurança sistêmica na falta GD. necessidade de se apoiar ANEEL num processo cooperativo de construção de Procedimentos de Distribuição. 23 Melhoria do Atendimento Eletro-energético 2004-2008 pela introdução dos Projetos do Proinfa 24 Custos Marginais de Operação Análise Estrutural Custo Marginal de Operação Cenário de Mercado de Referência Custo Marginal de Operação Mercado Alto-6,4%aa Cenário de Mercado Alto Mercado Referência 120,0 350,0 VN = 111,03 R$/MWh VN= 110 R$/MWh 100,0 300,0 250,0 SE/CO Sul NE Norte 60,0 40,0 CMO (R$/MWh) CMO (R$/MWh) 80,0 200,0 150,0 SE/CO Sul NE Norte VN= 110 R$/MWh VN = 111,03 R$/MWh 100,0 20,0 50,0 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 0,0 2004 2005 2006 2007 2008 situação favorável de atendimento em 2004-07; condições atendimento 2004-07, ainda aceitáveis; c/ elevação de riscos de déficit no final do em 2008, já se observa risco déficit bastante alto horizonte, em 2008; equilíbrio oferta X demanda caracterizado por CMO próximos ao VN ( até 9 a 20 %); o CMO médio anual > VN p/ todos os subsistemas indica necessidade de aumento da oferta 25 Cenários de Evolução da Potência Instalada Equivale aproximadamente à complementação do Proinfa Sistema Interligado Nacional Evolução da Potência Instalada (MW) 97000 Plano 2004 96000 1ª Revisão Quadrimestral 2004 95000 Potência (MW) 94000 93000 92000 91000 UHE Itaipu (atraso das UGs 19 e 20) =1.400 MW 90000 89000 UTE Termorio (Blocos II e III) = 739,6 MW UTE Araucária = 469 MW 88000 87000 2004 2005 2006 2007 2008 26 Sistemas Elétricos x Requisitos de QEE Efeito das Características dos Componentes das Redes Elétricas e das Cargas nos Requisitos de QEE Sistemas Elétricos Tradicionais Predomínio de Componentes Eletromecânicos Sistemas Elétricos Atuais Proliferação de Componentes com tecnologia eletrônico-digitais Características: robustez e linearidade Características: sensíveis à forma de onda de tensão e não lineares Requisitos Básicos de QEE: - adequação geração x mercado; - segurança das instalações de transmissão; - regulação de tensão e freqüência. Requisitos Adicionais de QEE: - distorção harmônica; - flutuação de tensão (cintilação); - desequilíbrio; - variação de tensão de curta duração (sag / swell). 27 Desafios Técnicos Informações a serem prestadas pelo Acessantes Atender os Procedimentos de Rede no que couber; considerar a prática das distribuição e de transmissão concessionárias de Documentos de apoio :Cartilha de Acesso, Manual dos Agentes, manual dos Geradores Requisitos a serem atendidos : Atender os Procedimentos de Rede e/ou Normas das distribuidoras nos seguintes aspectos: • Fator de Potência das instalações; • Faixa de Freqüência; • Faixa de Tensão; • Requisitos de qualidade de potência 28 Desafios Técnicos Estudos de Impacto na Rede a serem desenvolvidos pelos Acessantes: Avaliar o impacto das novas instalações sobre a rede tanto sob a ótica das analises de regime permanente como de transitório. 29 Redução dos Desafios Técnicos Padronizar os requisitos na Rede de Distribuição : Implantar um Procedimento de Rede para a Rede de Distribuição ( tensão < 230 kV) ; 30 VEH – Veículo Elétrico Híbrido Visão do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico Brasileiro Cenário com VEH no Brasil Estimando em 1,5 milhões de veículos Se 5 % da frota passar a ser de VEH, ou seja 70.000 VEH / ano, esta será capaz de atender ao acréscimo anual de ponta ( 4,000 MW / ano) Preocupações do ONS Desconhecimento da produção de energia e da carga dos VEH – duração, local e intensidade Dimensionamento das redes elétricas para atender aos ‘movimentos’ dos fluxos de energia. ALEATORIEDADE X CONTROLABILIDADE 31
