Planejamento da expansão considerando a inserção de geração eólica em larga escala na matriz elétrica nacional – Parte 1

jun, 2016

Edição 124 – Maio de 2016
Artigo técnico 
Por Sérgio dos Santos, Fernando Alves, Antonio Freire, Pedro Melo e Murilo Pinto*

 

A complementaridade entre as fontes de geração renováveis, tais como a geração eólica, solar, biomassa, e a geração hidroelétrica proporciona um notável ganho de capacidade de suprimento, no entanto, a inserção de fontes não controláveis como a eólica e solar, poderá ocasionar um aumento nas variações (efeitos de rampa) em todos os horizontes, impactando nos requisitos de confiabilidade, despachabilidade e desempenho do sistema de transmissão.

Diversos estudos de integração que foram conduzidos com o objetivo de ajudar a entender e quantificar estes impactos, basicamente, consistem em simular o sistema futuro com grande penetração de eólica e avaliar impactos na rede e custos operacionais adicionais. Os estudos mostram que é necessária maior flexibilidade para a absorção dos efeitos de rampa (associados a erros de previsão dos ventos) e com participação ativa desses agentes na manutenção dos níveis de qualidade de energia adequados.

No Brasil, a variabilidade da geração eólica atual não parece, ainda, ser motivo de grande preocupação por parte do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), devido à capacidade instalada atual ser relativamente pequena. Naturalmente, com o crescimento desta capacidade, será necessário, em certas ocasiões, o desligamento de geradores para manter o equilíbrio carga- geração no sistema em operação.

 

 

Se tais geradores forem térmicas a gás ou a carvão, esta possibilidade de liga-desliga em períodos curtos de tempo poderá afetar a integridade, a vida útil e a economia da operação dessas usinas. Portanto, medidas técnicas e regulatórias serão necessárias para adequação dos despachos de geração segundo a ordem de mérito para garantir a operação econômica do SIN.

 

Assim, um fator de incentivo ao crescimento da participação da geração eólica no SIN será a flexibilidade operacional do sistema futuro, definida no momento do planejamento, de forma a garantir a otimização energética e a segurança elétrica no momento da operação. É importante observar os elevados “swings” na geração eólica agregada que poderão ocorrer no dia a dia da operação, mostrando que flexibilidade operacional do sistema planejado deve passar a ser uma preocupação do planejamento da expansão do sistema, conforme Figuras 1 a e b mostradas a seguir, obtidas a partir de dados do ONS para uma semana do mês de setembro de 2014.

 


Figura 1 – Geração Eólica Agregada – Região Nordeste (a) e Sul (b).

 

 

Propõe-se uma análise integrada das questões de geração e de transmissão, visando uma regulamentação técnico-econômica que possibilite a repartição dos custos e benefícios da geração eólica entre todos os agentes do mercado.

 

 

Proposta de aperfeiçoamento no processo de planejamento da expansão

 

As datas de necessidade dos novos empreendimentos de geração e da ampliação da capacidade de transmissão entre os subsistemas interligados, que compõem o SIN, são estabelecidas de forma indicativa, segundo os critérios de custos marginais de operação e de expansão e para um risco de déficit inferior a 5,0%, podendo ser reavaliadas em função de novas condições de mercado e de políticas de governo para o setor elétrico. Este conjunto de empreendimentos constitui o Plano de Expansão Ajustado, segundo a ótica energético-econômica.

 

 

Como resultado deste plano, são apresentadas, a nível mensal, as metas energéticas obtidas a partir de uma representação a subsistemas equivalentes. Nesta representação, a geração eólica, que está cada vez mais importante como uma opção para a expansão da oferta sistêmica, é indicada de forma simplificada, como uma fonte não despachável e exógena ao processo de otimização. Embora nesse nível de análise, esta abordagem seja perfeitamente aceitável, com o aumento da participação desta fonte geradora, é importante a introdução no processo de planejamento de uma etapa adicional, que consiste na análise da alocação das usinas na curva de carga de cada subsistema interligado.

 

Com isto, será possível verificar a factibilidade da inserção dos montantes previstos para esta fonte no futuro, quando se considera a realidade do dia a dia da operação. Os despachos de referência associados à alocação das usinas na curva de carga são indicadores suficientes da otimização físico-operativa do sistema de geração planejado.

 

 

Análise energética

 

 

A Figura 2 apresenta o fluxograma do processo sugerido para a análise energética, ressaltando-se que a proposta está centrada nas ferramentas de análise energética já existentes usadas na rotina do setor. A seguir são apresentadas de forma resumida as principais etapas.

 

  1. Considerar os cenários que sejam representativos da composição do parque gerador em um determinado instante, definidos pelo Ministério de Minas e Energia (MME);
  2. Obter para cada um desses cenários, os principais parâmetros, representativos da dinâmica da operação do sistema de geração, tais como: intercâmbio entre subsistemas, geração hidráulica e geração térmica, por subsistema. Para isso, é usado o modelo Newave, através de simulações dinâmicas em base mensal. Nessas simulações as fontes, eólica, biomassa, PCH e solar são representadas como geração externa, considerando seu comportamento típico em termos sazonais;
  3. Simular com esses parâmetros, comumente chamados de metas energéticas, obtidos de uma representação a subsistemas equivalentes, a alocação das usinas na curva de carga, obtendo-se despachos para dois períodos típicos do ano (período úmido e período seco). São elaborados despachos horários e uma representação a usinas individualizadas. As fontes eólica, biomassa, PCH e solar são representadas também como geração externa através do seu comportamento típico, em um ciclo diário;

 

Nessa etapa é considerado um aspecto da geração que é determinante para a expansão da transmissão, a questão da flexibilidade das usinas de poder variar o despacho ao longo do dia para acompanhar a curva de carga do sistema, levando em conta as seguintes restrições, dentre outras:

 

  • Geração hidráulica mínima obrigatória para atender as restrições de vazão mínima à jusante das usinas hidrelétricas;
  • Variação máxima de vazão à jusante das usinas hidrelétricas ao longo de um ciclo diário;
  • Inflexibilidade da geração hidráulica das usinas da região Norte;
  • Nível de flexibilidade das usinas termelétricas ao longo de um ciclo diário;
  • Nível de inflexibilidade das usinas a biomassa (bagaço de cana e biomassa florestal) ao longo de um ciclo diário;
  • Limites de intercâmbio entre subsistemas.


Figura 2 – Processo de análise da expansão da oferta de energia elétrica considerando cenários da expansão da geração eólica para o Sistema interligado nacional.

 

Análise elétrica

 

 

 

Simular, com os despachos de referência obtidos na etapa anterior, o desempenho da rede elétrica, usando os modelos de análise de redes em regime permanente (Anarede) e dinâmico (Anatem). Para todos estes despachos devem ser consideradas as rotas existentes, bem como as rotas candidatas planejadas. As obras de transmissão associadas aos vários cenários de fontes de geração serão escolhidas com base nos indicadores de desempenho de rede previamente de definidos. Nesta análise, cujo processo é mostrado na figura a seguir, cabe destacar a formação dos “clusters eólicos”. Como se trata de uma visão sistêmica com foco nos elementos da Rede Básica e não em conexões específicas, os clusters eólicos representam conjuntos de plantas eólicas cujo efeito no desempenho elétrico do sistema pode ser obtido por uma fonte equivalente conectada à determinada barra da Rede Básica. Na formação destes clusters são fundamentais o conhecimento e a sensibilidade com a operação da rede elétrica da região Nordeste.

 


Figura 3 – Processo de análise elétrica.

 

 

Resultados

 

Premissas

 

Para demonstrar a aplicação da metodologia, foram realizados dois estudos de casos para o ano de 2019, no período úmido (março) e seco (setembro). São mostrados apenas os resultados da região Nordeste onde os impactos serão mais significativos, entretanto, como há um acoplamento energético através do intercâmbio, respeitando-se as metas energéticas, estes impactos se propagam para o restante do sistema interligado.

 

 

Os indicadores da otimização energética (as metas energéticas), geração hidro, geração térmica e intercâmbio, foram obtidos a partir de simulações com o modelo Newave, usando dados do PMO, de janeiro de 2015, publicado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

 

Os dados para a etapa de alocação das usinas na curva de carga, tais como: modulação da geração hidro, modulação da geração térmica, padrão típico da geração eólica e curva de carga típica, foram obtidos do Programa Diário de Produção (PDP), elaborado pela Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf), para uma semana dos meses de março e setembro de 2014. Estes dados foram extrapolados para o ano de 2019, conforme expansão prevista no Programa Mensal da Operação PMO – Janeiro de 2015 elaborado pelo ONS. Já o atendimento ao Balanço Carga – Geração será feito através do intercâmbio. Isto é, despacha-se a geração hidro, a geração térmica, em seguida sobrepõe-se à soma destas a geração eólica, sendo o intercambio considerado para o fechamento do balanço.

 

 

Tabela 1 – Valores obtidos na etapa de otimização energética com o modelo Newave

 

 

Alocação na curva de carga – região Nordeste, ano 2019, período úmido (mês de março)

 

 

 

Nas Figuras 4 e 5 são mostrados os resultados da alocação na curva de carga para o mês de março de 2019, considerando um cenário hidrológico crítico e um cenário hidrológico favorável, respectivamente.

 

 


Figura 4 – Alocação na curva de carga da região Nordeste – mês de março – cenário hidrológico crítico.


Figura 5 – Alocação na curva de carga da região Nordeste – mês de março – cenário hidrológico favorável.

 

No período úmido de um cenário hidrológico crítico, a geração hidráulica permanecerá no mínimo, limitada pelas restrições hidráulicas e faixas operativas das unidades geradoras, enquanto a geração térmica é limitada pela meta energética. Nesse caso, o intercâmbio passa a seguir as variações da carga.

 

Neste mesmo período, de um cenário hidrológico favorável, em alguns momentos a geração hidráulica foi limitada pela capacidade máxima e a geração térmica mínima pela inflexibilidade. Nessa situação, o intercâmbio foi alterado para o atendimento dessa carga.

 

Alocação na curva de carga – região Nordeste, ano 2019, período seco (mês de setembro)

 

 

 

Na Figura 6 é mostrada a alocação na curva de carga para o mês de setembro de 2019 em um cenário hidrológico crítico e a Figura 7 exibe a alocação considerando um cenário hidrológico favorável.

 


Figura 6 – Alocação na curva de carga na região Nordeste para o ano 2019, mês de setembro, cenário crítico (período seco).

 


Figura 7 – Alocação na curva de carga na região Nordeste para o ano 2019, mês de setembro, cenário favorável.

 

Em um cenário hidrológico crítico, as gerações hidráulica e térmica atendem às metas energéticas. Quanto às respectivas modulações para atender à curva de carga, a geração hidro foi limitada pelas restrições hidráulicas e faixas operativas das unidades geradoras e a geração térmica pela inflexibilidade. A geração eólica complementa o atendimento à carga da região e gera excedentes exportáveis da ordem de 5.000 MW. No cenário hidrológico favorável, as gerações hidro e termo atendem às metas energéticas. A geração eólica complementa o atendimento à carga da região e gera excedentes exportáveis, que poderiam ter sido reduzidos não fosse a inflexibilidade térmica.

 

 


 

Continua na próxima edição.

 


 

*Sérgio P. Santos é engenheiro eletricista, com mestrado em engenharia elétrica e doutorado em andamento. Trabalha na Chesf como analista de planejamento de sistemas eletro-energéticos na Divisão de Estudos e Planejamento de Expansão da Transmissão.

Fernando R. Alves é engenheiro eletricista, pós-graduado em Análise de Sistemas de Potência e com mestrado em engenharia elétrica. É, atualmente, gerente do Departamento de Estudos de Sistemas de transmissão da Chesf.

Antonio R. F. Freire é engenheiro eletricista, com mestrado pela Coppe/UFRJ. É pós-graduado em Engenharia da Qualidade e trabalha na Chesf desde 1985. Possui experiências nas áreas de especificação, ensaios, planejamento da operação e da expansão, além de estudos elétricos de sistemas de potência.

Murilo S. L. Pinto é engenheiro eletricista, pós-graduado em Análise de Sistemas de Potência e em Engenharia de Segurança do Trabalho, com mestrado em Administração. Atualmente, exerce a função de Gerente da Superintendência de Planejamento da Expansão da Chesf.

Pedro A. Melo é engenheiro eletricista e trabalhou na Chesf de 1975 a 2013 como especialista na área de estudos energéticos. Atualmente, sua área de interesse é a analise integrada da geração/transmissão para o planejamento da expansão da matriz elétrica brasileira.

 


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