Planejamento da expansão considerando a inserção de geração eólica em larga escala na matriz elétrica nacional – Parte 2

ago, 2016

Caderno Renováveis – Junho de 2016
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.

 

Como foi tratado no artigo publicado na edição anterior, 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.

 

Análises do sistema de transmissão

As Figuras 1 e 2 mostram uma comparação entre os meses de março e setembro dos valores de intercâmbio esperados em 2019 e os já realizados em 2014. Cabe observar dois aspectos importantes para o planejamento das interligações. O primeiro é a esperada tendência de crescimento da região Nordeste como exportadora à medida que expande a geração eólica na região. O segundo são as significativas variações nos intercâmbios em curtos intervalos de tempo, o que representa um desafio para o desempenho elétrico do sistema. Além disso, esse aspecto representará um importante desafio para a gestão da operação pelo ONS, já que significarão reprogramações frequentes nos demais subsistemas, especialmente, os subsistemas receptores dos grandes blocos de geração eólica exportados pela região Nordeste.

 

Nessas figuras, ressalta-se, também, a necessidade de avaliar, entre outros aspectos, o controle dinâmico de frequência e estabilidade de tensão. A análise elétrica proposta vem a complementar os estudos de dimensionamento dos empreendimentos, em que são escolhidos cenários limites para determinação das alternativas mais econômicas e equipamentos adicionais.

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Figura 1 – Intercâmbio para região Nordeste para o ano 2019, mês de março, cenário crítico.

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Figura 2 – Intercâmbio para região Nordeste para o ano 2019, mês de setembro, cenário crítico.

 

Conclusão

 

Considerando o extraordinário potencial eólico existente no país, um dos grandes desafios do planejamento da expansão da oferta de energia elétrica no Brasil é definir, no momento do planejamento, recursos de geração com flexibilidade operacional que incentivem a expansão da geração através de fontes renováveis e garantam a otimização e a segurança do sistema planejado, no momento da operação.

 

Nos cenários críticos e favorável para o mês de março serão frequentes as reprogramações de intercâmbio para atender ao balanço energético. Já no mês de setembro, a geração total na região excede o mercado, sendo necessária capacidade de transmissão das interligações. Neste contexto será imprescindível avaliar a capacidade de absorção de energia nos sistemas receptores. Isto mostra a importância dessa análise no momento do planejamento.

 

Entretanto, este estudo tem um caráter qualitativo, pois, não é trivial nem o objetivo deste trabalho obter com precisão as curvas de carga e de geração eólica para este horizonte de análise. Há necessidade de um aprofundamento em nível regional, como também uma análise mais ampla, considerando as restrições de recebimento em outros subsistemas.

 

Devido às grandes distâncias do SIN, recomenda-se uma absorção local dessas variações momentâneas da geração com fontes renováveis, podendo ser realizado pelo aumento da flexibilidade térmica local, ou instalação de hidrelétricas específicas para o fornecimento de potência, como a segunda etapa de Luiz Gonzaga (1.000 MW) e Xingó (2.100 MW) ou pela construção da usina de Paulo Afonso V (2.400 MW).

Os aspectos energéticos relacionados à inserção da eólica parecem bem equacionados. No entanto, sob o ponto de vista de potência, o tema ainda necessita de um maior aprofundamento. Estudos estão sendo conduzidos com uma abordagem mais ampla, como previsão de curvas de geração e carga, controle dinâmico de frequência, estabilidade de tensão e nível de curto-circuito.

 

Referências

  • Thiago C., César Pedro A. M-S., David Amaro O., Pereira Ronaldo A. Souza, Renata N. F. Carvalho – Regularização do suprimento de energia – o papel da complementaridade. XXI SNPTEE – GPL VII, Florianópolis, 2011;
  • NYISO 2010 Wind Generation Study, NYISO – New York State Energy Research and Development Authority, August 2010. Disponível em: http://www.uwig.org;
  • A Transmission Planning Case Study for Wind Integration – CREZ in ERCOT, Warren Lasher Director, System Planning Electric Reliability Council of Texas, Inc. – NAWEA – 2013 Symposium;
  • Ela, Erik, et al. “Evolution of operating reserve determination in wind power integration studies.” Power and Energy Society General Meeting, IEEE, 2010;
  • CIGRE Technical Brochure on Grid Integration of Wind Generation, Working Group 08 of Study Committee C6. International Conference on Large High Voltage Electric Systems. July 2009;
  • Increasing Wind Power Generation Penetration Degree in Brazil: a Challenge for the Brazilian Interconnected Power System. Francisco; José Arteiro de Oliveira – Operation Planning and Scheduling Director ONS. Windpower 2014;
  • Spanish Experience on wind energy integration into the grid, Dirección técnica Alberto Ceña acena@aeeolica.org – Rio de Janeiro, October 1st, 2013;
  • Ahlstrom, Mark. Evolution of Forecasting, Operations and Market Design for Wind Integration; – NAWEA 2013 Symposium Boulder, Colorado August 7, 2013;
  • Hagerty, John Michael. The Role of Hydroelectric Generation in Electric Power Systems with Large Scale Wind Generation, Massachusetts Institute Of Technology, June 2012;
  • Northwest Wind Integration Action Plan Policy Steering Committee March 2007; Bonneville Power Administration – BPA – USA;
  • Bonneville Power Administration – BPA – USA. Wind Integration Program: Balancing the Future Initial Discussions 2012;
  • How BPA supports Northwest wind power May 2011 Discussions; Bonneville Power Administration – BPA – USA;
  • Wind Generation Integration; NERC MRC Meeting May 6, 2008; Jim McIntosh Director, Grid Operations; Alberta Electric System Operator.

 

 

*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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