Horizonte a Medio Plazo

El proceso de planificación de la operación eléctrica, en el contexto del ciclo anual de planificación de la operación en 2011, resultó en dos productos básicos. El Planificación de la Operación Eléctrica de Medio Plazo, PEL 2012/2013, presenta las evaluaciones del desempeño eléctrico del SIN para el período comprendido entre los meses de enero de 2012 y abril de 2013. El segundo producto está compuesto por los Estudios Eléctricos Cuatrimestrales (QEL), que detallan, a cada cuatrimestre del año en curso, las medidas operativas para que la operación atienda a los patrones y criterios establecidos en los Procedimientos de Red, de forma a compatibilizar las restricciones eléctricas y el atendimiento a la carga con las políticas energéticas, con vistas al menor costo de la operación y a la máxima seguridad operativa del SIN.

Las evaluaciones realizadas tienen como referencia las previsiones de carga informadas por los agentes y consolidadas por ONS, así como el programa de obras presentado en el Plan de Ampliaciones y Refuerzos de la Red Básica (PAR) para el período 2011/2013 y en el trabajo de Consolidación de las Obras de Red Básica para el Período 2011/2013, que considera las fechas actualizadas por el Departamento de Monitoreo del Sector Eléctrico (DMSE/MME) para los cronogramas de las obras de transmisión y generación autorizadas por la ANEEL.

Los estudios del PEL 2012/2013 se han desarrollado para evaluar principalmente el desempeño de las interconexiones regionales, la necesidad de generación térmica resultante de restricciones en la transmisión y el atendimiento a las áreas eléctricas del SIN.

A partir de esas evaluaciones, se destacan como principales resultados de los estudios del PEL 2012/2013: propuestas de adecuación del cronograma de las obras programadas a las necesidades del SIN; soluciones operativas, como la implantación de Sistemas Especiales de Protección (SEP) y el cambio de topología de la red; además de estrategias operativas que se utilizarán en la operación electro-energética del SIN en este horizonte.

En 2011, en paralelo con los estudios del PEL y del QEL, el ONS realizó análisis con foco específico en el suministro a algunos estados, por medio de Grupos de Trabajo específicos cuyos resultados se han abordado en el ítem 2.1.2.

El punto de relieve en este ciclo anual de planificación de la operación eléctrica fue la integración de los procesos de elaboración de los estudios del PAR y del PEL, que ocurrió por la primera vez en 2011. Esa integración de procesos resultó en una nueva forma de abordar los horizontes de los estudios de ONS, por medio de la cual fue posible racionalizar los esfuerzos de los equipos técnicos y obtener una mejor adecuación de los horizontes a los plazos para implantación de las recomendaciones resultantes de cada estudio. Además de eso, para los agentes, hubo un perfeccionamiento de su interacción con  ONS, una vez que la tarea de suministro de datos para los estudios del PAR y del PEL pasó a realizarse de una única vez. La integración de esos procesos resultó en la eliminación de zonas de sombras, productos más concisos y resultados y recomendaciones más robustos.

Además de subsidiar los estudios eléctricos de corto plazo con horizonte mensual en el ámbito de la Programación de la Operación, los estudios cuatrimestrales evalúan el desempeño de los Sistemas Especiales de Protección en operación, indicando la necesidad de revisión o desactivación de los existentes y la instalación de nuevos SEPs; definen la necesidad de generación térmica por restricciones eléctricas, así como los límites de transmisión en las interconexiones regionales y para las áreas geoeléctricas. El QEL también subsidia la elaboración de las instrucciones de operación utilizadas por  ONS para el cumplimiento de sus atribuciones de coordinación de la operación del SIN en tiempo real.

Los resultados del Planificación Anual de la Operación Eléctrica de 2011 también subsidiaron la participación de ONS en los grupos de trabajo y fuerzas de tarea que se ocupan del suministro de energía a las ciudades sede de la Copa del Mundo de 2014, cuyos resultados se han abordado en el ítem 2.1.4.

En cuanto a los aspectos relacionados con la seguridad eléctrica operacional, ONS ha coordinado diversas acciones, en conjunto con los agentes de transmisión, generación y distribución, de modo a diagnosticar las principales fragilidades del SIN e indicar las providencias que deben ser tomadas con el objetivo de revitalizar las instalaciones existentes, adecuándolas a los patrones de seguridad establecidos en los Procedimientos de Red.

A través de la Resolución Normativa nº 443, de 26/07/2011, la ANEEL estableció una nueva sistemática a ser adoptada por el ONS y por los Agentes para la elaboración del Plan de Modernización de Instalaciones (PMI), el cual deberá ser encaminado anualmente a la agencia reguladora. Este Plan indica las obras de revitalizaciones y las mejoras necesarias para mantener adecuada la prestación del servicio por las concesionarias de transmisión. Adicionalmente al conjunto de obras de mejoras en instalaciones bajo responsabilidad de las concesionarias de transmisión, el PMI también relaciona las intervenciones de mejoras y refuerzos que deben ser implementadas por as concesionarias o permisionarias de distribución, y concesionarias o autorizadas de generación. En ese novo formato de trabajo, los refuerzos de las transmisoras pasaron a consolidarse en el Plan de Ampliaciones y Refuerzos (PAR).

El PMI elaborado en 2011 contempla el período comprendido entre 2011 y 2014 y recomienda la implantación de 232 revitalizaciones, con algunas instalaciones de pequeño porte, siendo 202 para las empresas de transmisión, 25 para las empresas de distribución y cinco para las empresas de generación.

Horizonte a Corto Plazo

A lo largo de 2011, ONS desarrolló estudios e implantó medidas coyunturales que posibilitaron operar la red eléctrica en conformidad con los criterios de continuidad, confiabilidad y calidad de suministro establecidos en los Procedimientos de Red, conforme destacado a seguir.

La entrada en operación de la línea de transmisión 525 kV Foz do Iguaçu-Cascavel Oeste en diciembre aumentó la capacidad de transferencia de energía entre los subsistemas Sudeste y Sur, así como permitió ampliar la utilización de la generación en 60 Hz de la planta de Itaipu para el atendimiento de la demanda del SIN.
De entre los estudios realizados, se destacan:

• La implantación y el acompañamiento del desempeño de esquemas de reconexión automática de líneas de transmisión del SIN, de forma a garantizar la continuidad del servicio con aumento de la confiabilidad.
• La optimización de los sistemas de control de generadores para asegurar el adecuado amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas y evitar la pérdida de sincronismo en la ocurrencia de perturbaciones.
• El calibrado de los Sistemas Especiales de Protección, de modo a garantizar la seguridad operativa del SIN, incluso en la ocurrencia de contingencias múltiples.
• La definición de nuevos corredores de restauración fluida del SIN, así como la actualización de los existentes, de modo a acelerar la normalización del suministro tras perturbaciones.

De entre los resultados obtenidos, se destaca la viabilización del atendimiento a cargas prioritarias en el centro de la ciudad de Sao Paulo en los procesos de restauración del sistema, en virtud de la revisión del corredor fluido de la planta hidroeléctrica de Luiz Carlos Barreto.

Las medidas operativas coyunturales adoptadas tuvieron como objetivo evitar condiciones inaceptables en régimen normal de operación, así como reducir los impactos de la ocurrencia de emergencias.

Por ejemplo, la abertura de la barra de 230 kV de la subestación Aimorés permitió reducir sobrecargas en los equipos de la red de transmisión en 138 kV de la Escelsa y también minimizar el vertido en la planta hidroeléctrica Aimorés, evitando el ensanchamiento de áreas aguas abajo, con riesgo para la población ribereña.

Otro ejemplo de esas medidas sucedió en el estado de Goiás. La elevación de la carga resultante de altas temperaturas, simultáneamente a la indisponibilidad de uno de los transformadores de la subestación Bandeirantes, que atiende gran parte de la carga del estado, resultó en sobrecarga en la transformación en régimen normal, siendo necesario despacho térmico de alto costo para su control. En esta situación, el ONS determinó la abertura de la barra de 230 kV de la subestación Cachoeira Dourada, direccionando gran parte de la generación de Cachoeira Dourada para el atendimiento de las cargas de Goiás, aliviando la transformación de Bandeirantes y minimizando o eliminando la necesidad de despacho térmico.