Horizonte de Médio Prazo

O processo de planejamento da operação elétrica dá origem a dois produtos: o Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo (PEL) e as Diretrizes para Operação Elétrica com Horizonte Quadrimestral  (Quadrimestrais).

O PEL 2014 apresentou as avaliações do desempenho elétrico do SIN para o período entre janeiro de 2015 e abril de 2016, ao passo que o Relatório de Diretrizes da Operação Elétrica detalha, para cada quadrimestre do ano em curso, as medidas operativas necessárias para atender aos padrões e critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, de forma a compatibilizar as restrições elétricas e o atendimento à carga com as políticas energéticas, visando assim o menor custo da operação e a máxima segurança operativa do   SIN.

Os estudos do PEL 2014 avaliaram a evolução da capacidade das interligações regionais, com as novas obras em 500 kV das interligações Norte/Nordeste e Nordeste/Sudeste, a integração das usinas dos rios Madeira e Teles Pires, e a evolução dos sistemas de Manaus e Macapá. Outros pontos do SIN merecem destaque, como a região Oeste do Pará, a nova conexão do  transformador 500/230 kV de Xingu, a interligação Brasil-Uruguai e a integração de  fontes eólicas. Além disso, foi apresentada a necessidade de geração térmica decorrente de restrições na transmissão e o atendimento às áreas elétricas do SIN. Como resultado, foi proposta a adequação do cronograma das obras programadas às necessidades do SIN, com as soluções operativas e as mudanças de topologia da rede.

O PEL também identificou que, para a interligação Norte/Nordeste/Sudeste, até a entrada em operação das primeiras unidades da usina de Belo Monte, porém já considerando o sistema de transmissão em 500 kV de escoamento dessa usina, em 2016, será possível transmitir praticamente toda a energia disponível na região Nordeste. Na região Norte, ainda verificam-se restrições no período de carga leve. Essas restrições serão temporariamente eliminadas com a entrada em operação da configuração final de todo o 500 kV previsto para o segundo semestre de 2016, à época da elaboração do  documento.

A crescente participação da geração eólica na matriz de energia elétrica brasileira, traduzida pela implantação de cerca de 7400 MW de parques eólicos nas regiões Sul e Nordeste, no horizonte do PEL 2014, demandou o desenvolvimento de projetos que visem aprimorar a previsão de geração eólica para os processos de programação e despacho. A variabilidade e imprevisibilidade intrínsecas da produção eólica em função do regime de ventos trazem desafios importantes para a operação do sistema.

Quanto aos estudos quadrimestrais, o principal foco é subsidiar a elaboração das Instruções de Operação utilizadas na coordenação da operação do SIN. Também é avaliado o desempenho dos SEPs em operação, indicando a necessidade de eventual revisão ou desativação dos existentes e a instalação de novos. Além disso, são retificadas e/ou ratificadas as necessidades de geração térmica por restrições elétricas, bem como os limites de transmissão nas interligações regionais e para as áreas  geoelétricas.

Nos estudos de 2014, destacaram-se a busca de alternativas para atendimento à região oeste do Pará, conhecida como Tramo Oeste, à região de Rondonópolis no Mato Grosso, à região de Manaus, bem como a utilização de medidas operativas como a operação com a interligação Sudeste/Nordeste aberta e a necessidade de revisão dos limites para operação em alerta de tempo severo no sistema de transmissão de 765 kV que escoa a geração de Itaipu para a região SE/CO. Foram apresentadas alternativas conjunturais para proporcionar maior segurança e confiabilidade ao sistema de suprimento ao Tramo Oeste e a Manaus, até  a entrada das respectivas soluções estruturais ainda não   licitadas.

Quanto aos aspectos reacionados à segurança elétrica operacional, o ONS tem coordenado diversas ações em conjunto com os agentes, de modo a diagnosticar as principais fragilidades do SIN e indicar as providências a serem tomadas para revitalizar as instalações existentes, adequando-as aos padrões de segurança estabelecidos nos Procedimentos de  Rede.

O Plano de Modernização de Instalações (PMI) é elaborado pelo ONS com os agentes e, em conformidade com a Resolução Aneel nº 443/2011, apresenta um conjunto de obras necessárias para manter a adequada prestação do serviço pelas concessionárias de transmissão. O Plano também relaciona as melhorias e reforços que devem ser implementados pelos geradores e distribuidores. O PMI elaborado em 2014, contemplando o período entre 2014 e 2017, recomenda a implantação de nove obras de revitalização para geradores e 701 obras de revitalizações para empresas de  transmissão.

 

Horizonte de Curto Prazo

Ao longo de 2014, o ONS desenvolveu estudos e implantou medidas conjunturais que possibilitaram operar a rede elétrica em conformidade com os critérios de continuidade, confiabilidade e qualidade de suprimento estabelecidos nos Procedimentos de Rede, conforme destacado a  seguir:

• Análises de cerca de 53.000 intervenções no SIN, tendo sido garantida a segurança sistêmica durante os períodos de realização dessas intervenções.
• Implantação e acompanhamento do desempenho de esquemas de religamento automático de linhas de transmissão do SIN, de forma a garantir a continuidade do serviço com aumento da confiabilidade.
• Otimização dos sistemas de controle de geradores, para assegurar o adequado amortecimento das oscilações eletromecânicas e evitar a perda de sincronismo na ocorrência de perturbações.
• Definição dos Sistemas Especiais de Proteção, de modo a garantir a segurança operativa do SIN, mesmo na ocorrência de contingências múltiplas.
• Definição de novos corredores de recomposição fluente do SIN, bem como a atualização dos existentes, para acelerar a normalização do suprimento após perturbações.

Ao término de 2014 encontravam-se integradas ao SIN 32 unidades geradoras da usina de Santo Antônio e 20 unidades geradoras da usina de Jirau, sendo que deste total 16 e 19 unidades geradoras, respectivamente, entraram em operação nas usinas ao longo desse ano. Nessa época, o sistema de transmissão associado às usinas do Rio Madeira estava sendo operado na configuração de um bipolo e uma unidade do back-to-back. Para que o sistema pudesse operar nesta configuração, foi realizado um intenso trabalho que envolveu o ONS, agentes e fabricantes na realização de análises de desempenho, ensaios e testes de comissionamento.

Ao longo de 2014, foram estabelecidas várias diretrizes no sentido de elevar os valores de recebimento pela região Sudeste, associado com a operação de várias usinas hidrelétricas da região Sudeste e Centro-Oeste com número reduzido de máquinas, com vistas a não agravar ainda mais a condição energética deste subsistema.