(*) ELETROBRÁS, RUA DA QUITANDA, 196, 24O
ANDAR, CEP: 20 091-000, RIO DE JANEIRO, RJ, BRASIL. GRUPO VII
PLANEJAMENTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS (GPL)
PLANEJAMENTO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO COM BASE EM CRITÉRIOS PROBABILÍSTICOS NO NOVO CONTEXTO INSTITUCIONAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
R. N. Fontoura Filho * M. Th. Schilling M. A. N. Silveira N. H. M. Soares J. W. Marangon Lima J.C.O. Mello
Eletrobrás / UERJ Eletrobrás / UFF Furnas ONS EFEI / ANEEL Cepel
RESUMO: Este trabalho contribui para a solução parcial de problemas de grande interesse comercial no novo ambiente institucional do setor elétrico brasileiro, aglutinando um conjunto de critérios e procedimentos úteis para a monitoração dos riscos inerentes ao âmbito da operação e planejamento de sistemas de energia elétrica [27].
PALAVRAS-CHAVE:Confiabilidade, riscos, critérios probabilísticos, planejamento, transmissão, procedimentos.
1.0 - INTRODUÇÃO
O planejamento do sistema de transmissão brasileiro é tradicionalmente executado com base na premissa de que a carga deva ser totalmente atendida tanto em condições normais como nas condições de emergência simples, o denominado critério N-1. O sistema configurado a partir deste critério tem se mostrado robusto, porém, o custo decorrente é muito alto, levando a constantes postergações de obras. A dificuldade em justificar economicamente obras pelo critério N-1, levou a que ao longo das últimas duas décadas, se efetuassem estudos e simulações, e também se desenvolvessem ferramentas computacionais, visando a aplicação de técnicas probabilísticas no planejamento e na operação do sistema elétrico brasileiro com o enfoque de
minimização da energia não suprida, visando garantir a
robustez do sistema com o mínimo montante de investimentos. Este enfoque permitiu que se identificassem claramente as origens das falhas do sistema, facilitando uma alocação de recursos em equipamentos e instalações que levassem à maior relação benefício / custo.
A adoção das técnicas probabilísticas no planejamento e operação foi viabilizada através de diversas ações ao longo do tempo, conduzidas por grupos de trabalho pertencentes ao
GCPS e GCOI. Inicialmente [1], foi estabelecida a
terminologia associada a estudos de confiabilidade e definidos os possíveis índices a serem contemplados nestes estudos. A seguir, selecionou-se um sistema de coleta de dados estatísticos de ocorrências e dos componentes do sistema elétrico, que permitisse constituir uma base de dados estocásticos. Nesta etapa, foi também efetuada uma pesquisa de custos de interrupção da energia elétrica [29] aos consumidores, elemento básico para a valoração da energia não suprida. Passou-se, então, à elaboração da ferramenta computacional para a simulação do sistema com técnicas
probabilísticas. Foram testados [2,3] diversos programas, o que contribuiu para definir as características do programa adequado para a simulação probabilística do sistema elétrico brasileiro, consubstanciado hoje no programa NH2 [3-9]. O desenvolvimento das etapas anteriores permitiu que se consolidasse [10-28] uma estrutura para a inclusão de critérios de confiabilidade no planejamento da expansão, em substituição ao critério N-1 e a monitoração de riscos para a operação. Esta estrutura compreende uma base de dados estocásticos, uma sistemática para realização de estudos de confiabilidade / riscos, um programa para cálculo dos índices associados a tais estudos e um conjunto de procedimentos para a monitoração probabilística que orientam a expansão da transmissão e a monitoração dos riscos operativos do sistema.
2.0 - CALCULANDO O RISCO [25,27]
2.1. Caracterização espacial do sistema: diz respeito à descrição da abrangência do sistema que será analisado (topologia, níveis de tensão, etc).
2.2. Configurações referenciais: interpreta-se como
configuração referencial um determinado arranjo topológico
representado por um conjunto de equipamentos considerados já disponíveis para a operação normal ou pertinentes a um dado cenário de planejamento. Tais equipamentos compreendem os geradores, transformadores, linhas, reatores, barramentos capacitores, componentes de subestações, etc. Assim, uma vez estabelecido o sistema a ser estudado e o respectivo horizonte temporal de estudo (vide
seção 2.3), caracterizam-se eventualmente uma ou mais
configurações referenciais, as quais refletem a evolução
temporal topológica do sistema ao longo do horizonte de estudo. Cada configuração referencial será então submetida a
minuciosa análise de risco com especial atenção aos efeitos incrementais provocados pelo comissionamento ou atraso na entrada de novos equipamentos no sistema, ou até mesmo a eventual retirada de equipamentos obsoletos. Assim, a
“duração” de uma dada configuração referencial
corresponde à permanência de uma dada topologia. Convém observar que no âmbito de uma dada configuração referencial, os efeitos das saídas forçadas são considerados, ou seja, a topologia não é tratada deterministicamente.
Se o horizonte temporal for suficientemente extenso de tal forma que as manutenções possam ser tratadas de forma probabilística, tais ações (isto é, as manutenções) não precisam necessariamente caracterizar uma nova configuração referencial. Por outro lado, se o horizonte de estudo for muito curto e as manutenções estiverem estabelecidas de forma determinística, as implementações das mesmas deverão caracterizar configurações referenciais válidas durante a duração da própria manutenção. É também fundamental a consideração de alterações topológicas que reflitam mudanças de estratégia operativa (por exemplo, o desligamento de capacitores ou linhas em regime de carga leve). Essas alterações também deverão caracterizar configurações referenciais e deverão ser cronologicamente simuladas pelo analista ao longo do horizonte temporal de estudo.
2.3. Horizonte temporal de estudo: a definição do horizonte de estudo caracteriza-se pelos limites inferior e superior do período de tempo a ser analisado. No âmbito da operação, esses instantes podem variar desde a pré-operação, passando pelo tempo real, até um cenário situado aproximadamente 5 anos a frente. Em princípio, os horizontes considerados prioritários para investigação referem-se às monitorações de
resolução horária, abrangendo o dia (24 monitorações), a
semana (168 monitorações), o mês (720 monitorações) e o ano (8766 monitorações). Já no âmbito do planejamento, o horizonte é freqüentemente reduzido a um tratamento
"pontual", associado a um ano futuro, durante o qual uma
certa curva de carga é estabelecida.
2.4. Segmentação temporal para cada configuração referencial: dado que os efeitos e fenômenos representados na análise de risco têm dinâmicas com constantes de tempo muito diferenciadas, cabe analisar a segmentação adequada do intervalo de tempo associado a cada configuração referencial. Em princípio, a representação da evolução temporal de fenômenos para cada configuração referencial obedece à seguinte hierarquia aproximada: (i) fontes primárias de energia (mudanças de estado com dinâmica lenta no caso de sistemas hidráulicos); (ii) topologia (estados estacionários, pela própria definição do conceito de configuração referencial); (iii) carga (mudanças de estado com dinâmica rápida). Observa-se neste caso que o número de segmentos ou intervalos de tempo associados ao estudo de cada configuração referencial, advirá da combinação do número de estados representativos da dinâmica da carga. A análise de uma dada configuração topológica referencial através de segmentos temporais, onde os demais estados sejam aproximadamente estacionários, permite estimar a dinâmica dos riscos do sistema. Em estudos de planejamento da expansão (longo prazo) associados a uma dada topologia inicial, além da influência da carga, são muito relevantes os efeitos oriundos das fontes primárias de energia (hidrologia, disponibilidade de gás, produção independente, etc). 2.5. Modos de falha monitorados: diz respeito aos fenômenos que influenciam a contabilização dos índices de risco, tais como os cortes parciais ou totais de carga, ilhamento de sistemas (modos de falha de continuidade), violações de tensão, ocorrências de sobrecarga (modos de falha de adequação), violações de segurança, etc.
2.6. Dados: a maioria dos dados determinísticos descritivos das topologias analisadas [26] são aqueles associados aos estudos de fluxo de potência. Deve-se destacar alguns dados que não são de grande importância em estudos de fluxo de potência tradicionais, pois fazem parte da análise do engenheiro, mas que em estudos de confiabilidade são imprescindíveis. Estes dados são os limites de carregamento
(normal e emergência) das linhas e transformadores, limites
de potência ativa e reativa das máquinas, limites de LTCs, barras controladas, coerência de configuração e parâmetros entre os casos de carga leve, média e máxima, e limites de tensão (barras de carga e de tensão controlada). Com
relação à representação da rede, deve-se tomar um cuidado especial na profundidade da representação dos sistemas de diferentes regiões. Se o objetivo da análise é a estimação dos índices de confiabilidade composta, o sistema de distribuição não deve ser representado. Se a sub-transmissão for representada somente em algumas empresas, deve-se ter cuidado com a comparação de resultados. Se o objetivo do estudo é comparar o desempenho de diferentes regiões ou empresas, o nível de representação, por coerência, deve ser similar. Em resumo, a determinação do universo do estudo deve ser feita com muita cautela para evitar resultados discrepantes. Idealmente deveriam ser usados os dados
estocásticos individualizados de todos os elementos da rede
sujeitos a falhas e reparos, assim como os desvios padrões associados aos patamares de carga analisados. Entretanto, o conjunto de dados usualmente disponível apresenta lacunas significativas, sugerindo o uso de valores típicos médios. São necessárias ainda as informações sobre as alterações empreendidas na rede e vinculadas a cada contingência. Caso se queira representar operações especiais de determinados equipamentos (por exemplo, unidades geradoras) para simular contratos, também devem ser especificadas as alterações na rede associadas a determinadas situações. 2.7. Modelos: nesta seção são discutidos aspectos relevantes para a formação do espaço de estados probabilísticos que norteará o cálculo dos riscos do sistema.
2.7.1. Fontes primárias de energia: esse aspecto é importante para o cálculo do risco porque o mesmo é refletido diretamente na alocação dos despachos de potência ativa viáveis para o sistema. Para a avaliação dos riscos no horizonte de curto prazo é bastante relevante a modelagem das disponibilidades de combustíveis fósseis e gás, dado que os mesmos podem ser afetados por greves, acidentes, etc. (fenômenos com dinâmica rápida). A disponibilidade hidrológica é tão mais importante quanto maior for o chamado horizonte temporal de estudos. Para um horizonte muito curto (e.g. , o dia) as condições hidrológicas (fenômeno
com dinâmica usualmente lenta) podem ser modeladas
deterministicamente, pois o grau de conhecimento sobre as mesmas será significativo. Já para horizontes mais longos (e.g. o mês), as incertezas intrínsecas serão maiores, com influência direta nos níveis de riscos incorridos.
2.7.2. Solicitação ambiental: os fenômenos de solicitação ambiental também apresentam uma dinâmica com largo espectro de variação, abrangendo desde aqueles muito rápidos (modelagem de comportamento ceraúnico) até os de dinâmica muito lenta tais como tempestades geomagnéticas de origem solar (ciclo médio de 11 anos), El-Niño, La Niña, etc. Outros fenômenos com constantes de tempo compatíveis com o horizonte de operação elétrica de curto prazo são:
avanço de frentes frias, variação de temperaturas locais, ventanias, corrosão, etc. É evidente que a modelagem
acurada destes fenômenos é de grande relevância para a avaliação dos riscos de curto prazo e de menor impacto no problemas de planejamento da expansão. O estágio atual de desenvolvimento do NH2 permite a modelagem indireta de vários dos fenômenos citados através de uma manipulação conveniente das taxas de falhas (λ), curva de carga e os comandos do próprio programa.
2.7.3. Geração: a definição do espaço de estados representativo dos equipamentos de geração de potência ativa e reativa é fundamental na análise de riscos da operacão elétrica de curto prazo. Diversos efeitos podem ser aí
incluidos, destacando-se entre eles a operação em regime
degradado de máquinas térmicas (derated states), os estágios
de tomada de carga de turbinas a gás, a estratégia de manutenção programada, a política de sobressalência e estoques, a eficiência do reparo, restrições operativas (e.g.
cavitação), a coleção de estados operacionais de interesse
(e.g. reserva fria sincronizada ou não, máquina reparada
porém indisponível, etc). Dependendo dos fenômenos
modelados, a complexidade da cadeia de Markov correspondente pode atingir níveis elevados. Na versão atual do NH2 é fundamental ressaltar que as constantes de tempo da cadeia utilizada sejam significativamente inferiores às segmentações temporais analisadas, porque as probabilidades são tratadas em estado estacionário (ou seja, o modelo Markoviano usado despreza a variação temporal das probabilidades) Em outras palavras, isso quer dizer que não
tem sentido tentar efetuar uma monitoração horária do risco se for constatado que em intervalos dessa magnitude as probabilidades ainda não atingiram o regime permanente. Assim, a representação da parte transitória das probabilidades é reconhecidamente umas das futuras adaptações necessárias para a atual versão do programa.
Convém ainda notar que para segmentações temporais muito reduzidas (e.g. meia hora) não há tempo hábil para o reparo e nesse caso o estado de falha do modelo Markoviano a dois estados seria absorvente. Nesse caso poder-se-ia tentar "enganar" o programa utilizando tempos médios de reparo tendendo para o "infinito" (e.g. valores iguais a 999999). A versão atual do NH2 permite modelagem do espaço de estado da geração a múltiplos estados, possibilitando uma ampla gama de análises, que são relevantes.
2.7.4. Topologia: a modelagem estocástica da topologia compreende a representação de nós e ramos. A modelagem dos nós visa refletir os riscos oriundos das falhas em subestações. A modelagem dos ramos mostra o impacto das falhas nos elementos longitudinais e transversais da rede. Embora as falhas nodais tenham um impacto profundo nos níveis de risco operativo do sistema, a atual versão do programa NH2 não admite uma modelagem probabilística direta desses efeitos. Não obstante diversos artifícios podem ser utilizados (e.g. criação de pequenos trechos de linhas fictícias com vinculação adequada de contingências, distorção adequada das taxas de falha dos trechos de linha conectados à subestação de interesse, etc) visando uma consideração aproximada da influência nodal nos riscos do sistema. A modelagem das ramos longitudinais no que concerne linhas CA e transformadores é viabilizada por cadeias de Markov a múltiplos estados, permitindo a modelagem de contingências simples, duplas e de ordem superior e quedas de torres com vários circuitos. A modelagem de transformadores de dois enrolamentos é trivial, mas a modelagem de tranformadores de três enrolamentos exige a manipulação adequada de dados de taxas de falha já que há necessidade da introdução de um barramento e ramos equivalentes fictícios. A modelagem de elos de corrente contínua não é diretamente factível na versão 5.0 do programa NH2, muito embora seja viável o uso de um artíficio baseado em cadeias a múltiplos estados [16,17]. A modelagem estocástica de ramos transversais (capacitores e reatores) não é diretamente factível na presente versão do
NH2. Entretanto a influência das falhas desses elementos no
nível de risco do sistema também pode ser avaliada indiretamente por manipulações adequadas de vinculações e uma seqüência de comandos especialmente estruturada. 2.7.5. Carga: a análise do risco no sentido amplo, reflete basicamente as condições de atendimento à carga sob o ponto de vista de continuidade, adequação e segurança. Assim sendo, a modelagem da carga constitui uma etapa muito importante no processo de avaliação. Entre os aspectos de
interesse para o cálculo do risco podem ser citados: (i) a consideração de uma correlação espacial entre barramentos de carga, para um dado instante de tempo, diferente de um;
(ii) a representação percentual de parcelas de impedâncias,
correntes e potências; (iii) a composição percentual em termos de consumidores comerciais, residenciais e industriais; (iv) o fator de potência nodal; (v) o histórico da carga realizada ou a previsão de carga disponível (com as respectivas incertezas) para cada segmentação temporal de interesse; (vi) a cronologia da curva de carga.
Os aspectos (i), (iii) e (vi) não são contemplados pela versão usada do programa NH2. O aspecto (ii) é contemplado visto que o programa admite a modelagem da carga como função do tipo ZIP. O aspecto (iv) é um dado de entrada para as simulações e o aspecto (v) também é tratado como dado de entrada. Para cada segmentação temporal de interesse, a carga realizada ou prevista é transformada num modelo Markoviano a múltiplos estados, admitindo-se um total de até
36 estados que são representativos dos patamares de carga
considerados significativos para a segmentação temporal em questão. As intensidades de transição entre os estados probabilísticos (i. e., os patamares de carga) bem comos suas respectivas probabilidades de ocorrência são automaticamente calculados por técnicas de agregação estatística otimizada ("clusters") que preserva aproximadamente a equivalência energética (área sob a
curva de carga) entre a curva de carga original e a curva de
carga discretizada em patamares. Observa-se que essa técnica provoca a perda da "memória" cronológica da carga. Na análise elétrica determinística de curto e médios prazos é usual a definição de patamares de carga pesada, média, leve e, em alguns casos, mínima. Esse tipo de modelagem também é factível na versão do NH2 em uso, desde que sejam conhecidas as durações relativas em horas de cada um desses patamares e os valores em pu dos mesmos. O ideal é procurar representar a curva de carga pelo maior número de patamares, contudo, este procedimento onera o tempo de processamento. Em função disto recomenda-se fazer uma análise de sensibilidade procurando determinar, para o sistema em estudo, qual o número mínimo de patamares que não introduz erros expressivos, capaz de distorcer os resultados obtidos. Um programa auxiliar, denominado
MODCAR , é bastante flexível para auxiliar na obtenção da
curva mais representativa [26].
2.7.6. Demais modelos relevantes para aferição dos riscos: além dos modelos supramencionados, diversos outros fenômenos, efeitos e condicionantes influenciam a formação do espaço de estados probabilísticos do sistema de potência e como tal impactam os níveis de risco do sistema. Entre os mesmos cabe citar os seguintes: (i) modelos de esquemas de controle de emergência e proteção; (ii) modelos de manutenção; (iii) modelos de solicitação de desligamentos;
(iv) modelos de manobras topológicas e remanejamento de
carga; (v) modelos de implementação de compartilhamento da rede (wheeling); (vi) modelos de interferência humana (erros do operador, situações especiais, etc). Com exceção do item (vi), todos os demais são passíveis de representação com maior ou menor grau de aproximação com a versão atual do programa NH2.
3.0 - CONDIÇÕES DE SIMULAÇÃO
A seção precedente evidenciou a riqueza de influências que contribuem na composição do espaço probabilístico de estados que deve ser considerado na avaliação dos riscos operacionais do sistema. Por conseguinte, a variedade de resultados é então igualmente abrangente, implicando na necessidade de uma grande clareza no que diz respeito ao conjunto de premissas que origina esses mesmos resultados.
Em outras palavras, a relação entre as sutilezas das premissas e os respectivos resultados (i.e. níveis de risco do
sistema) deve ser inequívoca.
3.1. Análise de adequação [26]: na área de confiabilidade, a análise em regime permanente de um sistema é chamada de
análise de adequação, e a análise transitória de análise de segurança. O objetivo da análise de adequação de cada
estado do sistema é verificar se a combinação resultante de geradores e circuitos é capaz de atender à carga especificada, ou seja verificar se o estado enumerado ou sorteado é de sucesso ou de falha. A análise de adequação de um sistema de potência vem sendo relacionada com a existência de capacidade suficiente para atender à demanda requerida pelos consumidores dentro de limites operacionais. A ferramenta típica para análise de adequação de um sistema é o fluxo de
potência. Dependendo do tipo de aplicação, os modelos de
fluxo de potência podem ter diferentes graus de detalhes na representação do sistema, quais sejam: fluxo em redes; fluxo
de potência linearizado (fluxo DC); fluxo de potência CA.
Na verdade, a análise de adequação vai além de um simples fluxo de potência, pois caso a configuração em análise (estado analisado) não atenda totalmente à carga, dentro de limites operacionais, um algoritmo de redespacho e corte de carga é acionado determinando em última análise se aquele estado é de sucesso ou falha. No caso de falha, deve determinar o montante do corte de carga necessário para trazer aquele estado a níveis de operação condizente com o limite de todos os equipamentos do sistema. A análise de adequação, em última instância, deve ser realizada por um
fluxo de potência ótimo cuja função objetivo é minimizar o
montante de corte de carga. Atualmente no programa NH2
estão disponíveis dois modelos de otimização, um baseado em programação linear, e mais recentemente foi incorporado um algoritmo não linear baseado no método de pontos
interiores. Conceitualmente a análise de adequação de
qualquer estado de um sistema de potência é simples e imediata, entretanto, o estabelecimento dos critérios para determinação da fronteira entre sucesso e falha ou até mesmo na profundidade do corte de carga influenciam sobremaneira nos mesmos que, por sua vez, refletem nos índices. Além disto, a operação dos sistemas mais próximos dos limites, requerem algoritmos mais robustos (no caso de fluxo CA) para solução dos diversos estados que envolvem, na maioria das vezes, a quebra de algumas unidades geradoras e eventualmente de um ou mais circuitos. A desagregação dos índices de confiabilidade por tipo de restrição ganha um novo modo de falha que é por colapso de tensão. Com as redes cada vez mais estressadas um montante de carga pode ter que ser cortado para obtenção de uma solução para rede.
No caso de utilização de fluxo de potência DC, o programa
NH2 dispõe de um artifício que permite atribuir um múltiplo
do SIL de cada circuito como limite do mesmo. Esta facilidade permite a utilização de fluxo de potência DC, que simplifica sobremaneira a análise, para diversas aplicações. Um dos fatores de grande importância para o cálculo da adequação de um estado são os dados. Além dos dados de fluxo de potência tradicionais devem ser fornecidos, com bastante cautela, os limites de tensão em emergência que levarão ao corte de carga. Esta parece uma tarefa fácil, entretanto cabe uma reflexão com relação a estes valores. Deve-se usar valores desejados ou valores que realmente levem ao corte de carga ? (uma vez que estes limites vão determinar a expectância de energia não suprida).
Uma segunda etapa é a determinação do critério de
redespacho a ser utilizado em cada estado analisado. Este
critério pode alterar sobremaneira os valores de corte de carga de cada estado e, conseqüentemente, os valores dos índices de confiabilidade. A mudança do perfil de tensão das
barras PV após uma contingência não é automática no sistema, e a utilização indiscriminada deste recurso para minimizar o corte de carga é bastante questionada, do ponto de vista operativo. É necessário enfatizar que a representação do sistema deve ser a mais realista possível, sendo implementados os grandes esquemas de proteção, como por exemplo a saída de determinados geradores (generation
drop) quando de emergências de determinados circuitos do
sistema em estudo.
3.2. Aspectos práticos da análise de adequação [26]: a análise de adequação de cada estado selecionado é efetuada em cinco etapas: (i) configuração; (ii) pré-solução, que implementam as alterações e ajustes associados a cada contingência; (iii) solução, que calcula o ponto de operação para a contingência; (iv) monitoração, que identifica violações dos limites operativos; e (v) medidas corretivas, que acionam os controles necessários para eliminar estas violações.
A etapa de configuração define a configuração do sistema dada a contingência original e as alterações a ela vinculadas, que correspondem às ações operativas automáticas. Algumas das alterações vinculadas permitidas são: transferência de carga, reconfiguração da rede, corte automático de geração e corte de carga. Na pré-solução são realizados ajustes preliminares, tais como: identificação de ilhas na rede; correções devido aos ilhamentos (remoção de barras isoladas, e definição de novas swings); redespacho automático de geração (CAG) baseado em fatores de participação e cortes de carga por insuficiência de geração. Na etapa de solução são calculados o fluxo de potência (CA ou linearizado) e são também adotadas técnicas para tratamento de casos não convergentes ou divergentes através de ajustes e cortes de carga no sistema. A monitoração identifica os limites operativos violados, que compreendem: sobrecargas em circuitos, sub/sobretensão em barras, intercâmbios entre áreas, geração de potência reativa, potência ativa nas barras
swing e corte de carga por insuficiência de geração ou
isolamento de barras. As etapas descritas acima são as mais acionadas pelo programa, pois são responsáveis pelo diagnóstico de todos os estados selecionados para a análise. A última etapa é utilizada somente em alguns dos estados simulados para eliminar as violações operativas detectadas na monitoração. Através de um método de otimização baseado em linearizações sucessivas com representação CA da rede é possível minimizar o corte de carga necessário para eliminar as violações. Este método aciona alguns controles do sistema, tais como: redespacho de geradores, ajuste de
taps em transformadores LTC e, em último caso, cortes de
carga. Nesta etapa pode-se ainda optar por soluções locais condicionadas a controles acionados só na vizinhança das violações. Desta forma, os resultados obtidos estarão mais próximos da realidade operativa [28].
3.3. Diretrizes de processamento computacional: nesta seção registram-se os procedimentos que devem ser utilizados nas simulações (i.e. a seqüência cronológica das estratégias de processamento).
Etapa I: Obtenção da previsão da curva de carga válida para
o horizonte temporal de interesse. Identificação, se houver, da evolução temporal topológica do sistema (configurações referenciais) ao longo do horizonte de estudo. Definição das "janelas de tempo" (segmentações temporais) que compõem o horizonte de estudos. Definição da discretização (número de patamares) da curva de carga prevista para cada segmento temporal;
Etapa II: Processamento de fluxos de potência para cada
patamar de carga de interesse, considerando a inexistência de contingências no sistema. Deve-se procurar estabelecer o
emprego de metodologias otimizadas. Ao longo do ano podem ocorrer mudanças topológicas na rede com a entrada de novos equipamentos, ou ainda mudanças nas condições hidrológicas e na distribuição espacial e magnitude das cargas. Para permitir que diferentes situações possam ser estudadas individualmente, surge o conceito de cenário que se caracteriza pela rede topológica, pelo nível de carga, pelo
despacho de geração e pelo perfil de tensão. Os cenários
usuais a serem montados são associados aos patamares de carga determinados pelo programa MODCAR. Ressalta-se que apesar da pouca representatividade estatística do patamar de ponta anual, sugere-se que este seja, obrigatoriamente,
um dos patamares da representação de carga, devido à sua importância no dimensionamento do sistema de transmissão.
Para cada cenário obtém-se um caso base, em que não ocorrem contingências no sistema. O ajuste do caso base e o chaveamento adequado dos equipamentos de controle, é uma condição fundamental para a consistência dos índices a serem obtidos. O programa NH2 pode ser utilizado para o ajuste dos casos base através de opções específicas selecionadas pelos usuários. Quando houver problemas de convergência podem ser adotados processamentos sucessivos para a inclusão destas opções. Os resultados dependem do ajuste do caso base de cada cenário, sendo portanto de grande importância este ajuste;
Etapa III: Cálculo da confiabilidade. O primeiro passo para
realizar uma análise de confiabilidade é determinar o universo do estudo. Este pode ser definido pelo nível hierárquico que será analisado (NH1, NH2 ou NH3) ou por restrição eletrogeográfica, através de seleção de áreas de interesse. É recomendável iniciar o processo de análise de confiabilidade considerando apenas a transmissão para adquirir sensibilidade em relação ao sistema simulado. Em seqüência, utiliza-se o método de Simulação Monte Carlo não-seqüencial para avaliar o impacto das falhas combinadas de transmissão e de geração. É interessante determinar as
parcelas referentes às falhas de geração, transmissão e compostas no índice global.
Risco da Malha de Transmissão: Para a avaliação da
confiabilidade da transmissão o método de solução mais utilizado é a enumeração de contingências. Entretanto, dependendo do sistema, a enumeração de contingências simples apenas pode acarretar uma diferença elevada entre os limites superiores e inferiores dos índices, sendo necessária a utilização de avaliação de contingências duplas para aumentar a parcela do espaço de estados analisada. Está disponível no programa NH2 uma opção em que o efeito de contingências duplas distantes são estimadas através da soma dos cortes de carga, sem a resolução efetiva do sistema. Uma outra opção é a utilização do método de Simulação Monte Carlo não-seqüencial para estimar os índices referentes à transmissão.
Risco Geração/Transmissão: Para a avaliação da
confiabilidade composta, o método mais adequado é o de Simulação Monte-Carlo. A convergência do método de Monte Carlo está baseada na incerteza relativa dos índices dos índices PPCe EPNS do sistema, sendo recomendável que estes valores não sejam superiores a 5%. Para tornar mais eficiente o processo de convergência pode-se aproveitar os resultados de uma análise de enumeração prévia para o cálculo dos índices compostos, utilizando-se regressão. Para
análise com vários cenários, pode-se proceder análises individuais totalizadas no final, ou realizar uma análise global dos cenários. Nesta última hipótese é possível
aprimorar o processo de convergência dos índices globais, através da divisão do número total de sorteios em lotes. Após a simulação de cada lote de sorteios é realizada uma alocação ótima dos sorteios pelos cenários, o que resulta em maior eficiência. Existe um compromisso entre o número de
sorteios por lote e o número de cenários com a eficiência do método na redução da variância dos índices estimados. 4.0 - NOVOS RUMOS NO CÁLCULO DE RISCOS [26]
Além dos problemas já mencionados com a análise de adequação tradicionalmente realizada, a estrutura do setor elétrico mundial está mudando, no sentido de buscar uma maior eficiência na produção e transporte de energia elétrica através da competição. Estas mudanças vão se refletir no conceito de análise de adequação, uma vez que novos negócios surgem envolvendo a utilização do sistema elétrico. Dentro desta verdadeira revolução no setor elétrico o número de agentes com acesso à rede cresce substancialmente. Dois novos agentes surgem neste novo ambiente: o produtor
independente de energia (PIE) e o acessante da rede (wheeler). O produtor independente de energia elétrica está
sujeito a regras operacionais e comerciais próprias, atendido o disposto na legislação em vigor e no contrato de concessão ou ato de autorização. O acessante da rede é o agente que detém um contrato envolvendo uma transação de transmissão. Uma transação de transmissão é definida como o fornecimento e a distribuição de uma potência de um vendedor a um comprador através da rede. As transações de transmissão foram classificadas [26] nas seguintes categorias:
• transações firmes: são aquelas que não admitem interrupção do serviço;
• transações interruptíveis: são aquelas que podem ser interrompidas a critério da concessionária, em condições estabelecidas a priori;
• transações de longa duração: são aquelas que se realizam durante um período de vários anos.;
• transações de curta duração: são aquelas que se realizam durante um período curto, que pode variar desde algumas horas até um ou dois anos. Tais transações normalmente não têm reforços de transmissão associados.
Neste contexto a avaliação de confiabilidade composta não poderá mais se limitar a averiguar a continuidade dos consumidores. Será também mister estimar o impacto de novas transações de transmissão, operações não convencionais de produtores independentes e outros efeitos na confiabilidade do sistema. Estas mudanças estendem o conceito de uma análise de riscos da rede, onde apenas os índices de corte de carga devido a violações em limites de elementos da rede e de tensão em barramentos são levados em conta. A presença de novos serviços prestados pela rede demanda o cálculo de novos índices para caracterizar a adequação desta rede. Neste contexto uma análise de adequação deve estimar além dos índices de continuidade do serviço, o grau de cumprimento dos contratos pelos
produtores independentes aos seus consumidores, avaliação da rede como provedora do serviço de transporte, o impacto dos acessantes à rede no desempenho global do sistema e
outros. Algumas implementações nos modelos atuais para cálculo da confiabilidade composta serão necessárias. O objetivo é integrar os novos agentes - PIE - e as transações de transporte de energia na rede elétrica. Novas flexibilidades em modelos e representação dos diversos agentes serão primordiais para uma análise de confiabilidade composta. Integrar os PIE na etapa de análise de adequação de um estudo de confiabilidade composta, deve prever diversas modalidades particulares de operação dos diferentes PIE. A capacidade máxima de uma unidade geradora pertencente a um produtor independente pode variar conforme a situação. Por exemplo, os co-geradores têm sua capacidade máxima associada ao seu processo de produção, independente das necessidades do sistema de transmissão. O modelo de redespacho dos geradores deve comportar as particularidade operativas dos PIE e das transações de transmissão. Diante destes novos negócios, a rede de transmissão deve ter a
avaliacão probabilística, a todo momento, da sua capacidade
disponível de transmissão, que deve ser calculada com
cautela para que a qualidade do fornecimento não seja degradada. Espera-se também que a análise de risco incorpore em breve os modos de falha de segurança (colapso de tensão, margem se estabilidade angular e
freqüencial), exigindo o uso concatenado do programa NH2
com os programas PACDYN, ANATEM e programa de estabilidade a longo termo. Alguns dos novos índices propostos [26] são mencionados:
Referentes aos PIE:
• Expectância de Energia Total Produzida - EETP (TWh/ano)
• Expectância de Custos de Produção - ECP ($/MWh)
• Expectância do Custo de Energia Comprada - ECEC ($/ano)
• Expectância de Prejuízos por Causa Discriminada - EPCD
($/year)
Referentes aos acessantes da rede:
• Expectância de Energia Anual Transmitida / Recebida
-EEATR (TWh/ano)
• Freqüência de Insucesso em Transações - FIT
(ocorrências/ano)
• Durações de Impedimento à Transações - DIT ( horas/ano)
5.0 - CONCLUSÕES
As mudanças ora em curso no setor elétrico mundial e, em especial, no setor elétrico brasileiro visam buscar incorporar uma maior competição nos segmentos de produção e de comercialização de energia elétrica. A utilização de técnicas probabilísticas se mostra ainda mais necessária com as mudanças institucionais, que trazem à cena nova dinâmica de funcionamento. Prevê-se um sistema de incentivos e
penalidades associados ao desempenho da empresas de
distribuição, que deveriam atender certos requisitos mínimos de confiabilidade, e que não estariam atrelados apenas ao segmento de distribuição, ou seja,os índices de confiabilidade seriam relativos a falhas em qualquer segmento. Novos negócios surgem envolvendo a utilização do sistema elétrico por novos agentes com acesso à rede, que são os Produtores
Independentes, os Fornecedores (“Wheelers”) e os Comercializadores (“Traders”), e que levarão a transações
de energia envolvendo o sistema elétrico que é de propriedade de outra entidade. Estas mudanças estendem o conceito da análise de adequação do sistema, onde apenas os índices de corte de carga e de violação de limites não são suficientes. A presença de novos serviços prestados pelo sistema demanda o cálculo de novos índices para caracterizar a adequação deste sistema ao que é demandado do mesmo. Assim, a análise de adequação do sistema deve estimar, além dos índices de continuidade do serviço, o grau de cumprimento dos contratos pelos produtores independentes aos seus consumidores, do sistema como provedor do serviço de transporte, bem como do impacto dos acessantes ao sistema sobre o desempenho global deste sistema e deste sobre os sistemas vizinhos. Para o futuro anteve-se a utilização de critérios probabilísticos como uma maneira de encontrar o ponto de equilíbrio entre a qualidade do suprimento - que é uma exigência dos clientes - e os investimentos necessários - que é uma limitação para viabilizar a rentabilidade das empresas. Para atingir tal objetivo torna-se necessário uma maior ênfase na determinação dos custos de interrupção da energia elétrica aos consumidores e também um maior refinamento na determinação da energia não suprida, com a estratificação temporal do cálculo da energia não suprida associada aos custos desta energia por classe de consumidor. Nesssa perspectiva, este trabalho contribui para a solução parcial dos problemas citados, aglutinando um conjunto de critérios e
procedimentos úteis para a monitoração dos riscos inerentes ao âmbito da operação e planejamento de sistemas de energia elétrica no novo ambiente institucional vigente.
AGRADECIMENTOS: Este trabalho foi parcialmente viabilizado através do apoio do CNPq, FAPERJ e do projeto 0626/96-SAGE,
FINEP/RECOPE. REFERÊNCIAS
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