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<p>REEGDBRA009-10049 - Planejamento, Operação e Manutenção de Sistemas</p><p>Elétricos. - Prof. Dr. Leandro A. Nacif</p><p>Avaliação de aprendizagem</p><p>Participantes: Áurea Macedo, Geovana Gomes Barreto, Isaías Santos, Jedman</p><p>Dantas Motta, Luís Custódio.</p><p>1) Como um operador de tempo real ajuda a controlar a frequência do Sistema?</p><p>O operador de tempo real deve monitorar constantemente a variação de</p><p>demanda e geração de energia disponível no sistema. Para o controle de frequência,</p><p>o operador deve analisar o equilíbrio entre geração e carga.</p><p>De modo a compreender que para uma diminuição da carga no sistema (por</p><p>exemplo, um grande bloco de carga sendo desconectado), a rotação do rotor do</p><p>gerador aumenta, em função do torque aplicado à máquina, e por consequência, a</p><p>elevação do valor da frequência no sistema.</p><p>Ao passo que para um aumento de carga no sistema elétrico, a rotação do rotor</p><p>do gerador diminui, consequentemente haveria uma queda no valor da frequência</p><p>nominal.</p><p>Existem formas de controlar a frequência, nos casos em que a frequência</p><p>esteja subindo:</p><p>Regulação primária; Controle Automático de Geração (CAG); Reversão de</p><p>Unidades geradoras ou mesmo o uso do Esquema Regional de Alívio de Carga</p><p>(ERAC), com o objetivo de reestabelecer o equilíbrio entre a carga e a geração do</p><p>sistema após a ocorrência de contingências severas.</p><p>Para os casos em que o valor da frequência do sistema esteja caindo:</p><p>Regulação primária; Controle Automático de Geração (CAG); Desligamento de</p><p>Unidades Geradoras; e o uso de Sistemas Especiais de Proteção (SEPs), com o</p><p>Esquema de Controle de Emergência (ECG), projetado para detectar condições</p><p>anormais de operação, tomando medidas corretivas automaticamente.</p><p>2) Como um operador de tempo real ajuda a controlar a tensão do Sistema?</p><p>O operador de tempo real deve monitorar constantemente a variação de</p><p>demanda e geração de energia disponível no sistema.</p><p>Para uma elevação de carga, espera-se uma queda nos valores de tensão. Ao</p><p>passo que para uma queda de carga, haveria uma elevação dos valores de tensão.</p><p>Existem formas de controlar a tensão no sistema elétrico, tais como:</p><p>Controle de abertura/fechamento das válvulas de controle das turbinas;</p><p>Ajustes nos reguladores de tensão; Controle dos taps dos transformadores; Controle</p><p>da corrente de campo dos geradores; Redistribuição das cargas.</p><p>3) Como o efeito Ferranti atua na operação do sistema ao longo do dia?</p><p>O efeito Ferranti é um fenômeno que ocorre em sistemas elétricos devido à</p><p>propagação de ondas eletromagnéticas em linhas de transmissão de alta-tensão.</p><p>Quando a carga na extremidade receptora de uma linha de transmissão é menor do</p><p>que a carga na extremidade geradora, as ondas eletromagnéticas viajam mais rápido</p><p>do que a velocidade da luz no vácuo. Isso resulta em um aumento temporário da</p><p>tensão na extremidade receptora da linha.</p><p>Durante o dia, as linhas de transmissão estão mais carregadas; durante a</p><p>noite, que geralmente existe menos carga no sistema, o efeito capacitivo da linha de</p><p>transmissão se torna mais evidente e por consequência há uma elevação do valor da</p><p>tensão dos terminais da linha.</p><p>4) Como as usinas eólicas afetaram a reserva de potência girante do sistema?</p><p>As usinas eólicas têm impacto na reserva de potência girante do sistema</p><p>elétrico devido à sua natureza intermitente e não controlável. A reserva de potência</p><p>girante refere-se à capacidade das unidades geradoras convencionais, como</p><p>hidrelétricas, de fornecer energia rapidamente para compensar flutuações na</p><p>demanda ou na geração de energia.</p><p>Usinas eólicas não produzem energia de forma consistente, pois dependem da</p><p>disponibilidade do vento. Isso significa que não podem ser contadas como fontes</p><p>confiáveis de reserva de potência girante. No entanto, as redes elétricas têm</p><p>desenvolvido estratégias para lidar com esse desafio.</p><p>5) Descreva o Dilema do Operador.</p><p>O dilema do operador refere-se aos desafios e decisões críticas que os</p><p>operadores de sistemas de energia enfrentam durante o planejamento e a operação</p><p>diária na decisão sobre como equilibrar a geração termoelétrica e hidroelétrica para</p><p>garantir um fornecimento confiável e eficiente de energia. Representado por duas</p><p>funções: Função de Custo Imediato (FCI) e a Função de Custo Futuro (FCF). Para</p><p>explicar cada função teremos como exemplo um reservatório de água, conforme</p><p>figura abaixo:</p><p>A Função de Custo Imediato (FCI), ilustrada na Figura acima, é utilizada para</p><p>representar o benefício do uso imediato da água. Observando a FCI é possível</p><p>verificar que o custo operativo imediato de gerar energia a partir do desestoque de</p><p>água dos reservatórios é nulo, já o custo imediato obtido a partir da geração</p><p>termoelétrica é dado pelo custo do combustível utilizado, que é significativamente</p><p>mais alto.</p><p>Por outro lado, o custo futuro de um reservatório vazio tende a ser alto, pois</p><p>espera-se gastar mais combustível no futuro. O reservatório cheio, por sua vez, tende</p><p>a ter um menor custo futuro, pois há um estoque de água que dispensará geração</p><p>térmica. Dessa forma, o benefício de armazenar a água nos reservatórios no presente</p><p>para o seu uso futuro pode ser representado através de uma Função de Custo Futuro</p><p>(FCF).</p><p>6) Como o Dilema do Operador é solucionado no Brasil?</p><p>No Brasil, o dilema do operador envolvendo a combinação de geração</p><p>termoelétrica e hidroelétrica é solucionado por meio de uma série de políticas,</p><p>mecanismos de mercado e ferramentas de planejamento operadas pelo Operador</p><p>Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e outras entidades regulatórias e</p><p>governamentais.</p><p>A solução para este dilema está em encontrar o equilíbrio entre os despachos</p><p>hidroelétrico e termoelétrico, atendendo a demanda de forma tal que os custos da</p><p>operação sejam mínimos e não prejudiquem a segurança no suprimento tanto no</p><p>tocante à operação energética (evitando déficits), quanto à operação elétrica</p><p>(evitando apagões). Observa-se que ao utilizar água no início do horizonte, tem-se um</p><p>custo imediato baixo e um custo futuro alto, por outro lado, ao economizar água no</p><p>início do horizonte tem-se um custo imediato alto e um custo futuro baixo. A curva de</p><p>custo total, que é a soma das curvas de custo imediato e futuro, mostra o ponto onde</p><p>estes custos se equilibram sendo este o ponto ótimo para a operação.</p><p>Os métodos de solução adotados em cada etapa levam em conta o nível de</p><p>detalhamento dos componentes do sistema e a representação da incerteza</p><p>hidrológica considerados no problema. Por exemplo, para as etapas de médio e curto</p><p>prazo são utilizados os programas NEWAVE e DECOMP, respectivamente. Estes</p><p>modelos tratam o problema de forma estocástica, uma vez que levam em conta a</p><p>incerteza das afluências futuras, e utilizam métodos baseados na decomposição de</p><p>Benders multiestágio para resolução do problema. A incerteza hidrológica é</p><p>representada por uma árvore de cenários, porém a forma como essa incerteza é</p><p>representada no primeiro mês de estudo é diferenciada.</p><p>Outra diferença entre os dois modelos está na representação do parque</p><p>hidráulico, que é feita atualmente de forma agregada no NEWAVE e individualizada</p><p>no DECOMP. Já na etapa de programação da operação é utilizado o modelo</p><p>DESSEM que resolve um problema de otimização inteiro-misto, dada as restrições de</p><p>unit commitment das usinas termoelétricas, considerando as restrições da rede</p><p>elétrica através de um processo iterativo. Entretanto, dado seu horizonte de aplicação,</p><p>não considera a incerteza hidrológica, tratando o problema de forma determinística.</p><p>7) O que é o CMO – Custo Marginal da Operação?</p><p>Indica o custo para produzir próximo o MWh de que o sistema precisa.</p><p>8) Quando o ONS manda reduzir a geração de uma usina hidrelétrica ele está</p><p>causando prejuízo financeiro à esta usina?</p><p>Não. O Mecanismo de Realocação de Energia - MRE permite</p><p>ao ONS operar</p><p>com qualquer usina sem ocasionar alteração na receita das empresas.</p><p>9) O que é GF – Garantia Física?</p><p>Determina a quantidade de energia que um equipamento de geração consegue</p><p>suprir dado um critério de suprimento definido.</p><p>A comercialização de energia é totalmente desvinculada da produção física</p><p>individual das usinas hidrelétricas, assim, deveria existir um modelo em que o ONS</p><p>pudesse despachar a geração com o objetivo de minimizar o valor esperado do custo</p><p>total de geração estimados pelos modelos computacionais, afetando o sistema</p><p>uniformemente. Assim, a Garantia Física representa um limite superior que pode ser</p><p>comprometido em cada contrato de venda de energia. Se uma usina gerar mais que</p><p>sua Garantia Física, receberá o excedente de todas as usinas que geraram a menor</p><p>de suas respectivas Garantias Físicas.</p><p>Determina a quantidade de energia que um equipamento de geração consegue</p><p>suprir dado um critério de suprimento definido. Essa energia é rateada entre todos os</p><p>empreendimentos de geração que constituem o sistema, a fim de se obter a garantia</p><p>física dos empreendimentos com vistas à comercialização de energia via contratos.</p><p>10) Como a indisponibilidade de uma usina hidráulica pode causar perda de</p><p>receita?</p><p>O Fator de Disponibilidade de geração – FID é um valor adimensional limitado a 1,</p><p>calculado por:</p><p>FID=</p><p>(1−TEIP)(1−TEIFa)</p><p>(1−IP)(1−TEIF)</p><p>Em que:</p><p>TEIP é a Taxa Equivalente de Indisponibilidade Programada – TEIP;</p><p>TEIF é a Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada – TEIF (a – apurada) e;</p><p>IP é a Indisponibilidade Programada.</p><p>Assim, para valores de FID muito menores do que 1, que é o caso de uma</p><p>indisponibilidade, a Garantia Física será reduzida com consequente queda na quantidade de</p><p>energia a vender.</p>