RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 11 de 38)

4. PRAZOS
Quadro 1 – Prazos do processo de análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos, controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral
Atividade Responsável Prazo Periodicidade
1 Solicitação dos dados aos agentes ONS - Sob demanda
2
Informe aos agentes de operação sobre definição do escopo e cronograma
para execução da análise técnica
ONS 10 dias úteis antes do início da atividade 4 Sob demanda
3
Confirmação ou retificação dos dados consolidados e disponibilizados pelo
ONS
Agente de
operação
Até 5 dias úteis após disponibilização dos
dados pelo ONS
Sob demanda
4 Elaboração do Parecer Técnico Relativo a Serviço Ancilar ONS
A definir em função do escopo da análise
técnica
Quando houver indicação de prestação
de serviço ancilar
5. REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022.
Submódulo3.11
Análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos, controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral
PROCEDIMENTAL
1. IDENTIFICAÇÃODOSERVIÇOANCILAR
1.1. O ONS realiza a análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos, controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral, quando demandados pelos estudos realizados
no âmbito do acesso ao sistema de transmissão, do planejamento da operação, da programação da operação, da análise de perturbações ou de outro estudo técnico realizado pelo ONS.
1.2. O ONS identifica a necessidade de operação de unidades geradoras como compensadores síncronos ou do suporte de potência reativa por centrais geradoras em condição de geração de
potência ativa nula nos estudos de ampliações e reforços, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo.
1.3. O ONS identifica a necessidade dos serviços de controle secundário de frequência e de autorrestabelecimento integral das unidades geradoras no Parecer de Acesso, considerando a capacidade
de regulação das usinas e a potência instalada, conforme Submódulo 2.10 – Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão.
1.4. O ONS identifica a necessidadeda adoção deum serviço ancilar quando da elaboração deum Relatório deAnálisedePerturbação (RAP) conformeSubmódulo 6.3 –Análisedeperturbação,
de um Relatório de Estudo Pré-Operacional conforme Submódulo 7.4 – Estudos pré-operacionais de integração de instalações da Rede de Operação, ou outro estudo técnico realizado pelo ONS.
2. COLETAEANÁLISEDOSDADOS
2.1. O ONS obtém os seguintes dados para a análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos, controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral:
(a) requisitos mínimos para as instalações de transmissão e indicadores de desempenho, conforme Módulo 2 – Critérios e requisitos e Módulo 9 – Indicadores;
(b) informações técnicas do acesso e especificação dos equipamentos e instalações para conexão de uma nova instalação, conforme Submódulo 7.1 – Acesso às instalações de transmissão;
(c) requisitos técnicos para conexão às instalações de transmissão, conforme Submódulo 2.10;
(d) casos de referência e diretrizes do planejamento da operação elétrica de médio e curto prazo, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo, Submódulo 3.3 –
Planejamento da operação elétrica com horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1 – Programação mensal da operação elétrica;
(e) atualização dos limites de transmissão em função das indisponibilidades individuais dos equipamentos, conforme os estudos de planejamento da operação elétrica;
(f) práticas operacionais vigentes, conforme Submódulo 5.12 – Instruções de Operação;
(g) níveisdecurto-circuito,conformeSubmódulo3.12 –Estudosdecurto-circuito;
(h) bancodedadosdeSistemasEspeciaisdeProteção(SEP),conforme Submódulo7.5 –ImplantaçãodeSistemasEspeciaisdeProteção;
(i) registros de perturbação de longa duração, conforme Submódulo 7.10 – Implantação do sistema de registro de perturbações;
(j) ajustes de proteção de caráter sistêmico, conforme Submódulo 7.6 – Implantação de proteções de caráter sistêmico;
(k) versões atualizadas dos modelos computacionais para estudos elétricos, conforme Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos;
(l) diretrizes e subsídios provenientes dos estudos pré-operacionais de integração de instalações da Rede de Operação, conforme Submódulo 7.4;
(m) dados e modelos de componentes validados para estudos elétricos, conforme Submódulo 3.9 – Validação de dados e de modelos de componentes para estudos elétricos;
(n) ajustes dos controladores de acordo com os estudos de otimização de controladores, conforme Submódulo 3.10 – Estudos para segurança operacional elétrica; e
(o) premissas, critérios e metodologia a considerar na execução e análise das simulações do desempenho elétrico do sistema, conforme Submódulo 2.3.
2.2. O ONS consolida os dados coletados e os disponibiliza aos agentes de operação.
2.3. O agente de operação confirma os dados consolidados, bem como informa ao ONS eventuais incorreções ou necessidade de atualização desses dados.
3. REALIZAÇÃODOSESTUDOSDESERVIÇOSANCILARES
3.1. Consideraçõesgerais
3.1.1. Com base em modelos para análise de redes em regime permanente e estabilidade eletromecânica, o ONS realiza estudos para respaldar a análise técnica dos requisitos de sistema relativos
aos seguintes serviços ancilares:
(a) suporte de reativos por unidades geradoras que tenham a possibilidade de operar como compensador síncrono ou de centrais geradoras com geração de potência ativa nula;
(b) controle secundário de frequência; e
(c) autorrestabelecimento integral.
3.2. Estudos para suporte de reativos por unidades geradoras que operam como compensadores síncronos ou por centrais geradoras com geração de potência ativa nula
3.2.1. O ONS realiza a análise técnica para definição da necessidade de implementação de dispositivos que possibilitem a operação como compensadores síncronos de novos geradores ou de
geradores já em operação ou da necessidade de suporte de potência reativa por centrais geradoras com geração de potência ativa nula, para o que considera os seguintes aspectos:
(a) suporte de reativos em condições normais e em situações de indisponibilidade de elementos de geração e transmissão;
(b) controle de tensão em condições normais e em saídas intempestivas de elementos de geração e transmissão;
(c) incremento do desempenho dinâmico e dos limites de transmissão para as transferências de energia entre regiões;
(d) contribuição para a redução do despacho térmico;
(e) controle das excursões de frequência, por meio do aumento da inércia do sistema;
(f) controle de autoexcitação;
(g) afastamento das faixas proibitivas de operação de unidades geradoras hidráulicas; e
(h) otimização do despacho da usina, no sentido de:
(1) operar as unidades geradoras com maior produtividade;
(2) evitar a necessidade de limitar a geração de potência ativa das unidades geradoras em função de sua capacidade de geração reativa;
(3) ter comprometimento com a otimização energética, particularmente em condições hidrológicas desfavoráveis; e
(4) fazer frente a restrições de natureza ambiental.
3.3. Estudos para controle secundário de frequência
3.3.1. O ONS realiza a análise técnica para definição da necessidade de implementação de dispositivos para participação no controle secundário de frequência de novas usinas ou de usinas já em
operação, para o que considera os seguintes aspectos:
(a) localização geoelétrica, uma vez que essas novas usinas não devem estar localizadas em extremidades de sistemas radiais ou em regiões com restrições no sistema de transmissão;
(b) desempenho em simulações dinâmicas de longo termo ou o desempenho observado em campo;
(c) distância elétrica em relação a outras unidades situadas em áreas de controle distintas que já estejam prestando serviço de controle secundário de frequência;
(d) faixas restritivas de operação que podem limitar seu montante de alocação de reserva;
(e) existência de outras unidades já participantes do controle secundário de frequência em suas proximidades, para que não haja problemas decorrentes da concentração da reserva numa mesma
área elétrica, tais como maiores flutuações de potência seguidas de flutuações de tensão; e
(f) custo de operação e tipo de processo térmico utilizado, no caso de unidades térmicas, em função da influência desses fatores nos tempos de resposta de geração.
3.4. Estudos para autorrestabelecimento integral
3.4.1. O ONS realiza a análise técnica para definição da necessidade de implementação de dispositivos para garantir o autorrestabelecimento integral de novas usinas ou de usinas já em operação,
para o que considera os seguintes aspectos:
(a) aspectos de natureza estratégica, considerando:
(1) áreas onde não existe um corredor de recomposição fluente, nas quais deve ser verificada a necessidade e a viabilidade de criação de uma nova área de recomposição fluente a partir da usina sob
análise;e
(2) áreas onde existe apenas uma usina de autorrestabelecimento, nas quais deve ser verificada a necessidade e a possibilidade de a usina sob análise ser incluída no procedimento de recomposição
fluente existente, o que consiste em alternativa para a continuidade e agilidade do processo de restabelecimento do sistema.
(b) restrições sistêmicas ou de equipamentos para propiciar a recomposição do sistema.
3.5. Elaboração e disponibilização do Parecer Técnico relativo à prestação de serviços ancilares
3.5.1. O ONS elabora o Parecer Técnico Relativo a Serviço Ancilar e disponibiliza aos agentes de operação ou inclui as recomendações pertinentes nos estudos mencionados no item 0.
4. REFERÊNCIAS
3.6. Não há referências neste documento.
5. ANEXOS
3.1 Não há anexos neste documento.
Submódulo 4.5
Programação Diária da Operação
1. DIRETRIZES GERAIS
1.1. A programação diária da operação eletroenergética tem como propósito a otimização da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio do suprimento, nas melhores condições
elétricas e energéticas, econômicas e com a maior segurança operacional possível, das demandas previstas, considerando a integridade de equipamentos e as restrições existentes.
1.2. As ações e decisões do processo de programação diária da operação eletroenergética são baseadas em critérios técnicos, visando à obtenção dos benefícios prioritariamente sistêmicos,
compatibilizados com as restrições locais.
1.3. A programação diária da operação eletroenergética leva em consideração tanto os aspectos sistêmicos, que são de responsabilidade do ONS, sobretudo em função da forte interdependência
entre a geração e a transmissão, quanto os aspectos legais e locais, que são influenciados pelas características e restrições de instalações e equipamentos de propriedade e responsabilidade dos
agentes envolvidos.
1.4. O processo de programação diária da operação eletroenergética é participativo e interativo, com reprodutibilidade de resultados e transparência entre o ONS e os agentes com
responsabilidades definidas neste submódulo, que deverão estar capacitados em todas as suas etapas.
2. ELABORAÇÃO DO PROGRAMA DIÁRIO DA OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA
2.1. Obtenção de dados
2.1.1. Para a elaboração do programa diário da operação eletroenergética, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS toma por base os critérios descritos no Submódulo 2.4 – Premissas,
critérios e metodologias para estudos energéticos e obtém as seguintes informações:
(a) estratégia de operação semanal proveniente do Programa Mensal da Operação Energética (PMO) e suas revisões, estabelecidas conforme Submódulo 4.3 – Programação mensal da operação
energética;
(b) diretrizes para a operação elétrica de curto prazo, conforme Submódulo 4.1 – Planejamento da operação elétrica com horizonte mensal, tais como:
(1) limites de transmissão inter e intra subsistemas;
(2) despacho mínimo de geração das usinas termelétricas classificadas, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas, nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-
A, para atendimento da carga e análise do desempenho do sistema em condição normal, ou caso necessário, em rede incompleta;
(3) base de dados para estudos elétricos de fluxo de potência com horizonte quadrimestral e mensal compatibilizada com os programas diários de geração e carga; e
(c) cálculo dos montantes de reserva de potência operativa para cada subsistema conforme Submódulo 5.12 – Instruções de Operação.
(d) intervenções em instalações na Rede de Operação e cronogramas de manutenção de unidades geradoras, conforme Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de
Operação e Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais, e fornecem, quando solicitado pelo ONS, informações complementares às cadastradas;
(e) Função de Custo Futuro resultante do processamento do modelo de otimização de curto prazo, conforme Submódulo 4.3.
(f) consolidação da previsão de carga, conforme Submódulo 4.4 – Consolidação da previsão de carga para programação eletroenergética;
(g) previsão de centrais geradoras de micro e minigeração distribuída – MMGD, conforme Submódulo 4.4;
(h) as unidades geradoras liberadas para operação comercial;
(i) características físicas dos aproveitamentos hidroelétricos, conforme Submódulo 3.8 – Atualização de dados técnicos dos aproveitamentos hidroelétricos, e características físico-operativas das
usinas hidrelétricas e termelétricas, conforme Submódulo 3.3 – Planejamento da operação energética de médio prazo;
(j) previsões de vazões naturais médias diárias consolidadas, conforme Submódulo 4.6 – Análise e tratamento dos dados hidroenergéticos e previsão e geração de cenários de vazões;
(k) restrições operativas hidráulicas de reservatórios consolidadas, conforme Submódulo 4.7 – Atualização de informações sobre restrições hidráulicas dos aproveitamentos hidroelétricos;
(l) volumes de espera para controle de cheias, conforme Submódulo – 3.7 Planejamento anual de prevenção de cheias;
(m) previsões meteorológicas para as bacias hidrográficas e para os centros de carga de interesse, e boletim de tempo severo, quando emitido, conforme Submódulo 4.8 – Acompanhamento e previsão
meteorológica e climática; e
(n) informações relevantes obtidas sobre a operação em tempo real e relatórios da pós-operação;
(o) gerações de centrais geradoras não simuladas individualmente, que tem injeção de energia na rede elétrica simulada, com exceções das usinas eólicas e fotovoltaicas;
(p) representações de usinas termelétricas com unit commitment;
(q) representação do modelo ONS de previsão de geração de fonte eólica;
(r) representação da fonte fotovoltaica resultante de processo heurístico que combina a média de geração verificada de dias típicos.
(s) ofertas de redução de consumo confirmada pelo agente ofertante, no âmbito do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda [5].
2.1.2. Os agentes envolvidos no processo de programação da operação eletroenergética, encaminham ao ONS, nos formatos, meios e prazos estabelecidos, os dados sob sua responsabilidade,
detalhados no Anexo A.
2.1.3. O ONS, sempre que verificada alguma inconsistência nos dados recebidos, interage com os agentes envolvidos, visando a sua atualização, com formalização das decisões.
2.2. Análise das condições de atendimento à carga de demanda e energia
2.2.1. O ONS analisa as condições de atendimento à carga de demanda e energia de forma a avaliar as condições de atendimento da demanda durante o período de ponta, considerando as
previsões de carga de demanda integralizada e previsões de demanda instantânea máxima de cada subsistema coincidente com a má xima do SIN e de cada subsistema individualizadamente,
consolidadas conforme Submódulo 4.4.
2.2.2. O ONS incorpora a previsão de carga ao deck de dados de entrada do modelo de curtíssimo prazo.
2.2.3. O ONS, caso necessário, solicita aos agentes envolvidos a alteração da data de realização de manutenções de unidades geradoras e de intervenções em instalações na Rede de Operação,
contidas na programação das intervenções conforme Submódulo 4.2, implementa medidas operativas adicionais para maior disponibilização de potência de forma a garantir as condições de
segurança do sistema durante o período, desde que não haja risco de dano para o equipamento, ou por questões de garantia do equipamento associada a contratos.
2.2.3.1. O ONS, caso necessário, solicita ao agente de transmissão envolvido, alteração do cronograma de manutenção de equipamentos de transmissão que afetem a segurança e/ou restrinjam
a geração de usinas hidrelétricas classificadas, conforme Submódulo 7.2, nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B, bem como das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de
operação Tipo I e II-A.
2.2.3.2. O agente de transmissão envolvido implementa a alteração solicitada pelo ONS ou, caso tenha impossibilidades, encaminha ao ONS as devidas justificativas técnicas.
2.2.3.3. O ONS, caso necessário, solicita ao agente de distribuição envolvido, alteração do cronograma de manutenção de equipamentos fora da Rede de Operação que restrinjam a geração de
usinas hidrelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B, das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A, e das usinas classificadas nas
modalidades de operação Tipo II-C.
2.2.4. O ONS avalia as condições de atendimento energético, de forma a identificar as manutenções programadas de unidades geradoras e equipamentos do sistema de transmissão da Rede de
Operação do sistema, que impõem restrições à otimização energética para a operação do sistema.
2.2.4.1. Caso necessário, o ONS, em conjunto com os agentes envolvidos, altera a data de realização de manutenções,desde que não haja risco de dano para o equipamento.
2.3. Processamento do modelo de curtíssimo prazo para definição das propostas de geração
2.3.1. O ONS atualiza os arquivos de dados do modelo de curtíssimo prazo e executa o modelo para definição dos valores de despacho de geração das usinas hidráulicas, usinas termelétricas e os
intercâmbios entre subsistemas e o Custo Marginal deOperação (CMO) em base semi-horária.
2.3.2. O deck de dados do modelo de curtíssimo prazo contém as seguintes informações:
(a) relação das usinas termoelétricas que deverão ser despachadas por ordem de mérito de custo na etapa da Programação Diária;
(b) previsão preliminar de carga;
(c) proposta de geração das usinas hidroelétricas, termoelétricas, eólicas, solar e previsão de geração de MMGD;
(d) proposta de defluência turbinada e vertida;
(e) proposta de intercâmbios entre subsistemas, em que são consideradas as restrições relacionadas às intervenções nos Controles Automáticos de Geração - CAG;
(f) cronograma preliminar de manutenção de unidades geradoras hidroelétricas, termoelétricas, eólicas e solar;
(g) restrições operativas das usinas hidroelétricas, termoelétricas, eólicas e solar, que puderam ser incorporadas no modelo curtíssimo prazo;
(h) proposta de folga de potência por usina;
(i) proposta de reserva de potência hidráulica e sua alocação nas usinas;
(j) diretrizes preliminares eletroenergéticas para a operação;
(k) previsões preliminares de condições de carregamento do sistema para a Rede de Operação;
(l) previsões preliminares das condições de transmissão entre áreas e subsistemas;
(m) proposta de intercâmbios internacionais.
2.3.3. Após execução do modelo de curtíssimo prazo, o ONS encaminha o deck de dados e os resultados para CCEE.
2.4. Plano de Contingência para definição das propostas de geração
2.4.1. Na inviabilidade do ONS obter, até às 16h00min do dia D-1, os resultados do modelo de curtíssimo prazo para a elaboração da programação do dia D, são consideradas as seguintes ações
do Plano de Contingência para a definição das propostas de geração:
(a) 1º nível de contingência: Adota a solução do método de Pontos Interiores como solução final dos problemas de programação linear, em substituição ao método Simplex, desabilitando a função
crossover no modelo, conforme Nota Técnica [4] publicada no site do ONS;
(b) 2º nível de contingência: Permanecendo a inviabilidade, o ONS mantém a execução do 1º nível de contingência e, adicionalmente, desconsidera a representação do unit commitment das usinas
termelétricas;
(c) 3º níveldecontingência:Permanecendo a inviabilidade,após açõesrealizadas conformeitens2.4.1.(a) e(b), oONS considera os resultadosdo modelo decurtíssimoprazo do último dia publicado,
na semana operativa vigente, com o mesmo perfil de carga do dia D.
(1) Caso não tenha publicação, na semana operativa vigente, com mesmo perfil de carga do dia D:
(i) Para definição do despacho de geração termelétrica por ordem de mérito: o ONS considera os resultados do modelo de curto prazo (DECOMP) que forneceu a Função de Custo Futuro para a
semana operativa do dia D.
(ii) Para o despacho de geração hidrelétrica: o ONS elabora a programação com base nos resultados da programação diária do último dia com o mesmo perfil de carga do dia D.
2.4.2. O ONS incorpora na programação,após o processamento do modelo de curtíssimo prazo,seguidas as regras do Plano de Contingência, as restrições operativas das usinas termelétricas que
não foram consideradas no modelo.
2.4.3. A partir do despacho de geração termelétrica do dia D-1, definido pelo modelo de curtíssimo prazo em situação de contingência, o ONS obtém as condições de contorno necessárias para
considerar o unit commitment no modelo de curtíssimo prazo para programação do dia D.
2.5. Análise da viabilidade das propostas de geração definidas pelo modelo de curtíssimo prazo
2.5.1. Recebido os dados dos agentes, o ONS procede sua análise e consolidação. Após esta fase, o ONS incorpora essas informações ao deck de dados de entrada do modelo de curtíssimo prazo.
2.5.2. O ONS verifica se a soma dos valores de inflexibilidade declarados pelos agentes para o processamento do modelo de curtíssimo prazo não ultrapassa o valor semanal considerado no
modelo de curto prazo na semana operativa, [1].
2.5.2.1. Caso o montante de inflexibilidade declarado pelo agente exceder o valor semanal do modelo de curto prazo, o ONS considera esse excedente após o processamento do modelo de
curtíssimo prazo, [1].
2.5.3. As propostas de geração são definidas conforme descrito no item 2.4.
2.5.4. O ONS analisa e verifica a viabilidade do cumprimento das curvas de geração propostas, em função das restrições operativas cadastradas no ONS para as unidades geradoras e decorrentes
da interação com os agentes envolvidos.
2.5.5. Após análise das propostas de geração, o ONS verifica a viabilidade do cumprimento das metas e diretrizes energéticas definidas para a semana em curso, através da Função de Custo Futuro,
em função dos desvios de recursos e requisitos dos subsistemas e decorrentes da interação com os agentes envolvidos.
2.5.5.1. Caso seja identificada a ocorrência de desvios das premissas utilizadas no PMO para definição da política energética, para a semana em curso, que possam impactar os resultados do
modelo de curtíssimo prazo, o ONS define alterações da política energética baseadas nas diretrizes do PMO ou nova política energética, se houver alterações significativas no quadro
hidroenergético dos subsistemas, para assegurar a otimização dos recursos de geração existentes nesse novo cenário.
2.6. Elaboração das propostas de programas de geração e intercâmbio
2.6.1. O ONS define uma proposta de referência de geração diária para as usinas hidroelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A, com base nas propostas de geração
definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, considerando:
(a) os ajustes diários de carga e afluências;
(b) as restrições elétricas, inclusive as decorrentes das intervenções da malha integrada de transmissão; e
(c) a relação das intervenções que imponham restrições de geração e seus montantes.
2.7. Análise e compatibilização das propostas de programas de geração e intercâmbio
2.7.1. O ONS e os agentes envolvidos validam as propostas de geração e intercâmbio, definidas pelo modelo de curtíssimo prazo, considerando:
(a) verificação do intercâmbio, para garantir que o seu valor líquido e as modalidades programadas sejam os mesmos entre os agentes de operação envolvidos, a fim de que não haja divergências
entre os intercâmbios;
(b) realização do balanço energético, para garantir que a operação “carga - geração + intercâmbio”, por agente de operação envolvido, tenha resultado nulo;
(c) verificação da geração por usina de forma a garantir que o valor programado de geração para cada usina não ultrapasse sua disponibilidade;
(d) verificação da folga de geração por estes agentes para garantir que o valor total das disponibilidades das usinas hidrelétricas seja superior ou igual ao somatório do valor programado de geração
e da reserva de potência alocada em suas usinas; e
(e) verificação do atendimento das restrições de geração e intercâmbio associadas às intervenções programadas em equipamentos da Rede de Operação.
2.7.2. Caso seja verificada inconsistência nas propostas de programas de geração e intercâmbio dos agentes de operação envolvidos, o ONS interage com os agentes responsáveis, de forma a
conciliar os benefícios sistêmicos com as restrições locais.
2.8. Classificação dos motivos de programação de usinas termelétricas
2.8.1. O ONS considera, para a programação de geração de usinas termelétricas, a classificação dos motivos desta programação:
(a) Inflexibilidade (necessidade do agente): declaração do agente de geração dos valores de inflexibilidade de geração da usina sob sua responsabilidade, conforme [2];
(b) Ordem de mérito de custo: resultante do processamento dos modelos computacionais de otimização energética, que busca o atendimento à demanda de energia elétrica, considerando a
disponibilidade de geração e as condições futuras de atendimento (risco de déficit).
(c) Restrição elétrica ou necessidade do SIN: determinados para a garantia da confiabilidade e estabilidade do sistema elétrico, sendo preponderantes em termos operativos em relação às
inflexibilidades declaradas pelos agentes e à otimização energética. Esses despachos caracterizam-se normalmente por restrições do sistema de transmissão.
(d) Garantia de suprimento energético (GE): despacho adicional ao indicado pelos programas computacionais por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, extraordinariamente
e com o objetivo de garantir o suprimento energético [3];
(e) Recomposição de reserva operativa: geração complementar visando a manutenção da reserva de potência operativa no SIN com vistas a preservar a reserva de potência operativa nas unidades
geradoras hidráulicas, participantes do Controle Automático de Geração (CAG), em qualquer subsistema, conforme [2].
(f) Energia de reposição e perdas: determinado para a compensação das perdas na malha de transmissão, bem como de compensações de variações na geração das usinas termelétricas que os
sistemas de controle de geração alocam nas usinas hidrelétricas, quando do processo de exportação. O montante adicional gerado nas usinas hidrelétricas deverá ser quantificado para que seja
compensado em geração termelétrica posteriormente, sob instrução de despacho do ONS.
(g) Exportação: energia oriunda de usinas termelétricas ou hidrelétricas destinada à exportação, em montantes que não comprometem a operação e a segurança do SIN.
(h) Geração Fora da Ordem deMérito deCusto por Substituição (GSUB): geração deuma usina térmica para gerarem substituição totalou parcial a outra usina térmica indicada por Ordem deMérito
de Custo que apresente restrição de combustível para atendimento de geração plena, conforme [2].
(i) Unit commitment térmico: geração visando a representação das características de potência mínima e máxima; tempo de permanência ligado (T-ON); tempo de permanência desligado (T-OFF),
rampas de acionamento e desligamento, rampas de tomada de carga (R-UP) e alívio de carga (R-DOWN), custos de produção (CVU), custos de parada e partida e custos por configuração.
2.9. Validação elétrica e energética das propostas de programas de geração e intercâmbios compatibilizados
2.9.1. O ONS analisa, sob o enfoque energético, os programas de geração de forma a verificar se foram cumpridas as diretrizes energéticas definidas para a proposta de programação de cada
agente de operação envolvido.
2.9.2. O ONS analisa, sob o enfoque elétrico, os programas de geração com base nos casos-base de fluxo de potência definidos nas diretrizes para a operação elétrica com horizonte mensal,
conforme Submódulo 4.1, das intervenções informadas pelos agentes de operação envolvidos, contidas na programação das intervenções em instalações da Rede de Operação, conforme
Submódulo 4.2, e atualiza a Rede de Operação para obter os casos de fluxo de potência relativos a todos os intervalos de 30 minutos do dia a ser programado.
2.9.3. O ONS atualiza as simulações, com a utilização de um programa de análise de fluxo de potência, observando-seos seguintes aspectos:
(a) limites de carregamento dos componentes do sistema;
(b) limites de transmissão entre áreas e subsistema;
(c) violações desses limites; e
(d) configuração da rede.
2.9.4. O ONS altera a programação energética, caso seja verificada a necessidade com base nos resultados obtidos na simulação, visando a adequação dos valores verificados aos limites de
carregamentos e intercâmbios.
2.9.4.1. Caso seja verificada alguma violação de limites de equipamentos e/ou das restrições associadas aos desligamentos programados de equipamentos do sistema de transmissão da Rede de
Operação, o ONS informa ao agente responsável a retificação nos programas de geração e intercâmbio e/ou reprogramações das intervenções programadas.
2.9.4.2. O agente responsável justifica ao ONS as impossibilidades de implementação das alterações propostas.
2.10. Avaliação das ofertas de resposta da demanda no programa de curto prazo “D-1”
2.10.1. O ONS recebe e analisa as ofertas confirmadas no dia anterior à execução, conforme descrito em rotina operacional no Submódulo 5.13 e em [5].
2.10.2. O ONS avalia diariamente a necessidade de atendimento a ponta eprograma as ofertas de redução de carga e/ou outros recursos disponíveis considerando o equilíbrio entre custo total e
segurança da operação do recurso adicional.
2.11. Composição do Programa Diário da Operação e disponibilização aos agentes envolvidos
2.11.1. Após a consolidação da programação de geração, o ONS elabora o Programa Diário da Operação (PDO), composto pelo Programa Diário de Produção (PDP), o Programa Diário de
Intervenções (PDI), Programa Diário de Defluências (PDF), Programa Diário de Carga e Frequência (PDCF), Recomendações e Diretrizes Eletroenergéticas (RDE), Informações Meteorológicas
(INFMET) e Validação Elétrica da Programação Energética (VALIDAÇÃO) e os disponibiliza aos agentes envolvidos.
2.11.1.1. O PDP contém as seguintes informações:
(a) previsão de carga;
(b) programa de geração, em intervalo de 30 minutos, das usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas, solares e de geração MMGD;
(c) programa de defluência turbinada e vertida;
(d) intercâmbio líquido, por agente de geração e de distribuição;
(e) intercâmbios entre subsistemas, em que são consideradas as restrições relacionadas às intervenções nos Controles Automáticos de Geração (CAG);
(f) manutenção de unidades geradoras hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solares;
(g) restrições operativas das usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas e solares;
(h) folga de potência por usina;
(i) balanço de energia, por agente de geração, distribuição, conjunto de usinas e de importação/exportação;
(j) reserva de potência hidráulica e sua alocação, por Centro de Operação do Sistema – COSR;
(k) diretrizes eletroenergéticas para a operação;
(l) previsões de condições de carregamento do sistema para a Rede de Operação;
(m) previsões das condições de transmissão entre áreas e subsistemas;
(n) condições elétricas para o atendimento da demanda prevista;
(o) motivos do despacho das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A; e
(p) intercâmbios internacionais.
(q) ofertas de redução de consumo aceitas no programa decurto prazo “D-1” de resposta da demanda.
2.11.1.2. O PDI contém as seguintes informações:
(a) instalações e equipamentos que serão submetidos a intervenções, com ou sem risco, ou a testes, com informação do período de realização do serviço e sua classificação, conforme estabelecido
no Submódulo 4.2 e Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais;
(b) diretrizes operativas para a execução das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes;
(c) limites de transmissão decorrentes das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes; e
(d) limitações no despacho de usinas em que são consideradas as restrições de geração e as restrições elétricas decorrentes das intervenções.
2.11.1.3. O PDF contém as seguintes informações:
(a) afluência média diária prevista por aproveitamento;
(b) defluência total – turbinada e vertida – média diária programada, por aproveitamento; e
(c) previsão, para o dia programado, do nível de armazenamento nos reservatórios dos aproveitamentos, considerandoos requisitos de volumes de espera.
(i) Durante o Período de Controle de Cheias (PPC), o ONS elabora a programação diária conforme o Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias.
2.11.1.4. O PDCF contém a informações de reserva de potência hidráulica e sua alocação, por COSR.
2.11.1.5. O RDE contém a informação das diretrizes normativas hidroeletroenergéticas que subsidiam a execução do PDP, do PDF e do PDCF e as diretrizes elétricas que subsidiam a operação de
tempo real diante das condições operacionais verificadas ou previstas a curto prazo para o Sistema InterligadoNacional (SIN);
2.11.1.6. O INFMET contém as informações meteorológicas previstas para o SIN.
2.11.1.7. A validação contém as informações, a cada intervalo de 30 (trinta) minutos, de carregamento dos equipamentos elétricos da Rede de Operação, bem como os valores dos fluxos e
inequações normatizados nas instruções e/ou recomendados nas intervenções, tendo por base a programaçãode geração e carga previstas para cada intervalo ao longo do dia.
2.11.2. Caso seja verificado, em tempo real, fatos relevantes que possam impactar a programação eletroenergética do dia corrente ou do próximo dia, o ONS, quando julgar necessário, interage
com os agentes envolvidos e providencia os ajustes nos seus programas de geração e intercâmbio e emite um Relatório de Revisão do PDO para os Centros de Operação do ONS procederem com
os ajustes necessários na execuçãodo PDO em tempo real.
2.11.3. Durante a operação em tempo real, as condições operativas do sistema podem sofrer desvios em relação aos valores programados. O ONS analisa as variações ocorridas em relação aos
valores programados de geração e intercâmbio, bem como as ocorrências nas usinas e no sistema de transmissão que impliquem restrições com consequências nas gerações e nos intercâmbios
dos dias a serem programados.
2.11.4. O ONS disponibiliza o PDO aos agentes, o qual deve estar disponível diariamente nas salas de controle dos centros de operação do ONS e dos demais agentes.
3. REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. Despacho nº 3.572, de 17 de dezembro de 2019.
[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 1.033, de 26 de julho de 2022.
[3] CNPE. Resolução nº 3 de 6 de marçode 2013.
[4] ONS-CEEE. Nota Técnica conjunta ONS-CCEE “Avaliaçãodo aumentode tempo computacional no DESSEM”, (ONS NT-ONS DPL 0009/2023) (CCEE NT-CCEE 01310/2023).
[5] ANEEL. Resolução Normativa nº 1.040, de 30 de agosto de 2022.
4. ANEXOS
ANEXO A – Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética
ANEXO A
Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética
A.1. Agentes de geração hidrelétrica, eólica e solar
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, em acordo com as informações disponibilizadas no processo de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no
Submódulo 4.2;
(b) restrições operativas das usinas, com indicação de suas causas e do período de vigência;
(c) produtividade média das usinas hidrelétricas;
(d) caso solicitado, previsão dos níveis de armazenamentoàs 24h no dia de elaboração da programação;
(e) restrições de variação máxima diária e horária da vazão defluente; e
(f) defluência total em média diária e semi-horária.
A.2. Agentes de geração termelétrica
A.2.1. Informar diariamente os seguintes dados e informações integrantes do cadastrode representação do unit commitment por configuração:
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, disponibilizadas noprocesso de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no Submódulo 4.2;
(b) restrições operativas das usinas que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras, com indicação de suas causas e do períodode vigência;
(c) programas de geração inflexível das usinas termelétricas, em intervalos de 30 minutos, e os motivos associados;
(d) configurações de unidades geradoras termelétricas sincronizadas que poderão ser consideradas para atendimento do despacho térmico ao longo dodia;
(e) rampa de acionamento e desligamento das usinas termelétricas, para cada configuração de unidades geradoras informada no item A.2.1(d);
A.2.2. Informar anualmente os seguintes dados e informações integrantes do cadastrode representação do unit commitment por configuração:
(a) geração mínima e máxima;
(b) tempo mínimo de permanência ligado (T-ON);
(c) tempo mínimo de permanência desligado (T-OFF);
(d) rampas de acionamento considerando tempo para sincronismo de unidades termelétricas que estejam desligadas;
(e) rampa de desligamento das unidades termelétricas;
(f) restrição de geração máxima ou mínima e número máximo permitido, ao longo dodia, de oscilações da geração do valor máximo para o mínimo da faixa operativa, e vice-versa;
(g) rampas de tomada (R-UP) e alívio de carga (R-DOWN); e
(h) rampas de transição entre equivalentes
A.2.3 Agentes de geração responsáveis por usinas termelétricas, habilitados para a prestação de serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa,
informam o preço e as restrições de operação.
A.3. Agentes de distribuição
(a) restrições elétricas locais que afetem ou possamafetar a geração de usinas hidrelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B;
(b) restrições elétricas locais que afetem ou possamafetar a geração de usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A;
(c) restrições elétricas locais que afetem ou possamafetar a geração de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-C;
(d) potencial de carga de demanda passível de ser reduzida e/ou desconectada de forma voluntária e/ou negociada de seu sistema, com tempo necessário de antecedência para iniciar o processo
de desconexão;
(e) tempo necessário para retornodas cargas reduzidas e/ou desconectadas de forma voluntária e/ou negociada;e
A.4. Agente de geração Itaipu Binacional
(a) cronograma atualizado de manutenção de equipamentos de geração, com identificação do setor de 50 Hz ou 60 Hz, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de
início e fim da manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN;
(b) restrições operativas da usina que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras;
(c) valores mínimos e/ou máximos de geração por setor, considerandoas restrições operativas e as contingências;
(d) valor da potência contratada com as entidades compradoras;
(e) previsão de potência disponível programável na usina,por setor, em intervalos de 30 minutos para o sistema brasileiro;
(f) suprimentos previstos de energia e demanda para a Administración Nacional de Electricidad – ANDE; e
(g) faixas operativas por setor, em função do número de unidades geradoras sincronizadas.
A.5. Agentes de importação e agentes de exportação
(a) Para a elaboração do programa diário da operação eletroenergética, o ONS toma por base os critérios descritos no Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais.
A.6. Consumidores e agregadores participantes do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda
(b) dia(s) da semana da oferta;
(c) submercado do consumidor;
(d) volume da oferta, em MW;
(e) preço da oferta, em R$/MWh;
(f) período de redução da oferta, conforme grade horária disponibilizada pelo ONS;
(g) perfil conforme detalhado em rotina operacional descrita no Submódulo 5.13;
(h) número doativo da unidade consumidora; e
(i) barramento da Rede de Simulação do ONS no qual a carga do consumidor encontra-se diretamente ou indiretamente conectado.
Submódulo 5.4
Controle da transmissão
1. DIRETRIZES GERAIS
1.1. O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS define a filosofia, a estratégia e as diretrizes para a realização do controle da transmissão em operação normal por meio dos estudos elaborados
de acordo com o Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos, Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo, Submódulo 3.4 – Planejamento
da operação elétrica com horizonte quadrimestral, Submódulo 4.1 – Programação mensal da operação elétrica e Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de
Operação, que geram subsídios para as instruções de operação do Manual de Procedimentos da Operação (MPO), elaborado de acordo com o Submódulo 1.1 – Elaboração e manutenção do
Manual de Procedimentos da Operação.
1.2. Os centros de operação do ONS supervisionam o estado corrente da Rede de Operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), coordenando e controlando, nessa rede, as manobras executadas
pelos agentes de operação, analisando os seus reflexos e atuando quando necessário para as devidas correções.
1.3. Os agentes mantêm o ONS atualizado quanto a informações que possam impactar o controle da transmissão dentro dos limites operativos vigentes.
1.3.1. Os agentes de geração informam ao centro de operação do ONS com o qual se relacionam:
(a) as indisponibilidades e restrições, ocorridas ou prestes a ocorrer, que limitem os recursos ou influam no controle da transmissão dentro dos limites operativos vigentes;
(b) as alterações nos limites operativos de suas unidades geradoras, em relação aos valores informados ao ONS para a programação diária da operação eletroenergética, de acordo com o Submódulo
4.5 – Programação Diária da Operação;
(c) os problemas operativos em instalações sob sua responsabilidade que possam causar restrições na Rede de Operação; e
(d) a disponibilidade para reintegração ao SIN de equipamento ou linha de transmissão sob sua responsabilidade que se encontre desligado, tão logo essa disponibilidade fique caracterizada, bem
como a existência ou a inexistência de restrição operativa.