Medidas do CMSE podem elevar escoamento do Nordeste em 1,5 GW

Duas medidas propostas na última reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) devem conferir um ganho de 1,5 GW nos limites de exportação do Nordeste em até 90 dias. A informação vem do diretor de planejamento do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Alexandre Zucarato, que classifica as propostas delineadas pelo Comitê como emergenciais e criativas.

“A ideia é aumentar a capacidade de um fluxo passante, numa solução de engenharia através dos SEPs (Sistemas Especiais de Proteção)”, disse o dirigente na última sexta-feira, 11 de abril, durante sua apresentação no Fórum Brasileiro Líderes em Energia. O mecanismo citado atua automaticamente para cortar a geração em casos de contingência, ganhando assim mais capacidade de escoamento, numa estratégia bastante utilizada pelo ONS.

Zucarato pontua que o trabalho proposto se resume a economizar tempo de um projeto que seria de dois anos, aproveitando três SEPs já existentes, um local em uma das regiões do Nordeste, outro de Belo Monte (que já consegue identificar as perdas), além de um de grandes proporções no eixo Norte-Sul. “Vamos utilizar o sensor de um SEP, a capacidade de comunicação e processamento de outro para acionar esse terceiro SEPs existente”, explica, classificando como um grande desafio a utilização de estratégias de SEP no cenário do Nordeste Exportador.

O diretor de planejamento do ONS ressalta ainda que o revés mais considerável na questão dos SEPs para o Nordeste Exportador acontece no segundo semestre: a perda dupla da linha de transmissão de Tucuruí e Xingu. Isso porque, basicamente, sem a geração da UHE Belo Monte, uma parte importante do excesso de energia da região Nordeste desce pelos bipolos da hidrelétrica.

Setor elétrico buscar estratégias para aumentar aproveitamento da produção renovável e mitigar cortes de geração no Nordeste e outras regiões (Shutterstock)

E explica que, para fazer um SEP que consiga identificar essa perda dupla e levar esse sinal de comunicação até o computador (que processa e comanda o controle para corte das usinas nordestinas), é preciso realizar toda uma conexão aproveitando a infraestrutura de comunicação existente junto das linhas de transmissão, para sair de um ponto e chegar ao Nordeste.

Nova base de dados para respostas de eólicas e solares ao SIN pouco avançou

Esse assunto dos SEPs também está presente na validação da base de dados utilizada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico para resposta dinâmica de usinas eólicas e solares em caso de perturbações no Sistema Interligado Nacional (SIN). E que pouco avançou desde o ano passado, quando o CanalEnergia abordou o tema após um painel dedicado ao assunto no Brazil Windpower, em outubro. E que depois foi ampliado em Reportagem Especial.

Segundo Alexandre Zucarato, das 383 providências feitas para todo tipo de agente do setor elétrico no contexto dos aprendizados e benchmark pós apagão de 15 de agosto de 2023, 264 foram resolvidas. E no recorte de eólica e solar, entre 110 providencias só oito foram cumpridas, com o prazo final indo até meados deste ano. “Conseguimos sanear dois modelos dessa base de dados, um representa 25% da base eólica e outro 12% da solar”, destaca.

Ele reafirma que o processo de validação de modelos é complexo, em particular quando o Operador precisa validar o modo falta, ou seja, exatamente como que o controle do inversor funciona durante a falta de energia. E que validar esse ponto em campo é um desafio enorme, visto ser necessário provocar uma falta no sistema pra ver como esse modo reage. O que não será realizado.

Assim o formato padrão é colocar um equipamento especial, por exemplo, desligando uma turbina, e ligando-a nesse equipamento, que simula uma falta no aerogerador específico ou em uma parte da usina fotovoltaica, no intuito de conseguir fazer uma radiografia de como o equipamento se comporta durante a falta. “O que a gente propôs durante as providências do RAP do apagão é que aceitaríamos que essa validação fosse feita em modelo contra modelo. Em vez de fazer um modelo contra o campo, é um modelo contra modelo”, reforça Zucarato.

Um dos maiores desafios nesse processo para os agentes são os padrões internacionais de ferramentas de simulação que utilizam um modelo mais detalhado, chamado PSCAD. São dificuldades de engenharia de produzir esse tipo de modelo, porque alguns fabricantes têm um modelo no PSCAD pronto, e outros não. Para o diretor do ONS, é um trabalho complexo de ser feito, mas não intransponível.

“Precisamos avançar, fizemos o ajuste no modelo devido a perturbação e podemos ter apertado demais ou de menos o parafuso, sendo preciso a validação desses modelos”, atenta, afirmando que o plano para resolver essas ineficiências envolve também muitas soluções de transmissão, como as obras para mudança de topologia da rede; recuperar resposta de reativos, como três compensadores síncronos no Norte; e colocar o referido modelo validado em campo para ajustá-lo. “É extrair o maior valor dos ativos e restaurar um racional para o 15 de agosto”, conclui.

Sobre o prazo para que os agentes entreguem todas as solicitações de providências pós apagão, Zucarato lembra que foi vencido há bastante tempo, e que ao longo de 2024 foi elaborado um novo roteiro no ONS para esse tipo de validação, alongando o período de entrega em acordo com a Aneel. “Estamos nessa batalha para saneamento da base de dados e o último prazo vence agora é no final de julho”, informa o dirigente.

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